Posobie_Kamerton

геологические параметры; характер насыщения и др. Ниже приведен пример таблицы результатов количественной интерпретации данных ГИС. (табл.1)

Таблица 1

Результаты количественной интерпретации данных ГИС

	№	Пл	Интервал коллектора, м				НЭФ., м	ρП,	αСП	КПприн,	КПкерн,	КН,	КПР 10-	Хар-р
								Омм		д.ед.	д.ед	д.ед	3	нас.
			глубина		а.о.
													мкм2
			2746.7	2747.5	2640.1	2641.8	1.7	10.7	0.783	0.190	0.188	0.521	41.3	нефть
			2747.5	2748.7	2641.8	2642.9	1.1	10.5	0.910	0.192		0.526	42.6	нефть
		10
			2749.7	2752.0	2644.0	2646.2	2.2	9.8	0.970	0.203	0.200	0.516	93.9	нефть
	55	АС
			2752.8	2753.9	2647.1	2648.1	1.0	9.7	0.900	0.193	0.197	0.493	48.3	нефть
			2754.7	2756.1	2648.9	2650.3	1.3	9.7	0.950	0.193		0.493	48.3	нефть

При такой выгрузке данных в таблицу «Заключение» необходимо вывести все значения коэффициента пористости, определенные в ходе количественной интерпретации данных ГИС. Далее в программе MSExcel строятся сопоставления Кпкерн – КпГИС, на основе которых принимается решения

о выборе той или иной методики расчета коэффициента пористости по данным ГИС для данного месторождения. На Рис.57 приведены примеры таких сопоставлений.

	22.0							22
	20.0							20
Кп СП,%	18.0						Кп НМ, %	18
	16.0							16
	14.0							14
	12.0							12
	12.0	14.0	16.0	18.0	20.0	22.0		12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
			Кп керн, %									Кп керн, %
				Рис.57. Пример сопоставлений Кпкерн – КпГИС

Выбирая метод, по которому будет определяться коэффициент пористости, нужно учитывать не только сходимость полученных результатов с петрофизическим исследованиями керна, но и массовость проведения того или иного геофизического метода на месторождении.

Результаты выполнения работы и выходная информация

∙Файл формата LJB по каждой скважине.

∙Сопоставление Кпкерн – КпГИС в виде графиков по всем проанализированным методикам определения Кп.

8.Оценка характера насыщения коллекторов

Цель блока занятий

Определение характера насыщения коллекторов по комплексу геофизических исследований скважин.

Программное обеспечение, используемое в блоке занятий

Модуль «Линт» программного комплекса «Камертон».

Входная информация

Основными исходными данными при проведении литологического расчленения разреза являются диаграммы методов ГИС, загруженные в файл формата LJB.

Описание решения задачи

Оценка характера насыщения коллекторов включает в себя разделение коллекторов на водоносные и нефтегазосодержащие, установление типа насыщающих углеводородов (газ, нефть) и оценку возможности получения притока. В пределах нефтяных (газовых) залежах сверху вниз выделяются две зоны:

∙однофазной фильтрации нефти (газа);

∙двухфазной фильтрации нефти (газа) и воды.

При построении геологической модели и подсчете запасов за нижнюю границу залежи принимается водонефтяной (водогазовый) контакт ВНК (ГНК), являющейся границей, ниже которой при опробовании получают однофазный приток воды, а выше которой – приток нефти (газа) с водой. Эту границу называют – уровень свободной воды или зеркало чистой воды.

Оценка характера насыщения реализуется с использованием:

∙прямой информации о нефтегазонасыщенности разреза, получаемой в процессе бурения – при интерпретации данных ГТИ и

прямых определений остаточной нефтенасыщенности по керну и шламу;

∙прямой информации о нефтегазонасыщенности разреза,

получаемой при испытании пластов в процессе бурения и в колонне, в том числе прибором на каротажном кабиле;

∙результатов измерения пластового давления в открытом стволе с помощью приборов на каротажном кабеле;

∙результатов интерпретации данных ГИС.

Однако в сложившейся промысловой практике наиболее применяемыми для оценки характера насыщения являются испытания пластов в колонне и открытом стволе и методы ГИС. Остальные методы используются редко из-за малых объемов их выполнения.

Определение характера насыщения по результатам испытания в процессе бурения и в колонне. В открытом стволе бурящихся скважин

испытания проводят с помощью испытателя пластов на бурильных трубах (ИПТ) и опробователей (испытателей) пластов на каротажном кабеле (ОИПК).

Благоприятными условиями для получения однозначных результатов испытания являются близость гидростатического давления промывочной жидкости и пластового давления, малая водоотдача промывочной жидкости (не более 10 см3 за 30 минут), повышенная вязкость пластовой нефти.

При незначительном проникновении фильтрата промывочной жидкости в пласт интерпретация результатов испытания проста. Характер отобранной пробы соответствует характеру насыщения пласта. При значительном

проникновении фильтрата промывочной жидкости в пласт отбор пробы затруднен, так как глубинность метода ограничена и составляет 20 – 45 см. В этом случае характер насыщения по составу и количеству газа, поступающего из остаточного флюида зоны проникновения.

