При расчете aпс в качестве опорного пласта принимался однородный чистый пласт ниже ГВК. В этом случае принято обозначение aпсв. Если опорный пласт выбирался в газоносной части разреза скважин, не вскрывших ГВК, то тогда принято обозначение aпсг.
Относительная амплитуда ПС рассчитывалась по известной формуле как отношение наблюденной амплитуды ПС к максимальной в опорном пласте.
Для петрофизических зависимостей и количественных определений использовался параметр aпс в и поэтому, на параметр aпсг по скважинам, не вскрывшим ГВК, вводилась поправка для приведения к условиям водоносного пласта (aпсприв). Для этого по скважинам, вскрывшим ГВК, были определены величины отношений DUпс газонасыщенных пластов к DUпс водоносных пластов. Полученные значения поправки DUпсг/DUпсв, определенные в одной из скважин куста, были использованы для расчета aпсприв в остальных скважинах этого же куста по формуле:
aпсприв=aпсг(DUпсг/DUпсв). (2.1)
В тех скважинах, в которых не вскрыт ГВК или были затруднения с выбором опорного пласта в водоносной части разреза, для расчета aпсприв использовалась средняя величина отношения DUпсг / DUпсв, равная 0.87, которая определена по скважинам с высотой залежи не менее 50м.
Одним из количественных геофизических параметров на выделение коллекторов является величина относительной амплитуды ПС. Эта величина обосновывается данными испытаний в интервалах ухудшенных коллекторов, давших притоки флюидов или нет. К сожалению, на данном месторождении такие коллекторы не испытывались. Поэтому в качестве критерия коллектор-неколлектор принята величина aпс=0.2 по аналогии с другими сеноманскими залежами газа Западной Сибири, которые прошли апробацию в ГКЗ РФ.
В связи с тем, что в целом по газовым залежам сеноманского комплекса содержание остаточной нефти незначительно, то величина Кпэф рассчитывалась по формуле:
Кпэф= Кп (1 - Кво), (2.2)
где Кво - коэффициент остаточной водонасыщенности;
Кпэф- коэффициент эффективной пористости.
По данным ЗапСибГеоНАЦ с использованием результатов исследования керна на РНО из скв. 21 для сеномана граничные значения Кпэф и Кп составляют, соответственно, 2.5-3.0 % и 23.4-23.6 %. Таким образом, при выделении коллекторов, кроме прямых признаков, использовались и косвенные критерии aпсгр=0.2 и Кпгр=24%.
Границы коллекторов при определении их эффективных толщин выделялись по данным комплекса ГИС и в первую очередь по диаграммам микрокаротажа. В эксплуатационных скважинах при отсутствии записи микрокаротажа выделение коллекторов выполнялось по данным ПС, БК, КВ, БКЗ и РК (ГК,НКТ).
Основную информацию о характере насыщения коллекторов дает rп с учетом литологических особенностей пласта. Для оценки характера насыщения коллекторов изучаемого месторождения был использован принятый в Западной Сибири прием сопоставления удельного сопротивления rп и параметра aпс по опробованным объектам, в которых получены «чистые» притоки газа и воды. В качестве нижней границы для газонасыщенных коллекторов принято значение rп, равное 4 Омм.
При идентификации коллекторов с высокой газонасыщенностью и плотных пропластков большую помощь может оказать акустический каротаж, по данным которого однозначно можно различить эти пласты. В связи с этим метод АК должен быть обязательным при исследовании сеноманского разреза.
На основании результатов комплексной интерпретации данных ГИС и испытания выполнена оценка характера насыщения всех исследуемых коллекторов рассматриваемого месторождения, определено положение газоводяного контакта в скважинах.
При первоначальном подсчете запасов газа пласта ПК1 в 1988 г. [1] расчет коэффициента пористости проводился с использованием обобщенной зависимости aпс (Кпкерн), полученной по данным керна базовых скважин на Губкинском, Комсомольском и Ванъеганском месторождениях.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.