АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМЫХ МЕТОДОВ

________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМЫХ МЕТОДОВ ОБРАБОТКИ И
ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
© 2005 В.А. Ефимов, А.В. Мальшаков
ТО СургутНИПИнефть, г.Тюмень, ул. Р. Люксембург, 12
Геологической особенностью коллекторов месторождений Западной Сибири является
высокая степень неоднородности различного масштаба от микро- до макроуровня. Текстуры
горных пород характеризуются как массивные (однородные), так и слоистые, с включениями
и прослойками непроницаемых разностей размером от нескольких миллиметров до
нескольких сантиметров. Интерпретируемые пласты и пропластки, выделяемые по данным
геофизических исследований скважин (ГИС), имеют толщины от долей метра до нескольких
метров. При этом на пропластки толщиной менее одного метра приходится 70-80%.
При использовании традиционных методов для выделения коллекторов
(сопоставления данных керна, геофизических исследований, испытаний между собой)
возможны как пропуски коллекторов, так и отнесение неколлекторов к классу коллекторов в
связи с большой зоной неоднозначности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и
геофизических параметров.
Пласты-коллекторы месторождений Западной Сибири представлены, в основном,
терригенными песчано-алевролито-глинистыми горными породами полимиктового состава.
Структурные особенности таких пород связаны с формой, взаимным расположением и
гранулометрическим распределением частиц, слагающих твердую фазу. Кроме того, на
структуру пород влияет минеральный состав цемента и его распределение в поровом
пространстве. Текстурные особенности заключаются в наличии в песчаной матрице
непроницаемых прослоев и включений различной формы и размерами от мм до нескольких
см. Как правило, непроницаемыми прослоями являются слойки и линзочки глинистого,
слюдистого, углистого, карбонатного и др. материала. Такой тип неоднородности является
повсеместным, и, в частности характерен для отложений алымской свиты
Нижневартовского, юры Сургутского свода, ачимовской толщи месторождений севера
Западной Сибири и др. Кроме того, встречаются пласты – коллекторы в которых текстурную
неоднородность связывают с наличием кристаллических агрегатов цеолитов, например
неокомские отложения севера Западной Сибири. При интерпретации геолого-геофизических
данных наличие подобных неоднородностей вносит необходимость выделения различных
масштабных уровней: масштабы порядка размеров зёрен песчаной матрицы; масштабы
порядка размеров непроницаемых прослоев и включений; масштабы порядка размеров
пластов горных пород.
Взаимосвязи физико-литологических параметров структурно- и текстурно
неоднородных терригенных горных пород
Исследование взаимосвязей физико-литологических и структурных параметров при
обосновании подсчетных параметров является важным в связи с необходимостью учета
структурно-текстурных и минералогических особенностей в поведении зависимостей на
границе коллектор-неколлектор, водонасыщенный-нефтенасыщенный коллектор, а также
собственно петрофизических зависимостей, используемых для определения коэффициента
нефтенасыщенности.
С целью проведения анализа влияния структурно-текстурных и минералогических
особенностей цементирующего материала на фильтрационно-емкостные свойства вся
совокупность образцов горных пород была разделена на литологические типы.
Рассматривались песчаники и алевролиты. Среди них выделены однородные по текстуре
3
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
разности: с преимущественно глинистым или карбонатным цементом; неоднородные по
текстуре породы: слоистые за счет глинистого материала и УРД с преимущественно
глинистым цементом матрицы и слоистые, содержащие в виде слойков глинистый и
карбонатный материал, с преимущественно карбонатным цементом матрицы. Такое
литологическое деление проведено по данным макроописаний образцов горных пород.
На рисунках 1-4 сопоставления фильтрационно-емкостных свойств, условно
разделены на отдельные литологические типы пород. Из рисунков следует, что для
песчаников и алевролитов с преимущественно глинистым материалом отсутствует
контрастность в поведении ФЕС. Неоднородные по текстуре песчаники и алевролиты
практически не отличаются по ФЕС от их однородных разностей. Трансформируются поля
сопоставления параметров только для песчаников и алевролитов с преимущественно
карбонатным цементом не зависимо от их текстурно-структурных особенностей.
Таким образом, разделение песчаников и алевролитов на литологические разности не
уменьшает поля рассеивания точек на сопоставлениях. Поэтому парные связи, наиболее
часто используемые в практике, дают большую погрешность определения параметров.
