- •Цели и задачи практической работы
- •1. Краткая методика обработки и интерпретации данных гис на Самотлорском месторождении нефти
- •Литоло-петрографическая характеристика пород ипродуктивных горизонтов
- •1.2. Физические свойства продуктивных горизонтов и пластовых вод
- •1.3. Основные геофизические параметры, применяемые для оценки коллекторских свойств пластов
- •1.4. Геофизическая характеристика продуктивных горизонтов
- •1.5. Корреляционные связи коллекторских свойств и геофизических параметров
- •1.6. Определение характера насыщения пластов и их коллекторских свойств
- •2. Импорт данных из las-файлов
- •Установить новый интервал
- •Объединение данных
- •3. Подготовка рабочего Планшета
- •3. Предварительная интерпретация
- •3.1. Выделение интервалов пород
- •Коллектора (песчаники)
- •Алевролиты
- •Плотные породы
- •4.2. Контроль правильности выделения интервалов
- •4.3. Оценка статистических свойств
- •5. Расчет коллекторных свойств
- •5.1. Расчет относительных амплитуд (разностных параметровAsp(sp),dgr(gr),dnlt(nlt))
- •5.2. Расчет коллекторских свойств
- •1. Оценка коэффициента глинистости.
- •2. Оценка коэффициента пористости.
- •6. Расчет и построение литологической колонки
- •6.1. Расчет литологической колонки
- •6.2. Построение литологической колонки
- •7. Построение объемной модели
- •8. Построение флюидной модели
- •9. Оформление результатов работы
- •Содержание
- •Компьютерные технологии
- •620144, Г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30
1.6. Определение характера насыщения пластов и их коллекторских свойств
Методы сопротивлений. Анализ значений удельных сопротивлений нефте- и водонысыщенных пластов показывает, что наиболее глинистые нефтеносные пласты АВ1 имеют критические значения УЭС пл.кр = 2.2 Омм, в случае их водонасыщения - 4.6 Омм; Для пластов БВ8,10 - 5 и 6.5 Омм. Области значений 2.2-4.6 и 5-6.5 для пластов АВ1 и БВ8,10 соответственно, являются неоднозначно интерпретируемыми. По величине сопротивления пл в данном случае можно лишь сказать, что при пл > 4.6 Омм (АВ1) и пл > 6.5 Омм (БВ8,10) пласты будут нефтенасыщенные. Следует отметить, что электрические методы эффективны для выделения коллекторов лишь в тех случаях, когда размер зоны проникновения фильтрата бурового раствора не превышает глубинности исследования применяемых установок. При глубоком проникновении в пласты глинистого бурового раствора, сопротивление которого превышает сопротивление пластовой воды, определить характер насыщения коллекторов по стандартным методикам довольно сложно, а разделить газоносные и нефтеносные породы невозможно.
Переход от абсолютных значений УЭС к параметрам Рп, Рн, Ро позволяет снизить или даже исключить в случае слабоглинистых коллекторов влияние на них минерализации и температуры пластовых вод. Зона неоднозначного прогнозирования продуктивности пластов заметно сокращается, при этом возможно установить нижние критические значения Ро при которых пласт может считаться нефтегазоносным. Для пластов АВ1 коллекторы будут нефтегазоносными при Ро 30, водоносными – при Ро < 30; для пластов АВ2-5 – соответственно при Ро 35 и Ро < 20, для пластов БВ8,10 – при Ро 60 и Ро < 35.
Параметр насыщения Рн для водоносных пород в идеальном случае равен единице. Фактически в связи с ошибками в определении исходных величин его значение может быть больше или даже меньше единицы. На основании анализа значений Рн для конкретных горизонтов установлены нижние критические значения Рн.кр, при которых пласты будут отдавать нефть или газ. Слабоглинистые горизонты АВ2-5, БВ8,10 имеют значения Рн.кр = 3, глинистые коллекторы АВ1 - значения Рн.кр = 1.5-2.
Индукционный метод. Нефтеносные коллектора отмечаются значениями ИМ = 0.05-0.7, нефтеводоносные (переходная зона) – 0.4-0.6, водоносные – 0.6-1.6. Критическое значение относительного параметра ИМ составляет 0.6. Если ИМ < 0.6, то пласт является нефтенасыщенным.
Нейтрон-нейтронный метод. В связи с незначительной минерализацией контурных вод на месторождениях Западной Сибири (до 60 г/л при среднем около 15 г/л) разделение нефтеносных и водоносных пород по параметру Inт не удается. Известно, что для надежного распознования нефте- и водосодержащих пород по нейтронным методам (по хлору) необходима концентрация солей не менее 50 г/л. По содержанию же водорода нефть и вода практически мало отличаются (14.3 и 11.1% соответственно).
Прогнозирование харатера насыщения пластов выполняется при комплексной интерпретации параметров пл, СП и ИМ согласно табл. 1.4.
Таблица 1.4
Насыщение |
Тип коллектора | ||||||||
Чистый, Кпр > 500 мД |
Слабоглинистый, Кпр = 100-500 мД |
Глинистый, Кпр < 100 мД | |||||||
СП |
ИМ |
пл |
СП |
ИМ |
пл |
СП |
ИМ |
пл | |
Нефть (газ) |
> 0.8 |
< 0.4 |
> 5.0 |
0.7-0.8 |
< 0.4 |
> 4.5 |
0.3-0.6 |
0.3-0.6 |
> 4.0 |
Нефтьи вода |
> 0.8 |
0.4-0.6 |
4.0-5.0 |
0.7-0.8 |
0.4-0.5 |
4.0-4.5 |
0.3-0.6 |
0.3-0.6 |
4.0-5.0 |
Вода |
> 0.8 |
> 0.6 |
< 4.0 |
0.7-0.8 |
> 0.6 |
< 4.0 |
0.3-0.6 |
> 0.65 |
< 4.0 |