1 - начальная стадия, в которую происходит однофазное движение нефти и переход части остаточной рыхлосвязанной воды в объем нефти. Геофизические характеристики коллекторов в начальной стадии разработки не искажаются по сравнению с этапом отсутствия системы ППД;

2 - стадия уменьшения нефтенасыщенности коллекторов за счет опережающей капиллярной пропитки приближающегося фронта пластовой воды. При этом минерализация пластовой жидкости увеличивается за счет солевого обмена между движущейся нефтью и остаточной водой,  частично переходящей в свободную. По геофизическим характеристикам отмечается изменение показаний в связи с уменьшением величины начальной нефтенасыщенности и, возможно, с увеличением минерализации пластовой жидкости по сравнению с соседними скважинами, пробуренными до начала интенсивной разработки;

3 - стадия прохождения осолоненного фронта остаточной пластовой воды. Как установлено, минерализованная оторочка пластовой воды имеет ширину 200 - 300 м. По показаниям геофизических методов отмечается резкое снижение удельного электрического сопротивления и уменьшение коэффициента нефтенасыщенности коллекторов в этих участках разреза;

4 - стадия подхода переднего фронта нагнетаемой воды. Изменение геофизических характеристик происходит, в основном, за счет уменьшения величины Кн , при практическом равенстве минерализаций исходной пластовой и образовавшейся смеси вод;

5 - стадия обводнения закачиваемой водой. Геофизические характеристики, в первую очередь, УЭСп, изменяются не только за счет уменьшения количества нефти, но и за счет смешения  остаточной пластовой и пресной нагнетаемой вод. На этой стадии увеличение сопротивления смеси оказывает решающее влияние  на увеличение УЭС коллектора;

6 - стадия интенсивной промывки пласта пресной нагнетаемой водой. При этом значительно возрастает удельное электрическое сопротивление пласта, зачастую превышая исходное значение rнп для предельно насыщенного порового пространства. На этой стадии коэффициент нефтенасыщенности стремится к остаточному значению.

После последнего пересчета запасов в 1987г. на месторождении пробурено свыше 5500 скважин. Исходя из многостадийности выработки пластов, вновь пробуренные скважины будут отражать сложную картину разных стадий обводнения пластов в различных частях месторождения. В продуктивном коллекторе по мере обводнения изменяются его физические характеристики: удельное сопротивление прискважинной и неизмененной частей, минерализация пластовых вод, потенциалы естественной поляризации,  диэлектрическая проницаемость и пр. Эти характеристики не  постоянны во времени и изменяются в зависимости от степени обводненности  пласта в процессе его эксплуатации. Необходимо отметить, что влияние разработки нефтенасыщенных коллекторов четко отражается на показаниях методов ГИС, начиная с 3-ей стадии. Две первые стадии проявляются только в снижении величины коэффициента нефтенасыщенности Кн по сравнению с периодом отсутствия разработки, не вызывая искажения показаний геофизических методов. Оценка характера насыщения таких коллекторов, относящихся к нефтенасыщенным, но имеющих пониженные по сравнению с первоначальными значения Кн, не вызывает затруднений и устанавливается по принятому граничному значению rп,гр .

Выделение обводненных прослоев, начиная с 3 - ей стадии разработки, в большинстве случаев можно осуществить с применением комплекса электрических методов исследования: СП, ИК, БК, БК3. Наиболее сложный случай - это обводнение одиночных прослоев нагнетаемой водой с минерализацией, близкой к пластовой, когда прослои расположены в середине мощного нефтенасыщенного пласта. В данной ситуации однозначное выделение обводненных прослоев получается при комплексировании стандартных методов ГИС с волновым диэлектрическим каротажем (ВДК), по которому водонасыщенные прослои с водами любой минерализации характеризуются более высоким значениями диэлектрической проницаемости (вп=17-35) по сравнению с нефтенасыщенными (нп=8-12).

