определялась по данным радиактивного каротажа (ГК и НГК) с использованием результатов исследований керна.
По всем скважинам, измерения НГК выполнены аппаратурой, проэталонированной в стандартных единицах.
Это позволило определить водосодержание продуктивных пород по обобщенной зависимости: Inγ,ст.ед.=ƒ (Кп), составленной тематической партией объединения «Западнефтегеофизика» ( рис 2.1).
Процедура определения водородосодержания состоит в следующем: по комплексу каротажных кривых выделялись пласты, в показания НГК и ГК вводились поправки на гамма-фон и толщину пласта. Затем определялась кажущаяся пористость Кпп (водосодержание породы, определенное по НГК, АК) без учета глинистости) с учетом влияния скважины по зависимости:
Inγ,ст.ед.=ƒ (Кп) (2.1)
После получения величин водосодержания при определении пористости и вещественного состава пород включалась в работу программа RWSWPX (граф с акустикой) в которой рассчитываются оптимальные объемы составляющих породу двух основных минералов: доломита, известняка и пор по данным АК и НГК.
Применяемая методика определения емкости проконтролирована методом определения пористости по данным акустического каротажа. Пористость по АК определена по уравнению среднего времени. На основании изучения скорости прохождения ультразвуковых волн в скелете породы и в пластовой воде получено следующее уравнение для определения пористости продуктивных пород, представленных известняком:
Кп(известняк)=(Δt-155)/4.03 (2.2)
По данному уравнению рассчитаны значения пористости пластов по ряду скважин с наиболее характерным разрезом для карбонатов межсолевых отложений. По формуле (2.2) получены значения полной пористости (Кпп) по АК. Необходимо отметить, что при расчете пористости вышеуказанным методом учитывались, главным образом, те пласты, которые обладают межзерновой емкостью. В результате сравнения значений пористости по карбонатным отложениям рассматриваемого месторождения, рассчитанных различными способами (НГК, АК) относительная погрешность от среднего по скважинам не превышает 2.0%. Сравнение значений пористости, рассчитанных различными методами, указывает на достоверность оценки рассматриваемого параметра.
Глинистость определялась по данным радиометрии (ГК, НГК) и акустического каротажа (ΔТ) с использованием палетки, составленной тематической партией объединения «Западнефтегеофизика» ( рис 2.2, 2.3).
По каждой скважине для достоверно установленных пластов-неколлекторов находились значения Кгл и определялись соответствующие им показания кривой гамма-каротажа (Iγ) с учетом необходимых поправок. Переход от нерастворимого остатка (Сно) к объемной глинистости (Кгл) осуществляется по формуле: Кгл≈0.9*Сно (2.3)
В качестве значений нулевой глинистости принимались показания гамма-каротажа в мощных пластах галита.
На основании указанных выше данных для каждой скважины составлялись индивидуальные зависимости: Iγ=ƒ (Кгл).
Значения объемной глинистости пород-коллекторов находились по составленным вышеописанным образом зависимостям с использованием гамма-каротажа (рис 2.4-2.7).
Переход от объемной глинистости к водосодержанию глинистой фракции в необходимых случаях осуществлялся по формуле:
ΔWгл=0.4*Кгл. (2.4)
Нефтенасыщенность пород-коллекторов продуктивных межсолевых отложений Дубровского месторождения определялась тремя методами:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
