ВЫДЕЛЕНИЕ, ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕННОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ТОЛЩИНЫ МЕЖЗЕРНОВЫХ ГИДРОФИЛЬНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОГО И ГАЗОЖИДКОСТНЫХ КОНТАКТОВ

При разработке способов выделения коллекторов и разделения их по характеру насыщенности по данным ГИС учитывались тип коллектора, характер ПЖ, использованной при бурении скважины, вскрывшей продуктивные отложения, — раствор на водной или нефтяной основе, принималось также во внимание, в открытом или обсаженном стволе выполнены ГИС.

Наибольший опыт по выделению по данным ГИС накоплен для межзерновых продуктивных коллекторов в скважинах, пробуренных на РВО.

Межзерновой коллектор выделяют по данным ГИС по качественным признакам и с помощью количественных критериев.

Качественные признаки коллектора обусловлены проникновением фильтрата глинистого раствора в пласты-коллекторы и формированием (или расформированием) во времени возникающей при этом зоны проникновения. Используют следующие признаки, установленные по данным стандартного комплекса ГИС в необсаженной скважине:

1) сужение ствола скважины против пласта-коллектора благодаря образованию глинистой корки на границе скважина— порода, уменьшение диаметра скважины по отношению к номинальному фиксируется на кавернограмме или профилеграмме;

2) превышение показателей микропотенциал-зонда р_{к мпз} над показаниями микроградиент-зонда р_{к мгз} при их небольших значениях (рис. 16.1);

3) наличие радиального градиента сопротивления, устанавливаемое путем сравнения показаний однотипных разноглубинных зондов или приближенных значений r_п, вычисленных на основании этих показаний.

Все эти признаки надежны, если скважина бурилась на пресном глинистом растворе (r_p20⁰ _С>0,5 Ом*м) с низкой водоотдачей (не более 2—3 см³ за 30 мин) при минимальных репрессиях на пласты-коллекторы. При использовании в качестве ПЖ минерализованного глинистого раствора с высокой водоотдачей (в пределе—технической воды) нельзя гарантировать возможность выделения коллекторов по второму и третьему признакам. Реализация второго признака затруднена ввиду образования толстой глинистой корки, вследствие чего различие r_{к млз} и r_{к мгз} становится незначительным или вовсе отсутствует (показания обоих микрозондов определяются глинистой коркой). При использовании минерализованной технической воды значения r_{к мпз}, r_{к мгз} также мало различаются.

 

Рис 16 1 Выделение коллекторов в терригенном разрезе по данным ГИС:

1 — коллектор, 2 — неколлектор; 3 — глина

 

Третий признак обычно слабо выражен при наличии в пластах-коллекторах глубокого проникновения, являющегося следствием высокой водоотдачи ПЖ (оба зонда — с малым и большим радиусом исследования —дают информацию о зоне проникновения). Первый признак коллектора имеет место даже при бурении на растворе с высокой водоотдачей — в этом случае нередко в пластах-коллекторах возникает толстая глинистая корка. При бурении на технической воде корка в коллекторах отсутствует, если в разрезе скважин пет пластов глин; при наличии в разрезе глин техническая вода приобретает свойства плохого глинистого раствора с высокой водоотдачей и коллекторы отмечаются толстой коркой.

Кроме качественных признаков коллектора, используемых при интерпретации данных стандартного комплекса ГИС, коллекторы можно выделить по материалам повторных замеров ГИС в открытом стволе, реже — в обсаженном. Повторные замеры ГИС относятся к классу специальных исследований, выполняемых по определенной программе в оценочных или базовых скважинах. В открытом стволе обычно проводят повторные замеры трехэлектродными, экранированными и индукционными зондами. Для выделения коллекторов используют диаграммы одного и того же зонда, зарегистрированные через различное время после вскрытия изучаемого интервала разреза при бурении. Коллекторы выделяют в интервалах изменения показании данного зонда при стабильности показаний во вмещающих породах-неколлекторах. При анализе материалов учитывают изменения удельного сопротивления и других параметров ПЖ. которые произошли за период цикла повторных замеров. Повторную регистрацию диаграмм сопротивлений зондов электрометрии дополняют повторными замерами СП.

Изменение показаний зонда в интервале коллектора отражает формирование зоны проникновения в породе-коллекторе во времени. Поскольку эффективность повторных замеров в их (обычной, рассмотренной выше модификации низкая, выполняют повторные замеры по усложненной программе, в которой между первым и последующим замерами предусмотрено дополнительное воздействие на породы. Такие усложненные повторные замеры называют <<исследование (каротаж)—воздействие — исследование (каротаж)>>

Используют следующие способы воздействия.

1. Смена ПЖ на другую с измененными физическими свойствами (так изменяют удельное сопротивление или радиоактивность раствора) с расширением ствола скважины в интервале исследования. В качестве метода ГИС, дающего информацию о положении коллекторов в разрезе, используют тот, который наиболее чувствителен к изменению выбранною физического свойства ПЖ — метод сопротивлений при изменении удельного сопротивления р_р, гамма-метод при изменении радиоактивности q_γi Рассмотренную модификацию повторных замеров называют методом двух растворов, активаторов или метки.

2 Создание между первым и вторым замерами дополнительной репрессии или депрессии в интервале исследования, ч то приводит соответственно к более интенсивному формированию или расформированию зоны проникновения в коллекторах. Измерения по этим программам называют соответственно <<исследование — продавка — исследование>> (<<каротаж — давление — каротаж>>), <<исследование — испытание -- исследование>>; (<<каротаж — испытание — каротаж>>).

 

Рис 16 2 Выделение коллектора (заштрихован) по диаграммам способа <<исследование — испытание — исследование>>:

1, 2—кривые первого и второго замеров

 

Правило выделения коллекторов по материалам рассмотренных исследований то же, что и при анализе диаграмм обычных позорных замеров — коллектора выделяют в интервалах изменения показаний повторного замера по сравнению с предыдущим при сохранении стабильными показаний во вмещающих породах-неколлекторах (рис. 16.2).

Повторные замеры в обычном варианте и с воздействием используют, как правило, для выделения сложных коллекторов. Для выделения межзерновых коллекторов их применяют в исключительных случаях, когда эти коллекторы не удается обнаружить по данным стандартного комплекса ГИС. Повторные замеры в обсаженной скважине проводят обычно для разделения коллекторов по характеру насыщенности, поэтому они будут рассмотрены в соответствующем разделе.

