СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖИ ПО КЕРНУ Российский патент 2013 года по МПК G01N15/08 

Изобретение относится к области нефтяной геологии и является петрофизической основой объемного моделирования нефтенасыщенности, подсчета балансовых и извлекаемых запасов залежи дифференцированно, с учетом предельно нефтенасыщенной и переходной зон, для прогнозирования результатов опробования и анализа разработки.

Известен способ определения нефтенасыщенности пород (Патент РФ №2360233), включающий изготовление образца из керна нефтеводонасыщенной породы, насыщение образца моделью пластовой воды, моделирование в образце остаточной воды, донасыщение нефтью, измерение в пластовых условиях интенсивности рентгеновского излучения сухого образца, полностью водонасыщенного, с остаточной водой, а также водонефтенасыщенного. При этом нефтенасыщенность согласно известному способу рассчитывается по соответствующей формуле с учетом измеренных рентгеновских излучений образца, используемых флюидов и количества остаточной воды.

Недостатками указанного известного способа являются: техническая сложность, потребность в дорогостоящем оборудовании, обязательное наличие рентгенопрозрачного кернодержателя, наличие систем вакуумирования и пластовых условий, использование йодооктановых индикаторов, многократная сборка и разборка кернодержателя после каждого рентгеносканирования образца, возможность исследования только однородного образца, использование в расчетной формуле средних сигналов рентгеносканирования образца, определение нефтенасыщенности только для предельно нефтенасыщенной части залежи, т.к. не моделируется переменная водонасыщенность образца.

Также известен способ определения нефтенасыщенности пород (ОСТ 39-235-89 «Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»). Он включает подготовку рабочих жидкостей и образца, экстракцию, высушивание, моделирование пластовых условий. По результатам фильтрации нефти нефтенасыщенность К_н образца определяют по формуле: К_н=1-К_ов, где К_ов - остаточная водонасыщенность.

Однако указанный известный способ трудоемкий, дорогостоящий из-за сложного лабораторного оборудования, не позволяет проводить определения серийно, а главное, достоверно оценить нефтенасыщенность переходной зоны ПЗ залежи, поскольку в образце моделируется только остаточная вода, через которую нефтенасыщенность рассчитывается лишь для предельно нефтенасыщенной зоны ЗПН залежи.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении достоверного определения нефтенасыщенности переходной ПЗ и предельно нефтенасыщенной ЗПН зон залежи.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения нефтенасыщенности залежи по керну, заключающимся в том, что из нефтенасыщенного керна переходной зоны ПЗ залежи и предельно нефтенасыщенной зоны ЗПН залежи, характеризующихся различной нефте- и водонасыщенностью, изготавливают стандартные цилиндрические образцы; изготовленные образцы экстрагируют от содержащейся в них нефти; определяют пористость и проницаемость каждого образца; производят 100%-ное насыщение проэкстрагированных образцов пластовой водой; методом капилляриметрии при различных давлениях дренирования в образцах моделируют водонасыщенность, подобную водонасыщенности различных уровней в ПЗ и ЗПН залежи; по данным капилляриметрии каждого образца строят кривые зависимости капиллярного давления Р_к от водонасыщенности К_в-Р_к=f(K_в); по полученным кривым капиллярного давления от водонасыщенности каждого образца определяют высоты h_пл уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над уровнем водонефтяного контакта ВНК залежи; при этом высоты уровней любой водонасыщенности над ЗВ залежи определяют по формуле:

высота уровня над ЗВ:

где:

h_пл.зв - высота уровня водонасыщенности над ЗВ, соответствующая конкретной величине Р_к над ЗВ, м;

2.74=10*σ_пл.н-в*Cosθ_пл.н-в/Соsθ_лаб.в-г*σ_лаб.в-г;

σ_пл.н-в = 20 дин/см - поверхностное натяжение на границе нефть-вода в пластовых условиях;

σ_лаб.в-г = 73 дин/см - поверхностное натяжение на границе вода-газ в атмосферных условиях;

