Проведение геофизических исследований в скважинах на Федоровском месторождении

Определение КН и характера насыщения коллекторов.

По известному значению КП определяется параметр пористости РП. Далее определяется УЭС водоносного  пласта по формуле:

 

rВП = РП × rВ , (8)

 

где: РП – параметр пористости;

rВ – УЭС воды.

По известному значению УЭС водоносного пласта можно определить параметр насыщения  РН по формуле:

 

РН = rНП / rВП, (9)

 

где: rНП – УЭС незатронутой проникновением фильтрата ПЖ части пласта;

rВП – УЭС водоносного пласта.

По полученному  значению, при помощи графика зависимости  РН = f (КВ) определяются коэффициенты водонасыщения  и нефтенасыщения, связанные между собой следующим соотношением:

 

КНГ = 1 - КВ , (10)

 

Для определения  характера насыщения и коэффициента нефтенасыщения необходимо знать УЭС пластов. В таблице 2 приведены значения параметра насыщения РН для определения характера насыщения.

 

Таблица 2.

Зависимость характера насыщения коллекторов от парметра насыщения.

Порода, литотип	Характер  насыщения
	нефть	неясно	вода
Песчаник Алевролит глинистый алевролит	РН ³ 3 РН ³ 2 РН ³ 1,2	3 > РН > 2 2 > РН > 1,2 1,2 > РН > 1,0	РН ≤ 2 РН ≤ 1,2 РН ≤ 1,0

 

Для глинистых  и сильно глинистых коллекторов  эффективна методика определения характера  насыщения, основанная на отношении  показаний малых градиент-зондов rК1,05/ rК0,45 против исследуемого пласта с учетом αПС.

При отношении:

 

1,66 – коллектор нефтенасыщен;

 

1,66 1,26 – зона неоднозначности;

 

1,26 – коллектор водонасыщен.

 

При определении  характера насыщения учитываются показания термометрии. При проявлении термоанамалии т.е. понижение температуры в коллекторе, то исследуемый интервал выделяют как обводненный, хотя и имеет высокие сопротивления флюидов насыщения.

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

В настоящий  момент аппаратурно-методический автоматизированный комплекс «ОБЬ», АЛМАЗ-2, МГКР, АК-Г используется для проведения промежуточных и окончательных каротажей при бурении горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. Комплекс имеет ряд недостатков такие как отказы блоков питания и расхождение данных по глубине с кабельным каротажем.

Выявленные  в процессе эксплуатации недостатки как аппаратурно-механические так и программные устраняются и служат основой для доработки и производства более совершенных модификаций.

Несмотря  на перечисленные недостатки технология проведения каротажа комплексом АМАК - «ОБЬ» обладает рядом несомненных  преимуществ перед имеющимися технологиями. Такими как низкая аварийность работ по сравнению с кабельным вариантом проведения ГИС в скважине. Возможностью за одну спуско-подъемную операцию прописать все методы ГИС. Возможность расширения комплекса соответственно поставленным геологическим задачам, а так же применение на других месторождениях Западной Сибири.

В дальнейшем предполагается внедрение нового автономного  модуля электрического бокового зондирования.

И использование  данных технологий для проведения ГИС  на Талаканском месторождении.

 

 

Литература

 

1. Э. Е. Лукьянов АО "Геоэлектроника Сервис", Р. Т. Хаматдинов АО НПЦ "Тверьгеофизика", К. Н. Каюров фирма "Луч", г.Новосибирск, И. Ф. Попов трест "Сургутнефтегеофизика" ОАО "СНГ". Каротажник, выпуск 30, 1997г.

2. Технология исследования нефтегазовых  скважин на основе ВИКИЗ. Методическое  руководство / Ред. Эпов М.И., Антонов Ю.Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, Издательство СО РАН, 2000, 122 стр.

3. ОАО НПЦ "Тверьгеофизика", ЗАО НПК "Геоэлектроника Сервис" Технология производства геофизических работ аппаратурой АМАК- “ОБЬ”. ТВЕРЬ, 2000г.

4. ОАО НПЦ "Тверьгеофизика" Руководство по первичной обработке геофизических данных АМАК-"ОБЬ". ТВЕРЬ, 2000г.

5. Е. Г. Нежданова, Е. В. Ошибков, Е. Г. Самсоненко АО СИАЛ. Автоматизированная система обработки и интерпретации данных ГИС нефтегазовых месторождений Западной Сибири. Каротажник, выпуск 30, 1997г.

6. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов. Калинин, изд. ВНИГИК, Главтюменьгеология, 1986. 111 с. Авторы: Абдухаликов Я.Н., Головацкая И.В., Ручкин А.В., Фоменко В.Г., Ахияров В.Х., Нелепченко О.М.

7. Отчет ГТП-2 треста «Сургутнефтегеофизика» по теме: «Петрофизическое обеспечение программного комплекса ГИС на ПВЭМ». Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», трест «Сургутнефтегеофизика», 1999. 294 с.

8. Дахнов В.Н. Геофизические методы  определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М, «Недра», 1975. 344 с.

9. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М, «Недра», 1986. 128 с.