Организация Организация петрофизического петрофизического

обеспечения обеспечения количественной количественной

интерпретации ГИСинтерпретации ГИС

Традиционные технологии отбора керна типовыми снарядами типа КТД, «Недра», «Кембрий», «Силур», «Мантия» и других гарантируют отбор керна из пород 1-2 категории по трудности отбора керна (т.е. из наиболее благоприятных для отбора) не ниже 60 %: Средний вынос керна с помощью типовых керноотборочных снарядов в среднем по России составляет около 65-70% из сцементированных пород и 35-40% слабо сцементированных.

Х а р а кт е р и с т и ка у с л о в и й о с а д ко н а ко п л е н и я п о р о д п л а с т а Ю В -1 п о д а н н ы м Г И С и ке р н а (с к в .5 7 Ю -П о ка м а с о в с ко й п л о щ а д и )

2 8 0 0

2 7 9 0

2 7 8 0

Глуб

ина

20 40 60 80 100 Iгк2190

2195

2200

2205

2210

2215

2220

2225

2230

2235

2240

2245

Р и с .1 П р и м е р п р и в я зк а к е р н а п о с о п о ста в л ен и ю к е р н о гр а м ы е ст ес тв е н н о й р а д и о а к ти в н о с ти с к р и в о й Г К . ( П л ас ты А С 1 0 -1 1 . В ер х н е -С а л ы м ск о го м е ст о р о ж д е н и я ).

к е р н

Г К ,

Перечень материалов, необходимых для выполнения работ по теме: «Оптимизация разработки юрских пластов Когалымского региона на основе изучения керна и

интерпретации ГИС»

• Комплекс материалов ГИС.• I. М-б 1:500 с глубины 2000-2100м:• - стандартный: ПС, ПЗ (КС3);• - радиоактивный: ГК, НКТ (НГК);• - кавернометрия КВ;• - термометрия и резистивимертрия:• - индукционный ИК.• II. М-б 1:200 в интервале пласта Ю (начиная с баженовской

свиты):• БКЗ-комплекс;• ИК;• ПС;• ГК, НКТ, (НГК);• боковой и микробоковой БК и МБК;• градиент- и потенциал- микрозонды МГЗ, МПЗ;• акустический по скорости и затуханию, Δt и амплитудный.

• Петрофизические данные• Эти данные собираются в виде ведомости с описанием

литологической принадлежности и указанием интервала и места взятия образца. Очень ценными являются не только данные по породам-коллекторам, но и по непроницаемым пропласткам.

• 1. Коллекторские свойства пород:• 1)порисистость;• 2)проницаемость по газу, исправленная за эффект Клинкенберга.

Если поправка не вводилась указать как измерялась проницаемость (внешнее и пластовое давление);

• 3)остаточная водонасыщенность по центрифуге.• 2. Плотностные характеристики: объемная и минеральная

плотность.• 3. Капилляриметрические кривые в системе «вода-воздух».

Если таковые имеются, то отработанные не только на капилляриметрах, но и на центрифугах. Если при этом измерялись электрические сопротивления, они также приводятся с указанием минерализации насыщающей воды и температуры измерений. Материалы собираются в цифре (это предпочтительно) и в виде графиков.

• 4. Кривые фазовых проницаемостей, измеренные на образцах в условиях, моделирующих пластовые на специальном оборудовании.

• Берутся не только графики, но и данные в цифре с указанием температуры и давлений при эксперименте и свойств моделей нефти и воды.( плотность, вязкость , минерализация). Обязательна глубинная привязка образцов, на которых выполнялись анализы, данные о коллекторских свойствах и литологические.

• 5. Определения остаточной нефтенасыщенности методом вытеснения в пластовых условиях. Указать стартовую водонасыщенность и скорость фильтрации при опыте.

• 6. Электрические параметры пород. • 1) удельные электрические сопротивления при 100%-ом насыщении

водой с указанием температуры измерений и минерализации насыщающей воды. В ведомости указываются коллекторские свойства образца или дается ссылка на другую, в которой они значатся.

• 2) результаты определения удельных электрических сопротивлений при различной насыщенности образцов пластовой водой (данные для расчета параметра насыщения). Указывается минерализация и температура эксперимента, коллекторские свойства и литологические данные по образцам.