Качественные признаки коллектора не могут быть эффективно использованы для выделения в разрезе пластов-коллекторoв, во-первых, при бурении скважин на некачественном растворе, а также при создании огромных репрессий на породы, во-вторых, в скважинах, пробуренных на РНО. Это привело к необходимости разработки способов выделения коллекторов, основанных на применении количественных критериев.

Использование количественных критериев выделения межзерновых коллекторов основано на следующих предпосылках.

1. Межзерновой коллектор отличается от вмещающих пород-неколлекторов величинами коэффициентов проницаемости, пористости, глинистости и связанных с ними геофизических параметров

2. Для каждого геологического объекта существует граничное значение (или узкий диапазон граничных значений) одного из указанных параметров, которые делит породы на коллекторы и неколлекторы.

3. Граничное значение параметров k_пp, k_п, С_гл или α_сп, DIγ, Dtи других устанавливают: а) на основе совместного анализа данных ГИС, керна и результатов испытания, полученных с испытателями па трубах в открытом стволе или при перфорации обсаженной скважины (статистический способ); б) в результате анализа петрофизических связей указанных коллекторских и геофизических параметров с коэффициентом остаточной водонасыщенности k_во (петрофизический способ).

4. Зная граничное значение параметра, проводят на диаграмме ГИС линию, соответствующую этому значению, которая делит породы в исследуемом интервале разреза на коллекторы и неколлекторы.

Достоверность выделения коллектора по количественным признакам определяется в первую очередь надежностью используемых граничных значений.

Статистический способ определения граничного значения какого-либо параметра используют, если имеется значительный массив испытанных пластов, т. е. на завершающей стадии разведки. Наиболее простой вариант этого способа— составление распределений по параметру, вычисляемому по геофизическим данным, для объектов, давших при испытании приток нефти, газа или воды и не давших притока («сухих»). Абсцисса точки пересечения распределений определяет искомое граничное значение. Распределение чаще всего строят по величине коэффициента пористости, определяемого по одному из методов ГИС (НМ, AM, ГГМ) или по комплексу двух из этих методов, как в карбонатном, так и в терригенном разрезе.

Более совершенный вариант статистического способа — сопоставление параметра, граничное значение которого определяют с удельным коэффициентом продуктивности h_прдля всех испытанных объектов, результаты испытания которых полагают достоверными. Сопоставление проводят обычно только по продуктивным пластам.

Величину η_пр для объектов, давших при испытании нефть, рассчитывают по формуле η_пр = Q/[ (р_пл—р_сh_эф], где Q — суточный дебит; р_пл, р_с — давление пластовое и в стволе скважины при испытании; h_эф— эффективная толщина объекта испытания.

 

Рис 16 3 Определение α_сп.гр статистическим способом путем сопоставления α с коэффициентом продуктивности h_пр. Точки на графике соответствуют испытанным пластам

 

Значение η_пр для газоносных объектов рассчитывают по формуле η_пр = Q/[(p²_пл—р²_сh_эф], где смысл обозначений тот же, что и в предыдущей формуле.

Получаемое таким образом граничное значение должно совпадать с установленным по пересечению распределений того же параметра для объектов, давших приток, и бесприточных( Рис 16.3).

Более жесткий подход в определении граничного значения связан с использованием понятий минимальный рентабельный дебит Q_min и минимальный рентабельный коэффициент продуктивности; η_{пp min}. Для нефтяных объектов значение η_{пр min} определяется соотношением η_{пр min} = Q_min[(p_пл—р_с)h_эф], а для газовых -соотношением η_{пр min} = Q_min/[ (p²_пл—p²_с)/h_эф] .

Величину Q_min устанавливают, исходя из рентабельной себесюимости нефти или газа для данного региона с учетом технологических, экономических, геологических факторов.

Граничное значение η_{пр min} позволяет рассчитать граничное значение коэффициента фазовой проницаемости k_пр.гр по формуле

 

Граничное значение h_пр.гр является ключевым и определяет граничные значения других параметров (пористости, глинистости и т. п.) при наличии удовлетворительной корреляции между этими параметрами и коэффициентом проницаемости для коллекторов изучаемого геологического объекта.

Петрофизический способ определения граничных значений параметров реализуется при условии бурения в начальной стадии разведки специальной оценочной (базовой) скважины с полным отбором и детальным изучением керна из продуктивного горизонта, являющегося объектом исследования, и расширенным комплексом ГИС в интервале этого горизонта. Керн исследуют по специальной программе с целью получения основных петрофизических связей, обеспечивающих основу геологической интерпретации данных ГИС. Для определения граничного значения параметра используют петрофизическую связь данного параметра с коэффициентом остаточного (неснижаемого) водонасыщения k_в.о. Рассмотрим эту процедуру па примере связи k_п и k_в.о (рис. 16.4). В качестве первого приближения значения k_{п гр} берут значение, соответствующее k_в.о=1 или величине k_п.эф = 0 при расчете k_{п эф} по формуле: k_п.эф = k_п(1—k_в.о.)

 

Рис 16 4Определение k_п.гp на основе корреляционной связи между параметрами k_п и k_г.о

 

Однако эта величина будет заниженной, ее необходимо откорректировать с учетом кривых зависимости относительной фазовой проницаемости по нефти (газу) и воде от k_в, полученных для данного объекта (см. рис. 16.4). Учитывая, что k_пр.н, k_пр.г обычно равны пулю при k_в>0,7—0,8, рекомендуется брать значение k_{в гр} соответственно величине k_в = 0,7—0,8 по зависимости k_п—k_во типа керн — керн для данного объекта (рис. 16.4). В рассматриваемом примере k_п.гр = 7% вместо полученных ранее 5,5%. Аналогичным образом можно установить граничное значение α _сп или DIγ по связи α _сп—k_в.отипа геофизика — керн или DIγ—k_в.о — соответствующее k_в.о.гр = 0,7—0,8 (рис. 16.5).

Для карбонатного разреза определяют обычно k_п.гр, чтобы затем использовать его для выделения коллекторов по диаграмме одного из методов пористости — НМ, AM или ГГМ. Для терригенного разреза обычно определяют k_п.гр для использования его при интерпретации диаграмм AM или α _{сп гр}, DIγ _гр Для выделения коллектора по диаграммам СП, ГМ.

