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 – ((_в – k_п^-m)/_пл)^1/n,

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

_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%).