Методы повышения эффективности процессов добычи и транспорта газа, страница 58

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; iгруппы; ku i, kv i — соответственно средняя пористость и га­зонасыщенность пород iгруппы.

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