 

Рис 16 5Определение α _{сп гр} на основе корреляционной связи между параметрами α _сп и k_вo :

1 - коллектор, 2 — неколлектор

 

Преимущество петрофизического способа определения граничных значений параметра — возможность его реализации на ранней стадии разведки и использования его как в режиме оперативной, так и сводной интерпретации к подсчету запасов.

Возможен также синтез статистического и петрофизического способов установления граничных значений параметров. Он реализуется следующим образом:

а) на основе принятого для данного геологического объекта минимального рентабельного дебита и соответствующего ему удельного коэффициента продуктивности по формуле (16.1) рассчитывают граничное значение коэффициента проницаемости — абсолютной k_пр.гр или фазовой k_пр.н.гр, k_пр.г.гр;

б) по соответствующим петрофизическим связям находят k_пр.гр и другие величины, соответствующие k_пр.гр.

По мере накопления результатов ГИС, испытания в открытом и обсаженном стволе и другой геолого-геофизической информации, получаемой в процессе бурения разведочных скважин, значения k_пр.гр, k_{в о.гр},k_п.гр. и других параметров уточняются, при этом стремятся к минимизации несогласия между этими значениями, что обеспечит максимальную достоверность выявления в разрезе коллекторов.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что граничные значения параметров для межзерновых гидрофильных коллекторов колеблются в довольно широких пределах: k_пpгp= 0,001—0,01 мкм² для нефтеносных коллекторов и 0,0001—0,001 для газоносных; k_в.о.гp = 0,6—0,8; k_пгр = 4—25% Для терригенных (как правило, чем древнее отложения и выше степень их метаморфизма, тем ниже k_гпгр), 3—10% для карбонатных пород (чем крупнее размер зерен и средний радиус пор, тем ниже k_п.гр). Значения α _спгр и k _{гл гр}для терригенных коллекторов с рассеянной глинистостью составляют соответственно 0,7—0,4 для нефтяных и 0,6—0,3 для газовых объектов (α _сп) и 0,3—0,6 для нефтяных и 0,4—0,7 для газовых объектов (k_гл); чем древнее отложения (при этом чем выше минерализация пластовых вод и ниже активность глинистого материала), тем выше α _стр и ниже k_гл.гр.

 

Рис 16 6Выделение коллекторов (заштрихованы) в терригенном разрезе по значению h_гл.гр=0,5. График h_гл=f(H) составлен Л..Т. Петровым по данным интерпретации ГИС

 

Рис 16 7 Выделение коллекторов в карбонатном разрезе по значению k_п.гр=6% и разделение их на продуктивные и водоносные по диаграмме ИМ (скважина пробурена на РНО).

Коллектор: 1 — продуктивный, 2 — водоносный, 3 — неколлектор

 

Используя граничные значения параметров, к коллекторам относят породы с k_пр>k_пр.гр, k_гт>k_п.гр, k_в <k_в.о.гр в терригенном и карбонатном разрезе, породы с k_гл<k_гл.гр , k_гл<k_гл.гр, С_гл<С_гл.гр. α _сп>  α _сп DIγ<DIγ. _гp в терригенном разрезе с коллекторами с преобладанием в качестве цемента рассеянной глинистости (Рис 16.6, Рис 16.7).

После выделения межзерновых коллекторов в разрезе скважины, пробуренной на РВО, выполняют разделение коллекторов по характеру насыщенности.

Выделенные в разрезе межзерновые коллекторы по данным ГИС разделяют на продуктивные и водоносные, а продуктивные делят на нефтеносные и газоносные. Рассмотрим способы решения задачи для необсаженных скважин, пробуренных на РВО и РНО, и для обсаженных скважин, пробуренных на РВО и исследуемых в колонне, заполненных РВО

I. Скважина пробурена на РВО.

Способом критических значений параметров характер насыщения породы определяют по следующей схеме.

1. Определяют удельное сопротивление р_п неизмененной части коллектора.

2. Рассчитывают удельное сопротивление р_вп коллектора при условии полного насыщения его пластовой водой по формуле р_вп. = р_прв. Значение р_п берут соответственно величине k_п, установленной по данным методов пористости ГИС или представительного керна, используя зависимость p_п = f(k_п) для изучаемых отложений.

3. Сравнивают значения р_п и р_вп, при этом возможны следующие варианты:

а) р_п=р_вп, коллектор водоносен;

б) р_п>р_вп, коллектор нефтегазоносен, но неизвестно, является ли он промышленно продуктивным.

4. Для того чтобы установить промышленную продуктивность коллектора, сравнивают: значение р_{п с}критическим удельным сопротивлением ρ_п.кр; значение параметра насыщения P_н вычисленное по формуле P_н = a_n/kⁿ_в(а и n— эмпирические константы для данного типа отложений), с критическим значением Р_{н кр}; значение k_в, найденное в соответствии с вычисленным Р_н с критическим значением k_в.кр.Если ρ _п> ρ _п.кр, Р_н> >P_{н кр}, k_в<k_в.кр, коллектор промышленно продуктивен, т. е. при испытании даст безводный приток нефти или газа или приток нефти или газа с незначительным количеством воды.

Если ρ _вп<  ρ _п<  ρ _п.кр, 1<Р_н<Р_н.кр, k_в.кр<k_в<1, то коллектор характеризуется остаточной нефтегазонасыщенностью, не обеспечивающей промышленного притока.

При оперативной интерпретации ГИС промышленно продуктивный коллектор рекомендуется к испытанию, а на стадии сводной интерпретации при подсчете запасов включается в эффективную толщину. Непромышленно продуктивный коллектор рекомендуют к испытанию только с целью уточнения геофизических критериев продуктивности.

Критические (граничные) значения ρ _{п кр}, P_{н кр},k_вкрустанавливают статистическим и петрофизическим способами.

Статистический способ состоит в совместном анализе-данных ГИС и результатов испытания по интервалам разреза, опробованным в открытом стволе или в колонне. Этот анализ завершается составлением распределений параметров r_п, P_н, k_вдля объектов, давших при испытании промышленный приток УВ и воду. Пересечение распределений дает соответственно значения ρ _пкр, Р_нкр, k_в.кр; зона перекрытия распределений определяет достоверность заключения о характере насыщенности коллектора в изучаемом геологическом объекте (рис. 16.8).

 

Рис 16 8 Определение ρ _{п кр} статистическим способом

1,2 — интегральные распределения для водоносных (1) и то продуктивных (2) коллекторов

 

Недостатками статистического способа, широко используемою в практике, являются возможность применения его только на поздней стадии разведки и влияние на достоверность определения критических значений параметров качества испытаний.

