При оценке кондиционных значений коллекторских свойств пород и коэффициента вытеснения выделяется эффективная часть в общем объеме нефтегазосодержащих пород, проводятся оценки средних значений пористости и проницаемости, дифференциация запасов и определяется степень их извлечения.

Сущность этого метода [2] состоит в установлении значений ФЕС, когда k_н>0 и (k_н–k_{о н})>0 (здесь k_н, k_{о н}– соответственно коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности), что свидетельствует о наличии в породе нефти (геологический предел) и появлении свободной ее фазы (физический предел). Начальная нефтенасыщенность может быть определена прямым способом по керну, полученному на нефтяной основе, что на практике реализуется крайне редко, а остаточная нефтенасыщенность – по керну, выбуренному на водной основе, либо по результатам определения коэффициента вытеснения.

Между начальной нефтенасыщенностью и коллекторскими свойствами обычно существует достаточно тесная зависимость, что позволяет использовать ее в практических целях. Относительно остаточной нефтенасыщенности как терригенных, так и карбонатных пород в литературе имеются противоречивые позиции. По мнению одних авторов [2, 4], остаточная нефтенасыщенность уменьшается по мере улучшения коллекторских свойств, других [1] – увеличивается. Наряду с этим встречается как изменение k_{о н} с максимумом, соответствующим средним значениям коллекторских свойств [3], так и примерное постоянство k_{о н} в диапазоне проницаемости (10^-4 – 1) мкм² (А.Г. Ковалев, 1983 г.). Анализ результатов оценки k_{о н} по различным нефтегазоносным регионам для разновозрастных отложений позволяет отметить, что диапазон этой величины изменяется от 1 до 60 % при колебании проницаемости в пределах 3–4 порядков, тогда как средние значения k_{о н} составляют 25–30 %.

Сопоставление остаточной нефтенасыщенности с пористостью и проницаемостью на примере терригенных и карбонатных пород подтверждает в целом аналогичные данные по ряду месторождений других нефтяных регионов. Связь К_{о н} с коллекторскими свойствами во всем диапазоне их изменения практически отсутствует, что обусловлено, вероятно, взаимокомпенсирующим влиянием на К_{о н} коллекторских свойств и начальной водонасыщенности (коэффициент корреляции между К_{о н} и К_п для терригенных и карбонатных пород составляет соответственно 0,1 и 0,2).

С целью повышения точности оценки предельных значений коллекторских свойств нами были использованы вместо К_н, К_{о н} соответственно объемная начальная (w_н = K_nK_H) и остаточная (w_{о н} = k_nК_{о н}) нефтенасыщенность. Оба параметра являются комплексными, последний, например, может быть записан в виде w_{о н} = К_п (1 – К_{о в}) (1 – К_вт), где К_{о в} и К_вт – коэффициенты остаточной водонасыщенности и вытеснения нефти водой. Связь w_h и w_{о н} с k_n и k_np более тесная, особенно это касается w_{о н} (рис. 1). В карбонатных и терригенных породах зависимость w_{о н}, например, от k_n характеризуется коэффициентами корреляции соответственно 0,73 и 0,54. Наличие универсальных зависимостей, причем для разновозрастных отложений всего Прикамья, значительно упрощает определение кондиционных значений коллекторских свойств. Для этого достаточно по конкретному пласту установить связь w_h с коллекторскими свойствами.

По зависимостям w_{о н} и w_н от k_n и k_np геологический предел может быть установлен при w_н = 0, а физический – по точке их пересечения, т. е. при w_н = w_{о н}. В нашем случае параметр w_н находили с учетом остаточной водонасыщенности согласно w_н = k_п(1–К_{о в}), т. е. он аналогичен эффективной пористости. Для моделирования К_{о в} использовали метод полупроницаемой мембраны. Полученные ранее результаты по сопоставлению данных прямого метода и капилляриметрии показали, что такой способ моделирования остаточной воды достоверен.

Рассмотрим пример определения кондиционных значений коллекторских свойств для карбонатных пород пласта В₃В₄ Баклановского месторождения (рис. 2). Сравнение нижних пределов k_п* и k_пр*, определенных с использованием w_{о н} и w_н, а также по одному из трех способов, было проведено в ПермНИПИнефти. Для изученных продуктивных пластов (39 пластов, 16 месторождений) среднее относительное отклонение ±11,1 % для карбонатных коллекторов и ±8,2 для терригенных.

