Интерпретация

50~-----

4-------

+-------

+------

~----

~

20~-----

+-------

+-------

+------

~----

~

0,2

0,4

0,6

0,8

Х..л

Рис. 120. Зависимость Pn/Pr• =/(х..).

Шифр кривых - Рнп/Pr•

Оценка коэффициентов нефтегазонасыщенности по показаин­ ям импульсных нейтронных методов изложена в§ 14.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ k. ПО ДИАГРАММАМ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ

СО СТАЦИОНАРНЫМ ИСТОЧНИКОМ

Коэффициент газанасыщения kr определяют по диаграммам НГМ или НИМ-Т, полученным в обсаженной скважине в усло­

виях полностью расформированной зоны проникновения в газо­

носных терригеиных коллекторах с kп > 15 % при pПJI ~ 50 МПа, т.е. при глубине залегания пластов не более 3,5-4 км.

Физической предпосылкой для определения kr по данным

ИМ является зависимость нейтронной пористости коллектора kпп от содержания в породе газа, обусловленная существенным отли-

300

чием водородного индекса газа w. от водородных индексов нефти

Wн и пластовой воды w•. С глубиной величины w., Wн, w. сбли­

жаются, что исключает возможность выделения газоносных кол­

лекторов и определения в них k. при pDll > 50 МПа.

Значение k. находят, решая уравнение
kпп = kп.общ [w.(1 - k.) + w.k.],	(101)

где kпп - нейтронная пористость (водородный индекс) газоносно­

го коллектора; w., w. - водородные индексы газа в пластовых

условиях и пластовой воды (см. § 14).

В чистом песчаном коллекторе k. рассчитывается по формуле

kг = (kп.общWвkпп)/(kп.общ(WвWг));		(102)
в глинистом коллекторе
kг = (kп.общWв -	kглWrл - kпп)/(kп.общ(Wв- Wr));	(103)
в чистом коллекторе с трехфазным насыщением
kг = (k,...общ(Wв(1	- kн) + Wнkи)- kпп)/(kп.общ(Wв- Wr)),
где Wrл и Wи -	водородные индексы глинистого цемента и нефти
(см.§ 14).

Учет поправки на плотностной эффект рассмотрен в § 14 по­

собия.

Так же, как при определении kи, k., kиг по удельному сопро­

тивлению и диэлектрической проницаемости породы, для опре­ деления kг по данным стационарных нейтронных методов ИМ

требуется комплексная интерпретация материалов ГИС, дающих

информацию о пористости и глинистости коллектора.

РАЗДЕЛЬНОЕОПР~ЕНИЕ~И~ВКОЛЛЕКТОРАХ

С ТРЕХФАЗНЫМ НАСЫЩЕНИЕМ

Для решения этой задачи определяют kиг по удельному сопро­

тивлению, kг по материалам ИМ, kи рассчитывают как kиг- k•.

Материалы ИМ должны включать результаты повторных ис­ следований по проrрамме: первый замер до спуска колонны, вто­ рой - сразу после цементирования колонны, третий и последую­ щие - через различное время после обсадки вплоть до полного

расформирования зоны проникновения в продуктивном коллек­

торе.

Задачи 148. Определить коэффициент нефтегазонасыщения песчани­

ка, если Ркп = 25 Ом·м; kп = 25% по данным акустического мето-

301

а

б

30

O,ll-----	&d/--1-U--,----1	---+--1
O,OS0!-_.:....	_1=-1--l.,!-6:---....	,14~~knn,% О

Рис. 121. Палетка для определеНИJI коэффициеиrа кажущеrося rаэонасыщеНИJI k~ н поправки 4А:м.м на плотносmой эффект, обуслоВJiеННЬIЙ rаэонасыщенно­

стью:

а, б- минерализация пластовой воды О и 200 r/л соответственно; 1, 2- зонды

НГК-60 и ННК-Т соответственно

да; удельное сопротивление пластовой воды Рв = 0,22 Ом·м при температуре пласта; относительная амплитуда СП- 0,85. Кривые

Ри =/(k.) см. на рис. 7.

149.Определить коэффициент нефтенасыщения коллекторов, выделяемых на диаграммах рис. 93; t = 46 °С; Рв = 0,05 Ом·м.

