- •Общая часть. Основные черты геологического строения, истории исследования и изученности месторождения в целом.
- •Глава 1. Сведения о районе исследования
- •Глава 2. Краткий обзор истории, этапов и методов изучения месторождения
- •Методика подготовки площади под глубокое разведочное бурение.
- •Методика поисково-разведочных работ и ее обоснование
- •Методика и результаты опробования скважин
- •Промыслово-геофизические исследования скважин, методика интерпретации полученных данных
- •Сведения о выполненных объемах бурения и его результатах
- •Сведения о результатах опробования и исследования скважин
- •Глава 3. Краткая характеристика геологического строения месторождения
- •Специальная часть. Детальное изучение геологического строения залежи углеводородов. Подсчет запасов.
- •Глава 4. Детальная корреляция продуктивной толщи и прослеживание продуктивного пласта в ее разрезе
- •Графические материалы к главе:
- •Глава 5. Литолого-физическая характеристика продуктивного пласта
- •Графические материалы к главе:
- •Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов.
- •Учет кондиционных пределов параметров продуктивных пластов
- •Способы отбраковки некондиционных значений коллекторских свойств по данным керна.
- •Графические приложения к главе:
- •Глава 7. Изучение условия залегания нефти (газа) в продуктивном пласте.
- •Графические приложения к главе:
- •Характеристика свойств нефти
- •Состав пластового газа
- •Глава 8. Краткая история и текущее состояние разработки залежей.
- •Графические приложения к главе:
- •Глава 9. Подсчет запасов нефти (газа) и сопутствующих компонентов.
- •Текущая накопленная добыча по пластам месторождения при различной обводненности
- •9.1. Обоснование параметров подсчета геологических запасов залежей нефти объемным методом
- •Площадь нефтяной залежи
- •Средняя толщина нефтенасыщенной части пласта
- •Расчет объемов коллекторов
- •Коэффициент открытой пористости и объем порового пространства
- •Определение среднего коэффициента открытой пористости и объема порового пространства по керну.
- •Определение среднего коэффициента открытой пористости и объема порового пространства по геофизическим данным.
- •По материалам этого раздела должна быть представлена:
- •Расчет объемов порового пространства коллекторов
- •Коэффициент нефтенасыщенности.
- •Материалы к разделу должны содержать:
- •Расчет нефтенасыщенного объема порового пространства коллекторов
- •Плотность нефти и пересчетный коэффициент
- •Подсчет запасов нефти объемным методом на основе карт удельных запасов.
- •Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти продуктивного пласта по состоянию на (1.01.200_г.)
- •Графический материал к разделу:
- •Коэффициент извлечения нефти
- •9.2. Обоснование параметров подсчета запасов свободного газа объемным методом
- •По состоянию на ________
- •9.3. Обоснование параметров подсчета запасов газа методом падения пластового давления
- •Графические приложения к разделу:
- •9.4. Обоснование параметров подсчета запасов конденсата в газоконденсатных залежах
- •Расчет состава пластового газа
- •Графические приложения к главе:
- •Экономическая часть
- •Охрана труда, недр и окружающей среды
- •Заключение
- •Литература
Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов.
При выделении коллекторов по количественным критериям определяющими должны служить параметры, характеризующие их фильтрационные свойства: проницаемость по керну, сп, In и другие параметры по геофизическим данным. Кроме перечисленных, особо должно учитываться кондиционное значение глинистости. Такой подход обусловлен тем, что именно фильтрационные свойства пород определяют возможность получения притока в скважине. Поэтому кондиционные значения открытой пористости и нефтенасыщенности по керну не определяются.
Основным признаком, характеризующим породу как коллектор, следует считать получение из исследуемых интервалов притоков нефти или газа. Параметром, отражающим этот признак, является продуктивность скважин, q, т/сут. МПа:
(3)
где Q - суточный дебит скважины, т/сут;
Р - депрессия, МПа.
Поскольку опробованные интервалы отличаются толщиной прострела, что оказывает существенное влияние на дебит скважины, более объективной величиной следует считать удельную продуктивность скважин:
(4)
hпер – эффективная толщина перфорированного интервала пласта, м.