Петрофизический способ состоит в совместном анализе зависимостей P_н—k_в, P_п—k_п, k_во—k_п и коэффициентов относительной фазовой проницаемости k_{п рн}, k_{п pг}, k_рв.в от k_в.

Если объект представлен одним классом коллектора, то в этом случае достаточно располагать зависимостями P_н = f(k_в), k_пр = f(k_в) , k_{п рн} = f (k_в) (система нефть — вода) или k_{пр г} = f(k_в), k_{п рв}=f(k_в) (система газ — вода) в диапазоне k_во<k_в<l.

По кривым относительной фазовой проницаемости выделяют три интервала k_в:

область I однофазного течения нефти (газа) при k_во<k_в<k_в*;

область II двухфазного течения нефть+вода или газ + вода k_в* <k_в<k_в**;

область III однофазного течения воды k_в**<k_в<1.

 

Рис 16 9 Зависимости k_прн=f(k_в),k_{пр пр} =f(k_в) (а) и р_в= f(k_в) (б).

I—нефть, II-нефть и газ III—вода

 

Значениям k_в*, k_в** соответствуют значения Р_н*, Р_н** на графике P_н = f(k_в) (Рис 16.9). Соответствующие величинам Р_н*, Р_н** значения ρ _п*, ρ _п** рассчитывают по формуле ρ _п = Р_в  ρ_вп. Для оценки характера насыщенности и прогнозирования результатов испытания по данным ГИС пользуются табл. 16.1.

Tаблица 16 1

Параметр по которому дается прогноз	Область
	I	II	III
kв Рн rп	kв.o< kв< kв* Рн.пред>Рн>Рн rп.пред>rп>rп*	kв*< kв<kв** Рн*>Рн>Рн** rп*>rп>rп**	kв*<kв<1 Рн*>Рн>1 rп*>rп>1

 

В качестве критических используют значения k_{в кp} = k_в*, Р_н* =Р_н, ρ _п = ρ ρ _п*. Очевидно, что при k_в<k_в*, Р_н>Р_н*, ρ _п>  ρ _п* коллектор при испытании даст приток чистой нефти или газа (рис. 16.9). Менее строгим является критерий k_{в кр} = k_в* +Dk_в, где Dk_в = 0,02—0,05, и соответствующие ему критерии Р_{п кр} , ρ_{п кр}. В этом случае при k_в<k_{в кр}, Р_н>Р_{н кр}, ρ _п>  ρ _{п кр} возможно получение или безводного притока нефти (газа), или притока УВ с небольшим содержанием воды, таким, что приток, можно считать промышленным.

В случае если объект представлен совокупностью нескольких классов коллекторов с характерными интервалами значений k_п, k_пp, С_пл, то для каждого класса имеются индивидуальные зависимости P_п = f(k_в), k_{п рн}=f(k_в), k_{п рв} = f(k_в). Семейство зависимостей Р_н = f(k_в), дифференцированных по какому-либо параметру, например по α_сп, дополняется графиком Р_{н пред}= f(k_во), который является геометрическим местом точек, соответствующих образцам каждого класса с неснижаемой водонасыщенностью (рис. 16.10). На каждом графике Р_н=f(k_в) имеются точки с координатами k_в*, Р_н* и k_в**, P_н**, положение которых определяют по кривым относительной фазовой проницаемости для каждого класса

1- Р_н=f(k_в) для различных α_сп=const;2- Р_{н пред}=f(k_во);3-Р_{н кр}=f(k_кр);4-P_н** = f(k_в**).

 

Рис 16 10 Зависимости Р_н=f(k_в) для терригенных коллекторов с различной глинистостью:

I — нефть, II — нефть+вода, III — вода.

 

Соединяя точки с координатами Р_н*, k_в* и Р_н**, k_в**, получают зависимости P_п* = f(k_в*) и Р _н** = f(k_в**). Эти зависимости делят площадь, заключенную между графиками Р_н= f(k_в) для наиболее чистых коллекторов и Р_{н пред}=f(k_во), на известные нам области I, II, III (Рис 16.10). Прогноз результатов испытания коллектора по данным ГИС составляют в соответствии с тем, в какую из трех областей попадет точка с координатами Р_н, k_в или Р_н, ρ _сп, характеризующими исследуемый пласт.

К продуктивным коллекторам относят те, точки которых в системе координат Р_п—k_в располагаются в области I, т. е. левее графика P_н* = f(k_в*). Последний можно рассматривать как график критических значений P_{п кр} = P_н*, k_{в кр} = k_в*. Таким образом, если при диагностике коллекторов простого объекта, представленного одним классом коллекторов, пользуются единственным критическим значением параметра — k_вкр, Р_{н кр}или ρ _{п кр}, то для сложных объектов, представленных несколькими классами коллекторов, используют интервал критических значений указанных параметров, выбирая в каждом конкретном случае значения k_{в кр}, Р_{н кр}, ρ _п.кр, отвечающие определенному классу коллектора.

Как и в предыдущем случае, можно использовать более «мягкий» критерий k_{в кр} = k_в*+Dk_в и соответствующие ему Р_{н кp}, ρ _{п кр}; смысл которых объяснен выше.

Используют еще один вариант петрофизического способа, основанный на построении, показанном на рис 16. 11.

 

Рис 16 11. Палетка для разделения коллекторов по характеру насыщенности по данным методов сопротивления и пористости.

Кривые:1- r _{п max} = f(k_п),2- r_вп = f(k_п),3-r_п=f(k_п) для разных k_в = const ,4-r_вп = f (k_п) 5-граница коллектор-неколлектор.

I— нефть(газ), II — нефть(газ) — вода; III—вода. Шифр кривых — к_в

 

На основе комплексного анализа связей Р_п—k_п, P_н—k_в,k_{в о}— k_п, k_{п рн}(k_{п рг})—k_п, k_{п pв}—k_в в системе координат ρ _п—k_пстроят следующие графики

1 Зависимость удельною сопротивления полностью водонасыщенной породы от коэффициента пористости ρ _вп = f(k_п).

