Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения коллекторов

степень промытости прослоя. Признаком обводнения пласта по всей его мощности является общее снижение амплитуды DUсп против пласта, не характерное для коллекторов, не затронутых обводнением. В случае обводнения подошвенной части пласта отмечается уменьшение амплитуды DUсп против подошвы пласта относительно подстилающих глин и смещение кривой СП влево относительно вышележащих глин. При обводнении кровли пласта наблюдается обратная картина поведения кривой СП. Однако, установив по кривой СП факт наличия обводнения, определить интервал обводнения не представляется возможным. Для этого необходимо привлекать показания индукционного и бокового методов, которые достаточно чутко реагируют на изменение минерализации вод, насыщающих поровое пространство. Но и в этом случае не всегда удается выдать обводненные интервалы с высокой достоверностью. Наиболее эффективным для выделения интервалов для объединения диэлектрический каротаж, показания которого определяются водонасыщенностью и практически не зависят от минерализации пластовых вод. Метод успешно применялся для решения данной задачи на Самотлорском месторождении. При оценке характера насыщения необходимо проводить сравнительную геофизическую оценку коллекторов и выявлять в первую очередь, продуктивные и водоносные прослои, незатронутые обводнением, чтобы повысить достоверность выделения обводненных интервалов разреза.

В таблице 1.5.5. по основным подсчетным объектам приведено число скважин с признаками обводнения по данным ГИС, в которых отдельным прослоям в графе "характер насыщения" присвоен признак "обводненный".

Таблица 1.5.5

Число скважин с признаками обводнения по данным ГИСпо основным пластам Самотлорского месторождения

Пласт	Общее число скважин в контуре ВНК	Число скважин с обводнением по ГИС	% скважин с выделенными по ГИС интервалами обводнения	Год начала выделения обводненных прослоев
АВ11-2	15623	800 (Белозерский участок)	5	1977 (Белозерский участок)
АВ13	15430	2179	14	1973
АВ2-3	14011	3595	26	1975
АВ4-5	8253	2452	30	1975
БВ8	5967	1993	33	1972
БВ10	4211	536	13	1975
БВ19-22	2897	5	0,2	1990
ЮВ1	943	11	1,1	1986

Определение коэффициента пористости коллекторов

Для определения коэффициента пористости в скважинах Самотлорского месторождения использовались показания методов ГГК, НК и СП. Для настройки и проверки методик привлекались скважины с данными керна, пробуренные после 01.01.1987г.

Оценка коэффициента пористости и по данным плотностного (ГГК - П) метода производилась по скв. 4оц с использованием формулы: Кп=(ск-п)/(ск-ж), где dск,dж - значения плотности в скелете породы и в жидкости, соответственно, равные:ск=2,68г/см3, ж=1г/см3. Результаты оценки Кп по ГГКп приведены в таблице 1.5.6. Средние значения Кп,срГГКп=25,8%, Кп,сркерн=25,1%. Расхождение с керном составило 0,7%(абс.), относительное расхождение –2,8%. Судя по малым расхождениям с керном, плотностной гамма-гамма метод пригоден для определения пористости в коллекторах Самотлорского месторождения. Однако, исследования ГГК выполнены только в ограниченном числе скважин. Поэтому метод не может быть базовым для определений коэффициента пористости как подсчетного параметра.

Оценка коэффициента пористости по данным нейтронного метода производилась по скважинам, пробуренным после 1987г., по формуле: КпНКТ=Кп,n-КглґWгл, где Кп,n - нейтронная пористость, рассчитанная через Jn - двойной разностный параметр НКТ, Кгл - коэффициент объемной глинистости, полученный по связи J двойного разностного параметра ГК с глинистостью Кгл, Wгл - водородосодержание глин, принятое равным 0,22 Результаты оценки Кп по НКТ в сравнении со значениями коэффициента пористости по керну приведены в таблице 1.5.6.. Коэффициент корреляции между КпКЕРН и КпНК равен 0,53. Значительные отклонения значений КпНК от КпКЕРН связаны с невыдержанностью физических свойств опорных пластов по площади при расчетахJn и J, низким качеством эталонировки однозондовых приборов, с различной модификацией нейтронного метода в разведочных и эксплуатационных скважинах, что сложилось исторически: в разведочных скважинах использовалась модификация НГК с записью кривых НГК и ГК в открытом стволе скважины, в эксплуатационных скважинах- модификация НКТ и исследования делались в закрытом стволе.