Из стандартного комплекса ГИС факт наличия обводнения  в продуктивном пласте устанавливается по данным метода потенциалов собственной поляризации (СП) в комплексе с данными БК и ИК. В начальной стадии обводнения, когда  по пласту движется осолоненная  оторочка фронта нагнетания, отрицательная аномалия DUсп по абсолютной величине превышает значения СП против необводненных пластов с аналогичными коллекторскими свойствами. С увеличением степени промытости продуктивных коллекторов пресными нагнетаемыми водами амплитуда DU сп снижается тем сильнее, чем больше степень промытости прослоя. Признаком обводнения пласта по всей его мощности является общее снижение амплитуды DUсп против пласта, не характерное для коллекторов, не затронутых обводнением. В случае обводнения подошвенной части пласта отмечается уменьшение амплитуды DUсп против подошвы пласта относительно подстилающих глин и смещение кривой СП влево относительно вышележащих глин. При обводнении кровли пласта наблюдается обратная картина поведения кривой СП. Однако, установив по кривой СП факт наличия обводнения, определить интервал обводнения не представляется возможным. Для этого необходимо привлекать показания индукционного и бокового методов, которые достаточно чутко реагируют на изменение минерализации вод, насыщающих поровое пространство. Но и в этом случае не всегда удается выдать обводненные интервалы с высокой достоверностью. Наиболее эффективным для выделения интервалов для объединения диэлектрический каротаж, показания которого определяются водонасыщенностью и практически не зависят от минерализации пластовых вод. Метод успешно применялся для решения данной задачи на Самотлорском месторождении. При оценке характера насыщения необходимо проводить сравнительную геофизическую оценку коллекторов и выявлять в первую очередь, продуктивные и водоносные прослои, незатронутые обводнением, чтобы повысить достоверность выделения обводненных интервалов разреза.

В таблице 1.5.5. по основным подсчетным объектам приведено  число скважин с признаками обводнения по данным  ГИС, в которых отдельным прослоям в графе "характер насыщения" присвоен признак "обводненный".

Таблица 1.5.5

Число скважин с признаками обводнения по данным ГИСпо основным пластам Самотлорского месторождения

Определение коэффициента пористости коллекторов

Для определения коэффициента пористости в скважинах Самотлорского месторождения использовались показания методов ГГК, НК и СП. Для  настройки и проверки методик привлекались скважины с данными керна, пробуренные после 01.01.1987г.

Оценка коэффициента пористости и по данным плотностного (ГГК - П) метода производилась по скв. 4оц с использованием формулы: Кп=(ск-п)/(ск-ж), где  dск,dж - значения плотности в скелете породы и в жидкости, соответственно, равные:ск=2,68г/см3, ж=1г/см3. Результаты оценки Кп по ГГКп приведены в таблице 1.5.6. Средние значения Кп,срГГКп=25,8%, Кп,сркерн=25,1%. Расхождение с керном составило 0,7%(абс.), относительное расхождение –2,8%. Судя по малым расхождениям с керном, плотностной гамма-гамма метод пригоден для определения пористости в коллекторах Самотлорского месторождения. Однако, исследования ГГК выполнены только в ограниченном числе скважин. Поэтому метод не может быть базовым для определений коэффициента пористости как подсчетного параметра.

Оценка коэффициента пористости по данным нейтронного метода производилась по скважинам, пробуренным после 1987г., по формуле:  КпНКТ=Кп,n-Кгл´Wгл, где Кп,n - нейтронная пористость, рассчитанная через  Jn - двойной разностный параметр НКТ, Кгл - коэффициент объемной глинистости, полученный по связи J  двойного разностного параметра ГК с глинистостью  Кгл, Wгл - водородосодержание глин, принятое равным 0,22 Результаты оценки Кп  по НКТ в сравнении со значениями коэффициента пористости по керну приведены в таблице 1.5.6.. Коэффициент корреляции между  КпКЕРН и КпНК равен 0,53. Значительные отклонения значений КпНК от КпКЕРН связаны с невыдержанностью физических свойств опорных пластов по площади при расчетахJn и J, низким качеством эталонировки однозондовых приборов, с различной модификацией  нейтронного метода в разведочных и эксплуатационных скважинах, что сложилось исторически: в разведочных скважинах  использовалась модификация НГК с записью кривых НГК и ГК в открытом стволе скважины, в эксплуатационных скважинах- модификация НКТ и исследования делались в закрытом стволе.

Таблица 1.5.6

Сравнение значений пористости, определенной по керну и геофизическим методам

по продуктивным пластам Самотлорского месторождения

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21