Петрофизика: Анализ каротажных кривых Комплекс геофизических исследований скважин

Петрофизика: Анализ каротажных кривых Комплекс геофизических исследований скважин • метод самопроизвольной поляризации + • гамма каротаж + • нейтронный гамма каротаж + • акустический каротаж + • боковое каротажное зондирование + (нет GZ 5 d № 61 Р) • боковой каротаж + • индукционный каротаж + • микрозондирование + • кавернометрия + Комплекс является достаточным для решения задач на данном месторождении. Качество материалов ГИС хорошее. Томск 2011

Петрофизика: Анализ каротажных кривых • Увязка кривых ГИС МКЗ, ПС, РК (ГК и НКТ), АК, электрические методы • Расчленение разреза скважины и определение границ пластов Комплексно по всем методам ГИС • Выделение коллекторов по качественным признакам - МПЗ > МГЗ - диаметра скважины < номинального диаметра скважины - наличие радиального градиента по электрическим методам (БКЗ, БК, ИК) Томск 2011

Петрофизика: Оценка параметров пласта Обоснование предела коллектора Апс=0, 4 д. ед. ; Кп=12 %; Кпр=0, 73 м. Д • Граничное значение Апс - статистическим методом, в выборку включались значения Апс для коллекторов и неколлекторов, определённых по данным МКЗ • Граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости определялись по зависимостям типа керн-керн Кпр = f(Кп, Кп_дин), Кп_эф = Кп*(1 -Кво), Кп_дин = Кп*(1 -Кво-Кно), Кно = 0, 28 д. ед. Томск 2011

Петрофизика: Оценка параметров пласта • Определение относительной амплитуды ПС Апс = (ПСпласта – ПСг)/((ПСопорн. пласта мах – ПСопорн. пласта мин) + (0, 03*(Нпласта - Нопорн. пласта) • Определение двойного разностного параметра ГК Дгк = (ГК – ГКмин)/( (ГКмак – ГКмин) Агк = 1 - Дгк • Коэффициент глинистости рассчитывался по уравнениям Стайбера и Ларионова: • Кгл = (0, 5*(1 -Апс))/(1, 5 -(1 -Апс)) • Кгл = 1, 055 -(1, 14 -1, 11*Дгк)0. 5 Томск 2011

Петрофизика: Оценка параметров пласта Определение коэффициента пористости • Общая пористость - по методу самопроизвольной поляризации Кп_пс=f(Апс) - по гамма-каратажу Кп_гк=f(Агк) - по нейтронному каротажу Кп_нгк=f(н. НГК) - по акустическому каротажу - по методу Вилли: Кп_ак = ((АК - АКск)/(АКж - АКск))* Супл, где АКск = 170 мкс/м, АКж =620 мкс/м, Супл = 3, 3/АКглин - по методу Фоменко: Кп_ак_фом = (корень (((∆t – А)* Апс. В)/С))/100, где (глубина < 3000 м) А = 170, В = 0, 83, С = 0, 26 • Открытая пористость • Эффективная пористость Томск 2011

Петрофизика: Оценка параметров пласта Определение коэффициента водонасыщенности • В связи с малой мощностью платов сопротивление определялось по индукционному методу: рп = (1166, 468*1/ИК)1, 05037 Также УЭС пород определялось по комплексу методов (БКЗ+ИК+БК). • Определение коэффициента нефтенасыщенности по зависимостям керн- керн Рн = рп/(Рп*рв); Кв=0, 8637/Рн 0, 4626, где удельное сопротивление пластовой воды рв=0, 082 Омм (рв=10(1, 486081 -0, 78211*lg(М)-0, 72417*lg(Т)), где минерализация пластовых вод М=30 г/л и пластовая температура Т=90 0 С) Томск 2011

Петрофизика: Оценка параметров пласта Определение характера насыщения коллекторов По данным капиллярометрических исследований керна - перестраиваются в кривые относительных фазовых проницаемостей и с кривых фазовых проницаемостей снимаются значения коэффициентов водонасыщенности Квсв – Кв* - нефть Кв* - Квкр – нефть + вода Квкр – Кв** - вода + нефть выше Кв** - вода Томск 2011

Петрофизика: Оценка параметров пласта Определение коэффициента проницаемости - по зависимости «керн-керн» Кпр=f(Кп) - по зависимости «керн-керн» Кпр=f(Рн), причём Рн соответствует Кво - по зависимости типа «керн-ГИС» Кпр=f(ДС) Томск 2011