Предлагаемое изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики для повышения качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Стандартным методом для оценки текущего насыщения пластов в обсаженной скважине является импульсный нейтрон-гамма спектрометрический каротаж (ИНГК-С). Результатом обработки ИНГК-С является коэффициент текущей нефтенасыщенности К„, показывающий, какую долю порового пространства занимает нефть [2, 3]. Учитывая, что разработка месторождений нефти предполагает, что часть углеводородов не будет извлечена из порового пространства, и данный коэффициент не позволяет оценить количество нефти в притоке, то становится актуальной задача оценки коэффициента обводненности притока К _оп .

Задачей предложенного изобретения является повышение надежности определения коэффициента обводненности притока в комплексе ГИС в обсаженных скважинах, которая может быть решена с использованием данных ИНГК-С и данных о фазовой проницаемости пород.

Методика базируется на определении четырех компонентов флюидальной модели порового пространства (К _н - коэффициент текущей нефтенасыщенности, К _во - ко эффициент остаточной воды,

К _но - коэффициент остаточной нефти) с использованием данных открытого ствола и комплекса радиоактивных методов каротажа для оценки текущего нефтенасыщения. Предложенная система опирается на знание минерального состава пород и петрофизические связи, получаемые на керновом материале.

Знание минерального состава пород позволяет оценить количество связанной воды и рассчитать эффективную пористость, объем которой может быть заполнен подвижным флюидом, состоящим из нефти и/или воды. По данным ИНГК-С определяется коэффициент текущего насыщения, однако, этого недостаточно, чтобы разделить подвижную и неподвижную нефть. С целью решения этой задачи предлагается использовать данные электрометрии скважин открытого ствола (определение остаточной нефтенасыщенности К _н0 ) и данные о фазовой проницаемости пород, для чего проводятся дополнительные исследования кернового материала.

Наиболее близким к предлагаемому способу является методика, описанная в [6], которая основывается на определении коэффициента текущей нефтенасыщенности.

Недостатком этого способа является то, что он не может быть применен для прогноза характера притока в условиях обсаженных скважин.

На устранение указанного недостатка и направленно настоящее изобретение.

Предложенный способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (К„). Согласно изобретению, предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют: текущую водонасыщенность (К _в ), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде (К' _прн К' _прв ), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (п _в п _н ), коэффициент глинистости (К _гл ), коэффициент пористости (К _п ), петрофизические параметры (а, Ь) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенность ( _н0 ), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения К _В0 =а*(К _гл /К _п )+Ь, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (К _оп ) по следующей формуле:

где К _н - коэффициент текущего нефтенасыщения, К _во - коэффициент остаточного водонасыщения, К _н0 - коэффициент остаточной нефтенасыщености, К' _ПрН - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти, К' _прв - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде, п _в - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, п„ - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости μ _Η - коэффициент динамической вязкости нефти, μ _Β - коэффициент динамической вязкости воды, и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока. Предложенное изобретение поясняется следующими иллюстрациями.

На рис. 1 изображены зависимости относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти от коэффициента водонасыщения. На рис. 2 показана флюидальная модель пласта АВ1 и К„. На рис. 3 показано сопоставление данных об относительных дебитах по воде скважины полученными расчетным путем по предложенному способу с результатами промышленных исследований скважин. Предложенный способ включает следующие шаги:

1 Определение коэффициента абсолютной и относительной фазовой проницаемостей

1.1 На основании анализа представительной коллекции керна, из коллекторов подготавливаются образцы для проведения исследований фазовой проницаемости [8]. Образцы должны охватывать весь диапазон проницаемости потенциальных коллекторов.

1.2 На подготовленной коллекции керна проводятся исследования фазовой проницаемости по нефти и воде при их двухфазной фильтрации [8].

1.3 По данным результатов исследований керна строятся зависимости коэффициентов относительной фазовой проницаемости по воде (К _прв ) и по нефти (К _прн ) от коэффициента текущей водонасыщенности К _в (рис. 1).

1.4 Проведя аппроксимацию полученных зависимостей эмпирическими функциями (например, методом наименьших квадратов), предложенными в работе Molina [6] определяются параметры этих функций (п _в - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, n„ - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости) :

где К _во - коэффициент остаточной воды, К _н0 - коэффициент остаточной нефтенасыщености, К' _П рн - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти, К' _прв - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде.

1.5 В результате получаются усредненные экспоненциальное значения относительной водо- и нефтепроницаемости п _д и п _н .

Проводится оценка стандартной ошибки δη _β и δη _Η .

1.5.1 Если стандартная ошибка превышает некоторый порог, проводится разбиение данных на несколько групп.

