Оценка характера и коэффициентов насыщенности коллекторов

Технология решения задачи базируется на разности скоростей распространения и затухания продольной и поперечной волн в породах, насыщенных водой, нефтью и газом. Уже в одной из первых работ было показано, что в модели коллектора, сложенного песчаником, коэффициенты поглощения продольной волны изменяются (увеличиваются) при смене воды на нефть и газ в 3-4 раза, а скорость распространения уменьшается на 0-20% [24]. С увеличением сцементированности пород и внешнего давления, что эквивалентно увеличению глубины их залегания, разности скоростей и затухания волны в породах с разной насыщенностью уменьшаются. Например, на глубинах залегания коллекторов 800-900 м (месторождение Забурунье) значения интервального времени Р волны скачкообразно изменяются на водонефтяном и нефтегазовом контактах на 20-80 мкс/м и легко обнаруживаются на кривой Dt_p[46]. С увеличением глубины залегания пород абсолютные значения разностей Dt_р и a_p при смене порового флюида заметно уменьшаются и становятся различными иногда только при углублённой инструментальной обработке. В открытых скважинах их ещё больше нивелирует наличие зоны проникновения, в которой пластовые флюиды оттеснены вглубь проницаемых пород фильтратом промывочной жидкости. Тем не менее, даже в этом случае они остаются значимыми и заметными при измерениях. Поэтому при расчёте пористости по кривой Dt_p рекомендуется принимать полученные значения с коэффициентом 0,90-0,95 для нефтенасыщенных коллекторов и 0,80-0,90, если породы насыщены газом [46, 48].

Относительно поперечной волны общепризнанно, что в сцементированных породах её скорость распространения не зависит от характера насыщенности или незначительно уменьшается при переходе от газонасыщенных пород к нефте- и водонасыщенным. В той же последовательности уменьшается затухание S волны. Отметим, что эта последовательность обратна установленной для Р волны [19, 24].

Методики оценки по материалам АК характера насыщенности коллекторов в обсаженных скважинах многочисленны и отличаются глубиной обработки первичных данных. Как правило, решение задачи в зарубежных и большинстве отечественных работ не продвигается дальше идентификации на момент проведения измерений типа порового флюида, даже если работы опубликованы в последние 1-3 года. Количественные определения текущих коэффициентов нефте- и водонасыщенности рекламируются редко [22].

Наиболее простая методика определения пористости коллекторов и идентификации газо-, нефте- и водонасыщенных интервалов в обсаженных (и открытых) скважинах основана на измерении скоростей продольной, но все же преимущественно поперечной волны и сравнении их (скоростей в разных интервалах) между собой [121]. О таком же решении задачи для коллекторов, залегающих на малых глубинах, упоминалось выше [46]. В большинстве других работ решение этой задачи предлагается выполнять расчётом модулей К объёмного сжатия [138] или объёмного сжатия и сдвига G [133] и оценивать характер насыщенности после учёта влияния пористости и состава минерального скелета породы.

Методика идентификации насыщенности терригенных и карбонатных коллекторов и определения положений межфлюидных контактов с использованием вычисленных по АК значений коэффициентов Пуассона v детально описана в [93]. В песчаниках с высокими фильтрационно-ёмкостными свойствами (К_п=30%, К_пр=1200 мД) значения v составляли 0,10-0,18 в газонасыщенных интервалах, 0,20-0,25 - в нефтенасыщенных и более 0,35 в породах, содержащих свободную или только рыхло связанную и остаточную воду. Примерно такие же значения v зарегистрированы на водонефтяном контакте в карбонатных породах с пористостью 16 %. Успешное решение задачи было достигнуто и при очень низких значениях фильтрационно-ёмкостных свойств в полевошпатовых песчаниках (К_п=20%, К_пр=2-4 мД, содержание шпатов - до 30%). В глинистых песчаниках (К_гл=20%) успешно определено положение нефтегазового контакта при высокой водонасыщенности пород пресными водами (К_в=45-65%). Объёмное содержание газа местами уменьшалось до 20%, что подтверждено испытаниями. Фильтрационно-ёмкостные свойства этих пород были высокими (К_п=18-23%, К_пр - до 2000 мД). Там же упоминается, что ещё более низкие коэффициенты газонасыщенности, равные 10-15%, обнаружены с использованием значения v другим автором [148]. Эффект уменьшения v при столь низкой газонасыщенности равен таковому в породах, в которых коэффициент К_г газонасыщенности был равен 90%. Очень близка к вышеописанной методика выделения газонасыщенных интервалов с низкими значениями К_г (в диапазоне 5-50%) в рыхлых несцементированных осадках (песчаниках) с использованием отношения v_p/v_s [108]. Пористость песчаников составляла 30-35%.

Идентификация интервалов коллекторов с различной насыщенностью по динамическим параметрам полного волнового пакета предложена в [7, 19, 27]. Для этой цели используются преимущественно энергетические характеристики волн, в меньшей степени - частотные и фазовые характеристики. Реально это достигается построением полей мгновенных амплитуд, частот и фаз после преобразований волновых пакетов, направленных на повышение отношения амплитуд регистрируемых сигналов к помехам. Авторы подчёркивают, что их подход не имеет общего теоретического обоснования и не всегда подтверждается физическим моделированием и лабораторными исследованиями керна. Тем не менее, при наличии некоторой априорной информации, например, сведений об опорных пластах с известной насыщенностью, методика позволяет получить приемлемые результаты в открытых и обсаженных скважинах.

Специалисты РГУ НГ им. И.М. Губкина [22] предлагают выполнять количественные определения коэффициентов текущей нефтенасыщенности пород в длительно эксплуатирующихся скважинах расчётом по АК коэффициентов сжимаемости пород и их минерального скелета, используя в качестве априорных сведений сжимаемость пластовых вод, нефти и газа. Детали методики расчётов не раскрываются. Тот же подход при дополнительном учёте затухания упругих волн использован другим авторским коллективом [54, 67]. Методика оценки нефтегазонасыщенности терригенных коллекторов в обсаженных скважинах базируется на двух составляющих: увеличении затухания Р и St волн и расчете эффективной сжимаемости пород. Сжимаемости нефти и воды, которые отличаются вдвое, находят по скоростям распространения Р и S волн. Отправной точкой служит модель терригенной породы, состоящей из минерального скелета, рассеянной (дисперсной), структурной и слоистой глинистости. Применение методики связано с известными трудностями, если учесть сложность определения типов и объемов глинистости по материалам ГИС. Наверное, по этой причине рекомендуется выявлять информационные составляющие волновых пакетов сопоставлением фоновых и последующих многократных контрольных измерений. Авторы утверждают, что для продуктивных отложений Западной Сибири, содержащих пресные пластовые воды, для нефтяных залежей иерархия успешного определения характера текущей насыщенности коллекторов определяется рядом АК-ИННК. Для газовых залежей эффективность решения задачи методами стационарного НК, ИННК и АК примерно одинакова.