Определение пористости, нефтегазонасыщенности и эффективной мощности коллекторов.

Оценку нефтегазонасыщенности выполняют, используя электрические, электромагнитные и ядерно-физические методы ГИС.

При невысокой минерализации пластовых вод резко усложняется задача определения коэффициента нефтенасыщенности k_H. Если минерализация превышает 100 г/л, k_H определяют в обсаженных скважинах или при неглубокой зоне проникновения по временному декременту затухания плотности тепло­вых нейтронов h. В необсаженных скважинах с неглубокой повышающей зоной проникновения k_H определяют с помощью метода диэлектрического каротажа. Определение коэффициента газонасыщенности проводят, как правило, по результатам методов нейтронного каротажа в обсаженных скважинах после и в процессе расформирования зоны проникновения.

Определение коэффициента пористости kn чистых (неглинистых) водонасыщенных коллекторов с гранулярной пористостью формально возможно по данным какого-либо одного метода ГИС — электрического, нейтронного, акустического. Во всех остальных случаях необходимо комплексирование мето­дов. Фактически любая применяемая на практике методика является комплексной.В песчано-глинистых коллекторах kn определяют по данным методов сопротивления (КС, БК, ИК) и глинистости (ПС). В породах с двухкомпонентным скелетом (кальцит-доломит или кварц-кальцит) удовлетворительные результаты при грану­лярной пористости дают комплексы АК+НК, АК + ГГК-П, НК + ГГК-П, поскольку нормализация позволяет снизить влия­ние меняющегося соотношения компонент.

Определение эффективной мощности в отличие от определения других характеристик коллектора, которое в принципе можно выполнить по керну или путем испытаний, возможно только на основе анализа сплошной информации о разрезе, получаемой с помощью ГИС.В однородных коллекторах с однофазным насыщением эффективная мощность h_эф и мощность пласта h совпадают. В однородных коллекторах с многофазным насыщением (газ, нефть, вода) выделяют эффективные мощности нефтенасыщенной h_эф.н и газонасыщенной h_эф._г частей. Если мощность прослоев такова, что они не могут быть выделены даже с помощью высокоразрешающих методов ГИС, используют интегральные показания геофизических методов и уравнения, связывающие эти показания с соответствующими параметрами прослоев коллектора и неколлектора и их суммарной мощностью.

В неоднородных коллекторах с многофазным насыщением определяют положения газонефтяного, водонефтяного или газоводяного контактов (ГНК, ВНК или ГВК), после чего изучают характер неоднородностей в пределах интервалов с одинаковым насыщением.

132. Роль ГИС при подсчёте запасов нефтяных и газовых месторождений.

Подсчет запасов нефти и газа имеет большое практическое значение. На основе подсчитанных запасов нефти и газа осуществляют выбор рациональных направлений развития геолого-разведочных работ, планирование добычи нефти и газа, проектирование разработки месторождений. Разведанные запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов служат сырьевой базой для действующих, реконструируемых проектируемых предприятий нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности.

Методы подсчета запасов нефти:

1. Объемный метод основан на определении объема порового пространства пород-коллекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчётному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий одну залежь с единым ВНК (ГВК). Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пересчете запасов новые подсчетные объекты. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий. В залежах, разбуренных сеткой добывающих скважин и приуроченных к пластам с сильной литолого-фациальной изменчивостью, рекомендуется выделять зоны высоко и низкопродуктивных пород. Подсчет запасов по этим зонам следует вести раздельно, так как они отличаются коэффициентами извлечения нефти.

2. Метод материального баланса. Для подсчета начальных запасов нефти в коллекторах смешанного типа применяют также метод материального баланса, согласно которому количество нефти, содержащейся в залежи, может быть определено путем изучения изменений физических свойств нефти в зависимости от снижения пластового давления в процессе разработки залежи. Отбор нефти, попутного газа и воды из залежи вызывает непрерывное перераспределение этих флюидов вследствие снижения пластового давления. При этом баланс между количеством углеводородов, содержащихся в залежи до начала разработки, и количеством углеводородов, добытых и еще оставшихся в недрах, не нарушается.

Методы подсчета запасов газа:

3. Объемный метод подсчета запасов свободного газа сводится к определению объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и в газовых шапках. В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи или газовой шапке, зависит от пластового давления, пластовой температуры, физических свойств и химического состава самого газа. Все сведения, необходимые для подсчета запасов газа объемным методом, получают в процессе разведки и пробной эксплуатации залежи.

4. Метод падения давления (подсчет запасов свободного газа) основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления залежи. При подсчете запасов газа методом падения давления в залежи должны быть установлены высотное положение газоводяного контакта и изолированность залежи от других пластов. Подсчет запасов газа, растворенного в нефти балансовые запасы газа, растворенного в нефти, определяются при любом режиме по балансовым запасам нефти с учетом растворимости газа в нефти при среднем начальном пластовом давлении или с учетом среднего начального газового фактора.