2 Зависимость удельною сопротивления предельно нефте(газо) насыщенного коллектора ρ _{п max} от коэффициента пористости. Зависимость ρ _{п max} = f(k_п), пересекая график ρ _вп= f(k_п), делит его на две ветви — левую, соответствующую породам-неколлекторам, и правую для пород, способных содержать углеводороды . Абсцисса точки пересечения графиков — граничное значение коэффициента пористости k_{п гр}, точнее его нижний предел

3 Семейство зависимостей ρ _п=f(k_п) c разным коэффициентом относительной водонасыщенности k_в = const для коллекторов, которые располагаются между графиками ρ _{п max} = f(k_п) и ρ _вп = f (k_п). Коэффициент относительной водонасыщенности рассчитывают по формуле к_в= (k_в—k_во)/(1—k_во). Величина k_в изменяется от 0 для предельно нефте(газо) насыщенных коллекторов до 1 для полностью водонасыщенных коллекторов В рассматриваемое семейство войдут и графики 1, 2 (рис 16 .11) с цифрами соответственно k_в= 1 и k_в = 0

4 На основе анализа кривых относительной фазовой проницаемости строят графики ρ _п* = f(k_п) и ρ _п**=f(k_п)). Возможно, что они совпадут с графиками ρ _п = f(k_п) для фиксированных значений к_в.

5 Проводят границу коллектор — неколлектор, соответствующую k_{п гр}, установленному одним из описанных способов. Это значение больше величины k_п, соответствующей точке пересечения графиков 1 и 2 (рис. 16.11).

График r_п* = f(k_п) можно рассматривать как ρ _{п кр} = f(k_п). Для определения характера насыщенности и прогнозирования результатов испытания коллектора точку с координатами ρ _п, k_п, соответствующими изучаемому пласту, наносят на график на рис 16.11. Область, в которую попадает точка, определяет характер насыщенности коллектора и позволяет дать прогноз результатов испытания. Если точка попадает за пределы поля ограниченного графиками 1, 2 и вертикальными линиями, пересекающими ось абсцисс при k_п = k_{п гр} и k_п = k_{п mа}х (для данного геологического объекта), это означает ошибку, допущенную в определении ρ _п или k_п

Возможны другие варианты рассмотренного подхода Так переходя от k_п к одному из геофизических параметров, связанных с k , например DI_ng в карбонатном, DT в карбонатном и терригенном, α _сп в терригенном разрезе, получим семейство графиков ρ _п= f (DI_ng), ρ _п= f(Dt),ρ _п=f(α _сп) для различных k_в = const и среди них графики ρ _п*=f(DI_nγ), ρ _п*=f(DT), ρ _п* = f(α _сп), которые можно использовать для разделения коллекторов на продуктивные и непродуктивные (см рис 16 .10)

Критические значения ρ _{п кр}, Р_нкр, k_{в кр} используют для разделения коллекторов с однородным характером насыщенности на продуктивные и водоносные. В коллекторах с неоднородной насыщенностью (нефть, вода или газ, вода) по критическим значениям ρ _{п кр}, Р_{н кр}, k_{в кр} устанавливают положение ВНК и ГВК, для чего выполняют следующие процедуры,

в пределах пласта коллектора с неоднородной насыщенностью по диаграммам больших зондов БЭЗ и индукционного определяют границы переходной зоны,

определяют ρ _п.max в зоне предельной нефте-(газо)насыщенности и r_вп ниже зеркала воды,

Соединяют прямолинейно точки с координатами ρ _п.max , H_I и ρ _вп,H₂, где H₁ и H₂ —глубины соответственно кровли и подошвы переходной зоны, на глубине, где ρ _п переходной зоны равно ρ _пкр, проводят ВНК или ГВК (Рис 16.12)

 

Рис 16 12 Определение ВНК по данным метода сопротивлений при наличии переходной зоны

Зоны 1 — предельного нефтенасыщения 2 — переходная 3 — водоносный коллектор 4— глина 5,6 — соответственно кровля и подошва переходной зоны 7 — ВНК

 

При отсутствии переходной зоны ВНК и ГВК проводят на уровне подошвы пласта высокого сопротисления, каким является продуктивная часть коллектора с неоднородным характером насыщенности.

Способ нормализации (функциональных преобразований)

для выделения продуктивных коллекторов основан на рассмотренной уже сравнения значении ρ _п и ρ _вп по разрезу Способ реализуется в следующих вариантах

1 В исследуемом интервале разреза проводят попластовую или непрерывную поточечную количественную интерпретацию диаграмм методов сопротивлений и методов пористости, в результате которой строят графики ρ _п = f(H) и ρ _вп = f(H) Эти графики совмещают, а интервалы расхождения значении ρ_п и ρ_вп (ρ _п > ρ _вп) рассматривают как продуктивные, но для окончательного заключения об их промышленной продуктивности требуется как и ранее, сравнение ρ_п с ρ_пkр. Интервалы с различием ρ _п и ρ _вп в пределах погрешности относят к водоносным коллекторам или неколлекторам

2 В исследуемом интервале разреза совмещают методом наложения кривые эффективною сопротивления ρ_эффокусированного зонда с большой глубиной исследования и одного из методов пористости. Перед наложением кривую ρ_эфперестраивают так, чтобы шкала пористости диаграммы ρ_эфсовпадала со шкалой пористости геофизического метода пористости, диагpaмма которого выбрана для сопоставления (отсюда и название <<способ нормализации»). Продуктивные коллекторы как и в предыдущем варианте, выделяют в интервалах превышения показаний ρ_эф над показаниями метода пористости Этот вариант используют при экспресс интерпретации данных ГИС (рис 16.13)

 

Рис 16 13 Выделение продуктивного коллектора в карбонатном разрезе сопоставлением нормализованных кривых БМ и НГМ

 

При благоприятных условиях способ радиального градиента сопротивления ρ используют для разделения коллекторов на продуктивные и водоносные. Наличие радиального градиента рассматривалось выше как признак коллектора. При соотношении r_ф/r_в=2 и незначительной глинистости коллекторов понижающие проникновение —признак продуктивного, а повышающее признак водоносного коллектора. Для коллекторов со значительной глинистостью этим приемом пользоваться нельзя, так как наиболее глинистые продуктивные коллекторы с большим содержанием остаточной воды характеризуются повышающим проникновением

 

Рис 16 14 Выделение коллекторов и разделение их на продуктивные и водоносные способом радиального градиента сопротивления Коллектор 1 — нефтеносный , 2 — водоносный ,3 — неколлектор 4 —линия r₁= r₂— границы зоны неоднозначности

 

Рис 16 15 Выделение коллекторов в терригенном разрезе по диаграммам разноглубинных фокусированных зондов и методов пористости 1—коллектор 2 — неколлектор

 

Для разделения коллекторов па продуктивные и водоносные по радиальному градиенту пользуются следующими приемами

1 Сопоставляют в прямоугольной системе координат приведенные значения удельного сопротивления, рассчитанные по диаграммам малого ρ₁, и большого ρ₂ зонта (рис 16. 14)

2 Сравнивают методом наложения (как в способе нормализации) диаграммы ρ_эф двух разноглубинных фокусированных зондов, зарегистрированные в одинаковом логарифмическом масштабе сопротивлений (Рис 16.15).

