образующих I и II группы. В качестве характеристических параметров этих подгрупп использованы величины рп, что позволило опознать в разрезах всех скважин месторождения пласты выделенных подгрупп в пределах интервалов отбора керна, получить их характеристику по km Сгл, Си и &щ> и определить объемную газонасыщенность (см. табл, 111.26).
Сопоставление
величин kn,
oku, Сгл,
сгСгл, а также средних
ъ экстремальных значений kT для двух групп и пяти подгрупп
показывает, что проведенное уточнение
наиболее существенно
для низкопроницаемых пород. ^
Применение методики группирования на Уренгойском и ье-веро-Уренгойском месторождениях позволило также выделить три группы пород. Группы, образующие фильтрационную мощность, включают пять подгрупп. Геофизические параметры (см. табл 111.24, 111.25) выделенных групп и подгрупп на Уренгойском, Северо-Уренгойском и Ямбургском месторождениях прак-
106
тически не различаются. Соответствующие средние параметры групп и подгрупп почти не отличаются от данных по Ямбург-скому месторождению (см. табл. III.26).
Таким образом, результатов каротажа достаточно для разделения продуктивных пород на группы по ФЕС, а их выдержанность на всех месторождениях региона позволяет в первом приближении оценить ФЕС на новых месторождениях, залегающих в сеноманских отложениях, только по каротажу или с привлечением небольшого объема керна.
С другой стороны, полученные результаты показывают, что применение методики изучения ФЕС в региональном масштабе дает возможность использовать для оценки свойств всю накопленную информацию, т. е. обеспечивает высокую точность и достоверность определения средних параметров сходных по ФЕС пород. Характеристики пластов разных групп, приведенные в табл. III.26, можно применять только к однородным по ФЕС пластам, расположенным на таком расстоянии от ГВК, где не ■сказывается его воздействие на изменение газонасыщенности.
Анализ изменения kT по группам пород при приближении к ГВК позволил выявить как признаки ГВК, так и размеры переходной зоны, а также учесть ее влияние. Для пород I группы переходная зона на перечисленных месторождениях имеет размеры 15 м, изменение кт аппроксимируется в полулогарифмическом масштабе линейной зависимостью.
Для оценки газосодержания анизотропных пластов рассмотрены различные варианты парного переслаивания пластов некоторых групп и подгрупп и рассчитаны зависимости:
Юг.а = С0Г (ХХ + С0г2 (1 — *i)j
1 Рп.а~ Рп
рп.а — удельное сопротивление анизотропной пачки пластов; (ог.а — приведенная на 1 м мощности объемная газонасыщенность анизотропного пласта; рп 2, рп5 о>г2; сог — соответственно средние удельные сопротивления и объемные газонасыщенности групп II и I, переслаивание которых образует исследуемые пачки пластов; Х\ — доля пластов группы I в пачке. Анализ зависимостей показал, что погрешности определения газосодержания незначительны (2—3%).
Расчленение газонасыщенных пород на однородные совокупности по ФЕС, а также идентификация пластов в предел.ах зон переслаивания отложений с разными ФЕС позволяют подсчитать линейные запасы газа по фильтрационным и газонасыщенным мощностям (АЭф.Ф*; АЭф.г<), соответственно Яф и аг:
m
107
Cr —
Kb
где /*Эф.ф г, ^эф.г % — соответственно суммарная мощность пластов; i-й группы; ku i, kv i — соответственно средняя пористость и газонасыщенность пород i-й группы.
Запасы газа Ямбургского месторождения подсчитали, построив карты равных линейных запасов раздельно для фильтрационных и газонасыщенных мощностей. Одновременно определили средневзвешенную
#, тыс.м31сут-м _ объемную газонасыщен-
/ |
о |
о |
||
о |
о о |
|||
о о |
||||
о |
о |
150 |
100 |
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.