Таблица 1.5.6

Сравнение значений пористости, определенной по керну и геофизическим методам

по продуктивным пластам Самотлорского месторождения

№ скв.	Пласт	Интервал коллектора		Нэф,м	Керн													aсп	Кп по ГИС,%
					Интервал отбора керна, м			N(Кп)		N/h (Кп)	Кп.ср,%	N(Кпр)	N/h(Кпр)				Кпр.ср
		Кровля	Подошва		кровля	подошва	Вынос,м												НК	СП	ГГК
1	2	3	4	5	6	7	14	8		9	10	11	12				13	15	16	17	18
1184	ЮВ1	2506.2	2506.6	0.4	2505	2515	70	5		12.5	15.3	5	12.5				17.4	0.81	15.3	-	-
		2508.4	2509.6	1.2	2505	2515	70	13		10.8	14.1	6	5				8.5	0.66	14.1	-	-
1244	АВ11-2	1743.2	1744.4	1.2	1739	1746	95.7	6		5	24.7	-	-				-	0.54	-	22.9	-
		1747.8	1748.2	0.4	1746	1753	100	5		12.5	23.2	3	7.5				9	0.47	-	22.1	-
1383	ЮВ1	2544.2	2545	0.8	2544	2553	86.7	3		11	17	2	2.5				3.8	0.78	-	13.9	-
		2545	2546.2	1.2	2544	2553	86.7	4		3.3	14.8	3	2.5				2.5	0.78	-	13.9	-
		2547.4	2548	0.6	2544	2553	86.7	2		3.3	15.3	2	3.3				1.6	0.70	-	13.2	-
		2548.6	2549.8	1.2	2544	2553	86.7	5		4.2	15.4	4	3.3				1.7	0.66	-	12.9	-
10138	БВ10	2249.6	2250	0.4	2246	2253	100	3		7.5	13.1	-	-				-	0.17	13.6	-	-
		2251.6	2252.8	1.2	2246	2253	100	8		4.4	12.1	-	-				-	0.12	10.6	-	-
12376	БВ10	2179	2181	2	2176	2183	80	5		2.5	18.3	4	2				0.9	0.27	17	-	-
12764	БВ10	2225.8	2227.2	1.4	2227	2228.8	Нет инф.	2		1.4	24.6	-	-				-	0.78	24.2	-	-
		2230	2231.2	1.2	2230	2231.5	Нет инф.	4		3.3	23.6	1	0.8				91	0.65	24	-	-
13543	БВ10	2236.8	2241	4.2	2234	2247	94.6	24		5.7	13.6	-	-				-	0.15	14	12	-
17662	АВ11-2	1749.2	1750	0.8	1748	1755	71.4	3		3.75	22.7	3	3.8				1.3	0.37	23	20.8	-
		1750	1750.4	0.4	1748	1755	71.4	2		5	21.3	-	-				-	0.37	20.3	20.8	-
	АВ13	1753.4	1754.4	1	1748	1755	71.4	4		4	22.3	1	1				13	0.39	22.9	21.1	-
17976	ЮВ1	2581.4	2582.6	1.2	2578	2583	92	7		5.8	22	6	5				164.2	1,00	20.4	17.5	-
		2585.4	2586.6	1.2	2583	2588	92	10		8.3	19	10	8.3				70.1	0.98	24.4	17.2	-
17977	АВ13	1769	1770.2	1.2	1767	1772	86	6		5	23.1	-	-				-	0.36	26.3	21.5	-
		1787.8	1788.8	1	1786	1791	92	4		4	23	4	4				51	0.52	19.8	-	-
		2537.4	2538.4	1	2534	2539	94	5		5	15.8	5	5				10.8	0.93	17.5	-	-
		2538.4	2538.8	0.4	2534	2539	94	2		5	17	2	5				9.6	0.98	17.5	-	-
		2542.6	2543.2	0.6	2539	2542	100	3		5	15	-	-				-	0.67	11.6	-	-
25350	АВ11-2	1701.2	1702.2	1	1699.5	1704.5	76	6		6	22	5	5				1.3	0.39	22	21.1	-
		1707.8	1708.6	0.8	1704.5	17011	76.9	3		3.75	23	1	1.3				1.5	0.42	23	21.5	-
25410	АВ11-2	1747	1747.6	0.6	1746	1752	83.3	10		16.7	23.1	8				13.3	5.2	0.33	23	20.3	-
