ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ И ОЦЕНКА Р ЕСУРСОВ

и каверны.
Доли объема породы, соответствующие этим видам пустот, составляют

коэффициенты межзерновой (Кn,м), трещинной (Кn,т) и каверновой (Кn,к) пористости (емкости). При наличии в породе пустот всех трех видов Кn=Kn,м+Кn,m+Kn,к.

ГГКП, АК, ПС и др.), так и по комплексу этих

методов. Большинство методик определения пористости по данным ГИС базируется на использовании статистических связей между коэффициентом пористости Кп и геофизическими параметрами, определенными на керне или снятыми с соответствующей диаграммы. Длительное время в качестве базовой методики определения Кп используется методика, основанная на статистической зависимости апс=ƒ(Кп).

данным ГИС, основанных как на базе петрофизических исследований керна, так

и на базе строгих математических расчетов.
Определение емкостных свойств и литологии пластов по этой методике рекомендуется проводить по материалам радиоактивного и акустического каротажа. Определение коллекторских свойств пластов по геофизическим данным обычно проводят по эталонным кривым зависимостей показаний геофизических методов от рассматриваемого параметра, которые составляют для каждого района и каждого типа горных пород отдельно.

физических и коллекторских свойств пород, отобранных из параметриче­ских и разведочных

скважин;
по результатам статистических сопоста­влений показаний геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными значениями последних.
Достоверность сведений о средних значениях параметров пласта определяют числом исследованных образцов керна, отобранных из пласта. Принято считать, что для достаточно однородных пластов сведения о величине средних значений его параметров достаточно достоверны, если на 1 м разреза приходится одно или более определений. С повышением неоднород­ности пласта число образцов керна должно быть увеличено. Обычно в песчано-глинистом разрезе наилучшие результаты дают электрические, а в карбонатном — радиоактивные методы

отсутствии используются связи типа "керн-керн".
Широко используются различные интерпретационные модели (уравнения),

константы которых (минералогическая плотность, интервальное время скелета, содержание химически связанной воды в глинах и др.) должны быть обоснованы по результатам исследования керна.

основном, петрофизическая информация. Для этих целей выполняются следующие построения.
1. Сопоставление

общей пористости Кп и эффективной Кп,эф (для газовых залежей) или динамической Кп,дин (для нефтяных залежей) пористости, где Кп,эф = Кп (1 - Кво), Кп.дин = Кn (1 – Кво - Kно), Кво - остаточная (неснижаемая) водонасыщенность, Кno - остаточная нефтенасыщенность.

нефти, неизвлекаемой из породы при заводнении. Значения Кno находят по

результатам лабораторного моделирования процессов вытеснения нефти водой или прямым определением экстракционным методом на герметизированных образцах керна, отобранного на ПЖ с водной основой.
Очевидно, что выполнение условия Кп,эф (Кп,дин) > 0 свидетельствует о наличии в породе эффективного пустотного пространства, которое может быть занято нефтью или газом. Граничные значения Кп,гр и Кпр,гр, отвечающие условию Кп,эф (Кn,дин) = 0, устанавливают по корреляционным графикам между Кп и Кп,эф (Кn,дин), Кпр и Кп,эф (Кn,дин).

выборки должен обеспечить представительность образцов во всем диапазоне изменения фильтрационно-емкостных

характеристик;
б) подготовка образцов должна обеспечить сохранение коллекторских и физических свойств пород, в том числе при измерении электрических характеристик, когда должно наблюдаться равенство поверхностных свойств пород, имеющих место в пластовых условиях, свойствам керна в лабораторных условиях;

ее модель, обычно представляющая собой водный раствор хлористого натрия с

концентрацией, устанавливаемой по результатам химического анализа пластовых вод;
г) исследования образцов глинистых, разбухающих и разрушающихся пород должны быть выполнены при насыщении образцов водным раствором хлористого кальция, смеси хлористого натрия и хлористого кальция или керосином; д) при построении связей между Рп и Кп. Δt и Кп измерения должны выполняться в термобарических условиях, имитирующих пластовые.