Способ радиальною градиента сопротивления используют также для предварительного выделения в разрезе продуктивных коллекторов при экспресс - интерпретации,

Способ разделения коллекторов на продуктивные и водоносные в терригенном разрезе путем сопоставления отношения ρ_пп/ρ_п с приведенной абсолютной амплитудой статической аномалии СП E_s является объединением способов радиального градиента и сопоставления ρ_п и k_п

Таким образом, в скважинах, пробуренных и исследуемых с РВО, основной источник информации для разделения коллекторов на продуктивные и водоносные — данные метода сопротивлений, но при обязательном условии комплексной интерпретации материалов всего комплекса ГИС. Основным препятствием для успешного решения задачи является бурение скважины на растворе с высокой водоотдачей при больших репрессиях, что приводит к образованию глубоких зон проникновения в коллекторы. В этом случае повысить достоверность выделения продуктивных коллекторов возможно только при использовании сверхбольших симметричных градиент-зондов в необсаженном стволе (рис 16. 16) или проведением специальных исследований ГИС (радиометрия и широкополосный AM) посте обсадки скважины(1)

 

Рис 16 16 Выделение продуктивного коллектора по диаграммам симметричных градиент-зондов (по Г. Е. Яковлеву):

1 — продуктивный коллектор, 2 - неколлектор, 3 — глина

 

Разделение продуктивных коллекторов на газоносные и нефтеносные по данным ГИС, полученным в открытом стволе с РВО не производят. Задачу решают по данным ОПК, по данным ГИС при бурении скважины па РНО или по материалам специальных исследований ГИС после спуска колонны (рис. 16 .17)

II. Скважина пробурена на РНО

 

Рис 16 17 Определение ВНК и ГНК по данным электро- и радиометрии в терригенном коллекторе

Коллектор: 1 —газоносный, 2 — нефтеносный, 3—водоносный; 4 — неколлектор,5-глина
Скважина пробурена на РНО

 

Выделение коллектора производят по количественным признакам с использованием методов определения пористости (Рис 16.18)

Разделение коллекторов по характеру насыщенности по данным ГИС существенно облегается в случае отсутствия зоны проникновения в коллекторах. Это позволяет использовать для разделения коллекторов по характеру насыщенности диэлектрический, нейтронные, гамма-гамма методы и тем самым повысить надежность разделения коллекторов на продуктивные и непродуктивные и получить возможность деления продуктивные коллекторов на нефтеносные и газоносные.

Способ разделения коллекторов на продуктивные водоносные по удельному сопротивлению с использованием критических значений ρ_п.кр, Р_нкр,k_нкр, k_вкp сохраняется без существенных изменений и для скважин с РНО, существуют лишь следующие ограничения: единственным источником информации о ρ_п является диаграмма индукционного зонда, поэтому ρ_п в коллекторах с высокой нефтегазонасыщенностью определяется с малой точностью, однако это несущественно отразится на точности решение задачи, поскольку величины ρ_п.кр и ρ_п в зоне двухфазного течения 11 (см. рис. 16.11) для подавляющего числа продуктивных горизонтов невелики; для газоносных отложений эффективность способа разделения коллекторов на продуктивные и водоносные путем coпоставления ρ_п и k_п снижается ввиду влияния на показания методов определения пористости (НМ, ГТМ, AM) газонасыщенности.

 

Рис 16 18 Расчленение терригенного разреза и выделение газоносных коллекторов в скважине с РНО по данным ГИС:

I— коллектор; II — неколлектор

 

Рис 16 19 Палетка для разделения терригенных коллекторов по характеру насыщенности по данным диэлектрического метода в скважине с РНО.

Кривые: 1 -e_{п min}=f(k_п),2-e_вп =f(k_п), 3 — e_п =f(k_п) для разных k_в=const, 4 — e_пкр =f(k_п); 5 — граница коллектор — неколлектор, 6 —границы зоны двухфазного точения;
I— нефть, II — нефть+вода, III — вода.
Шифр кривых — k_в

 

Появляется дополнительная возможность разделения коллекторов на продуктивные и водоносные в нефтеносных отложениях по данным ДМ, ИНМ, в газоносных— ДМ, НМ и ГГM Для разделения коллекторов па продуктивные и водоносные по данным ДМ , ИНМ рекомендуется подход, аналогичный изложенному выше для метода сопротивлений. При решении задачи по данным ДМ в комплексе с методами определения пористости рекомендуется в системе координат ε_п—k_п построить семейство графиков k_п = f(k_п) для различных k_в=const с выделением графиков ε_п* = f(k_п) и ε_п** = f(k_п), ограничивающих зону двухфазного течения, и использовать в дальнейшем график ε_п*=f(k_п) как геометрическое место точек критических значений ε_п.кp = ε_п* (рис. 16.19).

При разделении коллекторов на продуктивные и водоносные по ИНМ рекомендуется в системе координат τ_п—k_п нанести семейство кривых τ_п=f(k_п) для разных k_п = const с выделение кривых T_п* = f(k_п) и τ_п**=f(k_п), ограничивающих зону двухфазного течения, и использовать в дальнейшем график τ_п * = f(k_п) как τ_п.кp = f(k_п) (рис. 16.20).

 

Рис 16 20 Палетка для разделения терригенных коллекторов по характеру насыщенности по данным импульсивного нейтронного метода в скважине с РНО.

Кривые: 1 -t_{п min}=f(k_п),2-t_вп =f(k_п), 3 — t_п =f(k_п) для разных k_в=const, 4 — t_пкр =f(k_п); 5 — граница коллектор — неколлектор, 6 —границы зоны двухфазного точения;
I— нефть, II — нефть+вода, III — вода.
Шифр кривых — k_в

 

Подобно тому, как ρ_п *, ρ_п ** соответствовали k_в*,k_в** , значения ε_п * и ε_п **, τ_п * и τ_п ** отвечают соответственно величинам k_в* и k_в**

Разделение продуктивных коллекторов на нефтеносные и газоносные выполняют по данным комплексной интерпретации НМ или ГГМ с другими методами ГИС. Возможны следующие способы решения задачи.