25541	ЮВ1	2552.8	2554.8	2	2552	2557	74	7		3.5	17.3	3				1.5	57.9	0.94	17.3	16.5	-
		2554.8	2555.2	0.4	2552	2557	74	3		7.5	18.4	2				5	68.7	0.94	18.4	16.5	-
25969	АВ11-2	1747.6	1748.2	0.8	1746.5	1753	76.9	3		3.75	22	-				-	-	0.39	25.1	21.1	-
		1748.2	1748.8	0.6	1746.5	1753	76.9	2		3.3	22	-				-	-	0.39	18.9	21.1	-
	ЮВ1	2548	2549.6	1.6	2545	2551	83.3	6		3.75	14.8	5				3.1	2.1	0.80	14.8	14.1	-
25985	ЮВ1	2539.6	2540.4	0.8	2541	2546.5	100	4		5	14	3				3.8	1.7	0.74	14	13.9	-
		2556.6	2557.8	1.2	2552.5	2557	100	5		4.2	13	4				3.3	0.8	0.44	13	11	-
27170	АВ11-2	1732.6	1735	0.4	1731	1738	81.4	5		12.5	22	4				10	1.2	0.40	-	-	-
	АВ13	1753	1754.2	1	1748	1754	98.3	5		5	23	5				5	40	0.50	-	22.7	-
		1757.8	1758.2	0.4	1756	1760	82.5	7		17.5	23	7				17.5	47.8	0.60	-	24.2	-
27242	ЮВ1	2597.2	2597.6	0.4	2593	2600	78.6	2		5	14.7	2				5	6.4	0.66	13.3	13	-
		2598	2598.4	0.4	2593	2600	78.6	2		5	14.6	2				5	4.3	0.66	15.9	13	-
		2599.2	2600	0.8	2593	2600	78.6	4		5	15.8	4				5	8.1	0.85	15.9	15.1	-
29057	АВ11-2	1753.6	1754.6	1	1763	1769	100	3		3	22.9	2				2	7.1	0.53	23.6	22.8	-
		1754.6	1755.6	1	1763	1769	100	5		5	21.8	3				3	3.4	0.60	24.3	24.1	-
		1755.6	1758.6	1	1763	1769	100	10		3.3	21.2	12				12	1.9	0.54	23.7	22.9	-
29079	ЮВ1	2555.8	2556.8	1	2539	2546.5	97.3	3		3	24.1	-				-	-	0.68	-	-	-
29674	ЮВ1	2574.8	2576.6	1.8	2573	2580	81.4	21		11.7	16.9	14				7.8	30.8	0.92	18.7	16.2	-
		2577.8	2578.6	0.8	2573	2580	81.4	7		8.75	16.4	1				1.3	8.7	0.80	15.4	14.2	-
		2583.2	2584.4	1.2	2580	2587	75.7	11		9.2	17.4	11				9.2	36.2	1,00	16.7	17.5	-
		2584.4	2585.2	0.8	2580	2587	75.7	4		5	18.5	4				5	213	1,00	20.6	17.5	-
		2585.2	2586.4	1.2	2580	2587	75.5	10		8.3	16.6	8				6.7	80.9	0.91	17.3	16.5	-
		2586.4	2587.8	1.4	2580	2587	75.7	7		5	16.3	5				3.6	135.6	0.94	14.8	16.5	-
32295	АВ11-2	1700.4	1701.4	1	1697	1701	73.8	9		9	23.7	6				6	9.4	0.36	23.7	20.7	-
	АВ13	1716	1717.2	1.2	1716	1721	70	10		8.3	24.5	6				5	39.5	0.55	17	23.3	-
		1725.4	1726	0.6	1726	1731	90	5		8.3	23.9	2				3.3	1	0.40	25.6	21.2	-
	АВ2-3	1754.4	1755.6	1.2	1751	1756	71	24		20	26.7	19				15.8	135	0.73	23.3	25.3	-
32329	АВ11-2	1747.8	1749.2	1.4	1747	1754	71.4	14		10	22.8	-				-	-	0.30	24.5	19.9	-
		1751.6	1752.8	1.2	1747	1754	71.4	9		7.5	22.7	-				-	-	0.30	21.8	19.5	-
	АВ13	1777	1779	2	1773	1778	72	11		5.5	23	4				2	3	0.39	22.1	21.2	-
	АВ2-3	1825.6	1827	1.4	1822	1828	83.3	18		12.9	24.1	12				8.6	3.6	0.46	23.8	-	-