150.Установить коэффициент нефтегаэонасыщения тонких

прослоев продуктивного коллектора в пачке, представленной че­

редованием коллекторов с глинами (Рrл = 2,6 Ом·м); доля гли­

нистых прослоев в общей толщине пачке по данным СП - Хrл = = 0,3; удельное сопротивление пачки 5,5 Ом·м; пористость про­ слоев 25 %; удельное сопротивление воды 0,06 Ом·м. Коллекторы

гидрофильные слабосцементированные.

151. Определить kвr того же коллектора, что и в задаче 150, если в пачке содержится 25 % (от общей мощности) плотных

прослоев с Рп = 23 Ом·м.

302

152. Выделить газонасыщенные коллекторы в продуктивном

пласте АВ2_3 Самотлорского месторождения на основании ком­

плекса методов ГИС, представленных на рис. XVII. Определить

коэффициенты их газанасыщения по показаниям стационарно­

го нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам с уче­

том поправки на плотностной эффект (рис. 121). Значения ко­

эффициентов пористости коллекторов оцените по данным метода

СП, используя уравнение kп = 13,2асп + 17. Эквивалентную

влажность Wв коллекторов определите по показаниям НИМ-Т. Водородный индекс газа Wr оцените, считая, что газ на 95 % со­ стоит из метана, пластовая температура соответствует 58 °С, пластовое давление - 19 МПа. С помощью палетки на рис. 121

оцените значение коэффициента кажущегося газанасыщения k~

и затем определите газанасыщение пласта kr по формуле: kr =

=k~ /(1 - Wr).

153.Оцените коэффициенты газанасыщенности в условиях

задачи 152 по результатам интерпретации комплекса методов

электрометрии и СП. Дайте объяснение различию результатов определения kr, полученных в данной и предыдущей задаче.

§25. СХЕМА ОЦЕНКИ ДОСТОВЕРНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕfАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПО ПАРАМЕТРУ НАСЫЩЕНИЯ

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности возмож­

но с использованием разнообразной информации о пористости:

прямых определений на керне, способов · оценки пористости с

помощью разных геофизических методов и методик обработки.

Для оценки достоверности определяемого подсчетного параметра существуют два подхода, первый из которых - непосредственное

сравнение k8 , найденного по данным лабораторных исследований

на представительном керне, с косвенными геофизическими опре­ делениями, а второй - статистический метод. В первом случае

сравниваются значения kв.rеОФ и kв.керн по тем пластовым пересече­

ниям, для которых имеются те и другие данные. В этом случае

достоверность оценивается величиной абсолютных и относитель­

ных поrрешностей.

В практике подсчета запасов, однако, часто бывает трудно

найти достаточное число пластовых пересечений, где имеется полный комплекс качественных геофизических определений в интервалах, где вынесен достоверный керновый материал. В свя-

зоз

зи с этим вместе с первым способом оценки достоверности воз­

можно применение и других, одним из которых является стати­

стический способ, использующий качественную прямую инфор­ мацию о характере насыщения коллектора. Эта информация

поступает в распоряжение исследователя на том этапе разведки,

когда происходит оконтуриванис залежи и определяется средне­

статистическое положение контактов (ВНК или ГВК). В этом

случае с большой достоверностью характер насыщения коллек­

тора устанавливается по гипсометрии пластового пересечения

относительно отметки контакта. Если использовать сведения о

положении пластов относительно контакта, можно выделить два

кл~сса объектов с достоверно установленным характером насы­

щения: продуктивные :-выше контакта; водоносныениже кон­

такта. При этом все объекты, попадающие в зону неоднозначного

определения отметки ВНК (ГВК}, из массива данных исключа­ ются. На этом, так называемом эталонном•, массиве проводится

анализ данных по схеме, соответствующей общей схеме интер­

претации.

Последняя при определении коэффициента нефтенасыщения

включает переход от удельного сопротивления к параметру на­

сыщения с учетом информации о коэффициенте пористости.

Если этот переход осуществляется с использованием достовер­

ных исходных данных и физически обоснованных методик, ха­ рактеристики распределений параметров в разных классах объек­

тов должны изменяться в соответствии со следующей логикой

(рис. 122) [16] .

1. Распределения исходного параметра Рп для класса продук­

тивных пластов Рп.в = РвРпРв должно быть смещено относительно

распределения для класса водоносных пластов Рп.в = РпРв за счет влияния Рв >> 1 в сторону больших значений. Чем больше не­ совпадение распределений Рп.и и Рп.в• тем выше чувствительность

метода сопротивления к коэффициенту нефтегазонасыщения.

2. Распределение Рп.в должно давать большую вариацию по

сравнению с распределением Рп.в• так как в классе продуктивных

объектов изменяются две персменныеРп и Рв. а в классе водо­

носных - одна - Р8•

3. При переходе к параметру насыщения, вычисляемому для

обоих классов, распределение Рв.в = Рп.в/Рвп должно иметь прак­

тически нулевую вариацию, поскольку параметр насыщения во­

доносных объектов должен быть равным )!ибо единице, либо

величине Р80, мало отличающейся от единицы. Требуется так­

же, чтобы распределение Рв.в = Рп.в/Рвп сократило вариацию, по­

скольку делением Рп.в на Рви снимается вариация за счет порис­

тости и остается лишь вариация за счет коэффициента нефтена­

сыщения.

304

1'

1	\
1	\
1	\
1	\
1 в

1

1

1

1

1

/

/

Pn

1\

1 '

1 '

1 '

1 1

1	'
1	1

1'

1'

1 в '

1'

1'

1'

1'

1\

1

1

1

Рис. 122. Схематические распределении значений Pn и Рн ДJIJI классов вода (В) и нефть или rаз (Н).

Заштрихована область перекрытии параметров Pn и Р.

4. В результате сокращения вариаций зона пересечения рас­

пределений должна уменьшиться, а эффективность деления на

классы увеличиться.

Перечисленные критерии приведсны в табл. 33. Методика об­ работки, наилучшим образом удовлетворяющая критериям, при­

нимается как·более достоверная.

Мерой ширины распределения служит коэффициент вариа­ ции параметра (в%)

Vx = cr/Xcp•

где cr = [(1/n)L(X; - х)2]112 (i = 1+n) - среднеквадратичное от­

клонение параметра от среднего Хер, рассчитываемого как

Хер = L(xд/n.

305

Таблица 33

Критерии достоверности при статисnrческой обработке данных [16]

Номер критерия

Критерий

1	Pn.• > Pn.•; vp•.• > vp..•
2	Р•• > Р...; vP•.• > vP•.•
3	VРп.н > vP•.•; VPn.o > vP•.•
4	р = ef(Pв)/efo(p.) > 1

Мерой эффективности служит доля (в %) правильных отве­

тов, получаемых при совмещении накопленных распределений

параметра для двух классов объектов эталонного массива дан­ ных. Эффективность определяется по следующей методике [16).

Число объектов в каждом классе примимают за 100 %. Для каж­

дого класса строят накопленное распределение (рис. 123). Для

этого ниже оси абсцисс ставят точки, соответствующие отдель­

ным значениям Рп илиРви обозначаемые разными значками для

75г-------

г---~~А0+-------------

~г---------

~

	~
	11
50~	';	~	~
	r-~--------

10

20

30

•••••••••••••••••
• • ••••• х	••••	х
•• • • • •	• •	•

•••••••• • • х

о

Х/

•х	•х	•х х•
		..
х		х х
	8]

•	• ••• ••х •х •х • •
•	•х • •
х

хх

х
•х	~

Рис. 123. Пример построения накоплеННЬIХ распределений Ф параметра Pn (или Рн) для определения эффективности деления объеiСТQВ на классы.

1 - нефть (nн = 50); 2 - вода (n. = 40)

306

двух классов объектов. По этим точкам строят накоuленные рас­

пределения с таким расчетом, чтобы класс с меньшими абсолют­

ными значениями параметра накапливался слева, а с большими -

сr:рава. Точка пересечения распределений дает на оси ординат

процент ошибок методики nошо а эффективность ее определяется

как ef = 100 - nош (в %). Коэффициент 13 = efjef0 подсчитывается

как отношение эффективности разделения объектов на классы по

параметру насыщения Рв к.эффективности разделения по исход­

ному параметру Рп· Он показывает полезность обработки мате­

риала по данной методике.

Задачи

154. Определить коэффициент полезности обработки данных

п:;>И получении параметра насыщения с использованием коэффи­

циента пористости по удельному сопротивлению промытого пла­

ста Рппо если при использовании критического сопротивления на

эталонном массиве данных продуктивные и водоносные коллек­

торы разделяются с ошибкой 22 %, а по величине параметра на­ сыщения зона перскрытия даст 16 % ошибок.

