исокий нефтенасищенних колекторів (до 85-87%), найнижчі в цілому фільтраційно-ємнісні властивості, підвищена літого- мінералогічна і текстурная микронеоднородностей порід і їх гідрофобність/4-6 /. Тому актуальна задача прогнозування залишкової нефтенасищенності пластів, що розробляються з заводнением, так як перенесення цього параметра з інших родовищ Західного Сибіру пов'язаний з великими похибками.
Серед відомих способів визначення залишкової нефтенасищенності основними є:
метод матеріального балансу;
дослідження керна, відібраного з заводнених зон із збереженням пластових умов;
лабораторне моделювання заводнення на свіжих і екстрагованих кернах;
дослідження закачуванням хімічних реагентів в свердловину (метод компанії «ЕКСОН»);
) комплекс геофізичних досліджень.
Методи, що дають найбільш достовірні результати, вимагають спеціальних додаткових досліджень на свердловинах і додаткових матеріальних витрат, тому на родовищах Західного Сибіру вони не застосовуються і основним методом визначення (Кн.о) є метод лабораторного заводнення на екстрагованих кернах, коли в лабораторних умовах моделюють процес витіснення нафти водою на зразках порід досліджуваного об'єкта. Достовірність отриманих результатів у цьому способі залежить від того наскільки умови відповідають процесам протікають в пласті. У той же час, жоден з відомих методів визначення залишкової нефтенасищенності не може бути визнаний досить надійним, тому задача повинна вирішуватися із залученням, по можливості, більш широкого комплексу досліджень.
У розділі наводяться результати експериментальних визначень залишкової нефтенасищенності на екстрагованих зразках порід пластів ЮК 10- 11.
Моделювання витіснення нафти водою, для визначення залишкової нафти (Кн.о), проводилося у відповідності з галузевим стандартом ОСТ 39-195-86. У горизонтально розташований кернодержателя вставлялися циліндричні зразки керна діаметром близько 2,9 см. При цьому довжина моделі пласта в різних дослідах змінювалася від 15,8 до 32,7 см і відповідала критеріям, прийнятим у стандарті. Зразки в колонках розташовувалися зі зменшенням проникності у напрямку фільтрації. Проникність кожного окремого зразка в колонці відрізнялася від середнього значення не більше ніж на 50%. Кернодержателя і фільтровані флюїди обігрівалися в повітряному термостаті. Температура всіх дослідів для моделі пласта ЮК 10- 11 дорівнювала 95.
В якості моделі нафти застосовувалася суміш гасу і дегазованої нафти з пласта ЮК10-ЮК11. В'язкість, при температурі випробування, встановлювалася в межах від 0,65 до 0,54 спз. Початкова нефтенасищенность (Кн.о) створювалася методом центрифугування в межах від 52,6% до 87,45%, після чого зразки донасищалісь моделлю пластової води (15г/л NaCl) .В одному досвіді створена нефтенасищенность 100% для з'ясування залежності залишкової нефтенасищенності від початковій нефтенасищенності.
Процес витіснення нафти водою, в ході досвіду, контролювався за питомою електричному опору як на ділянках, так і по всій моделі пласта.
Залишкова нефтенасищенность, після досвіду, визначалася вагомим і ретортне методами. Останній метод, як показав досвід, значно стабільніше і точніше ніж ваговій.
Оскільки проведеними раніше дослідженнями встановлено, що величина залишкової нефтенасищенності при заводнении істотно залежить від швидкості витіснення (градієнтів тиску) в пласті, в процесі дослідів моделювалося витіснення нафти при швидкостях просування фронту води. Швидкості встановлювалися дискретно, в межах 0,51- 0,9; 1,3- 2,4 і 3,3-9,7 м/добу.
Експериментальні дослідження показують, що між залишковою та початкової нефтенасищенной порід пластів ЮК10-11 існує тісний зв'язок. Для дослідів, в яких лінійна швидкість витіснення нафти не перевищувала 0.51-0.9м/сут., Що відповідає реальному процесу розробки, спостерігається зростання залишкової нефтенасищенності від 28-30% при Кн.=58-62% до 40-42% при Кн. =85-90%.
Використовуючи отриману залежність і визначаючи Кн. по ГІС (згідно ОСТу39-195-86) для будь-якого пластопересеченія і горизонті ЮК10-11, обчислюється величина Кно і визначається коефіцієнт витіснення. При визначенні кондиційних параметрів окремих ділянок покладів середні значення коефіцієнта витіснення визначаються як середньо зважені по потужності досліджених пластів:
Квит. * hi
Квит.=______________
* hi
Якщо прийняти, що для основної маси порід пластів ЮК10-ЮК11 початкова нефтенасищенность вище ВНК коливається в межах 80-87%, то діапазон застосування коефіцієнта витіснення складе 0.51-0.53
Вивчення зв'язків залишкової нефтенасищенності з параметрами характеризують фільтраційно-ємнісні властивості порід (проникністю, пористістю, залишкову водонасиченому, та ін.), показало, що між параметрами недостатньо тісні зв'язки які не мо...