Cosθ_пл.н-в и Cosθ_лаб.в-г - углы смачивания на границе соответственно нефть-вода в пластовых условиях и вода-газ в атмосферных условиях, принятые равными 1;

- капиллярное давление воды для любой высоты уровня над ЗВ, атм;

d_в.пл. - плотность воды в пластовых условиях, г/см³;

d_н.пл. - плотность нефти в пластовых условиях, г/см³;

а высоту уровня любой водонасыщенности над ВНК определяют по формуле:

высота уровня над ВНК: , где:

h_пл.внк - высота уровня водонасыщенности над ВНК, м;

- капиллярное давление на линии ВНК, атм;

затем для ЗПН по данным каждого из образцов строят единую зависимость остаточной водонасыщенности К_ов от комплексного структурного параметра С_тp-К_ов=f(C_тp),

где: С_тр=(К_прг/К_п)^0.5 и эквивалентен среднему радиусу поровых каналов,

К_п - пористость в %,

К_прг - проницаемость в мД;

в пределах ПЗ над ВНК выделяют уровни водонасыщенности через 2 м; для каждого из выделенных уровней в ПЗ, имеющих промежуточные значения водонасыщенности К_в между максимальной на ВНК и остаточной в ЗПН, по совокупности всех образцов строят индивидуальные зависимости К_в также от комплексного структурного параметра C_тр-К_в=f(С_тp); далее по всем образцам ЗПН и ПЗ залежи строят дифференциальные распределения пористости отдельно для каждой из этих зон, соответственно f_зпн(K_п) и f_пз(K_п); указанные дифференциальные распределения пористости каждой зоны перестраивают в интегральные распределения пористости этих же зон, соответственно F_зпн(K_п) и F_пз(K_п); по критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0.99; с учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН залежи для залежи в целом строят обобщенное распределение пористости f(K_п), которое принимают в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК; для ЗПН залежи нефтенасыщенность определяют на основании зависимости остаточной водонасыщенности K_ов от комплексного структурного параметра C_тр-К_ов=f(C_тр) и вероятностей обобщенного распределения пористости всей залежи - f(K_п) по формуле:

для ЗПН: ,

где:

- средняя нефтенасыщенность всей ЗПН, %;

n - количество классов ранжирования С_тр согласно обобщенного распределения пористости;

K_овi - остаточная водонасыщенность для конкретного значения С_тр согласно зависимости К_ов=f(C_тр) для ЗПН;

f_i - встречаемость пород конкретного класса структурного параметра С_тр согласно обобщенного дифференциального распределения пористости f(K_п) всей залежи;

i - конкретные значения K_ов или С_тр;

нефтенасыщенность на высоте каждого выделенного уровня в пределах ПЗ залежи над линией ВНК определяют по соответствующим зависимостям водонасыщенности этих уровней от коллекторских свойств - К_в=f(C_тр) и встречаемости f_i параметра С_тр согласно обобщенного распределения пористости f(K_п);

для одного уровня ПЗ: ,

где: - средняя нефтенасыщенность конкретного уровня ПЗ, %;

K_вi - промежуточная водонасыщенность какого-либо уровня ПЗ при конкретном значении С_тр согласно зависимости К_в=f(C_тр) этого уровня;

а нефтенасыщенность всей ПЗ рассчитывают как среднее всех выделенных в ней уровней:

для всей ПЗ

где: - средняя нефтенасыщенность всей ПЗ, %;

m - количество выделенных уровней в пределах ПЗ.

Новизна предлагаемого способа определения нефтенасыщенности залежи по керну состоит в следующем:

1. Нефтенасыщенность всей залежи определяют с учетом неодинаковой флюидонасыщенности различных ее зон: ПЗ и ЗПН и подобия у них коллекторских свойств.

2. Отдельно для ПЗ и ЗПН залежи строят соответствующие интегральные распределения пористости F_пз(K_п) и F_зпн(K_п) и устанавливают их подобие по критерию Колмогорова-Смирнова (Чини Р.Ф. Статистические методы в геологии. / Изд. Мир, 1986. - 186 с.).

3. С учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН строят единое дифференциальное распределение пористости f(K_п) для нефтенасыщенной части залежи в целом.