155. Выбрать оптимальную методику обработки материала,

используя эталонный массив данных, приведенный в табл. 34.

Для определения параметра насыщения использовано три ме­

тода оценки пористости: первый - по удельному сопротивле­ нию зоны проникновения; второй - по нейтронному гамма­

У-етоду; третий - по ультразвуковому. методу. Эффективность

разделения на классы по удельному сопротивлению, определяе­

мому по комплексу фокусированных зондов, ef0 = 84 %; VРп.в =

= 130		%; VРп.в = 48,8					%. Данные табл. 34 получены С.А. Симо­
Еенко.
Таблица 34
Данные к задаче 155
	Номер		Номер		1-й метод				2-й метод				3-й метод
	сква-		nласта		k.p,	Р.р	Р.,р		kпнм,	Рnнм	Ринм		kалм,			Р.лм	Р.лм	Класс
	жииы				%				%				%
	36		2		8,5	97	5,9		13,5	52		11	13,6			52	11	Продук-
			3		8	109	10,9		11	70		17	12,6			58	20,5
																		mвиые
			4		9,5	85.	10,5		9	94		9,5	12,2			60	14,9	породы
			5		9,5	85	42		18	34		102	18,6			32	112
			6		9	91	-		12	62		-	14,9			44	-
			7		20	30	8,7		20	28		9,3	20,5			28	9,3
			8		20	30	26		18	34		23	20,5			28	28,3
			9		20	30	60		18	34		53	21,8			26	69
			10 .		14,5	46	14,1		24	22		30	23,2			25	26

307

	Продолжени е								таб л. 34
	Номер			Номер						1-й метод										2-й метод											3-й метод
		сква-		пласта					k.p,											k.нм,										kалм,												Класс
		жины											Р.р			Р.р							Ранм				Р.нм							Ралм		Р.лм
									%											%											%
	35			1					6,5		152					9,3				12			62			23			17,2					38		112,8					Продук-
				2					5,5		202					9,3				10			80			24			17,2					38		150,4					тивные
				3					7,5		121					9,3				15			44			26			23,7					22		155,8					породы
				4					7		141					9,3				10			80			16,7			19,5					33		121
				5					7,5		121					9,4				13			54			21,2			23,7					22		156
				6					11		71					9,5				15			44			15,1			21,4					39		51,3
				7					5,5		202					9,3				10,5			74			27			17,2					38		158
				8					9		91					9,4				17			37			23			25					21		122
				9					8,5		101					9,5				12			62			13,4			17,7					34		184
				10					8,5		101					9,4				13			54			17,6			15,9					40		71
				11					4,5		250					9,6				9			91			25			20					30		240
				12					12		61					9,4				13			54			10,6			26					20		86
				13					14		51					9,3				11			68			7			21,8					26		19
				14					11		71					9,5				13			54			12,3			26					20		100
				15					10		81					9,4				12			62			12,3			21,8					26		88
				16					14		50					9,3				8,5			100			4,8			14,9					45		32
				17					11		71					9,5				11,5			85			10,3			15,9					40		50
				18					25		22					9,3				15			44			4,8			23,2					25		25
	28			1					7,3		120					23,4				9			94			34			21,8					26		110						То же
				2					12		61					39				10			80			30			25,5					17		114
				3					7,5		122					9,7				10			80			15			25,3					20		60
				4					7		146					12,2				7			135			13,2			12,3					58		31
				5					9,5		85					12				6			170			6			17,2					38		27
				6					8		98					10,4				9			94			10,9			13,3					52		19,6
				7					8		98					9,1				10			80			11,2			14,5					46		19,4
				8					7		134					3				8			110			3,5			14,9					45		8,6
				9					6,5		140					4,6				8			110			6			19,5					33		19,7
				10					7,5		122					7,3				7			135			6,6			23,2					25		35,7
				11					6,5		146					5				8			110			6,5			23,2					25		28,6
	34			1					4,5		250					5,6				16			40			16,2			9,4					88		7,4							•
				2					5,8		182					6				16			40			27			8,0					110		10
				3					5,5		205					4,3				9,5			84			10,6			8,5					100		- 9
				4					-		-					-				12			61			12			8,2					108		22
				5					8		117					15,3				15			44			41				12,6				58		31
	36			18					10		80					3,9				14			48			4,5			13,6					52		6							•
				19					10,5		75					5,6				11,5			66			6,4			11,7					65		6,5
				20					12		63					4,1				12,5			58			4,5			12,2					60		4,3
				21					38		11,6					11,2				17			37			3,5			14,9					44		3
	28						12		9		93					1,5				18			34			4			13,1					53		2,6					Водо-
				13					4,5		250					1,9				9			94			5,1			8,5					100		4,8					носные
				14					5,5		185					4,3				8			105			7,5			7,6					120		6,6					породы
				15					6		160					1,5				10			80			3			9,9					80		3
				16					6		160					2,5				12			62			6,6			8,9					94		4,3
				17					9,5		86					1,1				18			34			2,8			13,1					53		1,8
				18					7,5		124					3,8				9			94			5,1			8,5					100		4,8
				19					7,5		124					2,6				12			62				5,1		9,9					80		4
	22			1					5,5		185					4,1				9			94			3,6			-					-		-						То же
				2					25		20					3,1				25			21			3			-					-		-
				3					10,5				77			3,1				22			25			9,6			-					-		-
				4					15,5				44			3,1				9			94			1,5			-					-		-