Испытания в колонне являются в настоящее время наиболее массовым источником прямой информации о нефтегазонасыщенности пластов- коллекторов. Однако достоверность определения характера насыщения может снижаться по нескольким причинам:

∙совместное испытание пластов, принадлежащих двум или более залежам;

∙плохое или неизвестное качество цементирования колонны в интервале перфорации;

∙применение методов интенсификации притока;

∙испытание зон двухфазной фильтрации, когда испытания существенно зависят от режима испытаний.

Результаты испытаний загружаются в виде текстового колодца. Подробно процесс загрузки описан в разделе 1 «Загрузка исходных геолого- геофизических данных в систему «Камертон». Если испытания качественные,

то интервалу их проведения в качестве характера насыщения приписывают характер притока. Для этого создают колодец «Насыщение». В окне «Макет» (

) выбирается команда Создать > Колодец > Состояние пласта >

Насыщение. Процесс создания колодца подробно описан в разделе 5 Литологическое расчленение разреза и определение эффективных толщин.

Оценка характера насыщения по данным электрометрии. Удельное

электрическое сопротивление пласта или в редких случаях удельное электрическое сопротивление прискважинной зоны остаются основными характеристиками для выделения нефтегазосодержащих пород-коллекторов, оценки подвижности углеводородов, количественной оценки коэффициентов нефтегазонасыщения и прогнозирования состава притока при испытании. Так как нефть и газ в равной степени не проводят электрический ток, то по

удельному сопротивлению оценивают коэффициент нефтегазонасыщения без разделения на нефте- и газонасыщенные интервалы. Хотя в отдельных конкретных случаях такое разделение возможно.

Основной проблемой при определении характера насыщения по данным электрометрии является установление граничных значений удельного сопротивления для разделения чисто нефтяной (газовой), водонефтяной (водогазовой) и чисто водоносной зоны. Один из способов решения этой проблемы – построение сопоставления удельного сопротивления пород-

коллекторов и коэффициента пористости с разделением точек по результатам испытаний. Для месторождений Западной Сибири вместо коэффициента пористости используют относительную амплитуду метода СП. Построение подобного рода сопоставлений описано в разделе 4 «Создание

петрофизической модели пласта и обоснование алгоритмов интерпретации данных ГИС». Далее сопоставляя значения удельного сопротивления пластов- коллекторов с граничными значениями, стоят колодец Насыщения. В окне

«Макет» () выбирается команда Создать > Колодец > Состояние пласта >

Насыщение. Процесс создания колодца подробно описан в разделе 3.5 Литологическое расчленение разреза и определение эффективных толщин.

Для удобства отображения граничных значений на планшете можно воспользоваться функцией создания заливок. Для этого сделайте активной кривую, по которой будет создаваться заливка, и щелкнуть по ней правой клавишей мыши. Из выпадающего списка выбрать Свойства окна. Появиться окно Свойства, в котором выбирается закладка Заливки (Рис.58). При создании заливки в окне нужно помнить, что можно залить от кривой до какого-то значения, или от значения до кривой, или между кривыми. Также при использовании заливок по кривой нужно понимать, что заливка автоматически появляется во всех интервалах, соответствующих граничным значениям, то есть без деления на коллектор и неколлектор. В таком случае надо ставить

интервалы заливки в столбце Интервалы или проводить совместный анализ результатов литологического расчленения разреза и интервалов, выделенных с помощью граничных значений.

Рис.58. Окно «Свойства». Закладка «Заливки»

И далее в колодце Насыщение ставиться характер насыщения в соответствии с граничным значением удельного сопротивления (Рис.59).

Рис.59. Определение характера насыщения по граничному значению удельного сопротивления

В том случае, когда на планшете нужно отобразить два граничных значения. Например для разделения коллекторов на нефтенасыщенные, нефтеводонасыщенные и водонасыщенные. Для этого можно создать непрерывные кривые, которые будут соответствовать граничным значениям. В окне «Макет» () выбирается команда Создать > Непрерывная. Нажимаем кнопку ОК. Появится окно Свойства (Рис.58). В закладке Основные устанавливаем Видимый интервал (Рис.58 а). Он должен совпадать смасштабам кривой удельного сопротивления. Закладка Линии – устанавливаем тип, цвет и толщину линии (Рис.60 б). Следующая закладка Точки – устанавливается тип цвет и размер точек кривой. Созданная кривая появляется в отдельном окне, но она не имеет названия. В окне «Макет» необходимо это название написать. Переносим вновь созданную кривую в окно к кривой удельного сопротивления. На данном этапе созданная кривая выглядит как точка. Делаем созданную кривую активной и с помощью кнопки двигаем точку как необходимо. Вторую точку ставим добавляем щелчком левой клавиши мыши. Точки кривой можно двигать. Также редактирование кривой доступно через Редактор непрерывных кривых. Таким же образом создается еще одна кривая, соответствующая другому граничному значению. Для наглядности можно сделать заливку в окне способом, описанным выше в

этом же разделе. Далее создается колодец Насыщения.
а.	б.	в.

