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
