Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторо (стр. 7 из 33)

Радиометрические исследования включают гамма-метод (ГК), который зарегистрирован в 5498 скважинах (99,9%), и нейтронный метод (НМ), выполненный в 5491 скважине (99,8%). Забракованы материалы ГК в 2-х скважинах, материалы НК –

в 4-х. Запись кривых РК производилась аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3, РКС-3.

Для записи НКТ применялись источники нейтронов Ро-Ве мощностью 9,1¸14 106 нейтрон/сек. Скорость регистрации 350-800м/ч при постоянной времени интегрирующей ячейки 6-12с.

Материал, в основном, удовлетворительного качества. Эталонировка аппаратуры РК - на низком уровне, что сказалось на точности определений К_п по радиоактивным методам.

Акустический каротаж (АК) выполнен в 78 скважинах (1,4%). Запись производилась аппаратурой СПАК-4. Число исследованных скважин недопустимо мало, что приводит к сложностям в оценке пористости коллекторов.

Гамма-гамма-плотностной метод (ГГК-П) выполнен в 73 скважинах (1,3%). Запись производилась аппаратурой СГП. Использовался источник Сs-137 мощностью 5,4

6,3 10⁹ А /кг. Скорость регистрации 200 м/ч. Также как и по АК, число скважин с исследованиями ГГМ очень мало, что сказывается на качестве интерпретации материалов ГИС.

В итоге по скважинам, пробуренным после 01.01. 1987г., самый высокий процент невыполнения стандартного комплекса геофизических исследований приходится на индукционный и боковой методы (по 46% невыполнения), затем - на микрометоды и кавернометрию (52 и 51% невыполнения соответственно). Основными причинами недовыполнения комплекса являются следующие: плохая подготовка скважин к геофизическим работам, низкое качество ремонта приборов, отсутствие необходимого количества аппаратуры и приборов, большое число наклонно-направленных скважин с углами искривления ствола более 15⁰.

Имеющийся комплекс ГИС на Самотлорском месторождении вполне достаточен для решения качественных задач - выделения продуктивных коллекторов, оценки характера их насыщения, включая обводнение нагнетаемой водой. Однако, для количественного определения подсчетных параметров коллекторов в комплексе ГИС фактически отсутствует метод пористости, и это создает определенные трудности при интерпретации геофизических материалов.

В таблице 1.5.3. приведены основные петрофизические уравнения, использованные при интерпретации материалов ГИС, даны граничные значения параметров для выделения коллекторов и оценки характера насыщения, указаны величины термобарических поправок в значения пористости для всех продуктивных пластов.

Таблица 1.5.3

Основные петрофизические константы и уравнения для определения ФЕС коллекторов по продуктивным пластам Самотлорского месторождения

Граничные значения, зависимости	АВ11-2	АВ13-АВ4-5-АВ8	БВ0-8	БВ10	БВ19-22	ЮВ1
сп,гр	газ - 0,2 нефть 0,3	0,35	0,35	0,35	0,4	0,4
Кп,гр (атм.усл.), %	газ - 19,6 нефть - 21	21,6	17,7	17,7	17,1	12
К (пл.усл.) для Кп	0,95	0,95	0,94	0,93	0,925	0,92
Кп,гр (пл.усл.), %	газ - 18,7 нефть - 19,9	20,5	16,6	16,5	15,8	11
Кп,гр, мД	газ - 0,9 нефть - 1,9	1,5	1,5	1,5	1	0,5
п,гр, Омм	4	4	3,9	3,9	4-6	4-6
Кп=f(aсп) (атм.усл.)	Кп=13,2 сп+17	Кп=13,2 сп+17	Кп=13,4 сп+13	Кп =13,4aсп+13	Кп=12,8 сп+11,98	Кп=8,17aсп+8,73 для aсп<0,8 Кп=18,65aсп+0,35 для aсп>0,8
Кп=f(aсп) (пл.усл.)	Кп=12,54aсп+16,15	Кп=12,54aсп+16,15	Кп=12,6aсп+12,22	Кп=12,46aсп+12,09	Кп=11,78aсп+11,02	Кп = 7,52 сп + 8 для сп<0,8 Кп=17,16 сп +0,322 для сп >08
Кпр=f(aсп)	lgКпр=4,72aсп-1,48	lgКпр=4,72aсп-1,48	lgКпр=4,56aсп-1,414	lgКпр=4,56aсп-1,414	lgКпр=5,88aсп-2,35 для aсп<0,68 lgКпр=1,175aсп+0,85 для aсп>0,68	lgКпр=2,94 сп-1,47 для сп <0,89 lgКпр=10,08 сп-7,82 для сп>0,89
Рп=f(Кп) (пл.усл.)	Рп=0,98/Кп1,94	Рп=0,86/Кп1,95	Рп=1/Кп1,912	Рп=1/Кп1,912	Рп=1,52/Кп1,72	Рп=1,28/Кп1,66
Кв=f(Рн)	lgКв=f(lgРн,a сп-)палетка	lgКв=[6,44/(lgРн+ +2,76)]-2,301	lgКв=[6,88/(lgРн+2,97)]-2,301	lgКв=[6,84/(lgРн+2,96)]-2,301	lgКв=-0,54lgРн	lgКв=2,3(0,72lgРн)- -2,301
в, Омм	0,13	0,13	0,105	0,105	0,1	0,09

1.5.2. Методика интерпретации материалов ГИС

Определение геофизических параметров

Относительная амплитудаСП a_сп оценивалась как отношение амплитуды СП в конкретном интервале DUсп к максимальной амплитуде DUсп,max для определенной группы пластов в разрезе скважины: aсп=DUсп/DUсп,max

Опорными пластами с максимальной амплитудой СП для группы пластов АВ являются наиболее чистые слабоглинистые водонасыщенные коллекторы пласта АВ_4-5, для пластов группы БВ_8,10 - водоносные коллекторы пласта БВ₆, для пластов БВ_19-22 и ЮВ₁ - чистые водоносные коллекторы пласта ЮВ₁.

Оценка УЭСп (r_п) коллекторов производилась по комплексу электрических методов: БЭЗ, ИК, БК. Основным методом оценки r_пв 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 r_п^БЭЗ и r_п^ЭВМ 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 r_п является ненадежной из-за экранирующего влияния вмещающих пород, зоны проникновения, отсутствия точных теоретических решений. Поэтому в коллекторах с Н£1,5 м в отдельных случаях определение УЭСп не делалось.

Оценка двойного разностного параметра нейтронного метода (DJ_n) производилась по формуле: DJ_n=(J_n-J_n,min)/(J_n,max-J_n,min). В качестве опорного пласта с минимальными показаниями нейтронного метода J_n,min брались размытые кошайские глины в кровле пласта АВ₁^1-2 со значениями нейтронной пористости К_п,n=40¸50%. Второй опорный пласт - плотные прослои с максимальными показаниями J_n,max и К_п,n=2¸5%.

Оценка двойного разностного параметра гамма метода (DJ_g) производилась по формуле: DJ_g=(J_g-J_g,min)/(J_g,max-J_g,min). В качестве первого опорного пласта выступали неразмытые глины в продуктивном разрезе с максимальными показаниями гамма метода J_g,max. Второй опорный пласт - чистый слабоглинистый коллектор с минимальными показаниями ГК J_g,min.

Литологическое расчленение разреза и выделение коллекторов

Продуктивный разрез Самотлорского месторождения, включающий пласты групп АВ, БВ_8-10, БВ_19-22, 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.