4. Единое распределение пористости f(K_п) принимают в качестве генерального, достоверно отражающего встречаемость коллекторских свойств залежи в целом и на отдельных ее уровнях.

5. Нефтенасыщенность ЗПН определяют по общей для нее зависимости - К_ов=f(C_тр), поскольку в ЗПН остаточная водонасыщенность К_ов является постоянной.

6. Средняя нефтенасыщенность ЗПН рассчитывается по данным водонасыщенности каждого класса параметра С_тр согласно зависимости К_ов=f(C_тр), и взвешивания этих значений по встречаемости С_тр согласно распределения пористости f(K_п) для залежи в целом.

7. Нефтенасыщенность ПЗ определяют для каждого выделенного уровня над ВНК отдельно по индивидуальным зависимостям промежуточных значений водонасыщенности этих уровней K_в.i от комплексного структурного параметра

С_тр-К_в.i=f(C_тр) и взвешивания значений K_вi по встречаемости С_тр согласно распределения пористости f(K_п) залежи в целом.

8. Среднюю нефтенасыщенность ПЗ определяют как среднюю значений нефтенасыщенности каждого из выделенных уровней.

На достижение технического результата оказывают влияние следующие новые операции:

- методом капилляриметрии моделируют водонасыщенность в образцах, аналогичную изменению водонасыщенности в ПЗ и в ЗПН залежи над ЗВ и над ВНК;

- капилляриметрические исследования проводят на образцах всего диапазона коллекторских свойств залежи и получают представительные зависимости остаточной водонасыщенности К_ов и промежуточной водонасыщенности К_в от комплексного структурного параметра С_тр для различных уровней над ВНК;

- для ЗПН залежи строят единую зависимость остаточной водонасыщенности К_ов от комплексного структурного параметра С_тр-К_ов=f(C_тр), аргумент которой С_тр=(К_прг/К_п)^0.5 отражает фильтрационно-емкостные свойства пород и эквивалентен среднему радиусу поровых каналов;

- для ПЗ залежи строят серию зависимостей промежуточных значений водонасыщенности К_в от комплексного структурного параметра С_тр для всех выделяемых уровней над ВНК;

- устанавливают особенности встречаемости коллекторских свойств в залежи в целом и в отдельных ее зонах в виде дифференциальных f(K_п) и интегральных F(K_п) распределений пористости;

- по критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ПЗ и ЗПН залежи и на основании этого строят общее для всей залежи дифференциальное распределение пористости f(K_п);

- значения водонасыщенности, определенные по единой для ЗПН зависимости и по различным зависимостям уровней ПЗ, взвешивают по встречаемости каждого класса структурного параметра С_тр согласно распределения f(K_п);

- в пределах ПЗ над ВНК выделяют уровни водонасыщенности через 2 м, которых вполне достаточно для надежной характеристики изменения водонасыщенности по высоте этой зоны.

Таким образом, благодаря совокупности операций предлагаемого способа обеспечивается надежная оценка нефтенасыщенности залежи в целом и отдельных ее зон: ПЗ и ЗПН. Это позволяет повысить достоверность модели нефтенасыщенности залежи, дифференцированно оценить запасы различных ее зон, прогнозировать оптимальные результаты опробования и рекомендовать наиболее оптимальный вариант разработки.

Реализация предлагаемого способа иллюстрируется следующим примером:

- из керна ПЗ и ЗПН залежи, характеризующихся различной нефтенасыщенностью, были изготовлены стандартные цилиндрические образцы и проэкстрагированы от нефти;

- у каждого образца определена пористость и проницаемость на приборе «АР-608» (США, «Коротест»);

- далее под вакуумом произведено 100%-ное насыщение всех образцов моделью пластовой воды и определение ее количества по результатам взвешивания до и после насыщения;

- методом капилляриметрии при давлениях дренирования Р_др 0.03, 0.1, 0.4, 1.6, 2.5, 4, 5 атм из образцов произведено вытеснение воды и смоделировано изменение водонасыщенности по высоте залежи над ЗВ и над ВНК, а именно в пределах ПЗ от 100%-ной на уровне ЗВ и от максимальной на линии ВНК до минимальной остаточной в ЗПН;

- по данным капилляриметрии каждого образца построены кривые изменения капиллярного давления Р_к от водонасыщенности К_в;

- по этим кривым определены высоты h_пл уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над водонефтяным контактом ВНК залежи, по следующим формулам:

высота уровня над ЗВ

высота уровня над ВНК , где:

h_пл.зв - высота уровня водонасыщенности над ЗВ, соответствующая конкретной величине Р_к над ЗВ, м;

h_пл.внк - высота уровня водонасыщенности над ВНК, м;

2.74=10*σ_пл.н-в*Cosθ_пл.н-в/Cosθ_лаб.в-г*σ_лаб.в-г;

σ_пл.н-в = 20 дин/см - поверхностное натяжение на границе нефть-вода в пластовых условиях;

σ_лаб.в-г = 73 дин/см - поверхностное натяжение на границе вода-газ в атмосферных условиях;

Cosθ_пл.н-в и Cosθ_лаб.в-г - углы смачивания на границе соответственно нефть-вода в пластовых условиях и вода-газ в атмосферных условиях, принятые равными 1;

- капиллярное давление воды для любой высоты уровня над ЗВ, атм;

- капиллярное давление воды на линии ВНК, атм;

d_в.пл. - плотность воды в пластовых условиях, г/см³;

d_н.пл. - плотность нефти в пластовых условиях, г/см³;

- затем для ЗПН по данным каждого из образцов построена единая зависимость остаточной водонасыщенности К_ов от комплексного структурного параметра С_тр, равного (К_прг/К_п)^0.5, где (К_прг - проницаемость, К_п - пористость);

- в пределах ПЗ над ВНК через 2 м выделены уровни различной водонасыщенности, которые надежно отражают изменение водонасыщенности этой зоны по высоте;

- затем для высоты каждого выделенного уровня водонасыщенности ПЗ по совокупности всех образцов построены отдельные зависимости промежуточных водонасыщенностей К_в, изменяющихся от максимальной на уровне ВНК до остаточной в ЗПН, от вышеуказанного параметра С_тр;

- по образцам ЗПН и ПЗ залежи построены отдельно дифференциальные распределения пористости, соответственно f_зпн(K_п) и f_пз(K_п);

- дифференциальные распределения пористости каждой зоны перестраиваются в интегральные распределения пористости этих же зон, соответственно F_зпн(K_п) и F_пз(K_п);

- далее, используя критерий Колмогорова-Смирнова, оценено подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0.99;

- с учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН для залежи в целом построено обобщенное распределение пористости f(K_п), которое принимается в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК;

- для ЗПН залежи нефтенасыщенность определена на основании зависимости остаточной водонасыщенности К_ов от комплексного структурного параметра

С_тр-К_ов=f*(C_тр) и вероятностей обобщенного распределения пористости всей залежи f(K_п) по формуле:

для ЗПН

где:

- средняя нефтенасыщенность всей ЗПН, %;

n - количество классов ранжирования C_тр согласно обобщенного распределения пористости;

K_овi - остаточная водонасыщенность для конкретного значения С_тр согласно зависимости К_ов=f(C_тр) для ЗПН;

f_i - встречаемость пород конкретного класса структурного параметра C_тp согласно обобщенного дифференциального распределения пористости f(K_п) всей залежи;

i - конкретные значения К_ов или С_тр;

- для ПЗ нефтенасыщенность определена на высоте каждого выделенного уровня над линией ВНК по соответствующим зависимостям водонасыщенности этих уровней от коллекторских свойств - К_в=f(C_тр) и встречаемости f_i комплексного структурного параметра С_тр согласно обобщенного распределения пористости f(K_п) по формуле:

для одного уровня ПЗ:

где: - средняя нефтенасыщенность конкретного уровня ПЗ, %;

K_вi - промежуточная водонасыщенность какого-либо уровня ПЗ при конкретном значении С_тр согласно зависимости К_в=f(C_тр) этого уровня;

- нефтенасыщенность всей ПЗ рассчитывается как среднее всех выделенных в ней уровней:

для всей ПЗ:

где: - средняя нефтенасыщенность всей ПЗ, %;

m - количество выделенных уровней в пределах ПЗ.