Следует отметить подход к типизации коллекторов при ограниченном наборе
петрофизических данных, разработанном применительно к отложениям месторождений
ООО «Лукойл-Западная Сибирь», в частности, для пластов БС10-11 и Ю1 Кустового
месторождения [1], в которой подтверждаются выводы работ [2-7], что для большинства
полимиктовых коллекторов Западной Сибири фильтрационно-емкостные свойства зависят
не только от глинистости, а в значительной мере определяются содержанием и
распределением зерен песчано-алевритовой размерности, а, следовательно, при выделении
коллекторов пористость не является информативным петрофизическим параметром.
Обоснование граничных значений ФЕС и геофизических параметров
для выделения коллекторов
На рис.5 показаны определения критических значений коэффициентов эффективной
пористости по зависимости Кпэфф=f(Кпдин) при значении Кпдин=0 для пластов АВ1-2 ВатьЕганского месторождения, которые в дальнейшем будут использованы для обоснования
граничных значений фильтрационно-емкостных свойств.
На рисунках 6-13 демонстрируется подход к определению граничных значений
фильтрационно-емкостных свойств для горных пород пластов АВ1-2 Вать-Еганского
месторождения. Эти сопоставления отражают характерные особенности для большинства
месторождений Западной Сибири, а именно: «диффузный» характер связей между
основными фильтрационно-емкостные свойствами, наличие взаимосвязанного спектра
граничных значений коэффициентов пористости, проницаемости, водоудерживающей
способности, будь то коэффициентов пористости от коэффициента проницаемости,
коэффициентов пористости от водоудерживающей способности, коэффициентов
водоудерживающей способности от коэффициента проницаемости.
К тем же выводам можно прийти, используя результаты моделирования ФЕС горных
пород как бидисперсных перколяционных [4-7].
Из этого следует, что при использовании для выделения коллекторов геофизических
параметров также необходимо ожидать появление интервала граничных значений
конкретного геофизического параметра. Это приводит к необходимости привлечения для
выделения коллекторов не одного конкретного метода ГИС (например, параметра спгр), а
комплекс методов. На рис.14 приведен пример выделения коллекторов по прямым
качественным признакам по комплексу методов СП-НМ.
4
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Рис. 1. Сопоставление коэффициента проницаемости с коэффициентом пористости
горных пород для пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения (алевролиты)
Рис.2. Сопоставление коэффициента проницаемости с коэффициентом пористости
горных пород для пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения (песчаники)
5
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
100
90
Квс, %
80
70
60
50
40
30
алевролит карб, слоист
алевролит карб
алевролит слоист
алевролит
20
10
0
0
5
10
15
20
25
30
Кп, %
Рис. 3. Сопоставление коэффициента водоудерживающей способности с коэффициентом
пористости горных пород для пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения (алевролиты)
100
90
Квс, %
80
70
60
50
40
30
20
песчаник карб, слоист
песчаник карб
песчаник слоист
песчаник
10
0
0
10
20
30
Кп, %
40
Рис. 4. Сопоставление коэффициента водоудерживающей способности с коэффициентом
пористости горных пород для пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения (песчаники)
6
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
25
Кпэфф,%
20
15
10
y = 1.56x + 4.26
R2 = 0.85
5
0
0
2
4
АВ1-2
6
8
10
12
Кпдин,%
Рис. 5. Зависимость коэффициента эффективной пористости от коэффициента динамической
пористости горных пород для пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения
Рис. 6. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной
пористости горных пород пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения
7
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Рис. 7. Зависимость коэффициента пористости от коэффициента эффективной пористости
горных пород пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения
Определение характера насыщения коллекторов и обоснование ВНК
Определение характера насыщенности коллекторов включает их разделение на
водонасыщенные и продуктивные и оценку возможности получения притоков нефти.
Основную информацию о характере насыщенности коллекторов несут методы
сопротивления. Поэтому разделение коллекторов на водоносные и продуктивные и
установление возможности получения притоков нефти основано на удельном электрическом
сопротивлении пласта (п) путем сравнения его значений с критической величиной (пкр),
характерной для исследуемого типа коллектора.
Определение критических значений удельного электрического сопротивления
возможно провести на качественном и количественном уровне.