308

Продолжение			табл. 34
	Номер	Номер	1-й метод									2-й метод										3-й метод								Класс
	сква-		k.p,									kпнм,										kалм,
	. жины	пласта		Р.р			Р.р										Рпнм				Рннм					Ралм		Рнлм
			%							%												%
22		5	4,5	257		3,1					10			80						10		-		-			-			Водо-
		6	6,5	226		3,1					9			94						5,2		-		-			-			носные
		7	2,8	550		3,1					9,5				86					19,9		-		-			-			породы
		8	6,5	147		3,1					17				34					13,4		-		-			-
		9	10,5	74 .		3,1					15				44					5,2		-		-			-
		10	7	138		3,1					10,5				74					5,8		-		-			-
		11	9	92		3,1					15						44			6,5		-		-			-
		12	10,5	74		3,1					13						54			4,2		-			-		-
		13	6,5	147			3,1				14						50			9,1		-			-		-
		14	10,5	74			3,1					16					40			5,7		-			-		-
		15	6,5	147			3,1					14					50			9,1		-			-		-
		16	10,5	74			3,1					16					40			5,7		-		-			-
		17	7,5	128			3,1					21					27			14,8		-				-	-
		18	15,5	46			2,8					9					94				1,5	-				-	-
		19	5	220			3,0					8					110				6,2	-				-	-
		20	5	220			3,0					12					62				12	-				-	-
		21	9	92			3,0					18					34				8,4	-				-	-
		22	15,5	46			3,2					18					34				3,4	-				-	-
		23	11,5	63			2,8					18					34				5,7	-				-	-
		24	13	55			2,8					12					62				2,8	-				-		-
		25	8,5	101			3,0					9					94				3,3	-				-		-
		26	9	92			3,1					8					110				2,6	-				-		-
		27	5	202			3,0					14					65				10,5	-				-		-
	28		5,5	184			3,2					8					110				5,4	13,1				53		2,2		Тоже
			11,5	64			3,0					8					110				1,8	12,2				60		3,0
			5,5	184			1,8					7					135				4,1	10,3				74		6,2
			8	106			2,9					7					135				4,4	13,1				54		9,1
			6	172			5,6					6					170				3,5	12,6				58		8,4
			5,5	198			3,5					6					170				4,2	10,3				74		1,7

§ 26. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА

ПРОНИЦАЕМОСТИ

Коэффициент проницаемости нужен при определении эффек­

тивной толщины коллектора и выяснении его однородности как

объекта разработки. Карта проницаемости для разрабатываемого

пласта в целом и профили изменения проницаемости для пла­

стового пересечения объекта разработки в разрезе отдельных скважин характеризуют неоднородность объекта и средние зна­

чения проницаемости отдельных блоков залежи. Эти данные яв­

ляются основой для правильного выбора коэффициентов охвата

залежи заводнением ~0, вытеснения нефти (газа) ~и и коэффици­

ента нефте(газо)отдачи ~но = ~о~и·

Известны следующие геофизические способы оценки коэф­

фициента проницаемости kпр терригеиных межзерновых гидро-

309