Заявленный способ определения нефтенасыщенности залежи по керну апробирован на 100 реальных образцах нескольких скважин массивной карбонатной залежи одного из месторождений Пермского региона. Проведенные исследования иллюстрируются рисунками и таблицами.

На рис.1 представлены дифференциальные f_зпн(K_п) и интегральные F_зпн(K_п) распределения пористости по образцам трех месторождений для ЗПН залежей; на рис.2 - аналогичные распределения для ПЗ залежей; на рис.3 - аналогичные обобщенные распределения совместно для ЗПН и ПЗ залежей; на рис.4 - варианты охарактеризованности образцами ПЗ залежи одного из месторождений, где кривая 2 соответствует средней ее части на уровне примерно 7 м над ВНК, кривая 3 - верхней части ПЗ на уровне примерно 10.5 м над ВНК, кривая 4 - нижней части ПЗ на уровне примерно 3.1 м над ВНК.

В таблице 1 приведены уравнения зависимости остаточной водонасыщенности К_ов от комплексного структурного параметра С_тр для ЗПН залежи и серия уравнений зависимости промежуточных значений водонасыщенности К_в от комплексного структурного параметра С_тр для нескольких уровней над ВНК для ПЗ залежи; в таблице 2 показана охарактеризованность образцами различных уровней над ВНК в ПЗ залежи для конкретных скважин на примере одного месторождения.

Анализ распределения пористости отдельно в ЗПН и ПЗ залежей трех месторождений (рис.1 и рис.2) и приуроченности исследованных образцов в разрезе отдельных скважин одного из месторождений (таблица 2) свидетельствуют о высокой неоднородности охарактеризованности различных частей залежи, особенно в случае одного месторождения. Это обуславливает необходимость использования для оценки нефтенасыщенности всей выборки образцов залежи в целом.

Сравнение нефтенасыщенности и запасов на примере одного месторождения, рассчитанных раздельно для ЗПН и ПЗ, а также в случае охарактеризованности образцами преимущественно какой-либо части ПЗ: средней, верхней или нижней, представлено в таблице 3.

Нефтенасыщенность K_н1 определена только по конкретным образцам каждой из зон залежи.

Значения нефтенасыщенности К_н2, К_н3, К_н4 рассчитаны с учетом встречаемости, согласно обобщенного распределения пористости всей залежи. Причем К_н2 соответствует образцам преимущественно из средней части ПЗ залежи (рис.4, кривая 2), К_н3 - образцам преимущественно из верхней части ПЗ (рис.4, кривая 3), а К_н4 - образцам преимущественно из нижней части ПЗ (рис.4, кривая 4).

В том случае, когда образцы приурочены преимущественно к средней части ПЗ, нефтенасыщенность ЗПН К_н2 больше K_н1 на +1.2% (78.4% против 77.2%) и меньше на 2% (62% против 64%) в ПЗ залежи. Но даже при таком небольшом отличии в нефтенасыщенности запасы в ЗПН, объем которой составляет только 11.2% от залежи в целом (таблица 3, первый столбец), увеличиваются на 46.1 тыс.м³ (+1,6%), а в ПЗ уменьшаются на 607.6 тыс.м³ (-3.1%). Следовательно, при использовании предлагаемого способа наблюдается явное качественное улучшение в достоверности распределении запасов.

Когда образцы приурочены к верхней части ПЗ залежи (рис.4, кривая 3) значение К_н3 в ЗПН остается неизменным, то есть больше значения К_н1 также на 46.1 тыс.м³ или на +1.6%, а в ПЗ нефтенасыщенность увеличивается на +7.5%, что приводит к увеличению ее запасов на 2278 тыс.м³ (+11.7%), а по залежи в целом - на 2324,4 тыс.м³ (+10.4%).

