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 Sоr~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:
Sоr=S(Sоrк+Sоrгуб)
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.
Sor=1 – ((rв – kп-m)/rпл)1/n,
где rв – удельное электрическое сопротивление пластовой воды, которое зависит от степени минерализации;
rпл – 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 Sоr=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 Sоr, 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 Sоr.
Этот способ показал хорошие результаты и удачные соответствия фактическим данным.
В некоторых арабских странах есть коллектора с хорошей пористостью kп~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 Sоr. Этот метод даёт возможность оценить Sоr при условии высокой пористости (~30%).
