vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

с использованием обобщенных зависимостей п=f(Wв), где Wв -

объемная водонасыщенность (Wв=Кп Кв), построенных по результатам исследований керна из скважин, пробуренных на РНО. Эти связи могут

использоваться по ряду близко расположенных месторождений с

дифференциацией по тектоническим	сводам или стратиграфическим
интервалам. Преимущество зависимостей		п = f(Wв) также состоит в том, что

для их использования не требуется знания в.

Оценка коэффициента нефтенасыщенности коллекторов газовой шапки

Газовая шапка на Самотлорском месторождении присутствует в пластах группы АВ. Наличие остаточной нефти в газовых шапках Самотлорского и других нефтяных

месторождений Западной Сибири доказано комплексными исследованиями керна совместно с результатами интерпретации материалов ГИС.

При подготовке и выполнении настоящего пересчета запасов в зоне газовой шапки на обычном глинистом растворе были пробурены оценочные скважины 3оц и 4оц со сплошным выносом керна. Число исследованных образцов, диапазоны изменения и средние значения коэффициента нефтенасыщенности (остаточной) Кно в пластах с газовой шапкой оказаны ниже:

Пласт	Число образцов	Кно %/сред. знач.,
		Диапазон изменения
АВ11-2	15	7,1 - 35,5/14,5
АВ13	нет определений	-
АВ2-3	7	7,2 - 20,1/12,0
АВ4-5	нет определений	-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Анализ показал, что не просматриваются тенденции увеличения значений Кно от верхней части разреза к уровню ГНК. Сопоставление величин Кно с фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов скв. 3оц и 4оц показало практическое отсутствие корреляции между параметрами. Однако,

средние значения Кно, полученные по керну скв. 3оц и 4оц, оказались очень близкими к принятым в отчете 1987г. величинам Кно по пластам АВ1 и АВ2-3.

В итоге были использованы значения Кн в газовой шапке, принятые в предыдущем подсчете запасов и подтвержденные керновыми данными оценочных скважин 3оц и 4оц, а именно: в пластах АВ1 Кн=17%, в пластах от АВ2-3 и ниже Кн=12%.

Пример.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В качестве примера анализа проведения геофизических работ возьмём заключение по промыслово-геофизическим исследованиям Самотлорского месторождения скважины куста 1250b.

На данной скважине были проведены исследования:

Данный комплекс ГИС решил основные задачи:

•литологическое расчленение разреза, с последующей его корреляцией;

•выделение коллекторов;

•оценка фильтрационно-ёмкостных свойств пластов

(пористости,

глинистости, проницаемости);

• оценка характера насыщения коллекторов;

Метод ГИС	Масштаб	Интервал исследований	Качество
Стандартный каротаж	1:500	1816,8-1978,0	Удовл
(ПС, КС)	1:200
Боковой каротаж (БК)	1:200	1777,8-1978,0	Удовл
ВИКИЗ	1:200	1816,0-1978,0	Удовл
Резистивиметрия	1:200	1796,2-1978,0	Удовл
Радиоактивный каротаж	1:200	1821,0-1974,0	Удовл
	1:500
КВ	1:200	1084,2-1975,0	Удовл
Акустический каротаж	1:200	1820,4-1977,0	Удовл
Плотностной гамма-гамма каротаж	1:200	1831,2-1970,0	Удовл
(ГГК-П)
Термометрия	1:200
Инклинометрия		40,0-1976,0

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

•определение водонефтяного, газонефтяного, газоводяного контактов, с

последующей привязкой интервалов перфорации;

•контроль качества цементирования и других параметров технологического состояния скважины.

Заключение по оперативной интерпретации данных ГИС.

По пласту AB1(p)

Интервал обработки 1896,6-1942,4 м

	H	УЭС	КпНК	КпГГК	КпАК	Кпр	Кнг
	Hабс	Апс	КпПС			Кгл
По нефт. зоне	16,8	5,8	25,6	22,6	27,7	41,3	53,3
	16,7	0,62	25,2			12,9
Зона ПН	9,8	4,4	25,5	22,6	27,9	36,9	44
	9,7	0,66	25,7			10,3
По н. в. зоне	2,8	3,5	25,4	26,3	31,4	33,8	36,1
	2,8	0,77	27,1			8,2

Коэффициент песчанистости 0,642