Posobie_Kamerton

пористости должен подставляться в этой технологии только в долях единицы. В противном случае результат будет неверный.

Строки «Сопротивление» (удельное сопротивление пластовой воды), «Am», «m», «An» и «n» заполняются из Рабочего Набора Данных (РНД). Если он не заполнен, то заполнение пустующих позиций можно провести следующим образом. Пикните левой клавишей мыши на строку

«Сопротивление» появиться окно «Рабочий Набор Данных» (Рис.62). В верхней части окна «Рабочий Набор Данных» заполняем «Свойства пласта».

Для этого в окне «Свойства пласта» щелкаем правой клавишей и из выпадающего меню выбирает «Добавить запись», так же можно нажить на клавиатуре кнопку Insert. В нижней части окна «Рабочий Набор Данных»

заполняем «Свойства пластовой воды» (Рис.62).

Рис.61. Окно «Технология». Технология «Насыщенность по Дахнову – Арчи»

Рис.62. Окно «Рабочий Набор Данных». Свойства пластовой воды

Также следует заполнить раздел «Петрофизические константы». В центральной части окна «Рабочий Набор Данных» выбираем вкладку

«Петрофизические константы» (Рис.63).

После того как заполнен Рабочий Набор Данных, закрываем это окно и в окне «Технология» (Рис.61) нажимаем кнопку Расчет. В итоге в указанном окне появляется кривая SOG, которая будет соответствовать коэффициенту нефтегазонасыщения.

При использовании опции «Методика пользователя» пишется

алгоритм расчета коэффициента нефтегазонасыщения с использованием зависимостей Рн=¦(Кв) и Рп=¦(Кп) или rп=¦(wв). Подробно процесс написания методик пользователя, а также используемые операторы и функции описаны в разделе 3 «Определение исходных геофизических параметров».

Рис.63. Окно «Рабочий Набор Данных». Петрофизические константы

Результаты выполнения работы и выходная информация

Файл формата LJB по каждой скважине, файлы с расширением *.um с

методиками пользователя.

10. Определение коэффициента проницаемости породколлекторов

Цель блока занятий

Определение коэффициентапроницаемости пород-коллекторов.

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».

Описание решения задачи

Проницаемость является свойством пористой среды пропускать через себя различные флюиды. Мерой ее служит коэффициент проницаемости.

Коэффициент проницаемости зависит от особенностей строения пустотного пространства, физических свойств фильтрующегося флюида и природы физико-химического взаимодействия флюида и пористой среды. В нефтяной геологии различают проницаемость абсолютную (физическую), фазовую, эффективную и относительную.

Проницаемость пород может быть определена следующими способами:

1.по результатам исследований керна;

2.по результатам фильтрации пластовых флюидов или их моделей через горную породу;

3.по данным некоторых методов ГИС.

Наибольший объем информации о проницаемости пород в процессе геологоразведочных работ получают по данным керна. На керне устанавливают

абсолютную газопроницаемость пород при стационарной и нестационарной фильтрации азота или воздуха через образцы стандартного (диаметром около

30мм) или нестандартного (диаметром 80 – 100 мм) размера.

Кгеофизическим методам определения проницаемости пород относятся следующие:

1.метод удельного электрического сопротивления;

2.методы глинистости ПС и ГМ;

3.метод ядерно-магнитного томографического каротажа;

4.гидродинамический каротаж (испытание пластов приборами на кабеле и пластоиспытателями на трубах).

Существует достаточно много формул, позволяющих определять

коэффициент проницаемости по известным значениям пористости и остаточной водонасыщенности:

·	формула В.Н.Дахнова – Кпр =	а × Рн2/n		;
		Рпb/m
·	формула Вилли и Роуза – Кпр = с2 × Рн × Кп2 ;
·	уравнение Тимура (фирма Шлюмберже) –				К1/2пр		=	CК3п		, где параметр
								Кво
	С=250 (для нефтенасыщенных) и 79 (для газонасыщенных
	коллекторов);
·	уравнение Коутса – Дюмануара –			Кпр =	4	æ	Кп		öw
						ç			÷ , где С=¦(dув);
				1/2	С	ç			÷
					W	è	Кво ø

W=¦(Кп, Рн).

Во всех перечисленных формулах величина Кво отражает неснижаемуюводонасыщенность, то есть характеризует содержание связанной воды. Для их использования в изучаемом разрезе необходимо провести предварительную оценку Кв.св(Кво) по зависимостям Кво=¦(Кп).

Наиболее часто определение коэффициента проницаемости происходит с использованием петрофизической зависимости типа «керн – керн» Кпр=¦(Кп), в

некоторых случаях для зон предельного насыщения может быть использована зависимость типа «керн – керн» Кпр=¦(Кво). Значение коэффициента пористости

определяется по результатам комплексной количественной интерпретации данных ГИС (см. раздел 6 «Определение коэффициента пористости и глинистости пород-коллекторов»). Это связано с невысокой достоверностью определения Кпр по данным ГИС.

Оценка коэффициента проницаемости в программном комплексе Камертон производиться с помощью опции «Методика пользователя» . Ниже приведен пример расчета коэффициента проницаемости (Рис.64).

Рис.64. Пример методики пользователя для расчета коэффициента проницаемости

Результаты выполнения работы и выходная информация

Файл формата LJB по каждой скважине, файлы с расширением *.um с

методиками пользователя.

11. Оценка достоверности параметров коллекторов, определенных по данным методов ГИС

Цель блока занятий

Оценка достоверности определения коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности, рассчитанных по данным геофизических исследований скважин.

Программное обеспечение, используемое в блоке занятий

∙ Программный комплекс Камертон;

∙ MS Excel.