• Если передаются зависимости Рп(Кп) и Рн(Кв) или Кв(Рн), то необходим массив чисел, по которому произведен расчет.

• Если выполнялись измерения в условиях, моделирующих пластовые, эти данные также передаются с обязательным указанием температуры, внешнего обжима и пластового давления, минерализации пластовой воды, привязки образцов к месту взятия, их коллекторских свойств и литологических характеристик.

• 7. Гамма-спектрометрические характеристики: общая гаммаактивность, содержание U, Th и К40.

• 8. Скорости упругих волн в условиях, моделирующих пластовые, продольных и поперечных.

• 9. Данные о диффузионно-адсорбционном потенциале или емкости катионного обмена.

Литологические характеристики Литологические характеристики пород.пород.

1. Карбонатность по Кларку.1. Карбонатность по Кларку. 2. Данные механализа.2. Данные механализа. 3. Состав глинистой фракции по ренгено-3. Состав глинистой фракции по ренгено-

структурному методу, термовесовому.структурному методу, термовесовому. 4. Результаты количественного описания шлифов, 4. Результаты количественного описания шлифов,

включающие подробный гранулометрический включающие подробный гранулометрический состав и минеральный состав зерновой фракции и состав и минеральный состав зерновой фракции и цемента. Генетические характеристики цемента, цемента. Генетические характеристики цемента, его тип. Передаются результаты обработки этих его тип. Передаются результаты обработки этих данных: расчет медианного зерна, глинистости, данных: расчет медианного зерна, глинистости, максимального зерна, коэффициента максимального зерна, коэффициента мономинеральности. Проработать возможность мономинеральности. Проработать возможность передачи шлифов во временное пользование.передачи шлифов во временное пользование.

5. Результаты описания структуры порового 5. Результаты описания структуры порового пространства в порокрашенных шлифах.пространства в порокрашенных шлифах.

6. Результаты качественного описания образцов, 6. Результаты качественного описания образцов, взятых для изучения физических свойств: взятых для изучения физических свойств: текстуры, включений, трещиноватости и др.текстуры, включений, трещиноватости и др.

Для всех групп коллекторов Квоmax = 99.8 - 78.62сп r=0.994,a=2.67, в=2.109 основное уравнение

Кп = 5.801 + 13.55сп r>0.95

Кгл = 19.35 - 17.28сп r=0.947,a=1.76, в=1.45

lgМdп = - 2.046 + 3.08сп r=0.98

lgКпр = 0.308+1.765*lgMdp r=0.99

Границы групп коллекторовПараметры групп I II и IIa III IV V

Квоmax, % 20-27 28-35 36-43 44-51 52-65сп 1.0-0.93 0.92-0.82 0.81-0.72 0.71-0.62 0.6-0.43Мdп,мкм по выборке 13.7-7.05 5.67-2.9 2.5-1.2 1.13-0.70 0.39-0.32по сп 10.8-7.07 6.1-3.2 2.8-1.48 1.4-0.73 0.63-0.2

по Квоmax 14.8-6.4 5.6-2.6 2.16-1.08 1.16-0.81 0.7-0.33Кп, % по выборке 21-18 20-15 20-15 15.5-14.0 15.6-10.6Vp,м/с по выборке 3610-3800 3700-4170 3700-4170 4120-4260Кпр, мД по выборке 390-86 99-15 17-2.0 2.2-1.8 0.4-0.2по сп 272-53 50-8.0 9.0-4.0 3.8-1.6 1-0.2

сп>0.5 Кп=59.25-10.58(1000/tак) r=0.966, a=1.19в=4.37 сп<0.5 Кп=45.1-8.14(1000/tак) Кп=59.1-10.55Vp r=0.948, a=1.295, в=5.294