количества факторов и до выполнения исследований априорно сколько-нибудь надежно не

определяется. Правильный характер зависимостей устанавливается при количестве образцов, большем 30; надежные петрофизические связи получают, если количество использованных образцов превышает 100.
Для сокращения объемов исследований выбор образцов для представительной коллекции, удовлетворяющей перечисленным условиям, осуществляют после предварительного сопоставления значении Кп и Knр, выполненных при массовом определении этих параметров для исследуемого объекта (залежи, продуктивного горизонта, пласта и др.).

интерпретации данных ГИС в базовых скважинах или пластопересечениях. В качестве

таких пластопересечений рекомендуются пласты, отвечающие следующим требованиям: а) толщина - не менее 1.5 м (для обеспечения надежности оценки любой геофизической характеристики, используемой для построения связи): б) вынос керна из исследуемых пластов (интервалов, долблений) - не менее 80%; в) плотность анализов -не менее 3-5 на 1 м вынесенного керна. Значения Кn, используемые для получения связи, следует определять в условиях, аналогичных пластовым, или приводить к ним, если измерения выполнены при атмосферных условиях.

дарси. За дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу

с поперечным сечением 1 кв. см и при перепаде давления 1 am на протяжении 1 см проходит 1 куб. см жидкости вязкостью 1 спз.

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА

Проницаемость

Проницаемость по нефти при различных насыщениях водой и/или газом

Фазовая
проницаемость

Эффективная – газопроницаемость в присутствии остаточной
водонасыщенности

Абсолютная газопроницаемость

(площадь сечения образца*градиент давления)

Коэффициент проницаемости = (объем флюида*вязкость флюида)

М2

Проницаемость по газу при различных
насыщениях нефтью и/или водой

газа, оценка необходимых объемов геологоразведочных работ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Расчет профилей добычи нефти и

газа, анализ разработки приобретаемых месторождений

Оценка планируемых мероприятий
по обустройству месторождений

Экономическая оценка

нефть,
млн.

поп. газ,
млрд. м3

Всего

Капиталь- Эксплуат

ные а-

Налоги

IRR,

%

DPP,

годы

PI,
доли

ед.

NPV,

млн.руб.

Выручка

от реализаци

Затраты по проекту, млн.руб.

Добыча

водоносные и нефтегазосодержащие, установление типа насыщающих углеводородов (газ, нефть) и

оценку возможности получения притоков нефти или газа. Трудности и достоверность решения этих задач существенно различны для поровых коллекторов, содержащих один тип насыщающего флюида (газ, нефть, воду), и для коллекторов со сложной структурой пустотного пространства либо насыщенных двумя-тремя флюидами.

две зоны:
однофазной фильтрации нефти (газа),
двухфазной фильтрации нефти (газа) и воды.

Нижней границей зоны однофазной фильтрации нефти (газа) является водонефтяной (газоводяной) контакт ВНК* (ГВК*).
Нижней границей зоны двухфазной фильтрации и залежи в целом является водонефтяной (газоводяной) контакт ВНК (ГВК).

насыщенности c Kв = Kво и подзона непредельной насыщенности с

Кво<Кв< Кв*. В отдельных случаях при малой высоте вся залежь находится в зоне двухфазной фильтрации, и с самого начала из нее добывают нефть с водой.

залежи принимается водонефтяной (газоводяной) контакт ВНК (ГВК), являющийся границей, ниже

которой при опробовании получают однофазный приток воды, а выше - приток нефти (газа) с водой. Эту границу называют также уровнем свободной воды (УСВ).
Уровень безводного притока нефти ВНК* (ГВК*) - верхняя граница зоны двухфазной фильтрации - может определяться тогда, когда это необходимо для решения технологических вопросов освоения залежи.