	АВ4-5	1830.2	1831	0.8	1828	1833	70	4		5	24	2				2.5	22.2	0.47	24.4	22.2	-
32685	БВ8	2188.6	2190.4	1.8	2187.5	2194	80	8		4.4	22.1	2			1.1		35.1	0.61	17.7	-	-
		2191	2192	1	2187.5	2194	80	16		16	15	-			-		-	0.14	5.5	12	-
		2195.2	2196.8	1.6	2194	2200	63.3	12			14.1	-			-		-	0.19	24.1	12	-
		2201.2	2204.8	3.6	2200	2206.5	100	60		16.6	25.7	53			14.7		1683	0.82	33.3	-	-
		2205.8	2206.4	0.8	2200	2206.4	100	2		2.5	26.1	1			1.3		989.9	1,00	27.8	-	-
		2214.2	2216.2	2	2200	2207	100	8		4	26.2	6			3		1701	0.94	20.8	-	-
34553	ЮВ1	2503.2	2504	0.8	2503	2509	91.7	5		6.25	17	4			5		26.2	0.97	24.6	17.5	-
		2505.2	2505.6	0.4	2503	2509	91.7	5		12.5	17.8	2			5		31.5	1,00	12.9	-	-
		2510	2511.4	1.4	2509	2513	70	7		5	15.5	6			4.3		7.8	0.89	12.9	16.6	-
35681	БВ19-22	2359	2362.2	3.2	2359	2366	28.6	8		2.2	18.2	-			-		-	0.43	20.8	-	-
		2377.8	2378.8	1	2378	2384	90	11		11	17.8	-			-		-	0.43	20.8	11.2	-
		2380	2382.6	2.6	2378	2384	90	2		0.8	20.4	-			-		-	0.57	20.9	12.3	-
		2398	2403.6	5.6	2398	2405	93.9	18		3.2	14.5	-			-		-	0.23	20.5	12	-
37763	ЮВ1	2484.6	2485.2	0.6	2479	2485.5	73.8	2		3.3	14.3	1			1.7		-	0.67	-	13.1	-
		2485.2	2485.6	0.4	2479	2485.5	73.8	2		5	14.8	2			5		12.3	0.67	-	13.1	-
38171	ЮВ1	2486.6	2487.4	1.2	2483	2490	82.9	5		6.2	15.3	4			3.3		1.1	0.69	-	12.8	-
		2507.2	2507.6	0.4	2497.5	2505	70.8	2		5	16.5	-			-		-	1,00	-	17.5	-
		2508	2510.6	0.4	2497.5	2505	70.8	11		4.2	15.9	-			-		-	0.93	-	17.5	-
39640	ЮВ1	2467	2467.6	0.6	2465	2473	71.3	7		11.7	16	7			11.7		29.4	0.82	18.2	14.4	-
		2467.6	2468.4	0.8	2465	2473	71.3	5		6.25	18.1	5			6.3		98	0.89	18.2	15.7	-
		2468.4	2469.4	1	2465	2473	71.3	7		7	18.5	7			7		124.6	0.89	18.2	15.7	-
		2469.4	2469.8	0.4	2465	2473	71.3	3		7.5	15	3			7.5		2	0.85	14.5	15.7	-
		2469.8	2470.4	0.6	2465	2473	71.3	5		8.3	16	5			8.3		5.7	0.89	14.5	15.7	-
40720	ЮВ1	2474.2	2475	0.8	2476	2481.3	100	5		6.25	14.5	4			5		2.1	0.79	13.9	14	-
		2477.2	2478	0.8	2476	2481.3	100	4		5	17.6	4			5		18.3	0.88	18.3	15.5	-
		2478	2478.6	0.6	2476	2481.3	100	2		3.3	17.3	2			3.3		35.3	0.88	18.3	15.5	-
		2478.6	2479.6	1	2476	2481.3	100	4		4	17.5	4			4		39.7	0.88	18.3	15.5	-
		2479.6	2480.6	1	2476	2481.3	100	5		5	18.4	3			3		70	0.88	16.4	15.5	-
43043	АВ13	1773.8	1774.4	0.6	1769	1775	75	2		3.3	20.5	-			-		-	0.43	21.6	21.7	-
		1776.6	1777.4	0.8	1775	1781	83.3	8		10	22	8			10		14.7	0.57	22	24.2	-
		1777.4	1778.8	1.4	1775	1781	83.3	9		6.4	23.8	9			6.4		6.3	0.64	22.8	24.2	-
43114	АВ13	1777.4	1778	0.6	1778	1784	75	5		8.33	25.4	5		8.3			411.9	0.82	25	26.5	-
		1778	1779	1	1778	1784	75	4		4	26.8	-		-			-	0.82	27.9	26.5	-
		1779.4	1781.2	1.8	1778	1784	75	2		3	25.9	-		-			-	0.84	-	28	-
43126	ЮВ1	2548.6	2551	2.4	2549	2554	74	9		3.7	18	5		2.1			18.1	1,00	20	17.5	-
43133	АВ11-2	1746.2	1746.6	0.4	1735	1741	83.3	2		5	20.5	2		5			0.5	0.40	19.4	21.3	-
	АВ13	1762.4	1763.2	0.8	1762	1768	86.7	6		7.5	25	6		7.5			140.2	0.80	22.6	27	-
		1756.8	1758.6	1.8	1749	1756	70.7	8		4.4	21.5	-		-			-	0.50	22.8	22.7	-
		1759	1760	1	1756	1762	83.3	7		7	25.6	-		-			-	0.69	26.1	25.2	-
		1761.4	1762.4	1	1756	1762	83.3	6		6	24.7	6		6			320.6	0.78	26.3	27	-
43139	ЮВ1	2608.4	2609	0.6	2604.5	2610	81.8	3		5	15.5	2					7.1	0.68	6.8	13	-
43244	АВ11-2	1743.8	1745.2	1.4	1741	1749	81.9	5	3.6/2.1		22.6	3		2.1			4.9	0.36	20.5	20.8	-
43309	АВ13	1752.8	1757.2	4.4	1752.5	1757.5	89	26	5.9		21.1	16		3.6			4.6	0.34	18.1	20.1	-
		1766.6	1769.4	2.8	1767.5	1772.5	91	16	5.7		22.6	12		4.3			17.5	0.44	26.6	21.7	-
	АВ2-3	1794.2	1797	2.8	1791	1797	95.8	17	6.1		25.4	17		6.1			80.9	0.79	32.9	26.4	-
		1798.4	1800	1.6	1797	1802	94	14	8.8		23.6	13		8.1			77.8	0.64	20	24.5	-
		1800	1801.4	1.4	1797	1802	94	5	3.6		25	5		3.6			224.4	0.80	21.5	27	-
	ЮВ1	2601	2603.2	2.2	2598	2604.5	100	13	5.9		15.5	9		4.1			1.5	0.71	15.5	12.9	-
		2605	2607	2	2604.5	2610	85.5	13	6.5		14.3	8		4			-	0.66	14.3	13	-
51306	АВ11-2	1871.4	1872	0.5	1870.5	1876.5	94.2	2	3.3		23.3	-		-			-	0.56	23.3	23.3	-
	АВ13	1892.8	1893.8	1	1890.5	1896.5	77.5	3	3		24.1	2		2			19.4	0.50	24.1	-	-
51312	ЮВ1	2579	2579.6	0.6	2578	2583	84	2	3.3		17.7	2		3.3			37.5	0.90	15	15.8	-
		2579.6	2580.8	1.2	2578	2583	84	5	4.2		15.7	4		3.3			20.5	0.90	15	15.8	-
61083	ЮВ1	2453.8	2454.4	0.6	2451.5	2454	80	3	5		17.5	3		5			22.4	0.98	20	17.1	-
65008	ЮВ1	2503.6	2505.4	1.2	2491	2498.5	89.3	11	6.1		17	10		8.3			11.4	0.93	14.6	17.3	-
		2505.4	2506.4	1	2491	2498.5	89.3	4	4		17.2	4		4			27.5	0.98	14.6	17.3	-
		2506.4	2507.4	1	2491	2498.5	89.3	4	4		16.2	4		4			15	0.90	20.1	17.3	-
1047p	БВ19-22	2335.8	2338.2	2.4	2332	2344	81.7	13	5.4		19	13		5.4			7.9	0.58	18.9	20.8	-
1052R	БВ17-18	2288.6	2289.6	1	2285.8	2291.8	97.5	4	4		19.1	3		3			6.2	0.61	14	-	-
		2293.4	2294.4	1	2291.8	2299	79.2	12	12		18.9	10		10			21.5	0.62	17.3	-	-
		2294.4	2295.6	1.2	2291.8	2299	79.2	7	5.8		21	5		4.2			33.4	0.62	24.2	-	-
	БВ19-22	2310.4	2311.4	1	2306.8	2314.3	92	9	9		20.6	7		7			33.4	0.75	23.5	-	-

Продолжение табл. 1.5.6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
167R	АВ11-2	1734	1734.4	0.4	1729.5	1737	100	4	10	24.1	2	5	69.5	0.56	18.2	24.5	-
	АВ13	1750.6	1751.8	1.2	1749	1760.5	98.3	11	9.2	24.8	11	9.2	132.9	0.77	15.1	28	-
190Е	АВ11-2	1716.2	1716.6	1.4	1717	1724	100	13	9.3	20.5	11	7.9	1.4	0.37	-	20.9	-
3оц	АВ2-3	1695.2	1696	0.8	1693.3	1697.8	-	12	15	23.2	2	2.5	0.5	0.35	23.5	21.6	-
	АВ4-5	1745.6	1746.2	0.6	1741.6	1745.6	-	3	5	26.5	2	3.3	143.6	0.80	33.3	27.6	-
		1747.2	1748.8	1.6	1745.6	1748.5	-	6	3.75	27.9	3	1.9	140	0.76	21.2	27.2	-
4оц	АВ11-2	1654	1655.8	1.8	1655	1661	98	5	2.8	23.1	5	2.8		0.33	27.2	21.4	-
		1661.4	1664.2	2.8	1662.4	1668.9	-	8	2.9	23.8	8	2.9	7.4	0.37	23.9	21.9	-
		1670	1671.8	1.8	1671.9	1677.9	-	7	3.9	25.2	7	3.9	12	0.52	33.1	24.4	-
	АВ13	1674.6	1677.4	2.8	1671.9	1677.9	-	7	2.5	23.8	7	2.5	13.9	0.44	24.8	22.8	-
		1679.6	1681.8	2.2	1677.9	1684.55	-	5	2.3	24.8	5	2.3	104.2	0.58	28.8	24.7	24.2
	АВ4-5	1735.2	1736.2	1	1730	1735.3	-	8	8	22.5	8	8	4.9	0.44	-	22.8	-
		1739.8	1742.6	2.8	1738.5	1741.2	-	7	2.5	27.7	7	2.5	155.8	0.69	-	26.1	27.3
		1747.6	1748.4	0.8	1744.7	1747.5	-	4	5	27.7	4	5	454.3	0.76	23.2	27	28.5
		1755	1757.4	2.4	1747.5	1753.8	-	6	2.5	29.3	-	-	-	0.80	24.2	27.5	27.3
	АВ4-5	1760.6	1762.8	2.2	1761.3	1765.9	-	8	3.6	27.1	-	-	-	0.81	28.5	27.8	27.3
	БВ8	2080.2	2081.2	1	2079.3	2085.5	-	7	7	22.5	7	7	12.8	0.68	23.7	20.8	22.6
		2087.6	2088.2	0.6	2085.5	2092.3	-	3	3	24.2	3	5	46.2	0.74	24.7	-	-
		2105.2	2106.2	1	2104.3	2110.3	-	3	3	22.8	3	3	27.3	0.75	23.7	23	22.6
	БВ10	2190.4	2192.8	2.4	2189.4	2195.7	-	1	0.4	25.7	5	2.1	1158	0.79	19	22.6	22.6
	ЮВ1	2450.4	2451.2	0.8	2448	2452	-	2	3	18.5	2	2.5	70.9	1,00	14.8	18.2	21.4

Оценка коэффициента пористости по методу потенциалов собственной поляризации использовалась в качестве подсчетного параметра основных продуктивных пластов Самотлорского месторождения, так как метод СП выполнен во всех скважинах месторождения, качество записи удовлетворительное, методика физически обоснована для коллекторов порового типа с рассеянной глинистостью. Недостатком методики является отсутствие универсальной зависимости между Кп и сп, что делает необходимым построение эмпирических связей типа "керн - ГИС" для каждого изучаемого пласта или группы пластов. Коэффициент корреляции равен 0.82.

На основании сопоставлений значений пористости по керну и по различным методам ГИС (ГГК, НК, СП) можно сделать вывод, что наиболее точно Кп оценивается по методам ГГК и СП. Однако отсутствие исследований кривых ГГК по большинству скважин не позволяет рассматривать гамма-гамма каротаж, как основной метод оценки коэффициента пористости по всем скважинам месторождения. Поэтому в качестве базового использовался метод СП.

Подтверждение и уточнение зависимостей Кп=f(сп), приведенных в отчете по подсчету запасов 1987г., производилось путем сопоставления значений Кп, полученных на образцах керна, и относительных показаний метода СП по скважинам, пробуренным после 1987г. Для проверки связей Кп=f(сп) использовались скважины с выносом керна 70% и числом исследованных образцов на 1м 2. На зависимости Кп=f(сп) наносился привязанный керн по скважинам после 1987 г., керн из подсчета запасов 1987 г. и точки КпГГКп. Учитывая тесную связь Кп(керн) и Кп(ГГК), значения коэффициента пористости по ГГК могут быть дополнительными для зависимостей Кп=f(сп). Высокие коэффициенты корреляции связей Кп=f(сп), меняющиеся от 0,75 (пласты групп АВ) до 0,78 (пласты БВ19-22), позволяют подтвердить принятые при подсчете запасов 1987 г. следующие уравнения регрессий (таблица 1.5.3.):

АВ Кп=13,2сп+17 (R=0,75);

БВ8-10 Кп=13,4сп+13 (R=0,73);

БВ19-22 Кп=12,8сп+11,98 (R=0,78) .

Исключение составляет зависимость Кп=f(сп) для пласта ЮВ1, которая была уточнена. На новой зависимости стало 117 точек с выносом керна более 70% и N/h=2 (по скважинам после 1987 г.) по сравнению с 23 точками на первоначальной зависимости. Уточненная зависимость описывается кусочно-линейным уравнением (табл. 1.5.3.):

ЮВ1 Кп=8,175сп+8,73 для сп<0,8 (R = 0,81);

Кп=18,65сп+0,35 для сп>0,8 (R= 0,74).

При экспертизе раздела геофизических исследований подсчета запасов 1987 г. было высказано замечание, что при подсчете запасов использовались значения пористости, полученные при атмосферных, а не пластовых условиях. Рекомендовалось привести петрофизическое обеспечение интерпретации ГИС к современным лабораторным технологиям, что было сделано к настоящему подсчету запасов.

Во ВНИГНИ в результате экспериментальных исследований керна из новых оценочных скважин 3оц и 4оц Самотлорского месторождения были получены поправки за пластовые условия в значения коэффициента пористости, указанные ниже, а также

в табл. 1.5.3.:

АВ Кп.пл=0,95Кп;

БВ8 Кп.пл=0,94Кп;

БВ10 Кп.пл=0,93Кп;

БВ19-22 Кп.пл=0,925Кп;

ЮВ1 Кп.пл=0,92Кп.

Уравнения для оценки пористости по показаниям метода СП Кп=f(сп) с учетом термобарических поправок приобрели следующий вид (табл. 1.5.3.):

АВ КПпл =12,54 сп +16,15

БВ8 Кппл =12,6сп+12,22

БВ10 Кппл =12,46сп+12,09

БВ19-22 Кппл =11,776сп+11,02

ЮВ 1 Кппл =7,52сп+8 для сп<0,8

КПпл =17,16сп+0,322 для сп>0,8.

Необходимо отметить, что введение поправки за пластовые условия приводит к уменьшению абсолютных значений коэффициентов пористости по сравнению с величинами Кп при атмосферных условиях. Уменьшение абсолютных величин Кп в среднем составляет 1% и только в пластах БВ10 и БВ19-22 – 1,6%. Относительное уменьшение пористости за счет учета пластовых условий в среднем равно 5,6% при диапазоне от 2% (пл.АВ13) до 10% (пл.БВ19-22).

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов

Коэффициент нефтегазонасыщенности в практике подсчета запасов определяется двумя способами:

с использованием эмпирических связей Pп=f(Kп) и Pн=f(Kв), построенных по результатам исследований керна из скважин, пробуренных на обычных буровых растворах. Эти связи должны быть получены для данного типа коллектора и данного месторождения. Обязательным условием их применения является наличие достоверных сведений об удельном электрическом сопротивлении пластовой воды rВ;

с использованием обобщенных зависимостей rп=f(Wв), где Wв - объемная водонасыщенность (Wв=КпКв), 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 rв.

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	-

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.

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

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;

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

Коэффициент песчанистости 0,642

По пласту AB1(3)

Интервал обработки 1945.6-1964.8 м

	H Hабс	УЭС Апс	КпНК КпПС	КпГГК	КпАК	Кпр Кгл
По водон. зоне	6,4 6,3	2,6 0,69	29,1 26,2	21,3	26,2	940,2 12,2

Коэффициент песчанистости 0,333

2. Проектная часть

2.1. Выбор участка работ

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой - 2350-2 375 м и имеют амплитуды 50-100 м.

За период, прошедший после последнего подсчета запасов углеводородов Самотлорского месторождения, были выявлены дополнительно несколько новых объектов: пласт БВ0 поделен два подобъекта БВ01 и БВ02, выделены объекты БВ3, БВ4, БВ71, БВ72, БВ16, БВ17-18. Основные же изменения коснулись расширения границ месторождения за счёт приобщения в его западной и южной частях значительных площадей нефтеносности. Материалы бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин вкупе c углубленными эксплуатацонными скважинами способствовали уточнению подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов.

Для уточнения подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов проектируется 6-ть скважин для доразведки с последующей эксплуатацией месторождения.

2.2. Априорная ФГМ объекта и задачи работ

Породы Самотлорского месторождения характеризуются следующими физическими свойствами присущими всем породам терригенного разреза (табл.2.1.):

Таблица 2.1

Физические свойства горных пород.

Горная порода	Удельное электрическое сопротивление рп, Омм	Естественная радиоактивность γ, мкР/ч	Плотность δ, г/см3	Скорость продольной волны по породе υр, м/с
Глина Песчаник Аргиллит Алевролит	1-20 20-1000 5-400 10-600	4-25 1-15 5-30 4-15	1.9-2.2 2.0-2.5 2.0-2.7 1.9-2.5	1200-2500 1500-2500 3000-6000 1300-2500

Пористые проницаемые породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Ими в основном являются пески и песчаники, алевролиты, известняки и доломиты. К непроницаемым относятся глины, аргиллиты, соли и гипсы.

Качество коллектора определяется его фильтрациооно-емкостными свойствами, называемые также коллекторскими: пористость, проницаемость, нефтегазонасыщеность, глинистость и др.

Предварительно считается, что коллекторы Самотлорского месторождения развиты в песчаных, алевролитовых, аргиллитовых, песчано-алевролитовых породах. Песчаный тип коллектора характеризуется монолитным строением пласта, песчано-алевролитовый тип часто осложнен 1-2 непроницаемыми пропластками толщиной 0.5-4м.

Удельное электрическое сопротивление в глинах очень низкое по сравнению с песчаными коллекторами. В зоне проникновения характеристики сопротивления рс< рзп < рп,

Рс < Рзп = Рп

Амплитуда Ucn в глинах максимальная, в песчаниках минимальная.

На кавернограмме dc > dH в глинах и dc < dH в песчаниках.

Для гамма-метода методов в глинах показания будут максимальные, а в песчаниках средние. Диаметр скважины за счет проникновения промывочной жидкости в продуктивной части горизонта будет меньше чем во вмещающих породах.

На этапе проектирования геофизических работ формируется априорная ФГМ искомого объекта и с её помощью определяется тактика и параметры геофизических наблюдений.

На основе физических свойств пород терригенного разреза можно схематически составить физико-геологическую модель разреза, с помощью которой можно проследить, как