Способы отбраковки некондиционных значений коллекторских свойств по данным керна.

Выше было показано, как выделить границы распространения коллекторов в разрезе продуктивных пластов и по площади залежи с учетом кондиционных пределов по данным ГИС. Тем самым была подготовлена основа для геометризации залежи и оценки микронеоднородности продуктивных пластов. Установление кондиционного предела проницаемости по данным керна дает возможность учесть только те значения параметров, описывающих коллекторские свойства и нефтенасыщенность, которые характеризуют коллектор. Благодаря этому создается основа для оценки микронеоднородности коллекторов продуктивных пластов и подготовки исходных данных для подсчета запасов.

Последнее обстоятельство предъявляет особые требования к процедуре отбраковки некондиционных значений параметров. В первую очередь, отбраковываются все значения проницаемости, которые ниже кондиционного.

Вслед за этим приступают к отбраковке значений открытой пористости.

Чтобы избежать завышения среднего значения открытой пористости, отбраковываются те ее значения, проницаемость которых ниже кондиционной.

Такой способ отбраковки обеспечивает получение статистического распределения представительных значений Кпо, соответствующего нормальному закону распределения, о чем будет сказано ниже.

Количественная оценка микронеоднородности продуктивных пластов.

Количественная оценка микронеоднородности продуктивных пластов осуществляется на основе образцов с открытой пористостью и проницаемостью, характеризующих коллектор продуктивного пласта. При этом учитываются все образцы с проницаемостью выше кондиционной, включая и те, которые были отбракованы при расчете средних значений логарифмов проницаемости, использовавшихся в зависимости a_сп= f (lgКпр). Для этого составляется таблица распределения каждого из параметров.

Оценка микронеоднородности продуктивного пласта осуществляется с помощью основных характеристик распределения, рассчитанных на персональных компьютерах.

Графические приложения к главе:

· зависимость a_сп от qуд. (Приложение 2.);

· карта a_сп (Приложение 3.);

· карта эффективных толщин (Приложение 4.).

Примечание:

• зависимость a_сп от qуд. строится с использованием программы Microsoft Office Excel,карты составляются на компьютере с использованием программы «AutoCorr» или других пакетах геологического моделирования (Eclipse, LandMark, IRAP RMS, ТРИАС) и могут быть отредактированы в ArcView, CorelDraw и др. Представляются в стандартном виде в стандартном масштабе с условными обозначениями и штампом (Приложения 3, 4).

Глава 7. Изучение условия залегания нефти (газа) в продуктивном пласте.

При обосновании положения водонефтяного, газонефтяного или газоводяного контактов и контуров нефтегазоносности используются результаты опробования, промыслово-геофизические исследования скважин, данные о зависимостях относительной проницаемости для воды и нефти от водонасыщенности.

Для этого составляется схема опробования и обоснования контактов, на которую слева наносят шкалу глубин в абсолютных отметках и колонки всех скважин со снесением их на линию профиля (Приложение 5). На колонке каждой скважины условными знаками должны быть показаны:

· положение кровли и подошвы пласта,

· проницаемые и непроницаемые интервалы,

· насыщение проницаемых интервалов нефтью, газом или водой по данным промыслово-геофизических исследований,

· интервалы опробования и их результаты,

· диаметры штуцера и депрессии на пласт,

· абсолютные глубины по скважинам, в которых контакты следятся по промыслово-геофизическим данным,

· глубины каротажа с шагом 10, 25, 50м и т.д. в зависимости от толщины исследуемой части разреза скважины.

При наличии в нефтяной залежи переходной зоны и зоны предельного насыщения на схеме опробования и обоснования контакта должны быть выделены каждая из этих зон.

Граница нефтяной зоны с переходной в скважине проводится по промыслово-геофизическим данным, а граница переходной зоны с водяной - по данным опробования или по зависимости относительной проницаемости для воды и нефти от водонасыщенности. По данным опробования при наличии узких интервалов перфорации за отметку контактов принимается отметка середины интервала, из которого получен промышленный приток нефти с водой. При широких интервалах опробования (свыше 5 м) используют указанную выше зависимость. За кондиционную нефтенасыщенность принимается граница подвижного и неподвижного состояния нефти. Она соответствует точкам, для которых относительная проницаемость для нефти при поступлении двух фаз в скважину становится больше нуля. Обычно она составляет 0,35¸0,40.

При подсчете геологических запасов нефти или газа запасы в переходных зонах подсчитываются отдельно. За среднее значение нефтенасыщенности принимается среднее арифметическое этого параметра из суммы кондиционного и предельного значений. Предельное значение соответствует нефтенасышенности на границе переходной зоны с нефтяной частью залежи.

При горизонтальных контактах их отметки переносят на карты по кровле и подошве пласта и проводят, соответственно, внешний и внутренний контуры нефтегазоносности.

В случае сложной поверхности ВНК и ГВК нужно составить карту их изменения по площади и, увязав ее с картами поверхностей кровли и подошвы, провести контуры нефтегазоности. На основе проведенных исследований составляются геологические (геолого-геофизические) профили вкрест и по простиранию залежи, а также карты нефте-, газонасышенных толщин. Даются размеры и характеристика залежи, нефтяных, газовых, водонефтяных, газоводяных и переходных зон, нефтегазонасыщение коллекторов по толщине и их изменение по площади.

Далее в главе приводятся сведения о начальном пластовом давлении, давлении насыщения, пластовой температуре, нефте- газонасыщенности, составе пластового газа, конденсатосодержании, свойствах нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях. Краткие сведения о результатах изучения свойств нефти и газа сводятся в таблицы 7 и 8.

Глава заканчивается характеристикой природного режима залежи по данным проведенных исследований. Он оценивается, исходя из гидродинамических условий и геологической характеристики залежи (удаленности от области питания, наличия и отсутствия газовой шапки, связи залежи с законтурной зоной, проницаемости и степени геологической неоднородности продуктивного пласта, соотношения пластового

давления и давления насыщения, соотношения вязкости пластовой нефти и воды).

Графические приложения к главе:

· схема опробования и обоснования контактов (Приложение 5);

· карты поверхности кровли и подошвы продуктивных пластов (Приложения 6 и 7);

· карты нефте-, газонасыщенных толщин (Приложение 8);

· детальные геологические профили (Приложение 9).