Оценка характера насыщения.

4.1. Общие представления

В пределах нефтяных и нефтегазовых залежей всегда выделяется две или три зоны, характеризующиеся различным характером насыщения: газом, нефтью и водой. Одна из углеводородных фаз может отсутствовать и в зависимости от этого определяется тип залежи: газовая, газо-нефтяная или нефтяная.

Поскольку чётких границ в пористых средах не существует в силу их неоднородности, разделение газа, нефти и воды проводится по условной границе поверхности, называемой соответственно газо-водяным, газо-нефтяным или водо-нефтяным контактом. Поверхность эта зачастую принимается горизонтальной, а иногда и наклонной (если изменение отметок превышает допустимую погрешность определения). При этом необходимо понимать, что в реальности всегда существует переходная зона, в которой характер насыщенности постепенно изменяется. Её толщина обусловлена действием капиллярных сил, связанных с размерами каналов фильтрации. В относительно однородных пластах большой толщины переходная зона фиксируется по изменению электропроводности пород. В расчленённом разрезе иногда также видно переходную зону по постепенному изменению удельного электрического сопротивления в тонких пропластках по мере приближения к водоносным пластам.

Граница ВНК, ГНК или ГВК устанавливается на основании испытаний пластов в колонне с учётом результатов исследования керна (если его отбирали) и ГИС. К нефтяной (газовой) залежи относится вся толща продуктивных пластов, из которых получены притоки углеводородной жидкости, даже если при этом она обводнена. Верхняя граница переходной зоны устанавливается по безводным притокам газа или нефти и используется для решения технологических задач. Например, в начальный период разработки перфорируют только чисто нефтяную зону пласта, а по мере роста обводненности продукции приобщают ниже лежащие пропластки, из которых получают нефть с водой.

Для анализа используют всевозможные зависимости между петрофизическими параметрами, определяемыми по материалам ГИС, которые сопоставляются с результатами испытания пластов в узких интервалах залегания пластов. Подобные номограммы можно использовать для предварительного отнесения выделенных по ГИС пластов к той или иной части залежи.

Границы зон различного характера насыщенности устанавливают по комплексу исследований. В некоторых случаях это можно сделать по результатам исследования керна, но чаще используются материалы ГИС.

4.2. оценка характера насыщенности
по комплексу Гис

Рассмотренные методики оценки характера насыщенности требуют, помимо количественных определений УЭС пласта и его промытой зоны, привлечения большого количества испытаний продуктивных и водоносных пластов, а также проведения лабораторных исследований керна с целью получения необходимой петрофизической основы. Определение коэффициента нефтенасыщенности по данным электропроводности пород основано на использовании зависимостей между относительными параметрами электропроводности (Рп и Рн) и характеристиками пород (Кп и Ков).

Удельное электрическое сопротивление пласта было и остаётся основной характеристикой, используемой для выделения нефтегазонасыщенных пластов и количественного определения коэффициента нефтенасыщенности. При этом УЭС пластов определяется по данным комплекса БКЗ-БК-ИК. Но иногда (в коллекторах трещиноватых или сложенных доломитами) эта технология не работает. Тогда для оперативного выделения в изучаемом разрезе нефтегазонасыщенных коллекторов можно использовать способы, базирующиеся исключительно на показаниях методов ГИС и не требующих знания истинных величин ρ_п; ρ_в; Кп; Кв; Рн и критических значений тех или иных параметров.

Наибольшее распространение получил способ нормализации каротажных диаграмм, который основан на перестроении кривых, отражающих сопротивление пород (БК или ИК) и пористость (НГК, ГГК или АК), в едином масштабе. При нормализации подбирают такие коэффициенты, при которых кривые совпадают в опорных водоносных пластах с высокой и низкой пористостью. Перспективные на нефть и газ пласты выделяются по расхождению нормированных кривых. Этот способ позволяет выделять нефтенасыщенные коллектора в самом сложном разрезе, например, сложенном доломитами и доломитизированными известняками, в которых другие обычно применяемые методы (прямые и косвенные) зачастую не работают.

Аналогичным образом поступают при выделении газонасыщенных и нефтенасыщенных пластов. При совместном использовании кривых только методов пористости (НК, ГГК, АК) в благоприятных случаях возможно выделить газонасыщенные пласты. Для этого надо кривые методов перестроить и изобразить их в едином масштабе одной из кривых. Например, кривые водородосодержания (НК) и объёмной плотности (ГГК) пронормировать по масштабу кривой интервального времени (АК). Затем нормированные кривые надо сопоставить вместе таким образом, чтобы они совпали в основной части разреза. При этом в газонасыщенных пластах нормированные кривые НК и ГГК по отношению к АК и по отношению друг к другу разойдутся в разные стороны. Это обусловлено разным характером влияния газа на показания методов НК и ГГК.