характера насыщенности во данным ГТИ и керна
Данные ГТИ используются обычно

на качественном уровне, чтобы определить наличие или отсутствие в изучаемой части разреза нефтегазонасыщенных пород, а также оценить приближенное местоположение межфлюидных контактов. В то же время, современное аппаратурное и методическое обеспечение ГТИ принципиально позволяет повысить разрешающую способность метода при обосновании положения этих контактов и использовать их не только при оперативной обработке результатов бурения скважин, но и при подсчете запасов. Методика интерпретации данных ГТИ при этом заключается в следующем.

продуктивности коллекторов служит так называемый остаточный газовый фактор флюида пласта

Gфо (м3/м3), определяемый через приведенную газонасыщенность горной породы Гпр (м3/м3) и ее пористость Кп.
Величина Гпр рассчитывается одним из двух способов:
через объемную газонасыщенность ПЖ Гоб, определяемую акустическим методом в потоке ПЖ на выходе из скважины или рассчитываемую через плотность ПЖ, измеренную на входе в скважину и на выходе из нее (с учетом "отставания");
через суммарные газопоказания газоанализатора Гсум с учетом коэффициента разбавления Е и коэффициента дегазации Кд применяемого дегазатора.

способом предпочтительнее, т.к. при втором способе большие погрешности при измерении

Гпр могут дать нестабильность Кд и неучет неуглеводородных компонентов в составе газа. При расчетах Гпр через Гоб используется не абсолютное значение Гo6, а его приращение ΔГоб над фоновым значением.
В целом, методика определения Gфо и используемых при этом параметров Гпр, Гоб, Гсум и других подробно изложена в работах [14. 15] и поэтому здесь не рассматривается.
Граничные значения Gфо, используемые для разделения коллекторов на продуктивные и непродуктивные, определяются из опыта работы в конкретном регионе. Например, для Волго-Уральской НГП Gфо,гр = 1,0 м3/м3, для Западно-Сибирской НГП -2,5 м3/м3. В любом случае значения Gфо > 4 м3/м3 соответствуют продуктивным коллекторам, поскольку эта величина является предельным значением растворимости углеводородных газов в пластовой воде.

результаты исследования керна. При достаточном выносе керна в интервале межфлюидных

контактов (по крайней мере более 70%) в процессе послойного макроописания керна на буровой легко устанавливается переход от водоносной к нефтенасыщенной части разреза. Более того, по разгазированию керна, длящемуся иногда несколько часов после его подъема на поверхность (особенно в плотных разностях), возможно по данным макроописания выделение газоносных пластов.

анализов керна. В качестве примера на приведено распределение остаточной нефтенасыщенности

по высоте залежи Лянторского месторождения; здесь для более полного использования керновой информации по ряду скважин результаты определения остаточной нефтенасыщенности были нормализованы по толщине нефтяной залежи. Еще раз отметим, что при достаточном отборе керна в зоне контакта его положение определяется вполне надежно.

в колонне
В открытом стволе бурящихся скважин испытания проводят с помощью

испытателей пластов на бурильных трубах (ИПТ) и опробователей (испытателей) пластов на каротажном кабеле (ОИПК). Последние обладают высокой избирательностью и позволяют получить пробу пластового флюида с замером пластового давления в любой точке пласта с надежной привязкой ее по глубине к диаграммам ГИС, что очень важно при испытании пластов с неоднородным по высоте характером насыщенности (газ-нефть-вода) и пластов, близко расположенных друг к другу, относящихся к разным залежам.

в колонне
Оценка характера насыщенности по результатам испытания с помощью ОИПК

основана на том, что даже при интенсивном проникновении в продуктивные пласты фильтратов ПЖ в зоне проникновения остается часть газа и нефти, объемное содержание которых в порах составляет не менее 10 - 30% и которые поступают в баллон ОИПК вместе с фильтратом за счет больших депрессий, создаваемых при отборе проб.

на каротажном кабеле
При наличии нефти в пробе необходимо по результатам

анализов контрольной пробы ПЖ и по записям в акте на подготовку скважины к проведению исследований удостовериться, что полученная в процессе испытания нефть не из ПЖ.