Кп=44.96-8.09Vp

Квоmax<40% lgМdп=2.213-0.0522Квоmax r=0.964, a=0.003, в=0.0978 Квоmax>40% lgМdп=1.1948-0.0257Квоmax

r=0.967, a=0.00в=0.1363сп>0.75 lgКпр = 6.485aсп - 4.237 r=0.981, a=0.325, в=0.2672сп<0.74 lgКпр = 4.1573aсп - 2.4716

r=0.99

Кпд = 15.8 - 0.27Квоmax r=0.99 lgРп* = 3.4030 - 1.6129lgКп

lgКв* = 2.01 - 0.671lgРп lgКв* = 2.02 - 0.813lgРп lgКв* = 2.01 - 0.847lgРп

Петрофизические уравнения, рекомендуемые для количественной интерпретации материалов ГИС,Северо-Ореховское месторождение, пласт Ю 1-1

Исходные данные ГИС: сп, t ак , п инд

Квкр = 11.33*(Квоmax)0.4339 r=0.984

Кво(аПС)

Кво = -93,837x + 107,24

R2 = 0,9201

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Dc, Mdn(аПС)

y = 2,1626x2 - 1,0047x + 0,1337

R2 = 0,9134

y = 2,198x2 - 0,0275x - 0,854

R2 = 0,89-2

-1,5

-1

-0,5

0

0,5

1

1,5

2

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

Кпр(Dc)

lgКпр = 1,7015lgDc + 0,6584

R2 = 0,9507

-1

0

1

2

3

-1 -0,5 0 0,5 1 1,5

Классификация коллекторов Потанай-Картопьинского участка по структуре порового пространства и подвижности пластовой воды. Таблица 8

Кп,%

Кпр поводе,млд

Кпр по

воздуху,

млд

Кв фазовогоперехода

Рк/7,атмфазового перехода

dn<0, 6мкм

dn<0,3мкм

dn<0,1мкм

26721 25,8 1359,9 1655,7 52 10 26 50 18 65 6 80 1,8 87 13 1 9 6 226702 24 1355,5 1650,3 41 10 22,7 54 12,9 70 6 78 1,8 87 11 1 7 4 226701 24,3 1144,5 1394,5 36,3 9 22,7 53 14 70 6 80 1,8 87 12 1 7 4 1266708 24,6 1022,1 1246,1 36,3 9 21,4 53 13 67 5,5 76 1,8 85 11 1,8 8 5 2

Средние: 24,7 1220,5 1486,7 52,5 6 1225198 19,8 359,6 443 45,4 9 24,2 42 7,6 70 1,8 84 12 2 10 7 5

26471 24,8 443,1 544,2 30,3 8 17 41 7,6 60 1,8 75 17 2 12 8 4

26699 21 418,3 514,2 30,3 11 18 45 13 55 7,6 65 1,8 80 15 2 13 7 326725 20,96 370,2 455,9 30,3 10 15,1 50 7,6 65 1,8 80 15 2 15 10 5

26684 21,5 355,0 437,5 24,2 9 14,5 42 7,6 65 1,8 80 15 2 11 7 326477 23,2 318,8 393,6 22,7 9 12,1 55 6,5 70 1,8 82 17 1 10 6 3

26688 22,1 290,3 359 21,4 10 12,1 52 5,3 65 1,8 77 17 2 16 8 2

26476 23 278,9 345,2 20,2 7 12,1 50 7,5 63 1,8 80 16,5 1,5 10 6 1

25199 21,8 208,8 260,2 18 10 12,1 47 5,3 64 1,8 73 18 2,4 20 13 7Средние: 21,6 318,1 392,8 16,2

26442 18,2 138,5 175 27,8 10 14,5 41 7,6 56 1,8 75 15 2,4 13 7 326504 16,46 129,8 164,4 30,3 9 12,1 44 7 58 1,8 72 20 2 19 12 6

26498 17,7 121,3 154,2 26 11 13 43 6 56 1,8 71 19 2,4 18 12 726456 18,5 101,8 130,5 30,3 8 13 38 7,6 50 1,8 70 22 2 19 12 623 19,5 202,0 252 20 10 10 40 5,3 58 1,8 68 24 2,4 24 17 9

29763 23 148,4 187 18 12 10 41 5,3 54 1,8 66 22 2,5 19 14 629759 19,8 142,4 179,7 30,3 9 12,1 40 6 51 1,8 70 15 2,4 15 10 626687 21,7 110,2 140,7 18 11 10 40 5,5 53 1,8 70 23 2,4 20 12 529778 23 103,0 132 22,7 9 10 39 5,5 50 1,8 63 25 2,4 23 17 740 19,2 83,8 108,7 30 7 10 29 3,6 51 1,8 62 25 2,4 25 17 9

