3.3.5. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности
Определение коэффициента нефтегазонасыщенности проводилось по стандартной методике.
Для пластов ачимовской толщи моделирование зависисимостей РП=f(КП), РН=f(КВ) выполнено в нескольких лабораториях (рис. 3.14). Анализ полученных результатов показывает, что в различных лабораториях получены существенно отличающиеся зависимости, особенно связи Рп = f(Кп). Такое отличие зависимостей обусловлено не только различными методиками замеров, типами измерительной аппаратуры, направленной эталонировкой приборов, способами создания текущей и остаточной водонасыщенности, но и условиями измерения (атмосферные, при эффективном давлении). Вместе с тем неоднозначность зависимостей Рп = f(Кп) может быть источником существенных ошибок при определении Кнг и запасов нефти и газа, в целом.
В настоящем отчете для расчета коэффициентов нефтегазонасыщенности использовались петрофизические зависимости, полученные в ОАО “ТюменНИИГипрогаз” (РП=f(КП)) и ВНИГНИ (РН=f(КВ)). Во-первых, потому, что зависимость Рп=f(Кп) получена в условиях, приближенных к пластовым (Рэфф=23 атм, Т=1080С); во-вторых, удельное электрическое сопротивление измерялось при создании текущей водонасыщенности на капилляриметре, что в какой-то степени моделирует процесс формирования залежи.
Искомые зависимости приведены на рисунке 3.15 и имеют вид:
Рп=1.68/Кп 1.73 (3.3)
lgРн=[1.24/(1.22+lgКов)]-1 (3.4)
Значения в, необходимые для расчета Кнг ачимовских отложений, определялись по минерализации насыщающей воды и температуре пластов. Исходя из анализа результатов физико-химических исследований проб пластовой воды, минерализация (Св) для газонасыщенной части залежи была принята - 8 г/л. Таким образом, удельное электрическое сопротивление пластовой воды в с учетом глубины залегания составило - 0.23 Омм.
При нанесении значений Кв, определенных по каротажу (рис. 3.16), на зависимость остаточной водонасыщенности по данным капилляриметрии от пористости (рис. 3.7) оказалось, что по газонасыщенным пластам величины Кг по ГИС несколько выше, чем по керну. Систематические расхождения между данными ГИС и керна в предельно газонасыщенных зонах можно объяснить рядом факторов: способностью газа проникать в более тонкие поры по сравнению с нефтью, превращением части остаточной воды в парообразное состояние и др.
Результаты расчета значений Кнг приведены в таблице 3.5.
3.3.6. Определение коэффициента проницаемости
Коэффициент абсолютной проницаемости не является подсчетным параметром. Однако знание фильтрационных характеристик объекта позволяет оптимально спроектировать схему разработки месторождения, обеспечив тем самым максимальное извлечение запасов при минимальных производственных затратах.
Для оценки проницаемости пород использовались зависимости коэффициента проницаемости (Кпр) от пористости (Кп). Для Ресурсного участка эти зависимости имеют вид (рис. 3.5):
Кпр=0.001029·е0.3758·Кп , Кп<15%
Кпр=е(Кп-16.81)/1.68 , Кп>15%
Результаты определения коэффициентов проницаемости по пластопересечениям приведены в таблице 3.6.
В связи с тем, что геофизические исследования дают представление о характере изменения свойств коллекторов практически по всему разрезу продуктивного горизонта, коэффициенты пористости, нефтегазонасыщенности и проницаемости по отдельным пластопересечениям и в среднем по пластам рассчитаны по геофизическим методам (табл. 3.6).
