На базе изучения ФЕС слагающих горизонты пластов пересчитаны запасы газа эксплуатационных объектов. При этом установлено, что геологические запасы газа горизонта IX на 25% выше фильтрационных. Обе цифры запасов практически совпали с данными о запасах, полученными по методу падения давления. На начальном этапе разработки горизонта динамические запасы газа соответствовали фильтрационным (различие сохранялось на уровне 2%), при падении пластового давления на 15 кгс/см2 динамические запасы возросли до величины, равной геологическим запасам. Это позволило сделать вывод о возможности вовлечения в эксплуатацию глинистых песчаников.
Методика изучения ФЕС неоднородных резервуаров применялась при расчетах полезного объема нескольких подземных хранилищ газа. Дальнейшая их эксплуатация показала, что максимальная погрешность оценки полезных объемов не превышала 10%. К настоящему времени методика группирования по ФЕС использована при изучении газонасыщенных пород се-номана Уренгойского, Северо-Уренгойского и Ямбургского месторождений. В качестве примера рассмотрим применение методики на Ямбургском месторождении.
Продуктивные отложения сеномана Ямбургского месторождения представлены полимиктовыми песчаниками и характеризуются существенной неоднородностью. Пористость пород колеблется от 2 до ~40%, проницаемость — от долей миллидар-си до нескольких дарси, глинистость (Сгл.) — от нескольких процентов до 40—50% и более, карбонатность (Скарб — от нуля до ~70%. Коэффициент водонасыщенности, определенный методом центрифугирования, изменяется от 0,1 до 1.
С помощью многофакторного дисперсионного анализа установлено, что сеноманские отложения Ямбургского месторождения являются типичными песчано-глинистыми породами, для которых вариации ku, &пр> &в обусловлены главным образом изменением содержания в них глинистого материала.
Результаты каротажа показали, что породы с пористостью больше 16% следует отнести к газонасыщенным эффективным мощностям К Разделение этих пород на породы с начальным градиентом и без начального градиента (образующие эффективную фильтрационную мощность) проводилось на основе
1 Характер насыщения плотных глинисто-известковистых прослоев не установлен, доля этих пород не превышает 2—3%.
101
данных об отсутствии или наличии зоны проникновения. Правомерность такого подхода следует из того, что вытеснение газа водой, в том числе и в прискважинной зоне пласта фильтратом бурового раствора, может происходить только в пластах без начального градиента (рис. III.16).
Пласты с начальным градиентом относятся к наиболее глинистым породам разреза. Из рис. III.16 следует, что величины
7а 40 |
п I |
1 |
1 1 1 1 |
20 |
рп в газонасыщенной части разреза примерно в 1,5 раза выше, чем в водонасы-щенной, т. е. глинистые пласты в газонасыщенной части разреза содержат газ.
ч |
L |
Рис. III.16. Гистограммы рп по водоносным (/) и газоносным (2) породам с начальным градиентом Ямбург-ского месторождения |
Для выделения групп пластов, образующих фильтрационную мощность, по ФЕС использовались величины газонасыщенности зоны проникновения, определенные с помощью каротажа. Этот способ бази-
руется на том, что в пластах с высокими ФЕС газо-насыщенность зоны проникновения &г. з. п превышает остаточную газонасыщенность kT. ост. Проведенные исследования показали, что йг.ост не бывает более 20% [1]. Разделение газонасыщенных пород на группы проводилось способом последовательного приближения. Сначала пласты группировались с использованием данных о kT. 3. п по нейтронному каротажу (&Г(Н3К)П). Оценка k^n проводилась через водородо-содержание пластов, при использовании модели однородного пласта со средней пористостью ^ = 30% и глинистостью Сгл = 20, установленными по керну.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.