2 Определение петрофизических параметров связи коэффициента остаточной воднасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости

2.1 На коллекции керна (1.1) проводится измерения остаточной водонасыщенности (К _во ), коэффициента поритстости (К _п ) и коэффициента глинистости (К _гл ).

2.2 По полученным данным определяются петрофизические коэффициенты а и b для уравнения [1] :

К _во = а * (К _гл /К _п ) +Ь. 3 Определение коэффициент пористости Кп по комплексу

ГИС [4, 7].

4 Определение коэффициента остаточного нефтенасыщения коллекторов

Величина коэффициента остаточного нефтенасыщения определяется по удельному электрическому сопротивлению зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт.

4.1 Определение коэффициента нефтенасыщенности по электрометрии проводиться по следующей схеме:

4.0.1. По комплексу электрометрических измерений в скважине определяется удельное электрическое сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт р _т [7].

4.0.2. Рассчитывается коэффициент остаточной нефтенасы енности с использованием следующего уравнения:

где р _в - это сопротивление пластовой воды, А, т, В, п - петрофизические параметры уравнений Арчи-Дахнова, применяемые для данных отложений.

5 Определение коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов

5.1 Для расчета коэффициента остаточного водонасыщения К _во используется уравнение его связи с отношением объемной глинистости к открытой пористости: К _во = а * (К _ГЛ \К _П ) +Ь, где a,b -петрофизические коэффициенты (п. 2), К _гл и К _п - коэффициент глинистости и пористости, соответственно, определяются, например, по данным ГИС (ГК и ПС [7]) или (СГК [4]).

6 Определение текущего нефтенасыщения коллекторов

Определение Кн по данным ИНГК-С может быть произведено по одной из существующих методик, например, по разложению спектров [4].

7 Определение коэффициента обводненности притока К _оп

где μ„ - коэффициент динамической вязкости нефти, μ коэффициент динамической вязкости воды.

8 Определение ожидаемого состава притока

Для определения ожидаемого состава притока строится кривая К _оп от глубины, которая разделяется следующим образом [1] (см. рис. 2):

8.1 Если Коп=0, то ожидаемый состав притока - «безводная нефть».

8.2 Если Коп>0 и Коп<0.5, то ожидаемый состав притока - «нефть с водой».

8.3 Если Коп>0.5 и Коп<1, то ожидаемый состав притока - «вода с нефтью».

8.2 Если Коп=1, то ожидаемый состав притока - «вода». Для обоснования и опробования предложенной методики на предмет корректности прогноза характера насыщенности и притока из пластов-коллекторов АВ1, были сопоставлены данные по фильтрационно-емкостным свойствам песчаников, полученными по комплексной обработке и интерпретации данных ГИС, с результатами промышленных исследований скважин Самотлорского месторождения.

На рис. 3 представлены результаты сравнения относительного дебита определенного по комплексу ГИС, включающему ИНГК-С, и полученного при испытании пласта АВ1. Из диаграммы видно, что относительные дебиты, предсказанные по комплексу ГИС, хорошо согласуются с реальными результатами испытаний. Расхождение по параметру относительного дебита не превышает 10%, что подтверждает корректность выбора предложенной комплексной методики для решения задачи оценки характера притока из пласта- коллектора по данным ГИС, включающим спектрометрический гамма и импульсный нейтрон-гамма каротажи.

Следует отметить, что для получения наиболее достоверных результатов при определении источника обводнения необходимо знать техническое состояние скважины: герметичность колонны выше интервалов перфорации и затрубную циркуляцию жидкости этих интервалов.

9 Список литературы

1. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизики исследований скважин. -Москва, 2001. 2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978.

3. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко.

Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом.-2003.

4. Калмыков Г.А. Методика определения минерально- компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК. Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, М., ВНИИгеосистем, 2001.

5. Калмыков Г. А., Ревва М.Ю., Применение комплекса ГИС с включением спектрометрического гамма-каротажа для оценки емкостных свойств коллекторов // Сборник трудов научно- практической конференции ОЕАГО, «Выделение коллекторов, оценка их ФЭС и нефтегазонасыщенности по данным полевой и промысловой геофизики в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» г. Тюмень, 12-13 октября 2004г.

6. Дон Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении, М., 2001.

7. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф.Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учебное пособие для вузов М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007.

8. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при стационарной фильтрации.// Отраслевой стандарт Миннефтепрома. ОСТ 39-235-89. М.: Миннефтепром. 1989.

9. Методические рекомендации по применению ядернофизических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж для оценки нефте- - и газонасыщенности пород коллекторов в обсаженных скважинах. Под редакцией В. И. Петерсилье и Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006.