Средние значения нижних пределов проницаемости (k_пp·10^-3 мкм²) для изученных пластов по предлагаемому методу и полученные ранее составляют соответственно: KB₁ – 0,3–0,3; В₃В₄ – 0,4–0,4; Бш – 0,7–0,4; Т – 0,3–0,4; Тл₂ – 2,9–1,8; Бб_1-2 – 2,2–2,4; Д_1-2 – 1,9–1,4. При этом отклонение в меньшую сторону для отдельных пластов 39 %, а в большую – 47. Проведенное сопоставление позволяет заключить, что использование данных по w_{о н} вполне оправдано и в среднем дает такие же значения нижних пределов пористости и проницаемости, которые были получены ранее более трудоемкими способами и прошли апробацию в ГКЗ СССР.

На четырех месторождениях в 29 пропластках сопоставлены результаты опробований и средние значения пористости пропластков по геофизическим данным. В большинстве случаев опробования согласуются с установленными пределами, подтверждая верхнюю или нижнюю границу. В тех случаях, когда опробованы пропластки с коллекторскими свойствами, вопрос о кондиционных значениях решается практически однозначно (табл. 1). В целом данные опробований свидетельствуют, что оценка предельных величин коллекторских свойств проведена корректно.

Параметр w_{о н}, кроме того, может быть успешно применен для экспресс-расчетной оценки коэффициента вытеснения нефти (табл. 2). Такая необходимость вызвана тем, что данные о коэффициенте вытеснения требуются для большого числа мелких месторождений при одновременном дефиците керна, трудоемкости и длительности лабораторного определения этого параметра, а также существованием зависимостей остаточной водонасыщенности от k_п и k_пp и комплексного параметра N = (k_np/k_n)^0,5.

Известно, что коэффициент вытеснения k_в может быть выражен через остаточные нефте- и водонасыщенность:

k_пв = (1- k_{о в}- k_{о н})/(1-k_{о в}).

Согласно данной формуле и величине w_{о н}, “снятой” с графиков (см. рис. 1) для конкретных величин k_п, а также рассчитанным по обобщенным зависимостям значениям остаточной водонасыщенности, были оценены коэффициенты вытеснения нефти водой и сопоставлены (см. табл. 2) с опытными данными. Следует отметить, что при сравнении использованы данные по терригенным (Тл₂, Бб_1-2) и карбонатным (KB₁, Бш, Т) пластам, нефти различной вязкости (от 2 до 70 мПа·с), коллекторы с пористостью 0,11–0,21 и газопроницаемостью 0,031–0,450 мкм². Диапазон изменения коэффициента вытеснения нефти водой составил 0,492–0,688 при средних значениях абсолютной и относительной погрешности 3,4 и 5,8 %. Особенно близкие коэффициенты вытеснения опытным и расчетным методами получены в случаях, когда проведено от двух до пяти параллельных опытов. Для них средние абсолютные и относительные расхождения составляют ±1,4–2,2 %. Таким образом, рассмотренный метод оперативной оценки коэффициента вытеснения может быть использован в практических целях для определения извлекаемых запасов нефти

1. Оценка кондиционных значений коллекторских свойств с использованием w_{о н} отличается экспрессностью при точности, практически сопоставимой с результатами традиционных, но достаточно трудоемких способов.

2. Данные по w_{о н} могут быть применены для оперативной оценки коэффициента вытеснения нефти водой.

1. Золоева Г.М. Влияние коллекторских свойств на извлечение нефти в условиях водонапорного режима // Геология нефти и газа.– 1984.–№ 10.–С. 30–34.
2. О нижних значениях коллекторских свойств пород месторождений Западной Сибири/В.П. Санин, Ю.А. Ковальчук, Н.И. Медведева и др. // Нефтегазовая геология и геофизика.– 1976.– № П.–С. 26–28.
3. Определение граничных значений проницаемости и пористости терригенных коллекторов петрофизическими и геофизическими методами / В.Ф. Козяр, В.И. Дузин, В.Г. Драцов и др. // Геология нефти и газа.– 1987.– № 2.– С. 11 – 15.
4. Умнов Е.С. Эффективность определения коллекторских свойств пород уникального Астраханского газоконденсатного месторождения // В кн.: Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры.– Новосибирск, 1983.– С. 89–90.

Таблица 2 Коэффициенты вытеснения нефти водой, определенные опытным и расчетным методами

Примечание В числителе – коэффициент вытеснения нефти водой, в знаменателе – число опытов.

Рис. 1. Зависимости объемной остаточной нефтенасыщенности (w_{о н}) от пористости (К_п) и газопроницаемости (К_{пр г}) для карбонатных (а) и терригенных (б) пород

Рис. 2. Зависимости объемных начальной (w_н) и остаточной (w_{о н}) нефтенасыщенности карбонатных пород пласта B₃B₄ Баклановского месторождения от пористости (а) и газопроницаемости (6)