1. Расчет объемной плотности d_ж и водородосодержания флюида w_ж насыщающего коллектор в каждом пластовом пересечении, соответствующем коллектору по данным комплексной интерпретации материалов ГИС. Составление графиков-изменения по разрезу d_ж и w_ж, позволяющих установить положение ГЖК и разделить коллекторы на газоносные и нефтеносные, если ГЖК соответствует ГНК.

2. Проведение исследований комплексом ГИС в скважине, пробуренной на РНО с последующей заменой на РВО (желательно с расширением ствола скважины) в интервале продуктивных отложений и выполнением комплекса ГИС в скважине с РВО Газоносные коллекторы выделяют в интервалах заметного изменения показаний ГГМ и НМ при неизменности этих показании в нефтеносных, водоносных коллекторах и неколлекторах.

Выделение продуктивных коллекторов по данным специальных ГИС, выполненных в обсаженной скважине

В практике разведки выделение продуктивных коллекторов выполняют обычно в разрезе разведочной скважины до спуска колонны по материалам ГИС, полученным в необсаженной скважине.

Специальные исследования ГИС в колонне и анализ их материалов с целью выделения продуктивных коллекторов выполняют в отдельных скважинах для решения следующих задач:

выявление на стадии доразведки пропущенных продуктивных пластов;

установление ГНК на газовом месторождении с нефтяной оторочкой или нефтяном месторождении с газовой шапкой на этапе его разведки и подготовки к подсчету запасов.

Для выделения пропущенных в разрезе разведочных скважин продуктивных коллекторов проводят исследования импульсными нейтронными методами для выделения нефтеносных и стационарными нейтронными методами — газоносных коллекторов. Продуктивные коллекторы выделяют по данным комплексной интерпретации материалов ИНМ или НМ, полученных в обсаженной скважине.

Исследования ИНМ однозондовым или двухзондовым прибором проводят на стадии доразведки в длительно простаивающих скважинах в условиях полностью расформированной зоны проникновения в коллекторах. Примеры таких исследований крайне редки, поскольку аппаратура ИНМ используется почти исключительно для контроля за перемещением ВНК на крупных, длительно разрабатываемых месторождениях нефти на стадии их разработки. Пропущенные при разведке нефтеносные коллекторы выделяют по данным совместного анализа материалов ГИС, полученных до обсадки скважины, и диаграмм ИНМ, зарегистрированных в колонне. Пример выделения пропущенного при разведке пласта по диаграммам ИНМ-КВ приведен на рис. 16.21.

 

Рис 16 21 Выделение продуктивных коллекторов в карбонатном разрезе обсаженной скважины по данным двухзондового ИНМ-КВ:

1 — коллектор; 2 — неколлектор

 

Значительно чаще в практике доразведки проводят исследования НМ в длительно простаивающих разведочных скважинах с целью выделения пропущенных при разведке газоносных коллекторов. В этом случае замер НМ выполняют, как правило, также однократно и газоносные коллекторы, пропущенные при составлении заключения по данным ГИС перед спуском колонны, обнаруживают по материалам комплексной интерпретации замера НМ в колонне, выполненного в условиях полностью расформированной зоны проникновения в коллекторах, и данных ГИС, полученных в открытом стволе скважины.

Задачу разделения коллекторов на газоносные и нефтеносные и определения положения ГНК, в пластовых пересечениях с неоднородным насыщением решают по материалам повторных исследований НМ, выполняемых по специальной программе: первый замер — до обсадки, второй —непосредственно после спуска колонны, третий и последующий — через разное время после спуска колонны. Исследования завершают, когда убеждаются, что показания НМ в пластах-коллекторах, закономерно изменявшиеся во времени по данным первых замеров, стабилизировались. При повторных замерах НМ в колонне (в отличие от однократных замеров), спустя длительное время после обсадки скважины, объектом исследования служат пласты-коллекторы, в которых во времени происходит расформирование зоны проникновения. Регистрируя изменение показаний НМ во времени в этих пластах, газоносные коллекторы выделяют по закономерному росту показаний НМ во времени и по различию нейтронной пористости k_n.п, установленной по диаграмме последнего замера, и k_п.общ по данным других методов ГИС или представительного керна (k_n.п<k_п.общ.).

Способ повторных замеров НМ в колонне — основное средство для установления ГНК по данным ГИС для объектов, расположенных на глубине до 3—4 км, в условиях, когда водородный индекс сжатого газа ω_н существенно отличается от водородных индексов воды ω_в и нефти ω_н в пластовых условиях. На большей глубине при пластовом давлении, близком к гидростатическому, а в зонах аномально высокого давления и при меньшей глубине различие ω_г и ω_в, ω_нстановится незначимым и физической предпосылки для разделения газоносных и нефтеводоносных коллекторов по материалам НМ нет.

Имеется пока весьма ограниченный опыт разделения коллекторов по характеру насыщенности по материалам широкополосного AM, полученным в колонне. Физическая предпосылка решения этой задачи — различие кинематических Dt_р, ω_s и динамических α_p, α_s параметров продольных и поперечных воды, получаемых по диаграммам, зарегистрированным с аппаратурой AKH-1 для газоносных, нефтеносных и водоносных коллекторов (рис. 16.22).

 

Рис 16 22 Схема определения ГНК и ВНК в терригенном коллекторе по данным широкополосного AM, полученным в обсаженной скважине (по О.Л.Кузнецову).

Коллектор: 1 — газоносный, 2 — нефтеносный, 3 — водоносный; 4 — глина

 

Дополнительной информацией для решения задачи является динамика изменения во времени указанных параметров по данным повторных замеров АКН в условиях формирования зоны проникновения в коллекторах. Следует, однако, отметить, что имеющийся пока ограниченный экспериментальный материал не позволяет говорить о возможности применения этого коллектора в производственных условиях. Так, эффект различия акустических параметров для нефте- и водонасыщенного коллектора, достаточный для успешного решения задачи, получают только при значениях газового фактора нефти выше некоторого порогового.

Определение эффективной толщины продуктивных коллекторов

Однородный коллектор с однородным насыщением. Пласт-коллектор, не содержащий прослоев неколлектора, насыщен пределах всего пластового пересечения только нефтью или только газом. В этом случае весь интервал пластового пересечения рассматривают как эффективную толщину с указанием « нефтенасыщенная» или «газонасыщенная».

