Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения к...
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
,88/(lgРн+2,97)]-2,301lgКв=[6,84/(lgРн+2,96)]-2,301lgКв=-0,54lgРнlgКв=2,3(0,72lgРн)-
-2,301в, Омм0,130,130,1050,1050,10,091.5.2. Методика интерпретации материалов ГИС
Определение геофизических параметров
Относительная амплитуда СП сп оценивалась как отношение амплитуды СП в конкретном интервале Uсп к максимальной амплитуде Uсп,max для определенной группы пластов в разрезе скважины: сп=Uсп/Uсп,max
Опорными пластами с максимальной амплитудой СП для группы пластов АВ являются наиболее чистые слабоглинистые водонасыщенные коллекторы пласта АВ4-5, для пластов группы БВ8,10 - водоносные коллекторы пласта БВ6, для пластов БВ19-22 и ЮВ1 - чистые водоносные коллекторы пласта ЮВ1.
Оценка УЭСп (п) коллекторов производилась по комплексу электрических методов: БЭЗ, ИК, БК. Основным методом оценки п в эксплуатационных скважинах был индукционный. Для контроля качества оценки УЭСп на ЭВМ была проведена ручная обработка кривых БЭЗ по 41 интервалу однородных коллекторов мощностью более 4м. Расхождения значений пБЭЗ и пЭВМ в среднем не превышают -0,53 Омм, что составляет -3,5%. Надежность оценки УЭСп коллекторов зависит от степени однородности прослоя, его мощности, качества исходного материала ГИС и др. В тонких прослоях оценка п является ненадежной из-за экранирующего влияния вмещающих пород, зоны проникновения, отсутствия точных теоретических решений. Поэтому в коллекторах с Н1,5 м в отдельных случаях определение УЭСп не делалось.
Оценка двойного разностного параметра нейтронного метода (Jn) производилась по формуле: Jn=(Jn-Jn,min)/(Jn,max-Jn,min). В качестве опорного пласта с минимальными показаниями нейтронного метода Jn,min брались размытые кошайские глины в кровле пласта АВ11-2 со значениями нейтронной пористости Кп,n=4050%. Второй опорный пласт - плотные прослои с максимальными показаниями Jn,max и Кп,n=25%.
Оценка двойного разностного параметра гамма метода (J ) производилась по формуле: J=(J-J,min)/(J,max-J,min). В качестве первого опорного пласта выступали неразмытые глины в продуктивном разрезе с максимальными показаниями гамма метода J,max. Второй опорный пласт - чистый слабоглинистый коллектор с минимальными показаниями ГК J,min.
Литологическое расчленение разреза и выделение коллекторов
Продуктивный разрез Самотлорского месторождения, включающий пласты групп АВ, БВ8-10, БВ19-22, ЮВ1, относится к терригенному типу и включает следующие литологические разности - песчаники и алевролиты слабоглинистые и глинистые, песчаники с переслаиванием коллекторов и неколлекторов, аргиллиты и глины, а также плотные прослои, представленные песчаниками и алевролитами с высоким содержанием карбонатного вещества. Коллекторами в изучаемом разрезе являются песчаники и алевролиты.
Аргиллиты и глины выделялись по максимальным показаниям методов СП, ГК и АК, минимальным показаниям микрозондов, бокового и нейтронного методов, увеличению диаметра скважины на кавернограммах.
Плотные прослои выделялись по максимальным показаниям микрозондов, БК и НК, минимальным значениям Т.
Выделение коллекторов производилось по комплексу геофизических методов с использованием прямых качественных и косвенных количественных признаков. К качественным признакам коллекторов относятся следующие: наличие глинистой корки на стенках скважин, положительные приращения на кривых микрозондов, отрицательная амплитуда СП, минимальные показания на диаграммах гамма-метода. Кроме качественных признаков используются также косвенные количественные признаки, которые необходимы для выделения коллекторов в эксплуатационных скважинах, где в комплексе зачастую отсутствуют исследования МКЗ и КВ. Основным количественным признаком, которым широко пользуются при выделении коллекторов в терригенном разрезе Самотлорского месторождения, является граничное значение относительной амплитуды метода потенциалов собственной поляризации (сп,гр).
Граничное значение коллектор - неколлектор сп,гр по Самотлорскому месторождению при предыдущем подсчете запасов в 1987 г было установлено следующим образом. По скважинам, в которых есть исследования микрометодами и каверномером, строились интегральные распределения значений сп в интервалах коллекторов и неколлекторов, установленных по прямым качественным признакам, т.е. по данным МКЗ и КВ. Точка пересечения интегральных распределений сп для массивов коллекторов и неколлекторов дает граничное значение относительной амплитуды (сп,гр). В результате при подсчете запасов 1987 г. были установлены граничные значения сп, которые приведены в таблице 1.5.4.
Таблица 1.5.4.
Граничные значения сп и эффективность выделения коллекторов по сп,гр в интервалах разреза с прямыми качественными признаками коллекторов по скважинам Самотлорского месторождения, пробуренным после 01.01. 1987 г.
Пластсп,грЭффективность сп,гр, %
ПЗ, 2001 г.ПЗ, 1987 г.ПЗ, 2001 г.1234АВ11-2 (газ)0,20,271АВ11-2 (нефть)0,30,382АВ130,350,3588АВ2-30,350,3596АВ4-50,350,3591БВ80,350,3591БВ100,350,3593БВ19-220,40,490ЮВ10,40,491
Оценка характера насыщения коллекторов и обоснование положения межфлюидных контактов (ГНК и ВНК)
Алгоритмы оценки характера начального насыщения коллекторов
Наиболее достоверный способ оценки характера насыщения заключается в знании граничных значений Кн по кривым фазовых проницаемостей для нефти и воды, полученных для полного диапазона фильтрационно-емкостных свойств каждого продуктивного пласта. Еще ?/p>