Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 11 )

Определение степени нефтегазонасыщенности.

Определяют степень нефтенасыщения ГИС – керн по петрофизическим зависимостям .

Уточняют эффективные толщины по критическим значениям .

Уточняют эффективные нефтенасыщенные толщины по критическим значениям .

Схема определения критических значений представлена в таблице 3.

Схема определения критических значений

Таблица 3

Параметры коллектор-ских свойств	Способы определения	Сущность определения	Повышение достоверности определения параметров коллекторских свойств
	Петрофизический (на керне)	КП = f(КПР ), при КПР = 0	Определение литологического состава; структуры порового пространства; трещиноватости; уточнение ; учет глинистости, определение ; определение вещественного состава глин
КП = f() = f(), при  = 0
Статистический по накопленным распределениям параметров	По результатам опробования приток – нет притока
По качественным признакам коллектор – не коллектор
	Статистический по накопленным распре-делениям параметров	По качественным признакам коллектор – не коллектор
	Статистический по накопленным распре-делениям параметров	По результатам опробования нефть - вода
	Статистический по накопленным распре- делениям параметров	По результатам опробования нефть-вода
Кпр	Петрофизический (на керне)	КПР = f (КП ) f ( ), = f при  = 0
По эмпирическим зависимостям КПР = f(Рн)
	Статистический по накопленным распре-делениям параметров	По качественным признакам коллектор – не коллектор
Кгл	По зависимости КГЛ = f()	Содержание глинистой фракции в опорных пластах

2.2 Обоснование подсчетных параметров.

ДОСТОВЕРНОСТЬ ОПРЕДЕЛЕНИЯ  ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ. ВЗАИМОСВЯЗЬ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ МЕЖДУ СОБОЙ.

Результаты интерпретации геофизических материалов проверяют следующими способами:

правильность определения характера насыщения коллектора – испытанием пласта опробователями на кабеле, пластоиспытателями на трубах в необсаженном стволе и перфораций колонны в обсаженной скважине; надежность определения коэффициентов пористости и нефтегазонасыщения – по данным керна.

Критерием надежности определения характера насыщения по геофизическим данным являются результатом испытания, опробования в открытом стволе и перфорации в колонне. Типичные варианты неподтверждения заключений представлены в таблице.

Типичные варианты не подтверждения заключений

ГИС	Перфорация
Нефть	Вода	Геофизическое заключение не правильное ввиду использования интерпретатором заниженные критерии и . Геофизическое заключение ошибочно в условиях глубокого проникновения фильтр пресного бурового раствора
Нефть	Нет притока	Геофизическое заключение ошибочно – использование заниженных и завышенных .
Вода	Нефть	Использование завышенных значений и .

Характер насыщения подтвердившихся заключений принимается без изменений. Характер насыщения не подтвердившихся заключений корректируется на основе всей накопленной геолого-геофизической информации.

Характер насыщения коллекторов, по которым данные перфорации подтверждают заключения геофизиков, принимаются без изменения. В интервалах, по которым наблюдается несоответствие, в зависимости от имеющейся дополнительной информации дается заключение о характере насыщения.

Достоверность определения по геофизическим данным коэффициента пористости проверяется с помощью результатов исследования керна.

Значения КП геоф. и КП керн сравнивают:

сопоставляя графики зависимости их от глубины в пределах наследуемого интервала по кросс-плотам в системе координат КП геоф.-- КП керн для каждого пласта и оценивая отход точек от биссектрисы.

Для межзерновых коллекторов расхождение между КП геоф. и КП керн, обусловленное случайными погрешностями не должно превышать ± 10%.

Для сложных карбонатных трещинно-кавернозных коллекторов с полостями выщелачивания значительных размеров при сопоставлении значений КП геоф. и КП керн с интервалами разреза, где они будут совпадать, выделяются другие интервалы КП геоф. > КП керн, соответствующие кавернозно-межзерновым коллекторам.

По подсчетным объектам:

построить кернограммы, сопоставить кернограммы и КП геоф в пределах исследуемого интервала, построить кросс-плоты КП геоф. и КП керн.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ И ГАЗА ПО ПЛАСТОВЫМ И ПОВЕРХНОСТНЫМ ПРОБАМ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТИ

Среднюю плотность нефти в стандартных условиях н следует рассчитывать по пробам нефти из скважин, вскрывших залежь при разведке и расположенных равномерно по всей площади залежи. В процессе разработки залежи и обводнения ее пластовыми и нагнетаемыми водами происходит увеличение плотности нефти. Представительные значения н  в отдельных скважинах могут быть установлены как по глубинным, так и по рекомбинированным пробам. Значения плотности нефти широко используются для расчетов объемного коэффициента пластовой нефти bн.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

Объемный коэффициент (коэффициент объемного расширения) пластовой нефти bн представляет собой отношение объема нефти Vн пл, который она занимает в пластовых условиях, к объему Vн полученной из нее нефти после дегазации в стандартных условиях:bн = Vн пл / Vн

Средние представительные значения объемных коэффициентов лучше всего определять по результатам анализов глубинных проб нефти, отобранных из скважин, расположенных равномерно по всей площади залежи.

Наряду с прямыми определениями bн его нередко рассчитывают аналитическим путем, либо определяют по графическим зависимостям.

Объемный коэффициент пластовой нефти определяется по зависимости его от молекулярной массы Мн пл пластовых УВ( рис 8).

Уравнение данной зависимости имеет вид:bн = Мн пл / (1,119 . Мн пл - 39,567)

Молекулярная масса пластовой нефти определяется расчетным путем по данным о молекулярной массе разгазированной нефти, газосодержанию и составу выделившегося газа.