Входная информация

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

Описание решения задачи

При обобщении материалов к подсчету запасов оценки достоверности определения параметров пласта являются важным моментом для определения наиболее оптимальных методик интерпретации данных ГИС.

Достоверность определения подсчетных параметров, а, следовательно, и

запасов нефти и газа по данным промысловой геофизики зависит от многих факторов, которые можно объединить в две группы: а) полнота и качество исходной промыслово-геофизической информации; б) оптимальность интерпретации промыслово-геофизических материалов, выполняемой при определении подсчетных параметров.

Результаты интерпретации геофизических материалов проверяют следующими способами: правильность определения характера насыщения коллектора – испытанием пласта опробователями на кабеле, испытателями на

трубах в необсаженном стволе и перфорацией колонны в обсаженной скважине; надежность определения коэффициентов пористости и нефтегазонасыщения – по данным представительного керна, поднятого в

специальныхоценочных скважинах при сплошном отборе и исследовании керна.

Обычно сопоставления Кпкерн – КпГИС строится с использованием MS Excel. Для создания таблицы попластовых значений при подготовке

заключения по результатам интерпретации данных ГИС предназначена опция «Заключение». Подробно процесс создания Заключения описан в разделе 7 «Анализ возможностей различных методов ГИС при оценке пористости»

Оценка достоверности определения коэффициента пористости по данным геофизических исследований скважин.Вне зависимости от способа

определения пористости по данным ГИС достоверность ее определения оценивается сопоставлением с данными определений по керну. Сразу отметим,

что при определении пористости с использованием петрофизических связей типа «керн – ГИС» дополнительного обоснования достоверности величин КпГИСне требуется.

Обычно сопоставление Кпкерн – КпГИС строится по пластопересечениям, которые выбираются по тем же критериям, что и для построения связей типа «керн – ГИС», то есть сопоставляются оценки Кппо пластам с толщиной не менее 1.5 м (для обеспечения надежности оценки любой геофизической характеристики, используемой для построения связи), выносом керна из исследуемых пластов (интервалов долблений) не менее 80 % и плотностью анализов не менее 3 – 5 на 1 м вынесенного керна.

Для оценки достоверности определения пористости по ГИС рекомендуется построение сопоставления КпГИСс осредненными в пределах однородного по стандартному комплексу геофизических данных пласта величинами пористости по керну. При попластовой обработке величина КпГИС определяется непосредственно по ГИС, а при поточечной – путем осреднения величин Кпв пределах пласта.

Необходимо отметить две принципиальные возможности внесения поправок за пластовые условия при использовании результатов исследования керна – поправки вносятся в каждое значение Кпкернили в заключительный результат осреднения. Ясно, что последнее обстоятельство должно учитываться при сопоставлении Кпкерн с КпГИС.

При наличии систематических расхождений пористости по ГИС с данными анализов керна необходима корректировки методики определения

КпГИС.

Существенные расхождения между КпГИС и Кпкернозначают, что величины КпГИС искажены благодаря:

∙использованию статистической связи между геофизическим параметром и пористостью, физически не обоснованной или не соответствующей данному типу коллектора;

∙влиянию дополнительных факторов, не учтенных при интерпретации;

∙наличию низкого качества диаграмм.

Все это справедливо только при условии, что коэффициент kппо керну определен правильно. В противном случае возможны расхождения (и значительные) между kпгеофи kпкерн из-за низкого качества определений kпна кернах.

Методические погрешности, допущенные при установлении kпгеоф или kпкерн, как правило, приводят к систематическим и значительным расхождениям между сравниваемыми величинами.

В качестве примера на Рис.65 приведено сопоставление коэффициента пористости по керну с коэффициентом пористости, определенным в ходе интерпретации метода СП.

Кп ГИС, %

25

20

15

10

5

0

0

5

10

15

20

25

Кп керн, %

Рис.65. Пример сопоставления Кпкерн и КпГИС

Оценка достоверности определения нефтегазонасыщенности по данным геофизических исследований скважин.Вне зависимости от способа определения

нефтегазонасыщенности по ГИС достоверность ее определения оценивается сопоставлением с данными определений по керну. При определении Кнг, с использованием петрофизических связей типа «керн – ГИС» дополнительного обоснования достоверности величин КнгГИСне требуется.

Вто же время в отличие от пористости прямое сопоставление значений Кнг, полученных поданным ГИС, с результатами керновых определений возможно только в зоне предельного нефтегазонасыщения, то есть на значительном удалении вверх от контакта «продукт-вода». Для этого строится сопоставление значения КвГИС с остаточной(неснижаемой) водонасыщенностьюКво, которая должна быть получена способом, обеспечивающим:

∙при определении Квопрямым способом – отсутствие потерь воды в процессе подъема, транспортировки, хранения и анализа керна, а также отсутствие в образце техногенной воды;

∙при определении Квомоделированием (капилляриметрия, центрифугирование) – вытеснение из образца всего объема свободной воды.

Взоне непредельного нефтегазонасышения приКв*>Кв>Квовозможно прямое сопоставление значений КвГИСс данными Кво, полученными прямым способом. При сопоставлении же с данными моделирования необходим учет положения исследуемого пласта над уровнем ВНК или ВНК*.

Возможна и более простая и технологичная оценка достоверности определения нефтегазонасыщенности по ГИС путем сопоставления с данными исследования керна. Для этого результаты определения КпиКвпо ГИС по всем скважинам в продуктивной части разреза наносят на зависимость Кп – Кво, Кв*. Если основной массив точек, соответствующих пластам с однофазной

фильтрацией нефти (газа), лежит в зоне Кв*>Кв>Кво, то оценка