Комплексное использование данных газового каротажа и ГИС для прогнозирования характера насыщения пласта применяется в тех случаях, когда возникает необходимость оценки продуктивности коллектора, выявленного в разрезе скважины по данным ГИС. Первая операция при этом сводится к сопоставлению (корреляции) диаграмм газового каротажа и ГИС для уточнения и взаимоувязки глубин. Затем проверяют приуроченность аномалий на кривой Гпр или Гх.пр и других параметров к пласту-коллектору; определяют значения основных газокаротажных параметров Са n ср, Со n ср, Ер. ср, Гх.пр.ср, Iкг, Fг, Fнг, мощность газовой аномалии по газовому каротажу hгa и эффективную мощность коллектора по ГИС hэф в м.

Приведенные газопоказания, исправленные за затухание газовой аномалии и за фоновое содержание УВ и ПЖ, рассчитывают для станции АГКС-4АЦ:

Картинка

где Са n ф — величины Са n на интервале фоновых показаний в %; kиn — компонентные коэффициенты извлечения в долях.

При прогнозной оценке характера насыщения пласта, выделенного в разрезе по данным ГИС, используют также параметры Fг и Fнг, характеризующие соответственно остаточное кажущееся газосодержание и нефтегазосодержание пласта в % [см. (IX.8) — (IX. 10)]. Для этого по рассчитанному значению Со n ср по палетке РАГ (см. рис. 99) находят индекс Iкг.

Если Iкг=1 и пласт по данным компонентного анализа характеризуется как газосодержащий, то Fг находят по (IX.8). Как правило, для определения Fг используют палетку, построенную с учетом конкретных геологических условий. Одна из таких палеток изображена на рис. 100. Сравнивая рассчитанную Fг с Fг типовой, полученной для характерной газовой залежи исследуемого района, прогнозируют характер насыщения пласта. В отдельных благоприятных случаях возможна приближенная оценка перспектив продуктивности газоносного пласта.

В тех случаях, когда расчетное значение Iкг=2 и пласт характеризуется как нефтегазосодержащий или нефтесодержащий при Iкг = 3, пользуясь формулой (IX.9) определяют (в %) остаточное кажущееся нефтегазосодержание пласта Fнг.

В практической работе величину Fнг определяют по комплексной палетке (рис. 100,А).

Картинка

Эта палетка универсальная. Она используется во всех нефтегазоносных районах с высоким и средним значениями газового фактора нефти G продуктивных пластов. В этих условиях по параметру Fur выделяют пласты нефтегазосодержащие (Iкг = 2), нефтесодержащие (Iкг = 3) и водоносные. В целях контроля рассчитанные величины Fнг сравнивают с граничными Fнг.гр, подтвержденными конкретными данными. В большинстве нефтяных районов Fнг.гр = 5%. При низких G пропорциональность между величинами Вн и Рn нарушается, и комплексная палетка для оценки Fнг неприменима. Для оценки характера насыщения пласта в этом случае используются Гх. пр и Iкг (Iкг = 4 — водоносный пласт, Iкг=5 — нефтеносный). Прогнозная оценка характера насыщения такого пласта уточняется по исправленной величине Гх. пр.и, данным люминесцентно-битуминологического анализа шлама и результатам данных ГИС. В настоящее время изучение характера насыщения и коллекторских свойств продуктивных пластов сложного строения, вскрываемых разведочными скважинами на больших глубинах, производится на основании комплексных исследований — газокаротажных, промыслово-геофизических и промыслово-геологических.

Комментариев к статье нет..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)