 |
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) ВИКИЗ Резистивиметрия Радиоактивный каротаж КВ Акустический каротаж Плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П) Термометрия Инклинометрия | 1:500 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:500 1:200 1:200 1:200 1:200 | 1816,8-1978,0 1777,8-1978,0 1816,0-1978,0 1796,2-1978,0 1821,0-1974,0 1084,2-1975,0 1820,4-1977,0 1831,2-1970,0 40,0-1976,0 | Удовл Удовл Удовл Удовл Удовл Удовл Удовл Удовл |
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
| H Hабс | УЭС Апс | КпНК КпПС | КпГГК | КпАК | Кпр Кгл | Кнг | |
| По нефт. зоне Зона ПН По н. в. зоне | 16,8 16,7 9,8 9,7 2,8 2,8 | 5,8 0,62 4,4 0,66 3,5 0,77 | 25,6 25,2 25,5 25,7 25,4 27,1 | 22,6 22,6 26,3 | 27,7 27,9 31,4 | 41,3 12,9 36,9 10,3 33,8 8,2 | 53,3 44 36,1 |
Коэффициент песчанистости 0,642
По пласту AB1(3)
Интервал обработки 1945.6-1964.8 м
| H Hабс | УЭС Апс | КпНК КпПС | КпГГК | КпАК | Кпр Кгл | |
| По водон. зоне | 6,4 6,3 | 2,6 0,69 | 29,1 26,2 | 21,3 | 26,2 | 940,2 12,2 |
Коэффициент песчанистости 0,333
Проектная часть
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.
|
|
|
