При пересчете запасов газа пласта ПК1 в 2000 г. [2] для определения коэффициента пористости использовались зависимости, полученные по базовой скважине 21. Последняя пробурена с высоким выносом керна; определение петрофизических параметров выполнено с достаточной плотностью, что позволило получить достаточно обоснованные зависимости "керн-керн" и "керн-ГИС" для определения коэффициентов пористости и газонасыщенности коллекторов.
1. При определении пористости по aпс использовалась зависимость aпс(Кпкерн), полученная по данным скважины 21.
Кп = 41.612 aпс 0.355 (2.3)
Следует заметить, что при определении пористости по данным ПС расчет Кп для коллекторов с удельным сопротивлением >150 Омм не проводился ввиду того, что при таких сопротивлениях нефтегазонасыщенных коллекторов происходит значительное уменьшение амплитуды ПС [16], учесть которое затруднительно.
2-3. Определение пористости по электрическому сопротивлению осуществлялось через объемные величины водонасыщенности (wв) и газонасыщенности (wг), которые определялись через удельное сопротивление по данным сопоставления керна и ГИС в скв. 21.
4. Коэффициент пористости коллекторов определялся также, как сумма объемной влажности и газонасыщенности, т. е. Кп=wв + wг.
Итоговое значение Кп принимается путем осреднения определений по разным методикам.
Коэффициент газонасыщенности также определялся разными методами.
1. По керновой зависимости Кво(Кп), полученной по данным керна на РНО. При этом входным параметром было среднее значение пористости (Кпср).
2-3. По значениям объемной влажности и газонасыщенности из соотношений Кг=1-(wв/Кп) и Кг= wг/Кп. Объемные параметры определялись по удельному сопротивлению по соответствующим зависимостям при пористости, равной Кпср.
4. По зависимости удельного сопротивления от коэффициента водонасыщенности.
Последний вариант считается предпочтительным, поскольку здесь Кв определяется напрямую. Именно эти значения Кг, рассчитанные по каждому проницаемому прослою продуктивной части залежи использовались для построения атрибутной модели.
При пересчете запасов газа 2000 г. средние значения Кп и Кг для сеноманской залежи Западно-Таркосалинского месторождения составили, соответственно, 34.2 % и 72.8 %.
Определение коэффициента проницаемости Кпp для продуктивных коллекторов было выполнено по керну и ГИС. При опpеделении этого параметра по ГИС была использована зависимость, построенная по данным керна нескольких месторождений Южной группы, в т.ч по Губкинскому, Комсомольскому, Северо-Комсомольскому и Западно-Таркосалинскому:
Кп = 0.46 (lgКпр)2+2.82 lgКпр + 24.64. (2.4)
Для расчетов принималась более удобная форма зависимости (2.4), позволяющая провести прямой пересчет построенных сеток пористости в сетки проницаемости при формировании фильтрационной модели:
Кпр = exp (51.2 Кп - 11.5) + exp (6.0 Кп - 1.54) - 3.5, (2.5)
где Кп - коэффициент пористости в долях ед.
При обосновании ГВК сеноманской залежи за основу приняты данные интерпретации ГИС в разведочных и эксплуатационных скважинах и результаты испытаний скважин.
Критерии, положенные в основу разделения коллекторов на газонасыщенные и водонасыщенные, описаны выше при описании методики определения Кг.
В основу построения карты ГВК, использованной при построении модели залежи, положены данные по вертикальным скважинам, вскрывшим контакт в диапазоне проницаемой части разреза, в котором надежно определены исходные параметры (электрические характеристики, ФЕС и т.д.). В «кривых» эксплуатационных скважинах абсолютные отметки ГВК, определенные по ГИС, корректировались с учетом возможных ошибок определения кривизны стволов скважин и отметок вскрытия кровли пласта ПК1.
2.1.3 Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов
2.1.3.1 Детальная корреляция
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.