При поиске и разведке месторождений нефти и газа постоянно увеличивается доля продуктивных коллекторов, насыщенных флюидами, находящимися в различном фазовом состоянии. К тому же физико-химические свойства пластовых флюидов в различных частях залежи могут быть неодинаковыми [2–4].

Зоны с двухфазными притоками занимают значительную часть нефтеносных площадей. Так, на месторождениях Урало-Поволжья балансовые запасы нефти переходных зон составляют более 30 % общих запасов. В Западной Сибири обширные площади нефтяных зон выявлены на многих крупных, средних и мелких месторождениях. По данным В.П. Санина, Ю.А. Чикишева и других исследователей, только для горизонта БВ₈ Мегионского месторождения Западной Сибири извлекаемые запасы нефти в зоне двухфазного насыщения составляют 75 % от запасов остальной нефтенасыщенной части этого пласта.

Надежность оценки запасов нефти в переходных зонах во многом зависит от достоверного определения их границ по высоте залежей, что, в свою очередь, связано с разделением коллекторов по характеру насыщенности.

Для разделения коллекторов на нефтенасыщенные и нефтеводонасыщенные применяют критические значения r_п*, на нефтеводо- и водонефтенасыщенные – r_п.кр и водонефте- и водонасыщенные – r_п**, которые устанавливаются сопоставлением этих параметров по опробованным пластам. В общем случае оценивать характер насыщенности коллекторов только по величине их удельного сопротивления r_п методически неправильно, поскольку при непостоянстве фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора меняются и значения r_п ,r_п.кр и r_п**.

Для учета глинистости и некоторых других параметров, влияющих на ФЕС, в Западной Сибири и некоторых других районах в качестве критических берут не постоянные, а переменные значения r_п* , r_п.кр и r_п**, зависящие от какого-либо иного геологического или геофизического параметра, отражающего ФЕС. В Западной Сибири для этой цели используют величину a_пс. Непосредственное применение двух геофизических параметров повышает достоверность разделения коллекторов по характеру насыщенности, однако, оба эти геофизических параметра являются многофункциональными и, естественно, не могут в полном объеме учесть все свойства пласта и насыщающих его флюидов. Более обоснованными для разделения коллекторов по характеру насыщенности являются критические значения параметров Р_н и K_в. Однако для надежного установления критериев оценки насыщенности объема и качества опробований недостаточно. К тому же испытание пластов через колонку обычно выполняется на 1–3 м выше предполагаемых контактов, что не позволяет провести сопоставление данных ГИС и испытаний в полном объеме.

Б.Ю. Вендельштейн для надежного установления критериев разделения коллекторов по характеру насыщенности [1] предложил использовать кривые фазовых проницаемостей по смачивающей (вода) и несмачивающей (нефть) фазам, вычисляемые по результатам керновых исследований – параметры К_в.отн*, К_{в кр.отн}, К_в.отн** рассчитываемые по формуле

где К_в.св – связанная или остаточная неснижаемая водонасыщенность; К_в*, К_в.кр и К_в** – критические значения, снимаемые с кривых относительных фазовых проницаемостей, рассчитанных для образцов с определенными ФЕС.

Методика определения характера насыщенности коллекторов и прогноза состава притока по критическим значениям, устанавливаемым на основе кривых фазовых проницаемостей, описанная в работах О.Н. Кропотова, А.В. Ручкина, Г.Г. Яценко, В.Г. Фоменко и других исследователей, показала, что по крайней мере для условий Западной Сибири критические значения относительных водонасыщенностей существенно зависят от достоверности используемых величин связанной водонасыщенности и петрофизических связей между К_в.св, К_пр и К_п и их применение для оценки насыщенностей полимиктовых коллекторов ограничено. Для этих целей более эффективно применение критических значений К_в*, К_в.кр и К_в** и соответствующих им электрических параметров Р_н*, Р_н.кр, Р_н** или r_п*, r_п.кр, r_п**. Однако эти параметры функционально связаны с ФЕС и их использование при интерпретации данных ГИС вызывает определенные трудности. К тому же при расчете критических значений водонасыщенности не учитываются физические свойства пластовых флюидов, влияющие на кривые фазовых проницаемостей. Эти изменения будут расти по мере увеличения разности между вязкостью (m_н, m_в), сжимаемостью (b_н , b_нв) и плотностью (d_н, d_в) нефти и воды.

В последние годы М.М. Элланский, В.Г. Фоменко, Л.Е. Кнеллер и другие исследователи разработали методики, позволяющие при интерпретации данных ГИС наряду с определением подсчетных параметров прогнозировать потенциальные продуктивности пласта. Исходя из общеизвестного закона Дарси для воды и нефти и предложенной в 1941 г. Лавереттом теории движения отдельных фаз в многофазном потоке, доля воды в суммарном потоке жидкостей f_в может быть оценена по формуле

где К_пр.н – фазовая проницаемость для нефти; К_пр.н.эф, К_пр.в.эф– эффективная проницаемость для нефти и воды; m_н, m_в – вязкость нефти и воды в пластовых условиях; d_н, d_в – плотность нефти и воды в пластовых условиях; u_с – суммарная скорость потока; Р_К=Р_н – Р_в – капиллярное давление, представляющее собой разницу давлений в нефтяной и водяной фазах; L – координата по направлению движения; a_п – угол падения пласта; q – ускорение свободного падения.

