Пористость, проницаемость и начальная газонасыщенность

Коэффициенты пористости коллекторов определялись по образцам керна и результатам ГИС. Охарактеризованность подсчетных объектов керном проводится в [1,2], на основании которой произведен расчет средневзвешенных по толщине значений открытой пористости (таблица 2.6).

Сопоставимость результатов определений коэффициентов пористости по данным ГИС и керна хорошая (таблица 2.7).

Образцы керна выборочно и не совсем равномерно характеризуют коллекторы изучаемых пластов. Материалы каротажа дают более полную характеристику вскрытой скважинами толщины пласта, поэтому при подсчете запасов использовались значения параметра, определенные по ГИС.

Проницаемость коллекторов подсчетных объектов Юрхаровского месторождения определялись по керну и данным гидродинамических исследований (таблица 2.8).

Также проницаемость оценивалась по материалам ГИС по зависимости Кпр = f(Кпэф).

Оценка коэффициентов газонасыщенности и нефтенасыщенности произведена двумя способами: по результатам лабораторных определений на керне и материалам промысловой геофизики.

Коэффициенты нефтегазонасыщенности продуктивных пластов определены по данным промысловой геофизики. По данным ГИС была охарактеризована нефтегазонасыщенность большей части электрического сопротивления, а образцы керна лишь выборочно характеризуют отдельные пропластки или даже разности коллектора внутри отдельных пропластков. Иными словами охарактеризованность разреза по данным ГИС значительно превышает охарактеризованность по керну.

В тех случаях, когда часть залежи оказалась не охарактеризованной (или выборка данных очень незначительна), то нефтегазонасыщенность принималась по аналогии с изученной частью залежи.

Таблица 2.6 – Расчет средневзвешенных значений величины пористости, проницаемости, по лабораторным определениям керна продуктивных пластов Юрхаровского месторождения

Таблица 2.7 – Сопоставление средневзвещенных параметров коллектора, определенных по керну и ГИС по продуктивным пластам Юрхаровского месторождения

Пласт	Зона (залежь)	Кп	Кн(г)
Керн	ГИС	Принято в ПЗ	керн	ГИС	Принято в ПЗ
ср. значение (кол-во опр.)	В+С1	С2	В+С1	С2	ср. значе ние (к-во опр.)	В+С1	С2	В+С1	С2
БУ10	ГЗ			-					-
ГВЗ	14,1 (47)		-					-
БУ9^4	ГЗ
ГВЗ	16,5 (5)							-
БУ9^3	ГЗ
ГВЗ						-
БУ9^2	ГЗ	15,54 (13)	14,64	-				56,0	-
ГВЗ		16,93	-				69,3	-
БУ9^1	ГЗ	16 (18)	15,71	14(13)				68,22	55,6
ГВЗ	17,8 (9)		16,26					55,5
БУ8^3	ГЗ	16,43 (7)	15,2					68,8
ГНЗ		16,4					74,3
НЗ		13,54					52,16
НПГЗ		16,81					68,26
НГВЗ
ВНЗ
БУ8^2	ГЗ	16,1 (11)	14,51					58,5
ГНЗ
НЗ	16,6 (6)	15,07					63,85
НПГЗ
ВНЗ
БУ8^1	ГЗ	12,9 (130)	15,9					74,1
ГНЗ	13 (16)						73,4
НЗ
НПГЗ	12,6 (4)	14,04					62,53
НГВЗ
ВНЗ	12,3 (30)	15,19					65,78
БУ8^0	ГЗ	13,1 (148)	15,5
ГВЗ			17,1					72,5
БУ7	ГЗ	18,8 (6)
ГВЗ	14,0 (13)
БУ6^2	ГЗ	14,3 (10)	16,28	-					-
ГВЗ	16,7 (3)	17,15	-				53,36	-
БУ6^1	ГЗ
ГВЗ	-					-
БУ5^2	ГЗ
ГВЗ	15,2 (8)

Продолжение таблицы 2.7
БУ5^1	ГЗ	17,9 (12)	16,5					55,9
ГВЗ		17,66					52,1
БУ5^0	ГЗ	15,9 (3)	16,65					47,5
ГВЗ							55,36
БУ4	ГЗ
ГВЗ	18,9 (109)
БУ3	ГЗ	19,1 (23)	17,76					41,7
ГВЗ
БУ1-2	ГЗ			-
ГВЗ	20,6 (311)	19,4	-				74,65	-
АУ7	ГЗ		21,1					67,2
ГВЗ	22,0 (77)	21,4					62,4
ПК19	ГЗ			22,14					42,72
ГВЗ			18,3
ПК18	ГЗ	22,6 (57)						58,9
ГВЗ		21,66					49,7
ПК1	ГЗ
ГВЗ	27,2 (95)	29,6

Таблица 2.8 – Расчет проницаемости и удельной продуктивности по результатам гидродинамических исследований на скважинах Юрхаровского месторождения

Дата добавления: 2015-07-25