Для определения кондиционного предела параметров продуктивных пластов исследуется статистическая связь между удельной продуктивностью qуд и одним из геофизических параметров, характеризующих зоны опробованных интервалов (в отличие от точечных определений керна). К числу таких параметров можно отнести сп, In, I, Копгис и т.п. При этом следует выбирать тот параметр, который в данном районе для условий исследуемого разреза является наиболее информативным. Нужно также предостеречь от определений кондиционных пределов на основе зависимости Кпр=f(qуд), поскольку в ней исследуется связь между двумя зависимыми величинами (в формуле расчета qуд основным параметром является дебит скважины Q, который, согласно формуле Дарси, в первую очередь, зависит от проницаемости).
В анализ по установлению кондиционного предела рекомендуется вводить данные по однородным и небольшой толщины интервалам пластов, характеризующихся минимальными значениями удельной продуктивности.
При изучении статистической связи между, например, сп и qуд в качестве кондиционного принимается то значение сп, которому соответствует удельная продуктивность, равная 0. Другими словами, кондиционный предел сп равен отрезку, отсекаемому линией зависимости сп= f(qуд) продолженной до пересечения с осью ординат при qуд=0.
В этой связи немаловажную роль приобретает оценка не только тесноты, но и вида статистической связи (прямолинейной или криволинейной), поскольку при наличии криволинейной связи между параметрами прямая и кривая линии отсекут на оси ординат разные по высоте отрезки.
Оценка тесноты и вида связи между двумя параметрами производится при совместном анализе коэффициента корреляции r и корреляционного отношения .
Коэффициент корреляции оценивает тесноту прямолинейной связи и изменяется от -1 до 0 или от 0 до +1. При тесной корреляционной связи между двумя параметрами, отождествляемой с функциональной, коэффициент корреляции равен -1 или +1, при отсутствии связи он равен 0.
Корреляционное отношение оценивает тесноту любого вида связи и изменяется от 0 до 1.
При взаимном сопоставлении r2 и 2 благодаря указанным выше особенностям в изменении обоих параметров, представляется возможным оценить не только тесноту, но и вид связи.
Так, если r2 = 2 1, то связь тесная прямолинейная;
если r2 < 2 1, то связь тесная криволинейная;
если r2 = 2 < 1, то связь слабая прямолинейная;
если r2 < 2 < 1, то связь слабая криволинейная.
Естественно, при обосновании кондиционного предела по исследуемой зависимости и при наличии связи между параметрами примерное равенство r2 и 2 свидетельствует о прямолинейности связи, а r2 < 2 - о ее криволинейности. В первом случае в качестве кондиционного принимается сп, отсекаемое на оси ординат прямой, а во втором случае - кривой линией.
На следующем этапе необходимо определить кондиционное значение проницаемости. Для этого исследуется статистическая связь между сп и десятичным логарифмом проницаемости.
Определение кондиционного предела по проницаемости необходимо для увязки полученного ранее предела сп с данными керна. В анализ вводятся данные по всем скважинам, где установлены сп и имеются определения проницаемости, независимо от того, опробовались эти интервалы или нет. Особое внимание следует обращать на обеспечение участия в анализе однородных интервалов пласта. Это требование обусловлено особенностями распределения проницаемости. Так как значения этого параметра развертываются в массовой пропорции, то распределение его в десятичных логарифмах не противоречит нормальному, т.е. имеем дело с логнормальным законом распределения. Поэтому в пределах каждого интервала в обработку включают данные о проницаемости, значения которых не превышают границ одного класса в логарифмах, которым соответствуют следующие натуральные значения: от 0,110-3 мкм2; от 110-3 мкм2 до 1010-3 мкм2, от 1010-3 мкм2 до 10010-3 мкм2 и т.д. Если в пределах одного класса содержатся единичные значения другого класса, то при расчете среднего значения по классу они не учитываются. В тех случаях, когда в пределах одного интервала пласта значения проницаемости почти поровну принадлежат двум разным классам, учитываются только значения более высокого класса.
Подготовленные таким образом значения по каждой скважине переводят в десятичные логарифмы и по ним берут среднее значение, участвующее в зависимости сп=f(lgКпр) для установления кондиционного предела проницаемости. Для наглядности график этой зависимости, а также связи сп=f(qуд) совмещают на один чертеж. По нему и устанавливают кондиционное значение lgКпр, соответствующее кондиционному значению сп.
Установление кондиционных пределов сп и проницаемости проводится с использованием персонального компьютера в программе Microsoft Office Excel.
Для определения надежности статистической связи используется выражение
(7)
где r - коэффициент корреляции (или корреляционное отношение);
n - число пар значений параметров.
Полученные значения необходимо сравнить с критическим, и если последнее окажется меньше расчетного, то можно сделать вывод о надежной статистической связи между исследуемыми параметрами.
