24959 (586533), страница 8

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 8)

На основании сопоставлений значений пористости по керну и по различным методам ГИС (ГГК, НК, СП) можно сделать вывод, что наиболее точно К_п 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 К_п=f( _сп), приведенных в отчете по подсчету запасов 1987г., производилось путем сопоставления значений К_п, полученных на образцах керна, и относительных показаний метода СП по скважинам, пробуренным после 1987г. Для проверки связей К_п=f(

_сп) использовались скважины с выносом керна

70% и числом исследованных образцов на 1м

2. На зависимости К_п=f(

сп) наносился привязанный керн по скважинам после 1987 г., керн из подсчета запасов 1987 г. и точки К_п^ГГКп. Учитывая тесную связь К_п(керн) и К_п(ГГК), значения коэффициента пористости по ГГК могут быть дополнительными для зависимостей К_п=f(

сп). Высокие коэффициенты корреляции связей К_п=f(

_сп), меняющиеся от 0,75 (пласты групп АВ) до 0,78 (пласты БВ_19-22), позволяют подтвердить принятые при подсчете запасов 1987 г. следующие уравнения регрессий (таблица 1.5.3.):

АВ К_п=13,2 _сп+17 (R=0,75);

БВ_8-10 К_п=13,4 _сп+13 (R=0,73);

БВ_19-22 К_п=12,8 _сп+11,98 (R=0,78) .

Исключение составляет зависимость К_п=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 К_п=8,175 _сп+8,73 для

_сп<0,8 (R = 0,81);

К_п=18,65 _сп+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 К_п.пл=0,95К_п;

БВ₈ К_п.пл=0,94К_п;

БВ₁₀ К_п.пл=0,93К_п;

БВ_19-22 К_п.пл=0,925К_п;

ЮВ₁ К_п.пл=0,92К_п.

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

АВ К_Ппл =12,54 _сп +16,15

БВ₈ Кп_пл =12,6 _сп+12,22

БВ₁₀ Кп_пл =12,46 _сп+12,09

БВ_19-22 Кп_пл =11,776 _сп+11,02

ЮВ ₁ Кп_пл =7,52 _сп+8 для

_сп<0,8

К_Ппл =17,16 _сп+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 К_п при атмосферных условиях. Уменьшение абсолютных величин К_п в среднем составляет 1% и только в пластах БВ₁₀ и БВ_19-22 – 1,6%. Относительное уменьшение пористости за счет учета пластовых условий в среднем равно 5,6% при диапазоне от 2% (пл.АВ₁³) до 10% (пл.БВ_19-22).

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов

Коэффициент нефтегазонасыщенности в практике подсчета запасов определяется двумя способами:

1. 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 В;

2. с использованием обобщенных зависимостей _п=f(W_в), где W_в - объемная водонасыщенность (W_в=К_п К_в), 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

3. _п = f(W_в) также состоит в том, что для их использования не требуется знания _в.

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) К_но 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 К_но от верхней части разреза к уровню ГНК. Сопоставление величин К_но с фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов скв. 3оц и 4оц показало практическое отсутствие корреляции между параметрами. Однако, средние значения К_но, полученные по керну скв. 3оц и 4оц, оказались очень близкими к принятым в отчете 1987г. величинам К_но по пластам АВ₁ и АВ_2-3.

В итоге были использованы значения К_н в газовой шапке, принятые в предыдущем подсчете запасов и подтвержденные керновыми данными оценочных скважин 3оц и 4оц, а именно: в пластах АВ₁ К_н=17%, в пластах от АВ_2-3 и ниже К_н=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, БВ_17-18. 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.

Характеристики

Список файлов ВКР