Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения к...


Оценка коэффициента пористости по методу потенциалов собственной поляризации использовалась в качестве подсчетного параметра основных продуктивных пластов Самотлорского месторождения, так как метод СП выполнен во всех скважинах месторождения, качество записи удовлетворительное, методика физически обоснована для коллекторов порового типа с рассеянной глинистостью. Недостатком методики является отсутствие универсальной зависимости между Кп и сп, что делает необходимым построение эмпирических связей типа "керн - ГИС" для каждого изучаемого пласта или группы пластов. Коэффициент корреляции равен 0.82.

На основании сопоставлений значений пористости по керну и по различным методам ГИС (ГГК, НК, СП) можно сделать вывод, что наиболее точно Кп оценивается по методам ГГК и СП. Однако отсутствие исследований кривых ГГК по большинству скважин не позволяет рассматривать гамма-гамма каротаж, как основной метод оценки коэффициента пористости по всем скважинам месторождения. Поэтому в качестве базового использовался метод СП.

Подтверждение и уточнение зависимостей Кп=f(сп), приведенных в отчете по подсчету запасов 1987г., производилось путем сопоставления значений Кп, полученных на образцах керна, и относительных показаний метода СП по скважинам, пробуренным после 1987г. Для проверки связей Кп=f(сп) использовались скважины с выносом керна  70% и числом исследованных образцов на 1м 2. На зависимости Кп=f(сп) наносился привязанный керн по скважинам после 1987 г., керн из подсчета запасов 1987 г. и точки КпГГКп. Учитывая тесную связь Кп(керн) и Кп(ГГК), значения коэффициента пористости по ГГК могут быть дополнительными для зависимостей Кп=f(сп). Высокие коэффициенты корреляции связей  Кп=f(сп), меняющиеся от 0,75 (пласты групп АВ) до 0,78 (пласты БВ19-22), позволяют подтвердить принятые при подсчете запасов 1987 г. следующие уравнения регрессий (таблица 1.5.3.):

АВ            Кп=13,2сп+17        (R=0,75);

БВ8-10             Кп=13,4сп+13        (R=0,73);

БВ19-22           Кп=12,8сп+11,98    (R=0,78) .


Исключение составляет зависимость Кп=f(сп) для пласта ЮВ1, которая была уточнена. На новой зависимости стало 117 точек с выносом керна более 70% и N/h=2 (по скважинам после 1987 г.) по сравнению с 23 точками на первоначальной зависимости. Уточненная зависимость описывается кусочно-линейным уравнением (табл. 1.5.3.):


ЮВ1           Кп=8,175сп+8,73 для сп<0,8  (R = 0,81);

Кп=18,65сп+0,35 для сп>0,8   (R=  0,74).

При экспертизе раздела геофизических исследований подсчета запасов 1987 г. было высказано замечание, что при подсчете запасов использовались значения пористости, полученные при атмосферных, а не пластовых условиях. Рекомендовалось привести петрофизическое обеспечение интерпретации ГИС к современным лабораторным технологиям, что было сделано к настоящему подсчету запасов.

Во ВНИГНИ в результате экспериментальных исследований керна из новых оценочных скважин 3оц и 4оц Самотлорского месторождения были получены поправки за пластовые условия в значения коэффициента пористости, указанные ниже, а также

в табл. 1.5.3.:


АВ              Кп.пл=0,95Кп;

БВ8                      Кп.пл=0,94Кп;

БВ10                    Кп.пл=0,93Кп;

БВ19-22              Кп.пл=0,925Кп;

ЮВ1                   Кп.пл=0,92Кп.

Уравнения для оценки пористости по показаниям метода СП Кп=f(сп) с учетом термобарических поправок приобрели следующий вид (табл. 1.5.3.):


АВ            КПпл  =12,54 сп +16,15

БВ8           Кппл  =12,6сп+12,22

БВ10                Кппл  =12,46сп+12,09

БВ19-22           Кппл =11,776сп+11,02

ЮВ 1                             Кппл =7,52сп+8 для сп<0,8

КПпл  =17,16сп+0,322 для сп>0,8.


Необходимо отметить, что введение поправки за пластовые условия приводит к уменьшению абсолютных значений коэффициентов пористости по сравнению с величинами Кп при атмосферных условиях. Уменьшение абсолютных величин Кп  в среднем составляет 1% и только в пластах БВ10 и БВ19-22 – 1,6%. Относительное уменьшение пористости за счет учета пластовых условий в среднем равно 5,6% при диапазоне от 2% (пл.АВ13) до 10% (пл.БВ19-22).