где n_в, n_н – скорости притока воды и нефти при испытании или эксплуатации пласта; h_в, h_н – удельная продуктивность пласта по воде и нефти. Удельную продуктивность пласта по воде и нефти можно рассчитать по формуле

где 0,0864 – коэффициент, учитывающий размерности входящих в формулу величин; R_K, r_с – радиус контура дренажа и скважины; Q – коэффициент добротности вскрытия коллектора скважиной.

Параметр f_в является функцией водонасыщенности, поскольку определяющие его параметры h_н, h_в и K_пр.н К_пр.в относятся к функциям водонасыщенности. С увеличением К_в значения К_пр.в и h_в увеличиваются, а К_пр.н и h_н уменьшаются. Поэтому для разделения коллекторов по характеру насыщенности вместо К_в* К_в.кр, К_в** можно использовать критические значения f_в, f_в.кр и f_в** причем абсолютные значения f_в= 0, f_в.кр= 0,5, f_в**=1. При f_в=f_в* пласты будут работать безводной нефтью, а при f_в**=f_в – чистой водой. При f_в*<f_в.кр пласты будут отдавать нефть и воду, а при f_в.кр<f_в – воду с пленкой нефти.

Расчеты по данным ГИС любого параметра (К_п, К_в и др.), а тем более такого сложного, как f_в, всегда сопровождаются какой-либо погрешностью, связанной с погрешностями исходной геологической и геофизической информации.

При расчетах f_в используется интерпретационная модель, представляющая собой систему различных двух- и многомерных петрофизических зависимостей, связывающих физические параметры пластов с их фильтрационно-емкостными и технологическими свойствами. С учетом этого критические значения f_в* и f_в** изменяются в диапазонах от f_в*–Df_в до f_в*+Df_в и от f_в**–Df_в до f_в**+Df_в. Так как два крайних значения критических величин конкретны: f_в*-Df_в=0, f_в**+Df_в=1, то при оценке характера насыщенности определяющими будут два других значения – f_в*+Df_в и f_в**–Df_в. Абсолютная погрешность Df_в* определяется по формуле

Df_в*=f_в+(f_вdf_в),

где df_в – относительная погрешность оценки доли воды в ожидаемом притоке.

Проверка интерпретационных моделей, используемых для расчета f_в*, на устойчивость, проведенная по методике С.П. Красильникова, Е.Г. Фоменко и других, показала, что при максимально допустимых погрешностях измерения геофизических и петрофизических параметров, параметр f_в в большинстве случаев определяется с погрешностью менее 10 % (рис. 1). Для f_в* доля пластов h/Sh с Df_в более 10 % составляет 7 %, а для f_в** – 25 %. Поскольку в реальных условиях погрешности измерения геофизических и петрофизических параметров меньше максимально возможных, значения f_в*=0,1 и f_в=0,9 можно считать надежно обоснованными для разделения коллекторов по характеру насыщенности. На рис. 2 приведены максимально возможные погрешности определения промежуточных параметров К_п, К_пр, Кв составляющих интерпретационную модель.

Достоверность разделения коллекторов с двухфазным насыщением проверена с положительным результатом путем сравнения с результатами испытаний большого числа скважин, пробуренных в Западной Сибири на месторождениях Бахиловское, Северо-Комсомольское, Комсомольское, Тяновское, Ямбургское, Уренгойское и др., и в Оренбургской части Бузулукской впадины – месторождения Гаршинское, Ростошинское, Кононовское и др. (таблица).

1. Вендельштейн Б.Ю. Геофизические критерии продуктивного нефтяного коллектора, основанные на законах фазовой проницаемости // Вопросы петрофизики и интерпретации результатов геофизических исследований в нефтегазоносных коллекторах // Тр. МИНХ и ГП.– 1979.
2. Ефименко В.И., Пих Н.Л., Таужнянский Г.В. Минерализация и химический состав внутриконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ.– 1981.– Вып. 162.– С. 94–106.
3. Методы оценки устойчивости интерпретационных моделей / В.Г. Фоменко, С.Н. Красильников, Н.Г. Рогаткин, И.В. Михайлова // Новые разработки в. технологии геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин.– Тверь: ВНИГИК, 1992.– С. 57–66.
4. Нефедова Н.И., Пих Н.А. Определение нефтегазонасыщения терригенных коллекторов.– М.: Недра, 1989.
5. Определение параметров пласта с большими переходными зонами по данным ГИС / А.В. Ручкин, В.Г. Фоменко и др. Разведочная геофизика // Обзор, инф. ВИЭМСа.– М., 1986.

Criteria for reservoirs devision and forecasting of expected outputs contents are regarded. They are based on comparason of geophisical data with results of wells-testing and on charts of relative phase permabilities by moisten and not-moisten phases. It is shown, that phisical – technical features of beds fluids should be taken into consideration for picking out beds with two-phase saturation. It is recommended for that to use a parameter, wich characterises a share of water in an expected output. It is shown, that parameters f_B=0,l, f,_Kp==0,5, f,= allow to divide effectivly reservoirs by saturation character.

Сопоставление параметра f_в с результатами испытаний по некоторым скважинам и месторождениям

1, 2 – пласты: 1 – водоносный; 2 – продуктивный; 3 – зоны, в которых достоверность определения насыщенности пластов при f_в=0,l гарантирована; 4 – зоны, в которых возможны ошибки в определении насыщенности пластов

Рис 2. Прогнозные относительные погрешности определения К_п (а), К_пр (б) и К_в (в)