Рис.60. Окно «Свойства». Закладка «Основные» (а). Закладка «Линии» (б). Закладка «Точки» (в)

Результаты выполнения работы и выходная информация

Файл формата LJB по каждой скважине.

9. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности пород-коллекторов

Цель блока занятий

Определение коэффициентов нефтегазонасыщения и уточнения эффективных нефтегазонасыщенных толщин

Программное обеспечение, используемое в блоке занятий

Модуль «Линт» программного комплекса «Камертон».

Входная информация

Основными исходными данными при проведении интерпретации геофизических исследований скважин являются:

∙диаграммы методов ГИС;

∙петрофизические зависимости типа «керн – керн» и «керн – ГИС».

Описание решения задачи

Определение коэффициентов нефтегазонасыщения пород-коллекторов реализуется по данным исследования керна и ГИС. Нужно отметить, что обоими способами определяется коэффициент водонасыщения, а не нефтегазонасыщения (Кнг=1–Кв). В связи с существенно меньшей

освещенностью разреза керновыми исследованиями эти данные применяют в качестве петрофизической основы интерпретации данных ГИС и для обоснования достоверности определяемых параметров.

При определении коэффициентов нефтегазонасыщения по данным ГИС основными методами являются электрические и электромагнитные. Этот

способ реализуется с использованием зависимостей между параметром насыщения (Рн) и коэффициентом водонасыщенности (Кв), а также между параметром пористости (Рп) и коэффициентом пористости (Кп), получаемых по

результатам исследований керна. Точность определенияКв по этой методике будет зависеть от надежности определения перечисленных параметров.

Зависимости Рн=¦(Кв) и Рп=¦(Кп) получают эмпирическим путем по

результатам измерения удельного электрического сопротивления образцов пород с различной степенью их насыщения.

Теоретически это один из самых надежных способов определенияКн,

поскольку здесь учитывается влияние свободной воды (по Рн=¦(Кв)), влияние скелета и структуры порового пространства (по Рп=¦(Кп)). Слабым местом в

данной методике является несоответствие условий моделирования эксперимента условиям формирования нефтегазовой залежи. При

моделировании заданного водонасыщения должно соблюдаться три основных условия:

·представительность выборки керна по максимальному спектру ФЕС;

·постоянство минерализации воды, насыщающей поры образца;

·равномерное распределение воды в образце при замере УЭС, такое же, как в условиях естественного залегания.

Условия построения зависимостей Рн=¦(Кв) и Рп=¦(Кп), а также литолого-

фильтрационные особенности коллекторов во многом определяют достоверность самих зависимостей, а также погрешность оценки коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС. В таком варианте расчетаКн в

неявном виде дважды учитывается величина минерализации пластовой воды (при расчете Рп и Рн), поэтому обоснование значения минерализации пластовой воды существенно сказывается на результатах. Кроме этого, на вид зависимостей оказывают влияние структурно-литологические и фильтрационные особенности коллекторов.

Другой вариант заключается в использовании зависимостей rп=¦(wв), где wв– объемная водонасыщенность (wв=Кп×Кв), построенных по результатам исследований керна из скважин, пробуренных на РНО в данном районе работ.

Эти связи могут использоваться по ряду близко расположенных месторождений одноименного тектонического свода и стратиграфического интервала при постоянстве минерализации пластовой воды.

Преимущество зависимости rп=¦(wв) заключается в том, что при бурении

скважин на РНО поднимается керн с естественным распределением остаточной воды, при этом сохраняется ее пластовая минерализация и состояние смачиваемости поверхности порового пространства. На образцах такого керна удается измерить удельное сопротивление с естественной водонасыщенностью,

что позволяет получить истинные связи между rп и объемной влажности или водонасыщенностью.

Какой бы из рассматриваемых способов не был использован,

достоверность определения коэффициента нефтегазонасыщения обеспечивается следующим:

·достоверностью определения удельного электрического сопротивления пород;

·достоверностью определения минерализации (удельного электрического сопротивления) пластовой воды;

·выбором адекватной петрофизической основы интерпретации данных ГИС.

Расчет коэффициента нефтегазонасыщения по зависимостям Рн=¦(Кв) и

Рп=¦(Кп) может быть использована «Стандартная обработка» или «Методика пользователя». Для использования опции «Стандартная обработка» нажмите кнопку «Параметры» на панели «Расчет методики» . В

появившемся окне «Технология» выберите строку «Насыщенность по Дахнову – Арчи», укажите номер окна вывода, в колонках «Считать» «Выводить» и «Новая» поставьте «галочки». В нижней части окна «Технология» введите соответствующие параметры (Рис.61). Кривые

удельного электрического сопротивления породы и коэффициента пористости выбираются из выпадающего списка. Нужно помнить, что коэффициент