Из методик базирующихся на общих физических предпосылках наиболее простой и
достаточно эффективной является методика парных сопоставлений геофизических
параметров, один из которых зависит от нефтегазонасыщенности и пористости, а другой
только от пористости. Эти сопоставления строятся с учетом результатов опробования
пластов. На рис.15 приведены сопоставления удельного сопротивления п и коэффициента
пористости Кп с результатами опробования пластов ЮК2-5 Песчаного месторождения. На
рис.15 линиями 1 и 2 показаны зависимости п*=f(Кп) и п**=f(Кп), где п* и п**- значения
критических сопротивлений выше (п*) и ниже (п**) которых из пласта могут быть
получены безводная нефть и чистая вода.
8
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Для достоверного обоснования положения ВНК в залежи необходимо установить
граничные значения коэффициента водонасыщения Кв (Кво, Кв*,К вгр, Кв**), соответствующие
границам между различными зонами залежи, и привязать граничные значения Кв к
абсолютным отметкам (а.о.) границ зон залежи. На практике, как правило, величины К в
пересчитываются в соответствующие граничные значения удельного электрического
сопротивления [8]: ρп.пред, ρп*, ρптр, ρп**, ρп.в, где ρп.пред и ρп.в - сопротивления пластов при Кв =
Кво и Кв =1. Обоснование граничных значений Кв и ρп и положения ВНК производится с
использованием комплекса исследований: анализов керна, испытаний скважин, результатов
обработки материалов ГИС.
Рис. 8. Сопоставление коэффициента эффективной пористости с коэффициентом
водоудерживающей способности горных пород пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения
Исследования керна, которые необходимы для достоверной оценки граничных
значений нефть-вода, обоснования ВНК, прогноза вида притока при испытании, включают
измерения фазовых проницаемостей на коллекции образцов, охватывающих полный
диапазон изменения ФЕС продуктивных коллекторов конкретного месторождения. На
рис.16 приведены изменения критических значений коэффициента водонасыщенности в
зависимости от коэффициента абсолютной проницаемости (рис.16, а), коэффициента
открытой пористости (рис.16, б), характерного размера пор
К пр (рис.16, в) для
Rпор 
Кп
образцов горных пород пласта АВ1-2 Повховского месторождения. Следует отметить
повышенные значения Квгр, что, по-видимому, связано с текстурно-структурной
неоднородностью рассмотренных отложений, которая обусловливает повышенное
9
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
содержание глинистых частиц в твердой фазе, что и приводит к повышенным значениям
Квгр.
Рис. 9. Сопоставление коэффициента проницаемости от коэффициента пористости
горных пород пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения (шифр кривых - коэффициент
эффективной пористости)
Следует отметить, что в России есть всего 2-3 петрофизических лаборатории,
выполняющих указанные исследования, особенно с моделированием пластовых условий.
В последнее время геофизиками-петрофизиками стали применяться расчетные кривые
относительных фазовых проницаемостей (ОФП), пересчитанные из замеров капиллярного
давления РК на образцах керна по формулам Бурдайна [8, 9], Пирсона [10], с использованием
методов теории перколяции [11], которые будут рассмотрены далее. В итоге по залежи для
всего диапазона ФЕС получаются необходимые граничные значения Кв: Кво, Кв*,К вгр, Кв**,
которые представляются в табличном и графическом видах. Уровень ВНК приурочен к
значениям К в.гр в пределах переходной зоны от Кв* до Кв**.
Кривые капиллярного давления можно перестроить в кривые зависимости
изменения Кв от высоты изучаемого интервала разреза над уровнем нулевого капиллярного
давления, то есть над уровнем зеркала чистой воды ΔHзчв [9, 10, 8]. В частности,
предложено в [12] полученную в лаборатории экспериментальным путем зависимость
водонасыщенности от капиллярного давления перестраивать в график распределения
водонасыщенности по высоте залежи по формуле: h 
(1)
10
10  Pc   пл
,
( в   н )   лаб
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
где h - высота над уровнем с нулевым капиллярным давлением, м;
Рс - капиллярное давление при лабораторных условиях, МПа;
σпл - поверхностное натяжение на границе раздела "нефть - вода " при пластовых
условиях, дн/см или Н/м;
σлаб - поверхностное натяжение на границе раздела "газ - вода" в лабораторных
условиях, дн/см или Н/м;
δв - плотность воды при пластовых условиях, г/см 3 или кг/м 3 ;
δн - плотность нефти при пластовых условиях, г/см 3 или кг/м 3 .
Используя данные лабораторных исследований воды и нефти и подставляя их в
вышеприведенную формулу, реализуем пересчет кривых капиллярных давлений в кривые
h  f ( К в , К пр ) (рис.17, а) или h  f ( К н , К пр ) (рис.17, б) для образцов горных пород пласта
БВ8 Повховского месторождения, на основе которых с использованием кривых
относительных фазовых проницаемостей и функции обводненности (Баклея Леверетта) строятся модели переходной зоны для пласта БВ8 Повховского
месторождения, где точками нанесены данные о коэффициенте нефтенасыщенности,
полученные из скважины №44 Повховского месторождения, пробуренной на РНО (рис.18).
Наиболее важным результатом данной методики является возможность с помощью этой
номограммы прогнозировать положение ВНК при наличии данных по скважине (скважинам),
вскрывшей исследуемую залежь выше ВНК. Прогноз реализуется по результатам оценки по
данным ГИС величин проницаемости (или пористости) и водонасыщенности Кв. Для этого
необходимо на номограмму нанести точку с координатами Кпр ( или Кп) и Кв (или Кн), и
положение этой точки позволит определить расстояние от исследованного пласта вниз по
разрезу до уровня ВНК или ВНК*. Такая методика позволяет спрогнозировать положение
контактов уже на стадии открытия месторождения [13].
11
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Рис.10 Сопоставление коэффициента проницаемости и коэффициента водоудерживающей
способности горных пород пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения
100
неколлекторы
90
80
плохие
коллекторы
70
удовл.
коллекторы
Квс, %
60
50
хорошие
коллекторы
40
30
20
10
0
0
более 100
5
10
10-100
15
0.86-10
20
Кп, %
25
0.1-0.86
30
35
до 0.1
Рис.11 Сопоставление коэффициента пористости и коэффициента водоудерживающей
способности горных пород пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения (шифр кривых коэффициент проницаемости)
12
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Рис. 12. Сопоставление коэффициента пористости с коэффициентом проницаемости
горных пород пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения
Рис. 13. Сопоставление коэффициента пористости от коэффициента водоудерживающей
способности горных пород пласта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения
40
35
30
W, %
25
20
15
10
5
сп
0
0
0.2
коллектор
0.4
плотный
0.6
уголь
0.8
1
неколлектор
Рис. 14. Разделение горных пород пласта БВ8 Северо-Варьеганского месторождения
13
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
на коллекторы и неколлекторы по комплексу методов НК-СП
1
2
Рис. 15. Сопоставление удельного электрического сопротивления с коэффициентом
пористости пород-коллекторов Песчаного месторождения, давших при испытании
нефть, нефть с водой и воду
Из приведенных выше результатов расчетов ΔHзчв, представленных на рис.17 в виде
кривых ΔHзчв=f (Кв.гр) для разных значений проницаемости образцов керна, показывают, что
уровень ВНК, обозначенный по величинам К в.гр, не горизонтален и может менять свое
положение в зависимости от изменения ФЕС коллекторов конкретных образцов керна в
пределах 20 м: от 5 м над зеркалом чистой воды (РК = 0) при Кпр ≈ 1000 мД, до 25м для Кпр ≈
1.0 мД.
Таким образом, по результатам исследования керна видно, что только за счет
изменения свойств коллекторов в залежи нефти положение водонефтяного контакта
меняется на значительную величину. При отсутствии закономерностей в изменении свойств
коллекторов на уровне ВНК область водонефтяного контакта будет иметь вид неровногоризонтальной поверхности с диапазоном отметок ВНК, обусловленных изменением
свойств коллекторов [13].
Определение фильтрационно-емкостных свойств по данным ГИС
Существующие подходы определения ФЕС на основе данных отдельных методов ГИС
(однометодные методики), а также комплекса методов ГИС (методы последовательного
учета неизвестных петрофизических переменных и констант, например, учет влияния
коэффициента объемной глинистости и ее минерального состава на показания нейтронного и
акустического методов через показания методов СП и ГК) дают значительные погрешности
14
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
определения искомых величин: по пористости –3.5-4.0 абс.%; по проницаемости – больше
порядка величины.
