Способы оценки остаточной нефти

 

Наиболее распространённым и применимым методом оценки является – анализ керна.

Керн отбирается из пласта

с помощью специального долота,

транспортируется на поверхность

и изучается.

 

При анализе керна определяется S_оr~20-25%, но при анализе баланса мы имеем иные значения.

Т.к. пластовое давление меняется на атмосферное (для керна), то возникает градиент давления:

например, 1=0.05 м, тогда перепад - 200/0.05×40×10² ат/м,

но ни в одной точке пласта такого большого градиента не возникает. Т.е. компоненты, которые могли быть вытеснены, будут вытеснены, а адсорбированная, плёночная и тупиковая нефти останутся.

По мировым стандартам: значение 28% является переходным для порога рентабельности. Но наши реальные значения часто тому не соответствуют, и даже если крен даёт лучшие результаты, анализ баланса тому противоречит.

 

Американские учёные ввели новый способ оценки. Образец в загерметизированном виде поднимается на поверхность, замораживается жидким азотом, после чего транспортируется в лабораторию, где дезинтегрируется и размораживается при определённых условиях. Лёгкие углеводороды при этом улетучиваются или втекают. Затем, проводят анализ того, что осталось и того, что вытекло. В результате была сделана реальная оценка остаточной нефти – остаётся до 60%.

В нашей стране была применена эта технология, когда был отобран керн на Луне.

Но, всё же, это дорогой, хотя и единственный способ реальной оценки содержания остаточной нефтенасыщенности. По большей части его применяют на заводнённых пластах. Технология с герметизацией – базовая.

Существую и более простые модификации.

1. В колонковую трубу вставляется специальная манжета из высокопористого губчатого (резинового) материала.

В процессе взятия образца керн окружён

этой резиновой губкой и при подъёме

керна нефть улавливается ею.

При анализе определяется суммарная

нефтенасыщенность:

S_оr=S(S_оr^к+S_оr^губ)

Эта технология более дешёвая,

но и менее надёжная.

 

2. Для взятия керна из высокопарафинистых месторождений.

 

На Житебае, Узени был применён метод взятия керна на охлаждённом буровом растворе. В результате выпадения парафина керн загерметизируется.

 

Рассмотрим и другие методы оценки.

 

Геофизические методы.

 

В отличие от анализа керна это методы косвенные.

Для использования этого метода необходимо установить связь между остаточной нефтенасыщенностью и геофизическими методами.

Г.М=f(Sоr)

Обычно эту связь устанавливают благодаря корреляционной связи, с предварительным определением нужного параметра. Сначала находят Sоr(керн), затем ГМ(керн). Далее строятся геолого-гидродинамические модели, определяются запасы, определяется остаточная нефтенасыщенность и т.д.

 

Так для определения зависимостей используется метод электрического сопротивления.

S_or=1 – ((r_в – k_п^-m)/r_пл)^1/n,

где r_в – удельное электрическое сопротивление пластовой воды, которое зависит от степени минерализации;

r_пл – удельное сопротивление пласта, которое зависит от содержания остаточной нефти;

m, n – коэффициенты, определяемые эмпирическим способом на основе анализа геофизических данных;

m – литологический коэффициент;

n – коэффициент смачивания.

 

Изучение электрического сопротивления позволяет оценить остаточную нефтенасыщенность.

При подъёме керна на поверхность могут выпадать смоло-асфальтеновые фракции в самом керне, что приводит к изменению смачиваемости, поэтому параметр смачиваемости n в керне может не совпадать с n в пласте. Поэтому такие технологические оценки дают большие погрешности и не могут устроить специалистов с точки зрения оценки информации.

Поэтому в зарубежной практике используют специальные технологии, которые называются «технологиями регулированного воздействия на призабойные зоны».

Геофизические методы изучают пласт на расстоянии порядка 1 м (малоглубинные), следовательно, для увеличения достоверности, в эту зону закачивают различные растворы, имеющие отличные друг от друга геофизические свойства (например, солёность), и проводят анализ. Из анализа получают различные уравнения и составляют их комбинации. Решая три уравнения, аналитическим методом избавляются от неизвестных параметров m, n. Такая технология получила название «каротаж-закачка-каротаж». Благодаря этому методу было определено, что на Ромашкинском месторождении Абдурахмановской площади S_оr=45%.

Этот способ оценки гораздо лучше по точности предыдущего. Но вода может содержать аномальные борные ионы и т.п. аномальные свойства, что может осложнить оценку.

 

 

1 м

 

 

«Индикатор обратной промывки» - способ использования активного химического индикатора. Он был реализован в Канаде и Соединённых штатах и показал себя высокоэффективным.

 

 

15 м

 

 

Это довольно глубинный метод, т.к. от стенки скважины изучение уходит на 15 м.

В качестве индикатора используется раствор этилового спирта в пластовой воде. В результате происходит гидролиз и последующее изменение химического состава, причём чем больше S_оr, тем сильнее идёт изменение состава.

Скважину закрывают на 10-15 суток, в это время идёт изменение химического состава индикатора, после чего проводят анализ индикатора.

с, г/л t

 

 

I II

 

t

I – первичный индикатор;

II – вторичный индикатор (изменённый, полученный).

 

Время поступления остаточного индикатора связано с остаточной нефтенасыщенностью S_оr.

Этот способ показал хорошие результаты и удачные соответствия фактическим данным.

В некоторых арабских странах есть коллектора с хорошей пористостью k_п~30% и лёгкой нефтью. В результате замещения нефти водой плотность уменьшается. Французы воспользовались этим свойством: в скважину опускают гравиметр и по различию показаний определяют остаточную нефтенасыщенность S_оr. Этот метод даёт возможность оценить Sоr при условии высокой пористости (~30%).