ГИРС при оценке и подсчёте запасов месторождений УВС, а также определение характеристик ПХГ

Для проведения подсчёта запасов месторождений УВС по результатам исследования ГИС и работ в скважине определяются основные параметры по каждой скважине:

литологическое и стратиграфическое корреляция разрезов и продуктивных пластов пробуренных скважин, определение параметров коллкторов и их разделение на продуктивные и водоносные, а продуктивных коллекторов – на газо- и нефтеносные, определение положений межфлюидных контактов, наличия и характеристик переходных зон, эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин; определение коэффициентов пористости, газо- и нефтенасыщенности, проницаемости, вытеснения;определение пластовых давлений и температур,

По данным ГИРС производится определение степени неоднородности пластов (объектов), максимальной производительности скважин.

Степень однородности коллектора оценивается по коэффициенту вариации геофизического параметра X наиболее полно отражающего коллекторские свойства породы (например пористоть). Другой оценочной величиной является энтропия этого параметра H=-

Где Рi – вероятность состояния этого параметра [5].

Исходными данными для оценки и подсчёта геологических запасов нефти и газа являются структурные карты, отражающие структурную поверхность залежи выполненную по данным сеймической разведки и данных бурения, карты промышленного нефтегазосодержания, карты пористости.

На участках месторождения, где отсутствуют данные бурения расчёт выполняется путём расчёта и построения прогнозных параметров нефтегазонасыщенного коллектора по данным прежде всего сейсморазведки.

Методика оценки вероятной максимальной продуктивности скважины, водонефтяного и водогазового факторов по геофизическим данным основывается на возможности определения большинства параметров, определяющих продуктивность скважины [5].

Суточный дебит в скважине в условиях линейного закона фильтрации определяется выражением:

Q= 2/36 B (38)

где — разность между пластовым р_лл и забойным р₃ давлениями (МПа); и — радиусы контура дренажа и скважины (в единицах одной размерности); — вязкость фильтрующейся жидкости (в Па-с); и К_пр. _ф — коэффициенты физической (в фм²) и относительной (по изучаемому флюиду) проницаемостей; b — объемный коэффициент флюида в пластовых условиях (характеризует что??); —его плотность (кг/м³); В<1 — коэффициент добротности вскрытия коллектора скважиной.

Коэффициент добротности В показывает ---???

Ожидаемые водонефтяной Ф_вн (для нефтяной скважины), водо-газовый Ф_вг (для газовой скважины) факторы, устанавливающие объемные отношения воды к нефти и воды к газу в смесях, отбираемых из скважины, а также объемное содержание V_в (в %) воды в водонефтяной смеси рассчитываются j по формулам:

Ф_вн= b_Н (39)

Ф_вГ= b_Г (40)

V_в= (41)

Здесь , , — вязкости нефти, газа, воды; b_Н и b_Г — объемные коэффициенты нефти и газа.

Как видно из представленных формул, основные параметры, такие как пористость, проницаемость, эффективная мощность и др. могут быть определены по данными комплекса ГИС.

В соответствие с этими показателями можно определять коэффициенты извлечения (нефте-газоотдачи) УВС при планируемых параметрах разработки месторождения.

Как правило на этапе разведки месторождения для проведения работ по построению геологической, литолого-стратиграфической, флюидальной и гидрадинамической моделей месторождения данных ГИРС недостаточно вследствие ограниченного количества поисково-зазведочных и оценочных скважин. Вследствие этого для выполнения работ по подсчёту запасов УВС используются методы прогноза в межскважинном пространстве.

Методы ГИС для изучения межскважинного пространства проводятся с целью изучения горных пород и флюидов в межскважинном пространстве, поиска и разведки месторождений полезных ископаемых и решения инженерно-геологических задач.

При поисках и разведки месторождений нефти и газа наиболее распространёнными являются методы ГИС: