|
Отличительные особенности
вод нефтяного месторождения обычно устанавливаются по трем показателям:
1. Количество связанной
(поровой) воды в нефтегазонасыщенном природном резервуаре чаще всего
измеряется в процентах к объему эффективного порового пространства. Это
количество известно также под названием водонасыщенности (water saturation).
2. Общее количество
растворенных в воде твердых минеральных веществ обычно измеряется в частях на
миллион [т.е. в десятитысячных долях процента] или определяется плотностью
воды.
3. Растворенные в воде
минеральные компоненты определяются при помощи химического анализа, обычно
как качественного, так и количественного.
Водонасыщенность. Существуют два наиболее
распространенных метода установления количества связанной (поровой) воды: 1)
лабораторный анализ керна и 2) расчет водонасыщенности природного резервуара
путем использования электрокаротажа и пластового коэффициента.
1. Порядок проведения
лабораторного анализа керна обычно таков. Образцы керна нагреваются, а
содержащиеся в них вода и нефть отгоняются. Сконденсированную жидкость
собирают и взвешивают. Количество экстрагированной воды и нефти выражается в
процентах к объему порового пространства. Получаемый результат только
приблизителен, поскольку в керне присутствует вода из бурового раствора и,
кроме того, вода в самой породе перемещалась ввиду улетучивания растворенного
газа во время подъема образца и спада давления от пластового к атмосферному.
Вопросам лабораторных анализов керна посвящена обширная литература, с которой
читатель может ознакомиться [14].
2. Коэффициент
электрического сопротивления пласта, называемый также пластовым
коэффициентом, используется при анализе пластовых флюидов. Пластовый
коэффициент (formation factor) это отношение электрического сопротивления
породы, насыщенной проводящим электролитом, таким, как минерализованная вода,
к удельному сопротивлению самого электролита [15]. Если построить в
логарифмическом масштабе диаграмму зависимости коэффициента электрического
сопротивления песчаного коллектора от его пористости, то окажется, что с
уменьшением пористости коэффициенты возрастают (5-10). Аналогичная связь
между пористостью и коэффициентом электрического сопротивления отмечается и
для коллекторов, образованных известняками [16]. Подобная же линейная
зависимость существует между коэффициентом электрического сопротивления
пласта и его проницаемостью: при уменьшении проницаемости значения
коэффициента увеличиваются. Эта связь графически показана на 5-11.
Связь пластового коэффициента с удельным электрическим
сопротивлением породы и минерализованной пластовой воды можно выразить
соотношением
Rt = FRw,
где Rt ‑ реальное удельное
сопротивление пород, поровое пространство которых заполнено минерализованной
водой, F ‑ пластовый коэффициент, Rw
‑ удельное сопротивление рассола. F можно выразить также в виде
F = Р-m
,
где Р ‑ пористость, m ‑
коэффициент цементации, изменяющийся, как правило, в пределах от 1 до 3
соответственно для несцементированных и сильносцементированных пород (5-12).
Одна из важных областей использования
электрокаротажных материалов заключается в количественной или
полуколичественной оценке относительных количеств нефти, газа и воды,
содержащихся в исследуемом пласте.
Эта оценка основана на изучении естественных
потенциалов и удельных электрических сопротивлений. Соответствующая
зависимость может быть выражена как
Rt = Rw/Рm ×Sⁿ или S = ⁿ√FRw/Rt
Задача состоит в том, чтобы определить
водонасыщенность S, поскольку
остающаяся часть порового пространства будет заполнена газом, нефтью или тем
и другим вместе. Реально существующее удельное электрическое сопротивление Rt, выраженное в омметрах, может быть
получено из каротажных диаграмм при помощи таблиц. Пористость Р определяется
по анализам керна, по результатам микрозондированпя и бокового микрокаротажа,
акустического каротажа и по кривой ПС. Удельное сопротивление пластовых вод Rw устанавливается
химическими анализами вод из рассматриваемого или другого подобного песчаного
пласта по кривой ПС или по таблицам [17]. Коэффициент цементации т и
коэффициент насыщенности п (значения которого колеблются между 1,9 и 2,0) для
одной толщи являются обычно постоянными величинами н определяются опытным
путем. Таким образом, при благоприятных условиях удается установить величину S. Если S невелика (менее 40 %), можно
сделать вывод о высокой нефте- и газонасыщенности пласта, достаточной для
того, чтобы получить промышленные притоки нефти или газа. Повторное
исследование каротажных материалов, проведенное в свете этого уравнения,
привело к открытию ряда залежей нефти и газа.
|