в колонне
В коллекторах порового и каверново-порового типов успех оценки характера

насыщенности по результатам испытания с помощью ОИПК тем выше, чем больше их пористость и проницаемость и меньше глубина зоны проникновения и продолжительность времени между разбуриванием и испытанием. При уменьшении пористости, а также в коллекторах трещинного типа эффективность применения ОИПК снижается вследствие увеличения количества бесприточных точек, вызванных прижатием отверстия стока скважинного прибора к отдельным непроницаемым участкам породы.

в колонне
Более уверенно характер насыщенности коллекторов, особенно сложного строения (трещинных,

каверновых, глинистых), определяется по результатам их испытаний с помощью ИПТ.

Испытания в колонне являются в настоящее вре­мя наиболее массовым источником прямой информации о нефтегазонасыщенности пластов-коллекторов. Достоверность оценки характера насыщенности по данным испытаний в колонне снижается при следующих условиях:
- совместное испытание пластов, принадлежащих двум и более залежам; даже при получении в этом случае однофазного притока нефти или газа без каротажного контроля за испытаниями (т.е. локализации в разрезе работающих интервалов) испытанные пласты не могут быть запасы промышленных категорий;

в колонне
-плохое или неизвестное качество цементирования колонны в интервале перфорации;
применение

методов интенсификации притока, в результате чего возможно формирование искусственных каналов гидродинамической связи интервала перфорации с выше- и нижележащими пластами, насыщенными отличающимся по составу от интервала перфорации флюидом;

-испытание зон двухфазной фильтрации, когда существенно зависят от режима испытаний.

по данным анализа давлений, получаемым с помощью приборов на каротажном

кабеле, используется и может быть использована при достаточном количестве измерений рпл. В качестве примера на рис. 6.28 приведено распределение пластового давления по высоте залежи, полученное с помощью прибора MDT с погрешностью замера давления, не превышающей 0,1 кгс/см2. Из рисунка видно закономерное изменение градиента давления при последовательном переходе от воды к нефти и газу.

расстоянием от УСВ до подошвы (Н1) и кровли (Н2) зоны

двухфазной фильтрации.

сопротивлению
Удельное сопротивление рп определяется по данным комплекса БКЗ-БК-ИК. Рекомендуется использовать

для этих целей так называемую изорезистивную методику, реализованную в компьютерной программе ЭКАР НПЦ "Тверьгеофизика". В терригенных разрезах весьма эффективно для определения рn применение ВИКИЗ и многозондовой аппаратуры ИКЗ с набором зондов ИК разной глубинности.

Задача оценки характера насыщенности по электрическому сопротивлению удовлетворительно решается для простых коллекторов порового типа. В коллекторах сложного строения эффективность решения задачи существенно ниже. Основной причиной снижения эффективности является резко выраженная зависимость рn от структуры порового пространства, вследствие чего породы разного строения различаются по величине рn в несколько раз при равных значениях Кп и Кв. Влияние структуры пор на рn увеличивается с уменьшением Кп.

заключается в сопоставлении измеренных рn или pnз с расчетными величинами

удельных сопротивлений пласта рвп или его промытой зоны рвпз для условий 100%-ной насыщенности пласта водой, а промытой зоны - фильтратом ПЖ на водной основе.
Значения рвп и pвпз находят как рвп = Рп • pв и pвпз= Рп • рф, где Рп - относительное сопротивление (параметр пористости), определяемое согласно установленной для изучаемого пласта (горизонта) петрофизической связи Рп - Кп. Петрофизические зависимости, а также значения рв и рф должны быть установлены для термобарических условий залегания данного пласта. Способы их нахождения приведены ниже в разделе, где описываются методики количественных определений коэффициентов нефтегазонасыщенности Кнг.

если рп > рвп или рп > рвпз. При рп

= рвп пласт водоносен. При рпз ⩽ рвпз характеристика пласта по насыщенности неоднозначная.

