Меню
Поиск



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

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




Новости
Мои настройки


   рефераты скачать  Наверх  рефераты скачать  

© 2009 Все права защищены.