Приуроченность образцов к нижней части ПЗ (рис.4, кривая 4) увеличивает нефтенасыщенность ЗПН также на 46.1 тыс.м³ или на +1.6%, а в ПЗ - уменьшает на -9.8% (К_н4=54.2%, против К_н1=64.0%), что приводит к уменьшению запасов ПЗ с 19441.1 до 16464.3 тыс.м³, т.е. на 2977 тыс.м³ (-15.3%), а по залежи в целом - на 2930.9 тыс.м³ (-13.1%).

Проведенные исследования показывают, что в случае подобия коллекторских свойств ЗПН и ПЗ залежи нефтенасыщенность каждой из зон следует определять по выборке образцов всей залежи. Особенно сильно неравномерность охарактеризованности образцами различных зон залежи сказывается на нефтенасыщенности ПЗ. Приуроченность керна к верхней части ПЗ существенно завышает нефтенасыщенность и запасы, а приуроченность керна к нижней части ПЗ - занижает и то, и другое.

Предлагаемый же способ позволяет повысить достоверность нефтенасыщенности залежи, особенно в ее ПЗ, поскольку водонасыщенность при всех значениях комплексного структурного параметра С_тр каждого уровня ПЗ взвешивается на встречаемость, которая установлена по обобщенному распределению пористости всей залежи, отражающей особенности коллекторских свойств залежи в целом и отдельных ее уровней более достоверно.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и является петрофизической основой объемного моделирования нефтенасыщенности, подсчета балансовых и извлекаемых запасов залежи дифференцированно, с учетом предельно нефтенасыщенной и переходной зон, для прогнозирования результатов опробования и анализа разработки. Способ определения нефтенасыщенности залежи по керну характеризуется тем, что из нефтенасыщенного керна переходной зоны ПЗ залежи и зоны предельного нефтенасыщения ЗПН залежи, характеризующихся различной нефте- и водонасыщенностью, изготавливают стандартные цилиндрические образцы. Затем изготовленные образцы экстрагируют от содержащейся в них нефти и определяют пористость и проницаемость каждого образца. Далее производят 100%-ное насыщение проэкстрагированных образцов пластовой водой. Затем методом капилляриметрии при различных давлениях дренирования в образцах моделируют водонасыщенность, подобную водонасыщенности различных уровней в ПЗ и ЗПН залежи. По данным капилляриметрии каждого образца строят кривые зависимости капиллярного давления Р_к от водонасыщенности. По полученным кривым капиллярного давления от водонасыщенности каждого образца определяют высоты h_пл уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над уровнем водонефтяного контакта ВНК залежи. Затем для ЗПН по данным каждого из образцов строят единую зависимость остаточной водонасыщенности К_ов от комплексного структурного параметра. Далее по всем образцам ЗПН и ПЗ залежи строят дифференциальные распределения пористости отдельно для каждой из этих зон. По критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0.99. С учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН залежи для залежи в целом строят обобщенное распределение пористости f(K_п), которое принимают в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК. Техническим результатом является обеспечение достоверного определения нефтенасыщенности переходной зоны (ПЗ) залежи и предельно нефтенасыщенной зоны (ЗПН) залежи. 3 табл., 4 ил.

