3.2 Основні теоретичні положення

При підрахунку запасів, проектуванні та аналізі розробки нафтових і газових родовищ необхідно дати правильну оцінку ефективного об'єму покладу. Це включає в себе сукупність окремих значень таких параметрів як ефективна нафто-, газонасичена товщина, пористість, проникність, нафто-, газонасиченість і т.д. (в розрахункову формулу підрахунку запасів нафти і газу об'ємним методом входить середня величина пористості, нафто-, газонасиченості та ін.).

Під кондиційною межею відкритої пористості (або якого-небудь іншого параметру) розуміється та межа, нижче якої порода не вважається промисловим колектором, тобто не є здатною віддавати нафту або газ в процесі розробки. Породи, які характеризуються значеннями параметрів нижче кондиційних, не повинні враховуватись при визначенні середніх значень пористості (їх розглядають, як непродуктивні і не враховують при підрахунку запасів нафти і газу).

Кондиційна межа відкритої пористості приймається за кондиційною межею проникності (на основі літературних даних за кондиційне значення проникності приймають 1 мД або 1·10^-15 м² для теригенних і карбонатних колекторів порового типу ).

В зв'язку з цим для визначення кондиційної межі параметрів колектора використовуються непрямі методи, в даному випадку, статистичну залежність між пористістю і проникністю.

Кондиційне значення відкритої пористості визначають за графіком залежності між пористістю і проникністю відповідно до кондиційного значення проникності (рис.3.1). Зв’язок між пористістю і проникністю відноситься до статистичних кореляційних зв’язків, де окремому значенню пористості відповідає декілька значень проникності і навпаки. На графіку це відобразиться у вигляді поля точок, які сконцентровані навколо якоїсь гіпотетичної кривої, яку проводять як середню лінію в межах поля розкиданості точок. Використовуючи одержану осереднену криву залежності т від К_пр, визначають значення нижньої границі пористості, яке відповідає нижній границі проникності (1мД).

3.3 Порядок виконання роботи

3.3.1 Визначення кондиційного значення відкритої пористості

Кондиційне значення відкритої пористості визначається в наступній послідовності:

1. За отриманим завданням побудувати графік залежності між відкритою пористістю і проникністю для всіх визначень цих параметрів в свердловинах (рис. 3.1). Зв'язок між пористістю та проникністю відноситься до статистично-кореляційного зв'язку, де кожному значенню пористості відповідає цілий ряд значень проникності і навпаки. На графіку це зображається у вигляді сукупності точок, які сконцентровані навколо гіпотетичної прямої (кривої).

2. По отриманих точках провести осереднену лінію, яка відображає статистичний зв'язок між пористістю і проникністю.

3. Використовуючи отриману криву залежності пористості (m) від проникності (К_пр), визначаємо кондиційне значення відкритої пористості, яке відповідає прийнятому значенню нижньої границі проникності (1мД).

Рисунок 3.1 - Графік залежності між пористістю та проникністю

3.3.2 Розрахунок середньої величини відкритої пористості

Визначення розрахункового значення відкритої пористості зводиться до заміни індивідуальних значень однією середньою величиною, яку використовують при підрахунку запасів, проектуванні і аналізі розробки родовищ нафти і газу.

Розрахунок середньої величини відкритої пористості складається з двох операцій:

1 Визначення розрахункового значення пористості по свердловинах.

При визначенні розрахункового значення пористості по окремих свердловинах можливі такі випадки:

а) Продуктивний пласт однорідний за своїм літологічним складом; монолітний, окремі значення пористості мало чим відрізняються одне від одного.

В цьому випадку середнє значення відкритої пористості розраховується, як середньоарифметична величина за формулою:

, (3.1)

де m₁, m₂, m₃, m_n – прийняті до розрахунку значення пористості, %;

n – кількість значень пористості.

б) Продуктивний пласт неоднорідний за своїм літологічним складом і представлений декількома пропластками, а значення пористості в них значно відрізняються між собою.

В цьому випадку середнє значення пористості визначається як середньозважена за товщиною величина в кожній свердловині і розраховується за формулою:

, (3.2)

де m₁, m₂, m₃, m_n - середнє значення пористості в межах відповідних інтервалів, %;

h₁, h₂, h₃, h_n - товщина відповідного інтервалу, м.

Для такого розрахунку в розрізі свердловин (в межах досліджуваного пласта) виділяються продуктивні інтервали колектора і для цих інтервалів розраховуються середні арифметичні значення пористості (m₁, m₂, m₃, m_n). Потім, кожне середнє значення множиться на значення відповідної товщини (m₁h₁+m₂h₂+m₃h₃+…+m_nh_n) і отримана сума добутків (Σm_іh_і) ділиться на сумарну товщину досліджуваного інтервалу (h₁+h₂+h₃+…+h_n) або (Σh_і).

2 Визначення розрахункового значення пористості по покладу. Середнє значення пористості по покладу визначається на основі наступних розрахунків:

а) як середньоарифметична величина всіх значень відкритої пористості, отриманих в результаті визначень в кожному інтервалі

, (3.3)

де т_{сер.пок} - середнє значення відкритої пористості по покладу, %;

m₁, m₂, m₃, m_n - значення пористості в кожному інтервалі,%;

n - число використаних значень.

б) як середньоарифметична величина середніх значень відкритої пористості в окремих свердловинах:

, (3.4)

де m_1с.р, m_2с.р, m_3с.р, m_nср - середнє значення пористості в кожній свердловині, %;

n - кількість свердловин.

в) як середньозважена величина по сумарній ефективній нафтонасиченій товщині у всіх свердловинах:

, (3.5)

де m₁, m₂, m₃, m_n - середньоарифметичне значення пористості для кожного інтервалу ефективної нафтонасиченої товщини у всіх свердловинах, %;

h₁, h₂, h₃, h_n - інтервали ефективної нафтонасиченої товщини у всіх свердловинах, м.