100
80
Кв,%
60
Кво
Кв*
40
Квгр
Кв**
20
0
15
20
25
30
Кп,%
100
80
Кв,%
60
Кво
Кв*
40
Квгр
Кв**
20
Кп,%
0
15
20
25
30
100
80
60
Кв,%
Кво
Кв*
Квгр
40
Кв**
20
0
0.01
Rпор,мкм
0.1
1
Рис. 16. Изменение критических значений водонасыщенности Кв в зависимости от
проницаемости по данным кривых фазовых проницаемостей для образцов горных
15
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
пород пласта БВ8 Повховского месторождения
Высота над зеркалом чистой воды,м
50
40
30
20
10
0
0
10
20
30 40 50 60 70
водонасыщенность,%
6 мД
1.8 мД
Кв*
Кв**
предполагаемая 1000 мД
80
90
100
47 мД
247 мД
Квгр
предполагаемая 1 мД
Высота над зеркалом чистой воды,м
50
40
30
20
10
0
0
16
20
40
60
нефтенасыщенность,%
80
100
6 мД
47 мД
1.8 мД
247 мД
Кв*
Квгр
Кв**
предполагаемая 1мД
предполагаемая 1000 мД
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Рис. 17. Изменение водонасыщенности Кв ( или Кн) пласта в зависимости от проницаемости
коллектора и его положения относительно зеркала чистой воды по данным капилляриметрии
для пласта БВ8 Повховского месторождения
17
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
0
50
100
2610
Кн,%
2620
2630
Глубина, м
2640
2650
2660
2670
2680
2690
2700
1мД
500мД
Кв*
0
10мД
скв.44 РНО
Квгр
50
80
100мД
1000мД
Кв**
100
Кн,%
70
Расстояние от ВНК, м
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
скв.44 РНО
100мД
Кв*
1мД
500мД
Квгр
10мД
1000мД
Кв**
Рис. 18. Модель переходной зоны пласта БВ8 Повховского месторождения
18
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Способы определения ФЕС, разработанные с использованием петрофизического обеспечения
на основе результатов моделирования горных пород как перколяционных систем позволяют
повысить достоверность определения ФЕС [4-6]. Другим достаточно эффективным способом
определения ФЕС является эмпирический подход, основанный на построении кросс-плотов на основе
совместного использования данных ГИС и керна. На рис.19-20 в качестве примера приведены кроссплоты для определения коэффициентов пористости и проницаемости Черногорского месторождения.
30
25
Кп,%
20
15
10
5
0
0
20
12.5
27.5
15-20
30-35
40
60
17.5
32.5
20-25
80
22.5
w=10-15
25-30
DUсп,мВ
Рис.19. Кросс-плот для определения коэффициента пористости горных пород пласта БВ10.
Сопоставление зависимости Кп=f(DUсп,w) при различных величинах w (точки - данные керн-ГИС,
линии - аппроксимирующие кривые)
10000
1000
Кпр, мД
100
10
1
0.1
0.01
0.001
0
20
7.5
17.5
27.5
10-15%
40
60
12.5
22.5
Кп=5-10%
15-20%
80
DUсп, мВ
Рис. 20. Кросс-плот для определения коэффициента проницаемости горных пород пласта БВ10.
Сопоставление зависимости Кпр=f(DUсп,Кп) при различных величинах Кп (точки - данные кернГИС, линии - аппроксимирующие кривые)
19
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Обоснование коэффициента нефтенасыщенности коллекторов на основе
изучения кернового материала и данных ГИС
Коэффициент нефтенасыщенности продуктивных отложений Западной Сибири
определяется, как правило, по удельному электрическому сопротивлению (УЭС). При этом
используются петрофизические зависимости параметра насыщения Рн от коэффициента
водонасыщенности Кв и параметра пористости Рп от коэффициента пористости Кп, а также
зависимости удельного сопротивления ρп от объемного водонасыщения Wв. Первые
получают на керне путем измерения УЭС полностью и частично водонасыщенных образцов
горных пород, насыщенных раствором электролита эквивалентным минерализации
пластовых вод, которые затем аппроксимируют, в большинстве случаев, степенными
зависимостями Арчи-Дахнова: Рп=a/Кпm и Рн=1/Квn, где m – показатель сцементированности,
n – показатель смачиваемости. Вторые – базируются на исследовании водонасыщенности и
УЭС образцов горных пород, отобранных из скважин, пробуренных на буровом растворе с
нефтяной основой (РНО). При петрофизическом обеспечении определения коэффициента
нефтенасыщенности при достаточном числе пластопересечений, вскрытых скважиной,
используется УЭС пластов, определенного по данным электрических и электромагнитных
методов каротажа.