Способ определения нефтенасыщенности залежи по керну, характеризующийся тем, что из нефтенасыщенного керна переходной зоны ПЗ залежи и зоны предельного нефтенасыщения ЗПН залежи, характеризующихся различной нефте- и водонасыщенностью, изготавливают стандартные цилиндрические образцы; изготовленные образцы экстрагируют от содержащейся в них нефти; определяют пористость и проницаемость каждого образца; производят 100%-ное насыщение проэкстрагированных образцов пластовой водой; методом капилляриметрии при различных давлениях дренирования в образцах моделируют водонасыщенность, подобную водонасыщенности различных уровней в ПЗ и ЗПН залежи; по данным капилляриметрии каждого образца строят кривые зависимости капиллярного давления Р_к от водонасыщенности K_в-Р_к=f(K_в); по полученным кривым капиллярного давления от водонасыщенности каждого образца определяют высоты h_пл уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над уровнем водонефтяного контакта ВНК залежи; при этом высоты уровней любой водонасыщенности над ЗВ залежи определяют по формуле:
высота уровня над ЗВ:
где h_пл.зв - высота уровня водонасыщенности над ЗВ, соответствующая конкретной величине Р_к над ЗВ, м;
2,74=10·σ_пл.н-в·Cosθ_пл.н-в/Соsθ_лаб.в-г·σ_лаб.в-г;
σ_пл.н-в=20 дин/см - поверхностное натяжение на границе нефть-вода в пластовых условиях;
σ_лаб.в-г=73 дин/см - поверхностное натяжение на границе вода-газ в атмосферных условиях;
Cosθ_пл.н-в и Соsθ_лаб.в-г - углы смачивания на границе соответственно нефть-вода в пластовых условиях и вода-газ в атмосферных условиях, принятые равными 1;
- капиллярное давление воды для любой высоты уровня над ЗВ, атм;
d_в.пл - плотность воды в пластовых условиях, г/см³;
d_н.пл - плотность нефти в пластовых условиях, г/см³;
а высоту уровня любой водонасыщенности над ВНК определяют по формуле:
высота уровня над ВНК:
где h_пл.внк - высота уровня водонасыщенности над ВНК, м;
- капиллярное давление на линии ВНК, атм;
затем для ЗПН по данным каждого из образцов строят единую зависимость остаточной водонасыщенности К_ов от комплексного структурного параметра
С_тр-К_ов=f(C_тр),
где С_тр=(К_прг/К_п)^0,5 и эквивалентен среднему радиусу поровых каналов,
К_п - пористость, %;
К_прг - проницаемость, мД,
в пределах ПЗ над ВНК выделяют уровни водонасыщенности через 2 м, для каждого из выделенных уровней в ПЗ, имеющих промежуточные значения водонасыщенности К_в между максимальной на ВНК и остаточной в ЗПН, по совокупности всех образцов строят индивидуальные зависимости К_в также от комплексного структурного параметра С_тр-К_в=f(С_тр); далее по всем образцам ЗПН и ПЗ залежи строят дифференциальные распределения пористости отдельно для каждой из этих зон соответственно f_зпн(K_п) и f_пз(K_п); указанные дифференциальные распределения пористости каждой зоны перестраивают в интегральные распределения пористости этих же зон соответственно F_зпн(K_п) и F_пз(K_п); по критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0,99; с учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН залежи для залежи в целом строят обобщенное распределение пористости f(K_п), которое принимают в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК; для ЗПН залежи нефтенасыщенность определяют на основании зависимости остаточной водонасыщенности K_ов от комплексного структурного параметра С_тр-K_ов=f(C_тр) и вероятностей обобщенного распределения пористости всей залежи - f(K_п) по формуле:
для ЗПН:
где - средняя нефтенасыщенность всей ЗПН, %;
n - количество классов ранжирования С_тр согласно обобщенному распределению пористости;
K_овi - остаточная водонасыщенность для конкретного значения С_тр согласно зависимости K_ов=f(C_тр) для ЗПН;
f_i - встречаемость пород конкретного класса структурного параметра С_тр согласно обобщенному дифференциальному распределению пористости f(K_п) всей залежи;
i - конкретные значения K_ов или С_тр,
нефтенасыщенность на высоте каждого выделенного уровня в пределах ПЗ залежи над линией ВНК определяют по соответствующим зависимостям водонасыщенности этих уровней от коллекторских свойств - K_в=f(C_тр) и встречаемости f_i параметра С_тр согласно обобщенному распределению пористости f(K_п);
для одного уровня ПЗ:
где - средняя нефтенасыщенность конкретного уровня ПЗ, %;
K_вi - промежуточная водонасыщенность какого-либо уровня ПЗ при конкретном значении С_тр согласно зависимости K_в=f(C_тр) этого уровня;
а нефтенасыщенность всей ПЗ рассчитывают как среднее всех выделенных в ней уровней:
для всей ПЗ
где - средняя нефтенасыщенность всей ПЗ, %;
m - количество выделенных уровней в пределах ПЗ.