сопоставления Кнг с Кнго или (что то же самое) путем

сопоставления отношений рn/рвn с рnз/pвnз. Если Кнг ≈ Кнго (рn/рвп ≈ рпз /рвпз), пласт не содержит подвижных углеводородов. При Кnг>Кnго (рn/рвn>pnз/рвnз) часть углеводородов в пласте подвижна.

Отношение принято называть коэффициентом сопротивления или параметром насыщенности Рн, который обычно связан с коэффициентом водонасыщенности Кв зависимостью Рн=аn/Квn, где аn и n - константы, устанавливаемые экспериментально для данного пласта (горизонта) на представительной коллекции образцов керна.

характера насыщенности пластов-коллекторов в конце 70-х - начале 80-х гг.

отечественными исследователями было предложено несколько способов, основанных на законах фазовой проницаемости.
В 1979 году Б.Ю. Вендельштейн [6] предложил использовать способ, основанный на построении палетки с семейством зависимостей рn = f (Кn), шифром которых являются различные значения коэффициента относительной водонасыщенности Кв,отн, характеризующей водонасыщенность эффективного объема пор, в том числе критические значения К*в,отн и К**опт (рис. 6.30). Относительная водонасыщенность вычисляется как Кв,отн = (Кв - Кво)/(1 - Кво). Палетка строится для конкретного объекта с использованием данных о рв, петрофизических зависимостей Рn=f(Кn), Рн =f(Kв), Кво =f(Кn) и кривых относительной проницаемости, полученных для пород с разной пористостью. Кривые относительной фазовой проницаемости используются для установления связи K*в,отн и К**в,отн с пористостью.

эффективного объема пор Кв,отн (шифр кривых). 1-3- области коллекторов, которые

при испытании будут отдавать соответственно: безводные углеводороды, воду с углеводородами, чистую воду

палетке с шифром Кв,отн=0 отражает изменение рn от Кп для

предельно нефтегазонасыщенных пластов, когда Кв = Кво; кривая с шифром Кв,отн= 1 отражает изменение рn от Кп для водонасыщенных пластов, когда Кв = 100 %. Линии с шифрами К*в,отн и К**в.отн разделяют области, в которых значения координат рп и Кп соответствуют пластам, отдающим при испытании безводные углеводороды, воду с углеводородами и чистую воду.

выделения в изучаемом разрезе нефтегазонасыщенных коллекторов можно использовать способы, базирующиеся

исключительно на зарегистрированных показаниях методов ГИС и не требующие знания истинных величин рn, Кн, рв, Рн, Кв и критических значений тех или иных параметров.

Наибольшее распространение получил, особенно при изучении карбонатных отложений, так называемый способ нормализации.

на перестроении и изображении кривых, отражающих сопротивление (БК или И

К) и пористость (НК, ГГКП или АК), в едином масштабе сопротивлений или пористости. При нормировании, например, кривых БК и НГК (или АК) по пористости кривую БК перестраивают в логарифмический масштаб НГК (или арифметический масштаб АК), для чего модули (коэффициенты) перестроения выбирают таким образом, чтобы кривые совпадали в опорных водоносных пластах с высокой и низкой пористостью.

случае водонасыщенности пород. Перспективные на нефть и газ пласты выделяют

по расхождению нормированных кривых (в данном случае по превышению показаний кривой БК над кривой НГК). Этот способ прост, нагляден и не требует специальной обработки диаграмм и сложных расчетов.

Выделение в карбонатном разрезе
продуктивных интервалов по нормированным
кривым НГК u БК [11]. (Волго-Уральская
НГП,
1 - глины;
2 - карбонатные породы;
3 - продуктивные коллекторы

по расхождению нормированных кривых, не представляется возможным, что вытекает из

физических основ этого способа (нефть и газ в равной степени неэлектропроводны).

Выделение газонасыщенных интервалов по
нормированным кривым НК, АК, ГГКП
(Тимано-Печорская НГП, Южно-
Кырпшельское месторождение).
1 - коллекторы ;
2- газонасыщенные коллекторы
(по Драцову В.Г. и Трухину В.Ю.)