Продолжение табл. 1.5.6
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
167R
|
АВ11-2
|
1734
|
1734.4
|
0.4
|
1729.5
|
1737
|
100
|
4
|
10
|
24.1
|
2
|
5
|
69.5
|
0.56
|
18.2
|
24.5
|
-
|
АВ13
|
1750.6
|
1751.8
|
1.2
|
1749
|
1760.5
|
98.3
|
11
|
9.2
|
24.8
|
11
|
9.2
|
132.9
|
0.77
|
15.1
|
28
|
-
|
190Е
|
АВ11-2
|
1716.2
|
1716.6
|
1.4
|
1717
|
1724
|
100
|
13
|
9.3
|
20.5
|
11
|
7.9
|
1.4
|
0.37
|
-
|
20.9
|
-
|
3оц
|
АВ2-3
|
1695.2
|
1696
|
0.8
|
1693.3
|
1697.8
|
-
|
12
|
15
|
23.2
|
2
|
2.5
|
0.5
|
0.35
|
23.5
|
21.6
|
-
|
АВ4-5
|
1745.6
|
1746.2
|
0.6
|
1741.6
|
1745.6
|
-
|
3
|
5
|
26.5
|
2
|
3.3
|
143.6
|
0.80
|
33.3
|
27.6
|
-
|
1747.2
|
1748.8
|
1.6
|
1745.6
|
1748.5
|
-
|
6
|
3.75
|
27.9
|
3
|
1.9
|
140
|
0.76
|
21.2
|
27.2
|
-
|
4оц
|
АВ11-2
|
1654
|
1655.8
|
1.8
|
1655
|
1661
|
98
|
5
|
2.8
|
23.1
|
5
|
2.8
|
|
0.33
|
27.2
|
21.4
|
-
|
1661.4
|
1664.2
|
2.8
|
1662.4
|
1668.9
|
-
|
8
|
2.9
|
23.8
|
8
|
2.9
|
7.4
|
0.37
|
23.9
|
21.9
|
-
|
1670
|
1671.8
|
1.8
|
1671.9
|
1677.9
|
-
|
7
|
3.9
|
25.2
|
7
|
3.9
|
12
|
0.52
|
33.1
|
24.4
|
-
|
АВ13
|
1674.6
|
1677.4
|
2.8
|
1671.9
|
1677.9
|
-
|
7
|
2.5
|
23.8
|
7
|
2.5
|
13.9
|
0.44
|
24.8
|
22.8
|
-
|
1679.6
|
1681.8
|
2.2
|
1677.9
|
1684.55
|
-
|
5
|
2.3
|
24.8
|
5
|
2.3
|
104.2
|
0.58
|
28.8
|
24.7
|
24.2
|
АВ4-5
|
1735.2
|
1736.2
|
1
|
1730
|
1735.3
|
-
|
8
|
8
|
22.5
|
8
|
8
|
4.9
|
0.44
|
-
|
22.8
|
-
|
1739.8
|
1742.6
|
2.8
|
1738.5
|
1741.2
|
-
|
7
|
2.5
|
27.7
|
7
|
2.5
|
155.8
|
0.69
|
-
|
26.1
|
27.3
|
1747.6
|
1748.4
|
0.8
|
1744.7
|
1747.5
|
-
|
4
|
5
|
27.7
|
4
|
5
|
454.3
|
0.76
|
23.2
|
27
|
28.5
|
1755
|
1757.4
|
2.4
|
1747.5
|
1753.8
|
-
|
6
|
2.5
|
29.3
|
-
|
-
|
-
|
0.80
|
24.2
|
27.5
|
27.3
|
АВ4-5
|
1760.6
|
1762.8
|
2.2
|
1761.3
|
1765.9
|
-
|
8
|
3.6
|
27.1
|
-
|
-
|
-
|
0.81
|
28.5
|
27.8
|
27.3
|
БВ8
|
2080.2
|
2081.2
|
1
|
2079.3
|
2085.5
|
-
|
7
|
7
|
22.5
|
7
|
7
|
12.8
|
0.68
|
23.7
|
20.8
|
22.6
|
2087.6
|
2088.2
|
0.6
|
2085.5
|
2092.3
|
-
|
3
|
3
|
24.2
|
3
|
5
|
46.2
|
0.74
|
24.7
|
-
|
-
|
2105.2
|
2106.2
|
1
|
2104.3
|
2110.3
|
-
|
3
|
3
|
22.8
|
3
|
3
|
27.3
|
0.75
|
23.7
|
23
|
22.6
|
БВ10
|
2190.4
|
2192.8
|
2.4
|
2189.4
|
2195.7
|
-
|
1
|
0.4
|
25.7
|
5
|
2.1
|
1158
|
0.79
|
19
|
22.6
|
22.6
|
ЮВ1
|
2450.4
|
2451.2
|
0.8
|
2448
|
2452
|
-
|
2
|
3
|
18.5
|
2
|
2.5
|
70.9
|
1,00
|
14.8
|
18.2
|
21.4
|
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;
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19
|