·                    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:

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.

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

Коэффициент песчанистости  0,642

По пласту AB1(3)

Интервал обработки 1945.6-1964. 8 м

Коэффициент песчанистости  0,333

2. Проектная часть

2.1. Выбор участка работ

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой - 2350-2 375 м и имеют амплитуды 50-100 м.

За период, прошедший после последнего подсчета запасов углеводородов Самотлорского месторождения, были выявлены дополнительно несколько новых объектов: пласт БВ0 поделен два подобъекта БВ01 и БВ02, выделены объекты БВ3, БВ4, БВ71, БВ72, БВ16, БВ17-18. Основные же изменения коснулись расширения границ месторождения за счёт приобщения в его западной и южной частях значительных площадей нефтеносности. Материалы бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин вкупе c углубленными эксплуатацонными скважинами способствовали уточнению подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов.

Для уточнения подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов проектируется 6-ть скважин для доразведки с последующей эксплуатацией месторождения.

2.2. Априорная ФГМ объекта и задачи работ

Породы Самотлорского месторождения характеризуются следующими физическими свойствами присущими всем породам терригенного разреза (табл.2.1.):

Таблица 2.1

Физические свойства горных пород.

Пористые проницаемые породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Ими в основном являются пески и песчаники, алевролиты, известняки и доломиты. К непроницаемым относятся глины, аргиллиты, соли и гипсы.

Качество коллектора определяется его фильтрациооно-емкостными свойствами, называемые также коллекторскими: пористость, проницаемость, нефтегазонасыщеность, глинистость и др.

Предварительно считается, что коллекторы Самотлорского месторождения развиты в песчаных, алевролитовых, аргиллитовых, песчано-алевролитовых породах. Песчаный тип    коллектора характеризуется монолитным строением пласта, песчано-алевролитовый тип часто осложнен 1-2 непроницаемыми пропластками толщиной 0.5-4м.

Удельное электрическое сопротивление в глинах очень низкое по сравнению с песчаными коллекторами. В зоне проникновения характеристики сопротивления рс< рзп < рп,

Рс < Рзп = Рп

Амплитуда Ucn в глинах максимальная, в песчаниках минимальная.

На кавернограмме dc > dH в глинах и dc < dH в песчаниках.

Для гамма-метода методов в глинах показания будут максимальные, а в песчаниках средние. Диаметр скважины за счет проникновения промывочной жидкости в продуктивной части горизонта будет меньше чем во вмещающих породах.

На этапе проектирования геофизических работ формируется априорная ФГМ искомого объекта и с её помощью определяется тактика и параметры геофизических наблюдений.

На основе физических свойств пород терригенного разреза можно схематически составить физико-геологическую модель разреза, с помощью которой можно проследить, как выделяются интересующие нас породы по данным геофизического каротажа, а также продумать комплекс геофизических в скважинах с более точным расчленением разреза (Рис.2.1.).

ННК-Т(б)

НГК

220

190

10

d, мм

ГК

I, мкр/час

s, г/см3

р,Омм

20

КC

50

0

КВ

ГГК-П

0

10

0

2,8

2,2

                                             

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19