Неоднородный коллектор с однородным насыщением. Пласт-коллектор содержит прослои неколлектора, породы-коллекторы насыщены только нефтью или только газом. Прослои неколлектора выделяют по комплексу ГИС с использованием описанных способов и суммарную толщину этих прослоев ∑h_пл исключают из общей толщины h неоднородного коллектора (рис. 16.23). Эффективную толщину рассчитывают по формуле h_эф = h—∑h_пл .

 

Рис 16 23 Определение эффективной толщины продуктивного коллектора в неоднородном пласте, содержащем прослои неколлектора

1— продуктивный коллектор (стрелками показана эффективная толщина) 2 — неколлектор, 3 — глины

 

При выполнении этой процедуры следует иметь в виду следующие ситуации.

1. Прослои неколлектора имеют толщину более 0,2 м, так что каждый можно выделить самостоятельно по комплексу ГИС. В этом случае при расчете h_эф поступают изложенным выше способом.

2. Прослои коллектора и неколлектора менее 0,2 м и образуют пачку тонкого чередования продуктивного коллектора и плотной породы. Каждый прослой коллектора и неколлектора невозможно выделить даже по данным микрометодов ГИС. В этом случае используют расчетные способы получения h_эф, применяя интегральные значения геофизических параметров в целом для всей пачки и конкретные уравнения, учитывающие литологию прослоев неколлектора.

Прежде чем рассмотреть приемы определения h_эфтонкослоистой пачки, укажем типичные примеры прослоев неколлектора, связанные с вещественным составом цемента этих прослоев, и особенности выделения их по данным ГИС.

Если прослои неколлектора в терригенном коллекторе представлены алевролитами с активным глинистым или глинисто-железистым цементом, то их выделяют по отсутствию качественных признаков коллектора, по значениям k_п<k_пгp, α_сп< <α_сп.гр и DI_γ>DI_γ.гр. Если коллектор полимиктовый со значительным содержанием калиевых полевых шпатов, то признак DI_γ>DI_γ.гр является ненадежным.

Если прослои неколлектора в терригенном коллекторе представлены песчаниками и алевролитами с неактивным карбонатным или силикатным цементом, их выделяют по всем признакам неколлектора, кроме α_сп.гр<α_сп и DI_γ>DI_γ.грпоскольку плотные прослои с карбонатным и силикатным цементом не отличаются по кривым СП и ГМ от чистого или слабоглинистого коллектора.

Для расчета ∑h_эф в слоистой пачке используют следующие приемы

1. Пачка представлена чередованием тонких прослоев чистого (слабоглинистого) продуктивного коллектора и прослоями глинистого алевролита или глины.

По данным одного из методов ГИС находят долю глинистых неколлекторских прослоев в пачке χ_гл и, зная общую толщину тачки h_пач, рассчитывают эффективную толщину по формуле

h_эф= h_пач(1-χ_гл )

Величину χ_гл определяют:

а) решая относительно χ_гл уравнение

1r/r_п= χ_гл/r_гл+(1-χ_гл )/ r_н.п

где r_п — среднее удельное сопротивление пачки; r_нп, r_гл— удельное сопротивление прослоев продуктивного коллектора и глинистого неколлектора;

б) по палеткам расчетных зависимостей, связывающих снижение α_сп амплитуды СП в пачке E_S по сравнению с максимальной амплитудой E_smax в пласте чистого песчаника α_сп = E_s/E_Smax с параметром χ_гл (см. рис. 4.12). Для определения χ_гл предварительно рассчитывают значения удельного сопротивления прослоев продуктивного коллектора в неизмененной части r_нп и в зоне проникновения r_нп.пл и глинистых прослоев r_гл (см. рис. 4.12).

2. Пачка представлена чередованием прослоев продуктивного коллектора и неколлектора с неактивным цементом.

Задача оценки доли плотных прослоев в пачке χ_пл для последующего расчета ∑h_эф по формуле (16.2) с подстановкой в нее χ_пл вместо χ_пл осложняется тем, что значения р_нп р_плмогут быть близки, вероятно и соотношение r_пл>r_нп. В этом случае возможны следующие подходы к решению задачи. При значительном и устойчивом различии r_нп и р_пл, т. е. при rr_пл> >r_нп или r_пл<r_нп, величину χ_пл можно определить, решая уравнение (16.2) при использовании в нем в качестве неизвестного вместо χ_гл. При ρ_нп=ρ_пл оценка χ_пл возможна решением относительно искомой величины χ_пл уравнения k_п=χ_плk_п.пл+ (1—χ_пл) k_{п нп}, где k_п, k_п.пл, k _п.нп — коэффициенты соответствен- но пористости пачки в целом (усредненное значение по данным одного из методов пористости ГИС), плотных прослоев и продуктивного коллектора.

Однородный коллектор с неоднородным насыщением. Пласт-коллектор не содержит прослоев неколлектора, но в разных интервалах насыщен разными флюидами.

1. Нефтеводяной пласт, контакт нефть — вода четкий. ВНК проводят на нижней границе зоны нефтенасыщения, которая выделяется на диаграммах сопротивления зондов с большим радиусом исследования как пласт высокого сопротивления. Следовательно, ВНК отбивают как нижнюю границу пласта высокого сопротивления. К эффективной нефтенасыщешюй толщине h_эф относят всю толщину нефтенасыщенной части коллектора.

2. Нефтеводяной пласт между предельно нефтенасыщенной и водоносной частями пласта имеет переходную зону. Правило определения ВНК изложено выше. За h_эф принимают интервал между кровлей пласта и ВНК.

3. Газоводяной пласт с четким контактом и переходной зоной. Правила определения ГВК, и газонасыщенной эффективной толщины коллектора h_эф аналогичны правилам определения ВНК и нефтенасыщенной эффективной толщины коллектора h_эф.

4 Газонефтяной пласт с ГНК Положение ГНК определяют по данным повторных замеров НМ в колонне. Эффективную газо- и нефтенасыщенную толщину h_эф.г и h_эф.н определяют интервалами между соответственно кровлей пласта и ГНК, ГНК и подошвой пласта.

5. Газонефтеводяной пласт с ГНК и ВНК- Изложенными выше приемами устанавливают ГНК и ВНК. За эффективную газонасыщенную толщину h_эф.г принимают интервал между кровлей пласта и ГНК, за эффективную нефтенасыщенную толщину h_эф.н — интервал между ГНК и ВНК (см. рис. 16.17).

 

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: