ійно-ємнісних властивостей колекторів проводиться за Петрофизическое рівнянням (див. табл. 2, 3), залежностям або формулами, характерних для кожного методу.
Розглянемо визначення фільтраційно-ємнісних властивостей для колектора пласта Ю1-3/4, що знаходиться в інтервалі від 2659,8 до 2667,6 м. У таблиці 4 наведені геофізичні методи та їх значення розглянутого колектора.
Таблиця 4 Геофізичні значення колектора
Інтервал, м? пс БКЗ, Ом. МБК, Ом. МГК, ГаммНКТ, у.е.ГГК-п, г/см 3 dT, мкс/мотдо2659,82667,60,89-0,9312,9-28,838,9-58,34,66-7,062,8-3, 82,2-2,5212,6-319,4
Коефіцієнт глинястості визначається методами ПС і ЦК за Петрофизическое рівнянням і залежностям для колекторів Мильджінское родовища (див. табл. 2).
За ПС До гл розраховується по наступному рівнянню:
Таким чином, К гл по ПС змінюється в межах від 7,7 до 9,3%.
До гл за ЦК розраховується з рівняння:
де - подвійний різницевий параметр ГК, Гамм.
кгЛ за ЦК змінюється в межах від 6,3 до 21,2%.
За результатами проведених розрахунків та їх порівнянні з заключним каротажем видно, що ГК для визначення кгЛ працює погано, отже, найбільш точним методом є ПС.
Коефіцієнт пористості можна визначити методами ПС, АК, НКТ, ГГК-п, БК і БКЗ.
Для розрахунку Кп по ПС використовується Петрофизическое рівняння для колекторів Мильджінское родовища (див. табл. 2):
За ПС отримуємо зміну Кп в межах від 19 до 19,5%.
При розрахунку Кп по АК і НКТ використовуються узагальнені алгоритми для Середньо-Васюганського мегавала (див. табл. 3):
- для АК:
До п по АК змінюється в межах від 7,8 до 28,7%.
- для НКТ:
де - загальна пористість, частки од., визначається за такою формулою:
- водородосодержаніе зв'язаної води ().
Кп по НКТ змінюється в межах від 15,2 до 18,6%.
Для розрахунку Кп по ГГК-п використовується наступна формула:
де - щільність твердої фази (),
- густина рідкої фази ().
Зміна пористості по ГГК-п варіює від 11,7 до 23,5%.
За БКЗ Кп виражається з петрофізичної залежності відносного опору (див. табл. 2) і розраховується по наступному рівнянню:
де - параметр пористості, який визначається за формулою:
де - опір повністю водонасиченого породи, Ом.м,
- опір пластової води, Ом.м (= 0,08 Ом.м).
Пористість по БКЗ змінюється від 19,1 до 24,5%.
Коефіцієнт проникності розраховується за петрофізичної залежно від? пс для колекторів Мильджінское родовища:
Для розглянутого колектора Кпр змінюється в межах від 29,5 до 42,4 мД. Причому зі збільшенням потужності колектора Кпр зменшується.
Коефіцієнт нафтогазонасиченості розраховується за петрофізичної залежності для колекторів Мильджінское родовища по наступному рівнянню:
де Рн - параметр насичення, який визначається за формулою:
де - опір нефтенасищенной породи, Ом.м.
Коефіцієнт нафтогазонасиченості для даного колектора змінюється від 80,8 до 85,9%.
За виробленим розрахунками для колектора пласта Ю1-3/4 можна сказати, що найбільш достовірні і точні результати для визначення ФЕС дають електричні методи. По яких і були розраховані фільтраційно-ємнісні властивості колекторів в аналізованої свердловині (див. Табл. 5).
4) Для оцінки характеру насичення колекторів застосовуються методи ІК, БК, БКЗ, ВІКІЗ і НКТ. За даними методам нафтогазонасиченості колектори відзначаються наступним чином:
· низькою провідністю ІК (ІК lt; 200 мСм/м),
· високими значеннями опорів,
· розбіжністю малих зондів над великими зондами по ВІКІЗ, причому значення опорів великих і малих зондів високі;
· низьким водородосодержаніем #151; для газу та високим - для нафти.
Водонасичені колектори відзначаються:
· високою провідністю ІК (ІК gt; 200 мСм/м),
· низькими значеннями опорів,
· розбіжністю малих зондів над великими зондами по ВІКІЗ, причому значення опорів великих зондів низькі, а малих зондів - високі;
· високе водородосодержаніе.
5) Визначення водонефтяного, газонафтового і газоводяного контактів здійснюється методами опорів (БКЗ, БК, ІК) і методами НКТ, АК за умови, що зона проникнення не перевищує 10 см.
У методі опорів контакт на діаграм...
