Определение коэффициента нефтенасыщенности

Коэффициент нефтенасыщенности при подсчете запасов Усть-Тегусского месторождения в 2006 г. определялся по стандартной методике с использованием связей Рп-Кп и Рн-Кв, построенных по результатам исследования керна из скважин, пробуренных на обычных буровых растворах. В связи с существенным увеличением объема исходных данных по керну, произошедшим в период 2006;2009 г., было выполнена перестройка этих зависимостей. Зависимость Кв = F (Рн) для продуктивных пластов месторождения приведена на рисунке 6.3.1.

Рис. 6.3.1 Зависимости Кв = F (Рн) для пластов Ю2, Ю3, Ю4 Усть-Тегусского месторождения

Из рисунка следует, что аппроксимирующие линии для различных пластов практически совпадают, а поэтому для оценки Кн по всем продуктивным пластам может быть использована единая зависимость, построенная на суммарной выборке.

На рисунке 6.3.2 отражены зависимости Рп = F (Кп) и Рн = F (Кв), построенные для атмосферных условий на выборке для всех пластов.

Рис. 6.3.2 Зависимости Рп = F (Кп) и Рн = F (Кв) для пластов Ю2, Ю3, Ю4 Усть-Тегусского месторождения

Определение УЭС в термобарических условиях было проведено в 12 скважинах месторождения (164 определений). Анализ материалов показал, что последние наиболее массовые определения, выполненные в Новосибирской лаборатории, оказались некондиционными. Для этих материалов Кп, замеренный в термобарических условиях, несущественно отличается то Кп атмосферного (отличие на 0−0,5%). После отбраковки кондиционными оказались данные по трем скважинам (21 определение). Построенная по этим данным зависимость приведена на рисунке 6.3.3. В виду малой представительности выборки эта зависимость не может быть рекомендована для использования. Для расширения выборки исходных данных была проведена определенная работа.

Учитывая тот факт, что в скважине 114 в пласте Ю1 отобрана одна проба с минерализацией 36,5 г/л при подсчете запасов в 2006 г. была принята минерализация 30 г/л. Новые данные о минерализации вод, полученные в последнее время, подтвердили правильность принятия этого решения. Так в скважине 58 Урненской площади для пласта Ю3 из интервала 2517,0−2523,0 м получены пробы воды с максимальной минерализацией 28,9 г/л. В скважине 43 Урненской из интервала 2560−2570 м, приуроченного к пласту Ю4, поднята проба с максимальной минерализацией 27,7 г/л. В скважине 60 Урненской площади из пласта Ю3 из интервала 2572,0−2576,0 м получена проба воды с максимальной минерализацией 30,3 г/л.

Таким образом, нами, как и при подсчете запасов 2006 г., принята минерализация воды, равной 30 г/л. Принимая температуру в пласте Ю2 равной 84 оС, в пласте Ю3 -85 оС, а в пласте Ю4 — 86 оС, получаем сопротивление пластовой воды для пласта Ю2, равным 0,086 Омм, для пл. Ю3 — 0,085 Омм, а для пласта Ю4 равным 0,084 Омм.

Алгоритм определения Кн следующий: по известной пористости по уравнению зависимости Рп=f (Кп) для термобарических условий находится параметр пористости, затем рассчитывалось значение вп=в*Рп. Через параметр насыщения, равный Рн=нп/вп, вычислялся коэффициент водонасыщенности по уравнению: Рн=9995,2*Кв-2.