Средние: 19,9 127,0 161,1 21,7 2726469 20,8 64,0 83,9 18 9 8,4 34 4,1 46 1,8 60 29 2,4 27 17 920 20,9 58,8 77,2 15,8 9 7,6 41 3,6 52 1,8 62 29 2,4 27 20 939 17,5 22,2 30,2 26 7 10,7 31 5,5 43 1,8 60 28 2,4 27 20 11

26664 15,5 32,6 43,55 30,3 9 5,34 43 1,8 60 26 3 26 16 726690 20,1 43,8 57,9 20,2 6 7,8 33 1,8 55 30 2,7 30 18 935 15,5 54,1 71,2 22,7 8 5,5 36 1,8 55 30 2,4 27 20 10

Средние: 18,4 45,9 60,6 28,714 18,9 22,4 30,5 12,5 11 5,9 34 1,8 50 40 2,4 38 27 13

26558 19,5 18,6 25,59 13 9 6,7 35 1,8 54 36 2,4 38 24 1229766 18,4 17,8 24,6 18 9 4 30 1,8 44 36 2,5 35 27 1326542 20,6 15,1 21,1 10 5 5,34 32 1,8 50 36 2,4 36 26 1226539 19,7 4,4 7,36 9 8 3 38 1,8 48 34 2,4 30 15 0

Средние: 19,42 15,7 21,83 36,426734 4,6 7,53 9 7 3,3 32 1,8 45 43 2,4 40 30 1526599 19,6 6,3 9,82 9 6 1,8 43 41 3 40 29 1512 16 3,4 6,1 9 12 1,8 46 43 2,2 39 29 1513 17,95 4,7 7,66 9 7 3,1 27 1,8 43 45 2,4 45 32 18

27045 16,5 2,9 5,36 6 8 1,5 50 40 1,7 25 10 0Средние: 17,5 4,4 7,294 42,4

26551 17 3,1 5,62 6 8 1,8 35 47 3 45 35 3026593 16 1,0 2,9 3,6 14 1,8 34 47 2,4 46 30 1826449 18,1 2,1 4,37 6 7 1,8 30 50 2,2 45 28 1821 15,3 0,5 2,3 3,3 20 1,5 35 50 2,1 46 30 18

26573 15,4 0,5 2,26 3,6 11 1,8 30 50 2,1 46 35 20Средние: 16,4 1,4 3,49 48,826774 12,2 0,5 2,32 3 16 1,5 31 55 3 50 25 1726510 12,7 0,6 2,49 3,3 6 1,8 25 58 3,2 60 41 2026769 13,6 0,1 1,78 2,6 9 1,8 13 60 2,7 65 38 18

Средние: 12,8 0,4 2,2 57,725203 11,9 0,0 1,48 2,3 8 1,8 10 73 2,5 70 55 2926435 18,2 0,0 1,34 1,8 4 72 2,4 73 50 1530 13 0,0 0,91 1,45 16 65 2,7 65 52 35

29752 15,8 0,0 0,89 3,4 4 1,8 10 67 2,4 64 47 3031 12,3 0,0 0,71 3,6 10 1,8 16 62 2,8 62 50 36

1 кластер

dпор Кн %

2 кластер

dпор Кн %

3 кластер

dпор Кн %

4кластер

dпор Кн%

Объем кластеров неподвижной воды,%№

обр.

Физическине свойства Начала крупнопоровых кластеров

Началомелкопоровых

кластеровdпор Кн %

Зависимость обводненности притока fв от величины Кнг = Кнг - Кнгкр

fв(Кнг)

fв = -5.6707*Кнг + 2.9102

R2 = 0.8077

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-60 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50

Кнг,м

fв,%

fвэкс(fврас)

fвэкс = 1.0072*fврас + 0.1175

R2 = 0.988

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 20 40 60 80 100

fврас

fвэк

с

fв2000(Кнг)

0

20

40

60

80

100

120

-20 -10 0 10 20

Кнг, %

fв20

00, %