36 до 0,459, наближаючись до критичного значення, рівному 0,597. Умовне значення рівня ГВК прийнято на абсолютній відмітці - 2329,2м., Інтервал 2329,2-2330,4 потрапляє в переході зону (можливо в зону критичного водонасичення) і за характером насичення газонасищен з водою.
У свердловині №111 колектор в інтервалі 2675,8-2676,8 за своїми параметрами потрапляє в зону з критичним водонасиченого і за характером насичення вірогідний газ з незначним вмістом води.
Розрізи пластів Ю2 + 3 в розглянутих свердловинах близькі за ФЕС, але відрізняються за характером насичення. Кількість піщано-глинистих тіл змінюється від 2 до 4 із загальною ефективною потужністю від 1,6 до 4,3 м, а окремі товщини змінюються від 0,4 до 1,4 м, коефіцієнт піщанистого змінюється від 0,20 до 0,26. Пористість змінюється від 0,134 до 0,146 (середньозважене значення 0,139). Проникність змінюється від 2,0 до 4,4 мД (середньозважене 3,1мД).
Характер насичення:
по розрахунковим значенням коефіцієнтів водонасиченому пласт Ю2-3 в деяких свердловинах потрапляє в зону із залишковим нафтогазонасиченості і по насиченню водонасищен, а в деяких, навпаки, до зоні з залишкову водонасиченому і по насиченню газонасищен;
по палетке результати розрахунків практично підтверджуються, за винятком окремих НЕ суттєвих розбіжностей (див. рис. 8);
За результатами інтерпретації всіх даних ГІС побудована фізико-геологічна модель продуктивної частини для Мильджінское родовища (рис.12).
Як видно з моделі, розріз родовища сильно порізаний по геофізичним даним, що говорить про часте перешаруванні литологических різниць, представлених глинами, пісковиками, карбонатізірованних пісковиками і вугіллям.
Зі збільшенням потужності пласта Ю1 3-4 спостерігається збільшення значень на діаграмі ІК. Це пояснюється тим, що зі збільшенням потужності пласта відбувається збільшення карбонатізаціі пісковика. Потім із зменшенням карбонатізаціі зменшуються значення ІК.
У цілому ж, значення геофізичних параметрів по розрізу носять рівномірний характер.
При зменшенні глинястості спостерігається збільшення нафтогазонасиченості, це пов'язано з заповненням нафтою чи газом більшого простору звільнився об'єму пор в піщанику.
Найбільший коефіцієнт нафтогазонасиченості і, отже, низькі значення глинястості відповідають пласту Ю1 3-4, а також для нього характерна висока пористість і проникність.
Пласт Ю2 є водонасиченим з низькою проникністю і високим коефіцієнтом глинястості.
Таблиця 2 Петрофізичні критерії та рівняння колекторів Мильджінское родовища
Параметри: Об'ектиЮ 1 січня, Ю 1, 2, Ю -1 3, Пд 1 4, Ю 2 + 1, Пд 2 2 Би 16-20 Б 10 Б 8 Температура пласта, ° С80.0 Lg Т °=0.853Н абс.- 0.958Мінералізація пластової води, кг/м 3 35.0С=0.027Н абс.- 23.2Сопротівленіе пластової води, Омм0.08 Lg r в=5.23-1.92Н абс. Критерії колектор: для газу для нафти a пс? 0.3 До п=0.12 К пр=0.5 · 10 - 3 мкм 2 a пс? 0.43 До п=0.135 До пр=1.92 · 10 - 3 мкм 2 Критерій отримання газу r п? 11.0, тимчасові виміри НКТ r п? 11.0, тимчасові виміри НКТКрітерій отримання нафти r п? 5.2 r п? 7.2 Р н? 3.5 До н? 0.54Крітерій отримання нафти і води4.3 lt; r п lt; 5.24.3 lt; r п lt; 7.2, 2.75 lt; Р н lt; 3.5, 0.48 lt; Кн lt; 0.54Крітерій отримання води r п lt; 4.3 r п lt; 4.3, Р н lt; 2.75, Кн lt; 0.48Газонефтяной контакт (ГНК) -2321.0Газоводяной контакт (ГВК) м - 2321.0-2181.0-2160.0-2003.0Водонефтяной контакт, ВНК - 2366Откритая пористість, д.ед.Кп=0.08392 + 0.1196 a пс Кп=0.212 + 0.038 a пс Відносне сопротівленіеР п=0.767К п - 1.923 Р п=1.7947К п - 1.536 нефтенасищенних, д. ед.К в=0.95Р н - 0.75 К в=0.9268Р н - 0.585 Проникність, 10 - 3 мкм 2 К пр=10 ^ ((a пс /0.75) 2.27 ) lgК пр=42.99К п - 7.8362Гліністость, частки ед.К гл=1.055- (1.14-1.111 DJ g) 0.5; До гл=0.4346-0.3846 a пс До гл=1.055- (1.14-1.111 DJ g) 0.5
Таблиця 3 Узагальнені алгоритми для Середньо-Васюганського мегавала
Параметри: Об'єкти горизонт Ю 1 Температура пласта, ° С80.0Мінералізація пластової води, кг/м 3 35.0-56.0Сопротівленіе пластової води, Омм0.08Крітеріі колектор: для газу для нафти a пс? 0.3 a пс? 0.43Крітерій отримання газу тимчасові виміри НКТКрітерій отримання чистої нефтіпрі a пс? 0.65 r п? 5.14 a пс +1.36, К н? 0.5 a пс +0.1 при a пс lt; 0.65 r п? 2.4 a пс + 3.4Крітерій отримання нафти з водою 4.3 lt; r п lt; 6.5, 2.5 lt; Р н lt; 4.0, К н=0.41 a пс + 0.09Крітеріі виділення водоносних пластовпрі a пс? 0.65 r п lt; 4.3, Р н lt; 2.5 при a пс lt; 0.65 r п lt; 4.0, Р н lt; 2.5Откритая пористість, частки ед.К п=0.126 a пс +0.084, К п=0.196 D Т - 33.9, К п заг=0.332/J нкт +0.07998 До п=К п заг -К гл · w св, w св =0.18Относітельное опір Р п=0.584К п - 2.066 нефтенас...