Г.В.Таужнянским в [15, 16] разработан способ совместного использования УЭС,
измеренного на образцах в лабораторных условиях и в скважине, с целью получения
достаточно обоснованной зависимости ρп =ƒ(Wв). В [17] проведено обобщение
рассматриваемой зависимости для разных стратиграфических групп коллекторов нефти и
газа некоторых месторождений Западной Сибири и показано, что зависимость ρп =ƒ(Wв)
удовлетворительно
аппроксимируется
полиномом
второй
степени
вида
lgρп
=A+B*lgWв+С*lgWв, что указывает на существенную нелинейность поведения ρп в
зависимости от Wв в двойном логарифмическом масштабе, а значит и принципиальную
невозможность описания такого поведения в рамках формул типа Арчи-Дахнова. Такое
поведение УЭС в зависимости от объемной водонасыщенности, т.е. быстрый, нелинейный
рост УЭС в области малых значений Wв, может быть описано в рамках теории перколяции,
что и будет показано далее.
В последние годы начинают входить в практику исследования сохраненной
водонасыщенности керна, отобранного из скважин, пробуренных по изолирующей
технологии [18].
В настоящей статье обсуждается опыт обоснования петрофизической зависимости
ρп =ƒ(Wв) по результатам исследования водонасыщенности и удельного электрического
сопротивления керна, отобранного из скважин, пробуренных на растворе с водной основой
(РВО), РНО и по технологии изолированного керна.
На рис. 21 сопоставление УЭС с объемной водонасыщенностью для горных пород
коллекторов пластов АС4 и БС10-11 Кустового месторождения выполнено для случаев, когда
УЭС и водонасыщенность изучались на отмытых от солей и углеводородов образцах и когда
УЭС определено для пластопересечений по ГИС, а объемная водонасыщенность - усреднена
по образцам сохраненного керна в интервале пластопересечений по ГИС. Линией 1 показана
зависимость ρп =ƒ(Wв), полученная аппроксимацией по формуле из [19], а линией 2 уравнение параболы lgWв=0,27*( lgп )2 –1.08* lgп + 1.74, которое было использовано при
переоценке балансовых запасов рассматриваемых объектов в 1994 году.
На рис. 22 выполнено сопоставление УЭС с объемной водонасыщенностью,
измеренных на образцах горных пород, отмытых от солей и улеводородов, для пласта БВ8
Повховского месторождения и УЭС для пластопересечений по ГИС с объемной
водонасыщенностью, усредненной по образцам керна в интервале пластопересечений по
ГИС, по скважине 44р этого же месторождения, пробуренной на РНО. Здесь линией 1
показана зависимость ρп =ƒ(Wв), полученная аппроксимацией всех точек формулой из [19], а
20
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
линией 2 –степенная зависимость, описывающая данные без результатов из скважины на
РНО.
удельное электрическое сопротивление, Ом*м
1000
2
100
1
10
1
0.01
0.1
1
объемная водонасыщенность, д.е.
центрифугирование БС10-11
изолированный керн БС10-11
изолированный керн АС4
центрифугирование АС4
Рис. 21. Сопоставление УЭС с объемной водонасыщенностью горных пород для пластов
АС4, БС10-11 Кустового месторождения
21
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
удельное электрическое
сопротивление,Омм
100
1
2
y = 0.13x-1.67
R2 = 0.89
10
1
0.01
0.1
1
объемная водонасыщенность
скв.44 РНО
центрифугирование БВ8
Рис. 22. Сопоставление УЭС с объемной водонасыщенностью горных пород для пласта БВ8
Повховского месторождения
Из рис. 20-21 следует, что использование уравнения параболы для расчета
нефтенасыщенности при значениях сопротивления больших, чем экстремум функции,
коэффициент нефтенасыщенности получается ниже, чем при значениях УЭС до экстремума.
С другой стороны, аппроксимация фактических данных сопоставления УЭС с объемной
водонасыщенностью уравнением параболы при низких значениях Wв не достаточно точно
описывает поле точек. Аппроксимация же рассматриваемых сопоставлений степенной
зависимостью также недостаточно удовлетворительно описывает фактические данные (см.
рис.22).
Литература
1. Терентьев В.Ю., Неяглова О.А. Типизация коллекторов при ограниченном наборе
петрофизических данных //Научно-практическая конференция АИС, ЕАГО и ОАО
«ЦГЭ» «Геофизические и нефтепромысловые методы исследования скважин в
комплексе с сейсморазведкой для построения и сопровождения геологических
моделей залежей нефти и газа», 2004г.
2. Афанасьев В.С., Шнурман Г.А., Терентьев В.Ю. Методика оценки пористости и
компонентного состава песчано-алеврито-глинистых пород по промысловогеофизическим данным.: Сб."Нефтепромысловая геофизика".- Уфа, 1975.
3. Терентьев В.Ю. Разработка методики определения коллекторских свойств и
нефтенасыщенности терригенных отложений с повышенным содержанием
алевритового материала по данным промысловой геофизики.: Автореф. дис. ... канд.
геол.-минер. наук.- М., 1979.-20 c.
4. Мальшаков А.В. Разработка петрофизических моделей терригенных породколлекторов для оценки их фильтрационно-емкостных свойств по данным
геофизических исследований скважин (на примере месторождений Западной Сибири).
Автореферат на соискание ученой степени кандидата геол.-минерал.наук.
Тюмень,1994.
22
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
5. Мальшаков А.В., Ефимов В.А. Повышение достоверности определения
фильтрационно-емкостных свойств «микрослоистых» пластов по данным
геофизических исследований скважин. В кн. Нефть и газ Западной Сибири. Тез.докл.
Международной научно-технической конференции. Тюмень, 1996, с113-114.
6. Jefimov V.A., Malshakov A.V. Petrophisical Model of Terrigenose Reservoir Rock. Abs.
First Congress of Balkan Geophisical Society, Athens, Greece, 1996, p.404-405.
7. Борщев В.В., Ефимов В.А., Мальшаков А.В., Романов Е.А. Проблемы получения
исходной геолого-геофизической информации для решения геологических задач //
Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. г.Ханты-Мансийск,
Путиведъ,2001. С.328-339.
8. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей
нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением
результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов.
Калинин: НПО «Союзпромгеофизика». 1990.
9. Петерсилье В.П., Белов Ю.Я. и др. К вопросу оценки параметров переходной зоны с
использованием кривых капиллярного давления. М.: ВНИГНИ. 1976. Вып. 242. 1976.
10. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат. 1961.
11. Мальшаков А.В., Ефимов В.А. Проницаемость и перколяционные свойства порового
пространства осадочных горных пород, Инженерный журнал, том 61, №4, 1991, с.635640.
12. Петерсилъе В.И, Белов Ю.Я., Рабиц Э.Г. Методика получения опорной
петрофизической информации по результатам исследования керна // Поиск и разведка
месторождений нефти и газа. - М.: ВНИГНИ, 1989. - С. 53-63.
13. В.И. Петерсилье, Э.Г. Рабиц, Ю.Я. Белов, С.П. Горбунова, М.Ф. Веселов
Петрофизические характеристики основных продуктивных горизонтов Западной Сибири
// Геология и направления поисков нефти и газа. – М.: ВНИГНИ, 2003. – С. 203-215.
14. Дьяконова Т.Ф., Билибин С.И., Дубина А.М., Исакова Т.Г., Юканова Е.А.
Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических
исследований скважин при построении детальных геологических моделей. / НТВ
«Каротажник», №3-4 (Вып.116-117), С.83-97.
15. Таужнянский Г.В. Способ учета влияния термобарических условий при определении
коэффициента нефтенасыщенности однородных терригенных коллекторов // Геология
нефти и газа. 1986. №4. C.28 - 30.
16. Таужнянский Г.В., Петросян Л.Г., Петерсилье В.И. Обоснование коэффициента
нефтенасыщенности месторождений Среднего Приобья // Геология нефти и газа.
1987. №11. C.46 - 50.
17. Таужнянский Г.В., Соколовская О.А., Румак Н.П., Селиванова Е.Е. Петрофизическое
обоснование определения коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов
месторождений Западной Сибири //НТВ «Каротажник». 2002, Вып.101, C.35 - 45.
18. "Методическое
руководство
по
отбору
и
анализам
изолированного
керна", Б.Ю.Хайруллин, В.Г.Мамяшев, В.В.Федорцов. ЗапСибБурНИПИ. Тюмень,
1993г.
19. Ефимов В.А., Мальшаков А.В., Романов Е.А., Мордвинцев М.А., Рогожнев О.В.
Обоснование коэффициента нефтенасыщенности коллекторов на основе изучения
кернового материала и данных геофизических исследований скважин // Нефтяное
хозяйство, 2005 (в печати).
23