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов

Коэффициент нефтегазонасыщенности в практике подсчета запасов определяется двумя способами:

·                   с использованием эмпирических связей Pп=f(Kп) и Pн=f(Kв), построенных по результатам исследований керна из скважин, пробуренных на обычных буровых растворах. Эти связи должны быть получены для данного типа коллектора и данного месторождения. Обязательным условием их применения является наличие достоверных сведений об удельном электрическом сопротивлении пластовой воды rВ;

·                    с использованием обобщенных зависимостей rп=f(Wв), где Wв - объемная водонасыщенность (Wв=КпКв), построенных по результатам исследований керна из скважин, пробуренных  на РНО. Эти связи могут использоваться по ряду близко расположенных месторождений с дифференциацией по тектоническим сводам или стратиграфическим интервалам. Преимущество зависимостей п = f(Wв) также состоит в том, что для их использования не требуется знания  rв.


Оценка коэффициента нефтенасыщенности коллекторов газовой шапки

Газовая шапка на Самотлорском месторождении присутствует в пластах группы АВ. Наличие остаточной нефти в газовых шапках Самотлорского и других нефтяных

месторождений Западной Сибири доказано комплексными исследованиями керна совместно с результатами интерпретации материалов ГИС.

При подготовке и выполнении настоящего пересчета запасов в зоне газовой шапки на обычном глинистом растворе были пробурены оценочные скважины 3оц и 4оц со сплошным выносом керна. Число исследованных образцов, диапазоны изменения и средние значения коэффициента нефтенасыщенности (остаточной) Кно в пластах с газовой шапкой оказаны ниже:



Пласт

Число образцов

Кно  %/сред. знач.,

Диапазон изменения

АВ11-2

15

7,1 - 35,5/14,5

АВ13

нет определений

-

АВ2-3

7

7,2 - 20,1/12,0

АВ4-5

нет определений

-


Анализ показал, что не просматриваются тенденции увеличения значений Кно от верхней части разреза к уровню ГНК. Сопоставление величин Кно с фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов скв. 3оц и 4оц показало практическое отсутствие корреляции между параметрами. Однако, средние значения Кно, полученные по керну скв. 3оц и 4оц, оказались очень близкими к принятым в отчете 1987г. величинам Кно по пластам АВ1 и АВ2-3.

В итоге были использованы значения Кн в газовой шапке, принятые в предыдущем подсчете запасов и подтвержденные керновыми данными оценочных скважин 3оц и 4оц, а именно: в пластах АВ1 Кн=17%, в пластах от АВ2-3 и ниже Кн=12%.


Пример.


Метод ГИС

Масштаб

Интервал исследований

Качество


Стандартный каротаж

(ПС, КС)


Боковой каротаж (БК)


ВИКИЗ


Резистивиметрия


Радиоактивный каротаж



КВ


Акустический каротаж


Плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П)


Термометрия


Инклинометрия

1:500

1:200


1:200


1:200


1:200


1:200

1:500


1:200


1:200


1:200



1:200


1816,8-1978,0



1777,8-1978,0


1816,0-1978,0


1796,2-1978,0


1821,0-1974,0



1084,2-1975,0


1820,4-1977,0


1831,2-1970,0





40,0-1976,0

Удовл



Удовл


Удовл


Удовл


Удовл



Удовл


Удовл


Удовл


В качестве примера анализа проведения геофизических работ возьмём заключение по промыслово-геофизическим исследованиям Самотлорского месторождения скважины куста 1250b.

На данной скважине были проведены исследования:

Данный комплекс ГИС  решил  основные задачи:

•        литологическое расчленение разреза, с последующей его корреляцией;

•        выделение коллекторов;

•        оценка   фильтрационно-ёмкостных   свойств   пластов   (пористости,
глинистости, проницаемости);

•        оценка характера насыщения коллекторов;

•        определение водонефтяного, газонефтяного, газоводяного контактов, с
последующей привязкой интервалов перфорации;

•        контроль      качества      цементирования      и      других      параметров
технологического состояния скважины.


Заключение по оперативной интерпретации данных ГИС.

По пласту AB1(p)

Интервал обработки 1896,6-1942,4 м




H

Hабс

УЭС

Апс

КпНК

КпПС

КпГГК

КпАК

Кпр

Кгл

Кнг

По нефт. зоне



Зона ПН



По н. в. зоне


16,8

16,7


9,8

9,7


2,8

2,8

5,8

0,62


4,4

0,66


3,5

0,77

25,6

25,2


25,5

25,7


25,4

27,1

22,6



22,6



26,3

27,7



27,9



31,4

41,3

12,9


36,9

10,3


33,8

8,2

53,3



44



36,1

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29



Реклама
В соцсетях
рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать