Методическое руководство по дифференцированному подсчету запасов газа объемным методом, страница 6

3.4  По каждому пласту (пропластку) коллектора определяются его границы,
эффективная газонефтенасыщенная толщина (п,ф._г; h^._H), коэффициенты порис­
тости (К_п) , проницаемости (К_пр) , газонасыщенности (К_г), нефтенасыщенности
(К_н), остаточной нефтенасыщенности (К_он), продуктивности (q - удельный ко­
эффициент продуктивности при депрессии на пласт - АР), прогнозный абсо­
лютно-свободный дебит (Q_{a с}).

3.5  Коэффициенты пористости (К„) коллекторов определяются по материа­
лам ГИС и на образцах керна , отобранных из керна при бурении скважины,
либо из ее стенки сверлящим керноотборником на кабеле.

Значения пористости, найденные по материалам ГИС, обосновываются ре­зультатами ее измерения на статистически представительных образцах керна из интервалов с высоким (более 80%) его выносом.

3.6 Коэффициенты проницаемости коллекторов определяются по материа­
лам ГИС, на образцах керна и по результатам гидродинами-ческих исследова­
ний скважин.

3.6.1 Дифференцированное определение проницаемости по материалам ГИС является приближенным и производится с учетом данных гидродинамических исследований пласта с помощью аппаратуры ГДК и ОПК, либо с использовани­ем петрофизических связей керн-геофизика по результатам оценки значений К_п,

3.7 Значения К_пр, Кпрэф., К_пр.ф., найденные по материалам ГИС, обосновы­ваются результатами измерения этих же величин на представительных образ­цах керна из интервалов с высоким (более 80%) его выносом и расчетом по кою

эффициентам гидропроводности.

3.8 Для газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более
100 г/м³ при определении Ко,„ учитывается доля конденсата, выпавшего в пус­
тотном пространстве при подъеме керна на дневную поверхность путем моде­
лирования на бомбе PVT.

3.9 В зонах недонасыщения ( непредельного насыщения), определенные по
данным ГИС, значения К_нг должны быть обоснованы результатами калилляриметрических измерений , устанавливающих для конкретной залежи распреде­
ление водонасыщенности по высоте залежи.

ЗЛО Характер насыщения и положения ВНК, ГВК и ГНК, установленные по материалам ГИС, подтверждаются результатами испытаний не менее чем 3-5 интервалов в зонах однофазного притока.

3.11 Определение подсчетных параметров проводится в соответствии с «Методическими рекомендациями...» (4).

3.12 Геологическая интерпретация данных ГИС осуществляется по петро-физическим зависимостям типа "керн-керн", "керн-геофизика", " геофизика -геофизика" и " геофизика -испытание". Петрофизические зависимости долж­ны удовлетворять физической природе изучаемых явлений и отражать измене­ние петрофизических параметров по разрезу и по площади месторождения.

3.13 Комплексная интерпретация результатов исследований скважин включает:

-  геолого-геофизическую интерпретацию данных ГИС с оценкой фильтрационно-емкостных свойств пород, разделением их на классы по ФЕС , опреде­
лением насыщенности, продуктивности;

-  увязку (корреляцию) результатов геолого-геофизической интерпретации
данных ГИС по объекту в целом (по всему фонду скважин) с целью их подго­
товки к цифровому моделированию (в т.ч. обязательный учет кривизны ствола
скважин);

- подготовку данных для компьютерного моделирования объекта, вклю­чая группирование информации по близко расположенным (в т.ч. кустовым) скважинам.

4 Дифференцированный подсчет запасов газа объемным методом в

неоднородных коллекторах

4.1 В подсчете запасов объемным методом в обычном его исполнении не предусмотрено создание последовательного ряда моделей дифференцированно­го распределения запасов газа залежи по зонам, отдельным пластам, продук­тивным пачкам и типам коллекторов в зависимости от возможности их про­мышленного освоения.

4.2 Введение в разработку ряда крупных залежей с низкопоровыми кол­лекторами, а главное с ярко выраженной неоднородностью продуктивного раз­реза ( север Западной Сибири, Прикаспий), определяет необходимость диффе-