Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторо (стр. 12 из 33)
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=13,2
сп+17 (R=0,75);БВ8-10 Кп=13,4
сп+13 (R=0,73);БВ19-22 Кп=12,8
сп+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=8,175
сп+8,73 для сп<0,8 (R = 0,81);Кп=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 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 +16,15БВ8 Кппл =12,6
сп+12,22БВ10 Кппл =12,46
сп+12,09БВ19-22 Кппл =11,776
сп+11,02ЮВ 1 Кппл =7,52
сп+8 для сп<0,8КПпл =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 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;
· с использованием обобщенных зависимостей rп=f(Wв), где Wв - объемная водонасыщенность (Wв=Кп
Кв), 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:
| 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 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.
| Метод ГИС | Масштаб | Интервал исследований | Качество |
| Стандартный каротаж(ПС, КС)Боковой каротаж (БК)ВИКИЗРезистивиметрияРадиоактивный каротажКВАкустический каротажПлотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П)ТермометрияИнклинометрия | 1:5001:2001:2001:2001:2001:2001:5001:2001:2001:2001:200 | 1816,8-1978,01777,8-1978,01816,0-1978,01796,2-1978,01821,0-1974,01084,2-1975,01820,4-1977,01831,2-1970,040,0-1976,0 | УдовлУдовлУдовлУдовлУдовлУдовлУдовлУдовл |
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: