Геофизические исследования скважин основных фильтрационноемкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

1.

Лекция 7
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
СКВАЖИН ОСНОВНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННОЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ГАЗО, НЕФТЕ И
ВОДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ
Профессор,
Доктор геолого-минералогических наук
В.Г. Фоменко

2.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ ПЛАСТОВ
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

3. Определение пористости пластов

Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости
Кn который численно равен отношению объема пор к общему
объему породы и выражается и долях единицы или и
процентах. По степени связанности пустот различают
пористость общую (полную), представленную всеми
пустотами, открытую, образованную открытыми пустотами,
сообщающимися между собой и составляющими единую
систему пор, и закрытую, образованную изолированными,
не сообщающимися друг с другом и с основной системой
открытых пор.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

4. Определение пористости пластов

Термин
Обозначение
русск.
межд.
Коэффициент
общей
пористости
kn
Фt, Ф,
f, ɛ
Коэффициент
открытой
пористости
kп.о
Фс
Коэффициент
закрытой
пористости
Определение
Доля в единице объема породы
всех пустот, независимо от их
формы, величины, взаимного
расположения
и
условий
образования
Доля сообщающихся между собой
пустот в единице объема породы
Доля изолированных пустот, не
сообщающихся друг с другом и с
основной системой открытых пор
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

5. Определение пористости пластов

В лабораторных условиях на образцах пород величину общей пористости
определяют циклометрическим методом с парафинированием поверхности
образцов (метод Мелъчера) или методом гидростатического взвешивания.
Величину открытой пористости получают методом насыщения жидкостью
(метод Преображенского) или газом (газоволюметрический метод).
На практике иногда наблюдается превышение (до 1,5 - 4% и более) величины
общей пористости над открытой, вследствие чего укоренилось мнение о
наличие закрытой пористости не только в карбонатных и гидрохимических
отложениях, но и в терригенных породах с гранулярной (межзерновой)
пористостью. На самом же деле причины этого заключаются в абсолютном
большинстве случаев в погрешностях лабораторных определении, причем
при использовании метода жидкостенасыщения может занижаться Кn за счет
недонасыщения образцов, а при использовании метода Мельчера может
завышаться Кп в результате неучета при парафинировании образцов
изменения плотности парафина в тонких пленках, покрывающих поверхность
образцов.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

6. Определение пористости пластов

Различие между открытой и общей пористостью может иметь разный
знак и находится в пределах погрешности измерений.
Исследования, выполненные для продуктивных карбонатных и
терригенных отложений разных районов, позволили сделать
вывод о практическом отсутствии закрытых пор в породах с
гранулярной (межзерновой) пористостью. Закрытые поры редко
встречаются в плотных кристаллических известняках и
доломитах, метаморфизованных песчаниках с регенерационным
силикатным
цементом,
гидрохимических,
карбонатногидрохимических, вулканогенных и вулканогенно-осадочных
породах: обычно эти породы к коллекторам нефти и газа не
относятся.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

7. Определение пористости пластов

По морфологии, то есть по форме различают пустоты трех
видов: межзерновые поры, трещины и каверны. Доли
объема породы, соответствующие этим видам пустот,
составляют коэффициенты межзерновой (Кn. м), трещинной
(Кn. т) и каверновой (Кn. к) пористости (емкости). При наличии в
породе пустот всех трех видов Кn = Кn.м + Кn,т + Кn,к
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

8. Определение пористости пластов

Термин
Коэффициент
межзерновой
пористости
Коэффициент
каверновой
пористости
Коэффициент
трещинной
пористости
Обозначение
Определение
русск. межд.
kn.мз
Фtm, fl, Доля межзерновых пор в единице
ɛl
объема породы
kn.кав
Фсav
Доля каверн в единице объема
породы
kn.тр
Фf2
Доля трещин в единице объема
породы
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

9. Определение пористости пластов

Межзерновые поры типичны для терригенных и части
карбонатных коллекторов. Трещинные пустоты характерны
для карбонатных коллекторов, а также для терригенных,
подвергшихся значительному метаморфизму, причем
вероятность появления трещинноватости в терригенных
отложениях возрастает с глубиной. Присутствие каверн и
крупных пустот выщелачивания типично для большинства
карбонатных коллекторов.
По степени участия в фильтрации флюидов выделяются
эффективная и динамическая пористость.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

10. Определение пористости пластов

Термин
Коэффициент
эффективной
пористости
Коэффициент
динамической
пористости 1
Обозначение
Определение
русск. межд.
kn.эф
Фе
Доля открытых пустот, занятых
подвижной частью пластового
флюида,
в единице объема породы
1
kn.д
Фр, fp, Часть эффективной пористости,
ɛp
которая характеризует точный
объем эффективных пустот при
определенных условиях
вытеснения пластового флюида
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

11. Определение пористости пластов

Независимо от формы различают поры эффективные и
неэффективные. Эффективные открытые поры способны
наряду с остаточной водой содержать углеводороды,
неэффективные поры практически целиком заполнены
остаточной
водой.
Закрытая
пористость
всегда
неэффективна. Наличие в породе эффективной пористости
отличает породы-коллекторы от неколлекторов. Доля
объема породы, представленная эффективными открытыми
порами, характеризуется коэффициентом эффективной
пористости Кп,эф = Кп*(1-Кво), где Кво – коэффициент
неснижаемой (остаточной) водонасыщенности.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

12. Определение пористости пластов

В нефтенасыщенном коллекторе часть эффективной пористости
представляет динамическую пористость Кп,д = Кп*(1-Кво – Кпо), где
Кпо – коэффициент остаточной нефтенасыщенности. Величина Кп,д
не является постоянной характеристикой коллектора, поскольку
Кво зависит от условий его определения (состава и физикохимических свойств нефти и вытесняющих флюидов, градиента
давления, при котором происходит вытеснение и др).
Физической основой определения разных типов пустот (видов
пористости) является различная реакция отдельных видов ГИС на
разные типы пустот.
В основе достоверного определения пористости по данным ГИС
лежат комплексные петрофизические исследования керна.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

13.

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

14. Петрофизические основы определения пористости

Петрофизической основой определения коэффициентов пористости
но материалам ГИС служат корреляционные парные или
многомерные зависимости типа «керн-керн» «керн-ГИС» между Кп
и различными геофизическими характеристиками: Рп, Ро, Δt, W, σ,
ΔJnγ, ΔJγ, αnc и др. Их устанавливают для выделенных в изучаемом
объекте литотипов пород с тем, чтобы максимально учесть состав
веществ, образующих минеральный скелет породы, тип и
распределение глинистых частиц, тип и объемы цементов,
влияние межзерновой, каверновой и трещинной емкости и
порозаполняющих флюидов - воды, нефти и газа. Для решения
классификационных задач (выделения литотипов) широко
используются данные литологического описания шлама и керна,
которое обычно проводится при ГТИ.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

15. Петрофизические основы определения пористости

Для определения пористости предпочтительно использование
петрофизических связей типа «керн-керн». При их отсутствии
используются связи типа «керн – ГИС». При их отсутствии
допускается использование различных интерпретационных
моделей (уравнений), константы которых (минералогическая
плотность, интервальное время скелета, содержание
химически связанной воды в глинах и др.) должны быть
обоснованы по результатам исследования керна.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

16.

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ТИПА «КЕРН-КЕРН»
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

17. Петрофизические связи типа «керн-керн»

Петрофизические связи «керн-керн» должны быть получены на
представленной для данного месторождения (горизонта,
залежи) коллекции образцов в условиях, максимально
приближенных или, по крайней мере, не противоречащих
условиям
измерения
используемой
геофизической
характеристики. Для нахождения основных связей
необходимо, чтобы:
а) объем выборки был обеспечен представительностью
образцов во всем диапазоне изменения фильтрационноемкостных характеристик;
б) на образцах керна должны быть сохранены коллекторские и
физические свойства пород;
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

18. Петрофизические связи типа «керн-керн»

в) в качестве насыщающей жидкости должна использоваться
пластовая вода или ее модель, представляющая собой
водный раствор хлористого натрия с концентрацией,
устанавливаемой по результатам химического анализа
пластовых вод;
г) исследования образцов глинистых, разбухающих и
разрушающихся пород должны быть выполнены при
насыщении образцов водным раствором хлористого
кальция, смеси хлористого натрия и хлористого кальция или
керосином;
д) при построении связей между Рп и Кп, Δt и Кп измерения
должны выполняться в термобарических условиях,
имитирующих пластовые.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

19. Петрофизические связи типа «керн-керн»

Количество образцов, необходимых для построения связен
«керн-керн», зависит от большого количества факторов и до
выполнения исследований априорно сколько-нибудь
надежно
не
определяется.
Правильный
характер
зависимостей устанавливается при количестве образцом,
большом 30: надежные петрофизические связи получают,
если количество использованных образцов превышает 100.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

20.

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ТИПА «КЕРН-ГИС»
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

21. Петрофизические связи типа «керн-ГИС»

Петрофизические связи типа
«керн-ГИС» получают по
результатам анализов керна и интерпретации данных ГИС в
базовых скважинах или пластопересечениях. В качестве
таких пластопересечений рекомендуются пласты, толщина
которых не менее 1,5 м.
Вынос керна из исследуемых пластов (интервалов, долблений)
– не менее 80 %; плотность анализов – не менее 3-5 на 1 м
вынесенного керна.
Значения Кп, используемые для получения связи, следует
определять в условиях, аналогичных пластовым, или
приводить к ним, если измерения выполнены при
атмосферных условиях.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

22.

СОВРЕМЕННАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИОННАЯ
МОДЕЛЬ ДРЕВНИХ ТЕРРИГЕННЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ
НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

23. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Древнейшие
терригенные
отложения
Лено-Тунгусcкой
нефтегазоносной провинции представлены сложнопостроенными
в литологическом плане породами ботуобинского, хамакинского и
талахского горизонтов. В последние годы из скважин, бурящихся
на лицензионных участках ОАО «Газпром», был отобран и
комплексно исследован в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» керновый
материал по последним современным методикам (в т.ч. и в
условиях, имитирующих пластовые давление и температуру).
Выполненные уникальные исследования керна и шлама методами
компьютерной
микротомографии,
растровой
электронной
микроскопии в шлифах пород, прокрашенных смолой, ртутной
порометрии подтвердили неравномерное распределение солей в
поровом пространстве рассматриваемых отложений.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

24. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Рассматриваемые
отложения
сложены
терригенными
породами, сформировавшимися в условиях мелкого моря.
Отложения представлены баровыми телами, сложенными
песчано-алевритовыми породами, с разнообразными
текстурами. По минералогическим признакам встречаются
песчаники как кварцевые, так и кварцево-полевошпатовые, а
по гранулометрическому составу – крупнозернистые,
среднезернистые и мелкозернистые.
Цементы также разнообразные: пойкилитовые, кальцитовые,
сульфатные, глинисто-гидрослюдистые.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

25. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

В таблице 1 приведены данные наглядно свидетельствующие о
разнообразии минералогического состава рассматриваемых
отложений.
Анализ
полученных
данных
позволил
разработать
современную научно-обоснованную интерпретационную
модель для определения по результатам геофизических
исследований скважин (ГИС) практически всех подсчетных
параметров, характеризующих фильтрационно-емкостные
свойства необычных, сложнопостроенных пород этих
возрастов.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

26. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Кварц
Микр
оклин
Орток
лаз
Ангид
ри
Кальц
ит
Долом
ит
Сидер
ит
Галит
Гидро
слюда
Каоли
нит
ботуобинский
59,2
0,0
0,0
4,6
3,9
22,6
0,0
9,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-˝-
74,6
0,0
0,0
3,7
6,9
2,2
0,0
0,0
0,4
0,0
11,6
0,0
0,0
0,0
0,6
хамакинский
84,2
0,0
1,0
2,5
0,0
4,6
1,1
0,7
0,0
5,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-˝-
89,5
0,0
2,3
1,8
0,0
3,6
0,0
0,9
0,0
0,6
0,0
0,8
0,5
0,0
0,0
-˝-
81,9
0,0
2,0
1,9
0,0
10,3
0,0
1,2
2,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-˝-
34,3
0,0
1,6
3,8
11,4
3,3
1,3
0,0
2,0
1,8
22,0
9,9
8,6
0,0
0,0
-˝-
33,6
0,0
1,1
6,7
16,7
3,6
0,2
0,0
0,0
1,0
19,6
8,4
7,1
1,9
0,1
-˝-
23,2
1,4
0,0
5,3
8,8
2,4
3,9
0,0
0,0
3,1
27,7
13
8,9
2,3
0,0
-˝-
84,3
0,0
0,0
3,3
5,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,3
3,9
2,5
0,0
0,0
-˝-
27,4
0,7
0,0
6,7
8,0
4,8
1,0
0,0
1,2
2,5
17,1
19,0
10,7
0,0
0,5
-˝-
70,6
0,0
1,8
6,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
11,3
3,9
5,6
0,2
0,0
талахский
82,9
0,0
0,0
4,3
8,8
1,9
0,0
0,9
0,0
0,5
0,7
0,0
0,0
0,0
0,0
-˝-
58,4
0,0
2,1
13,5
15,9
2,6
0,2
0,0
0,5
0,0
1,2
2,4
3,2
0,0
0,0
-˝-
78,8
2,1
0,0
5,1
10,9
1,3
1,1
0,0
0,0
0,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-˝-
66,5
0,0
0,0
3,8
18,1
1,9
2,3
0,0
0,0
0,6
6,8
0,0
0,0
0,0
0,0
-˝-
74,0
0,0
0,5
5,1
15,1
2,6
0,0
0,5
0,0
0,0
2,2
0,0
0,0
0,0
0,0
Глинистые минералы
Хлори
т
Смект
ит
Альби
т
Андез
ин
Полевые шпаты
Пирит
Горизонт
Содержание минералов, %
Соли
(карбонаты+сульфаты+хлориды
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

27. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Определение минерального состава и пористости
Сложный литологический состав исследуемых отложений
существенно влияет на физические параметры пород,
отражающие фильтрационно-емкостные свойства, а также на
петрофизические зависимости их сопровождающие.
В петрофизике наиболее простой и научно обоснованной является
связь между общей пористостью породы (Кп) и ее объемной
плотностью (δ), выражаемая семейством линейных уравнений:
δ= δм - Кп· (δм – δф)
(1)
где δм – минералогическая плотность твердой фазы горной породы,
г/см3;
δф – плотность флюида (воды, нефти, газа) в пластовых условиях,
г/см3;
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

28. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

На
рисунке 1 представлены результаты определения
пористости (Кп) и объемной плотности (δ) на сухих образцах
керна из ботуобинского (1), хамакинского (2) и талахского (3)
горизонтов одного из месторождений Лено-Тунгусской
нефтегазоносной провинции.
Шифр линий – минералогическая плотность (δм), г/см3
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

29. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

3,1
2,9
Объемная плотность, г/см3
2,7
2,5
2,3
2,1
1,9
1,7
1,5
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
Пористость, д.е.
- ботуобинский
- хамакинский
- талахский
- 3.0
- 2.9
- 2.8
- 2.7
- 2.6
- 2.5
- 2.4
- 2.3
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

30. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

На рисунке 1 видно, что рассматриваемые отложения
представлены самыми различными минералами, с
минералогическими плотностями находящимися в диапазоне
от 2,4 до 2,9 г/см3. В таком диапазоне могут находиться
породы сложенные смесью из известняка (δм=2,71 г/см3),
доломита (δм=2,87 г/см3), ангидрита (δм=2,96 г/см3),
кварцевого песчаника (δм=2,67 г/см3), кварц-полевошпатового
песчаника (δм=2,68 г/см3), галита (δм=2,1 2,3 г/см3), каолинита
(δм=2,62 г/см3), гидрослюды (δм=2,81 г/см3), хлорита (δм=2,72
г/см3), монтмориллонита (δм=2,2 г/см3) и других минералов.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

31. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Информация, представленная на рисунке 1, свидетельствует об
отсутствии для рассматриваемых отложений двумерных
статистических зависимостей δ=f(Кп) и нецелесообразности
использования при определении одного из основных подсчетных
параметров – общей пористости, только данных об объемной
плотности пород, получаемых при плотностном гамма-гамма
каротаже (ГГКП), не определив предварительно достоверного
значения минералогической плотности пород δм.
Для
рассматриваемых
пород
практическое
применение
регистрируемых при ГГКП значений объемной плотности,
возможно
только
после
достоверного
определения
минералогической плотности пород-коллекторов сложного
литологического состава. Установить величину δм можно, зная
содержание в породе тех или иных минералов.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

32. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Для расчета минералогической плотности таких пород в общем
виде допустимо применение формулы:
δ=δмкв.п Скв.п + δмпш.п Спш.п + δмгалит Cгалит+ δмгидрослюда Сгидрослюда +
δмкаолинит Скаолинит + δмхлорит Схлорит + δммонтмориллонит Смонтмориллонит
+ δм. . . С. . .
(2)
где δм – минералогическая плотность исследуемых пород, в
составе которых кварцевые песчаники, галит, гидрослюда,
каолинит, хлорит, монтмориллонит или другие минералы,
г/см3;
С – содержание в породе этих минералов, д.ед..
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

33. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Сложный и разнообразный минеральный состав породколлекторов рассматриваемых отложений определяет также
отсутствие двухмерных связей между общей пористостью и
нейтронными свойствами, ее контролирующими.
Нейтронные свойства горных пород в общем виде отражают их
общую пористость через водородосодержание. В работах
показано, что зависимости типа Jнк=f(Кп) для пород с
различным минеральным составом будут разными. Такие
зависимости были рассчитаны еще в 70-е годы прошлого
века методами Монте-Карло.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

34. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Влиянию на показания нейтронных методов находящихся в
породах-коллекторах солей (галита) в предыдущие годы
особо внимания не уделялось. К решению этой задачи в
ООО«Нефтегазгеофизика» приступили лишь в последние
годы.
Полный объем интерпретационного обеспечения нейтронных
методов исследований представлен в программном пакете
«LOGTOOLS». Для разработки научно-обоснованных
интерпретационных моделей приведенных в пакете
расчетов
достаточно,
поэтому
специальные
петрофизические исследования нейтронных характеристик
на керне рассматриваемых отложений как правило не
проводились.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

35. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

При разработке комплексной интерпретационной модели для
оценки минерального состава, допустимо использование
поправок в скелетное водородосодержание принимаемого в
расчетах в качестве основного литотипа – известняка
(равное нулю) следующих данных: для доломита (от 0 до
минус 0,07 д.е.), ангидрита (от 0 до минус 0,01 д.е.),
кварцевого песчаника (от 0,02 до 0,07 – в среднем 0,05 д.е.),
кварц-полевошпатового песчаника (от 0,01 до 0,03 д.е.),
галита (соли) – 0,07 д.е., каолинита – 0,4, гидрослюды – 0,19,
хлорита – 0,35, монтмориллонита – 0,42 д.е. в зависимости от
модификации применяемых нейтронных методов каротажа.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

36. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Третьим физическим свойством горных пород, зависящим
напрямую от пористости и минерального состава, является
скорость распространения в них продольных волн (или
величины ей обратной – интервального времени (∆t).
На рисунке 2 приведены результаты определения на образцах
керна ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов
в условиях, имитирующих пластовые давления (Рпл) и
температуры (to).
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

37. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

300
Интервальное время, мкс/м
280
260
240
220
200
180
160
140
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
Пористость, д.е.
- ботуобинский
- талахский
известняк
каолинит
гидрослюды
- хамакинский
доломит
кварцевый и кварц-полевошпатовый песчаники
галит
хлорит
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

38. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Приведенные на рисунке 2 линии соответствуют породам
различного минерального состава: кварцевого песчаника (1),
кварц-полевошпатового песчаника (2), известняка (3),
доломита (4.), глин, представленных каолинитом (5),
гидрослюдой (7), хлоритом (8), галитом (солью) (6).
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

39. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Все эти линии построены на основе данных, опубликованных в
отечественной и зарубежной литературе, в которых
считается, что наиболее приемлемыми для работы
являются наиболее простые линейные зависимости ∆t=f(Кп),
выражаемые формулой:
∆t=∆tск(1-Кп)+∆tж·Кп,
(3)
где ∆tск – интервальное время продольной волны в
идеализированной породе, мкс/м;
∆tж – интервальное время продольной волны в жидкости,
заполняющей поровое пространство.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

40. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Научно-обоснованной интерпретационной моделью может быть
только комплексная модель, в которой для определения
емкостных свойств и литологического состава обязательно
использование как минимум трех вышеприведенных параметров –
объемной плотности
(δ),
водородосодержания (ω)
и
интервального времени пробега продольной волны (∆t).
Установление литологического состава по данным трех физических
параметров осуществляется по рекомендованным параметрам
М=0,01·(∆tж ∆t)/(δ–δж) и N=(ωж–ω)/(δ–δж), в которых влияние
пористости на физические параметры сводятся к минимуму в
результате деления одного физического параметра, зависящего от
пористости и литологического состава пород, на другой.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

41. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

В графическом варианте для определения минеральных
компонент полиминеральных пород строятся графики
(кроссплоты) “М-N”, в которых в качестве ∆t, δ и ω
используются значения ∆tск, δм и ωск.
На рисунке 3 показан кроссплот (М-N), построенный по данным
приведенным в таблице 2 для различных литотипов пород,
встречаемых в рассматриваемых отложениях.
Для других значений, характеризующих физические свойства
флюидов, насыщающих поровое пространство (например –
водой с δж = 1 г/см3 и ∆tж = 580 мкс/м) кроссплоты “М–N” по
своему виду будут такими же, но сдвинутыми по осям.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

42. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Параметры
Порода
∆tж,
∆tск,
δж,
мкс/м мкс/м г/см3
1
δм,
г/см3
ωж,
д.е
ωск,
д.е
М
N
2
3
4
5
6
7
8
9
кварцевый песчаник
560
165
1,2
2,67
1
+0,045
2,69
0,65
кварц-полевошпатовый
песчаник
560
165
1,2
2,68
1
+0,02
2,67
0,66
галит
560
220
1,2
2,25
1
+0,08
3,24
0,923
каолинит
560
217
1,2
2,62
1
+0,6
2,42
0,28
гидрослюда
560
251
1,2
2,81
1
+0,55
1,92
0,28
хлорит
560
234
1,2
2,72
1
+0,6
2,15
0,26
известняк
560
155
1,2
2,71
1
0
2,68
0,66
доломит
560
142
1,2
2,87
1
-0,035
2,50
0,62
ангидрит
560
171
1,2
2,96
1
-0,005
2,21
0,57
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

43. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

44. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Для литологически неоднородных пород, расчетные значения М и N
рассеиваются вокруг линий (например, вблизи линий «кварцевый
песчаник – галит», «кварц-полевошпатовый песчаник – галит»,
«кварцевый песчаник – глины» и т. п. Это связано с неучетом
третьего, четвертого, пятого и других факторов таких как наличие
газа в поровом пространстве, а также нахождением в породе,
кроме двух минералов, связанных этими линиями, других,
имеющих иные физические свойства. в рекомендуемой
комплексной
интерпретационной
модели
главным
предназначением
кроссплота
является
количественное
определение содержания в составе основных породообразующих
минералов (кварцевого или кварц-полевошпатового песчаников),
галита или глинистых компонент (каолита, гидрослюды, хлорита
или их смесей). В первом приближении это можно сделать, разбив
литологические диапазоны на равные части.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

45. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Установив содержание среди породообразующих минералов иных
минералов рассчитывается минералогическая плотность породы
– δм по формулам подобным нижеследующим:
δм = δмNaCl ·СNaCl + δм кв п· (1- СNaCl)
δм = δм гл ·Сгл + δкв.п· (1- Сгл),
где δмNaCl – минералогическая плотность галита, г/см3;
δм гл – минералогическая плотность глинистых минералов, г/см3;
δм кв п – минералогическая плотность кварцевых песчаников, г/см3;
СNaCl – содержание галита, д.е.;
Сгл – содержание глинистых минералов, д. е.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

46. Современная интерпретационная модель древних терригенных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Установив минералогическую плотность пород сложного
литологического состава, общая пористость рассчитывается
по формуле:
Кп = (δм – δ)/ (δм – δж).
(5)
При отсутствии данных об объемной плотности, получаемых
при проведении ГГКП, определение пористости по
результатам исследований АК или НК будет осуществляться
менее достоверно, поскольку значения ∆tск и ωск для таких
пород нося условный характер.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

47.

В России (да и за рубежом тоже) разработаны различные методические
руководства, рекомендации, указания и т.п. по определению емкостных
свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин.
Среди них
Министерство геологии СССР
Научно-производственное объединение „Союзпромгеофизика"
Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский
институт геофизических методов исследований,
испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин (ВНИГИК)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЁМКОСТНЫХ СВОЙСТВ
И ЛИТОЛОГИИ ПОРОД
В РАЗРЕЗАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ПОДАННЫМ РАДИОАКТИВНОГО
И АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА
(наставление по интерпретации с комплектом палеток)
Калинин,1984
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

48.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ
НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

49. Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности

Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности Кнг,
пород-коллекторов реализуется по данным исследования
керна и ГИС. Обоими способами определяется водо- (Кв), а не
нефтегазонасыщенность. Поэтому будем рассматривать
вопросы
определения
именно
водонасыщенности
коллекторов, т.к. Кнг = 1-Кв. В связи с существенно меньшей
освещенностью разреза данные исследования керна
применяются в качестве петрофизической основы
интерпретации материалов ГИС и для обоснования
достоверности определения Кнг, по этим материалам.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

50. Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности

Термин
Коэффициенты флюидонасыщенности:
водонасыщенности,
нефтенасыщенности,
нефтегазонасыщенности,
газонасыщенности
Обозначение
русск.
межд.
kв
kн
kнг
kг
Sw
So
Sh
Sg
Коэффициент текущей нефтегазонасыщенности
Коэффициент
остаточной водонасыщенности,
нефтенасыщенности,
газонасыщенности
Граничное (критическое) значение
коэффициента флюидонасыщенности:
нефтенасыщенности,
водонасыщенности,
газонасыщенности
kво
kно
kго
kн.кр
kв.кр
kг.кр
Swr
Sor
Sgr
Определение
Доля объема открытых пор, занятых
данным флюидом
Доля объема открытых пор, занятых
данными флюидами в процессе их
выработки вытесняющим флюидом в
текущий момент эксплуатации
месторождения
Предельное значение коэффициента
флюидонасыщенности, ниже которого
фильтрация данного флюида
невозможна
Коэффициент флюидонасыщенности,
при котором относительная
проницаемость для другого флюида,
насыщающего пласт, становится
близкой к нулю
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

51. Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности

По
данным исследования керна остаточная водонасыщенность Кво
определяется прямым и косвенными способами. Прямые определения Кво
проводятся на герметизированном керне из скважин, пробуренных на
безводных ПЖ. Исследование керна таких скважин позволяет достоверно
определить водонасыщенность в зоне однофазной фильтрации нефти
(газа).
При исследовании прямыми методами керна из скважин, пробуренных с
применением ПЖ на водной основе, определяется остаточная
нефтенасыщенность Кпо. Считается, что при бурении скважины в процессе
проникновения водного фильтрата ПЖ реализуются процессы, близкие к
заводнению. В этом случае по результатам измерения содержания нефти в
керне может быть оценена остаточная нефтенасыщенность и, при
известной начальной нефтенасыщенности Кп, коэффициент вытеснения
Квыт=(Кп-Кно)/Кп. Прямые определения остаточной нефтенасыщенности
необходимы также для определения газонасыщенности Кг газовых
(газоконденсатных) залежей, т.к. в общем случае газонасыщенность
определяется как Кг=1-Кв-Кно.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

52. Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности

При использовании косвенных методов определяется остаточная
(неснижаемая) водонасыщенность Кво, т.е. моделируется процесс
формирования залежи УВ, методом центрифугирования или
капилляриметрии (полупроницаемой мембраны).
При определении нефтегазонасыщенности по данным ГИС основным
методом является электрический или электромагнитный каротаж.
Определение реализуется при наличии информации об удельном
электрическом сопротивлении пласта рп и пластовой воды рв и
петрофизической основы метода связей типа «керн-керн» Рп – Кп
и Рн – Кв. Ясно, что точность определения Кв по этому методу
зависит от надежности определения перечисленных параметров.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

53. Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности

Другим вариантом методики является использование связей типа «кернГИС» удельного электрического сопротивления пласта ρп и объемной
влажности Wв = Кп*Кв; последняя определяется по керну из скважин на
безводных ПЖ. Преимуществом этого варианта является отсутствие
необходимости определения ρп, однако и использование методики
возможно только тогда, когда есть уверенность, что минерализация воды
изучаемого объекта такая же, как и для объекта, но которому построена
связь ρп – Wв.
Известны способы определения нефтегазонасыщенности и по другим
методам.
Для многих сложнопостроенных в геологическом плане газонасыщенных
месторождений подобные характерные связи не всегда имеют место.
Покажем это на примере уже упоминавшихся древних отложений ЛеноТунгусской нефтегазоносной провинции.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

54.

Оценка характера насыщения и
определение коэффициентов
насыщенности древних отложений
Лено-Тунгусской нефтегазоносной
провинции
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

55. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Оценка характера насыщения коллекторов заключается в
разделении их на водоносные и газонефтесодержащие,
установлении типа насыщающих углеводородов и
возможностей получения притоков газа или нефти.
Определение
коэффициентов
насыщенности
породколлекторов, как правило, реализуется по данным
исследования керна и ГИС. Информация, получаемая при
исследовании керна необходима, в первую очередь, для
разработки
научно-обоснованной
интерпретационной
модели.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

56. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Наиболее распространенные интерпретационные методики определения
насыщенности коллекторов основаны на использовании данных
электрического
и
электромагнитного
каротажа.
В
качестве
петрофизической основы чаще всего используются традиционные связи
относительного сопротивления (ρп=ρп/ρв) от пористости (Кп) и
коэффициента увеличения сопротивления (ρн=ρп/ρвп) от коэффициента
водонасыщенности (Кв). Здесь ρвп, ρп, ρв – удельное электрическое
сопротивление продуктивного пласта, пласта полностью насыщенного
водой и воды.
Для рассматриваемых пород ботуобинского, хамакинского и талахского
горизонтов единой двухмерной зависимости, выражаемой степенной
функцией ρп=Кп-п, не наблюдается. По результатам выполненных в
ООО«Газпром ВННИГАЗ» петрофизических исследований в условиях,
имитирующих пластовое давление (Рпл, МПа), температуру (tпл, оС),
подобные зависимости имеют виды, приведенные на рисунке 4.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

57. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Ботуобинский горизонт
Талахский горизонт
1000
Хамакинский горизонт
1000
1000
Рп=3,36Кп-1,36
для 0,001>Кп>0,085
Рп=23,3Кп-0,81
для 0,02>Кп>0,07
100
100
10
Рп=ρвп/ρв
Рп=ρвп/ρв
Рп=ρвп/ρв
100
10
10
Рп=Кп-1,87
для 0,085<Кп<0,25
Рп=Кп-1,76
для 0,02<Кп<0,2
Рп=Кп-2
для 0,07<Кп<0,2
1
0,01
1
1
0,1
Кп, д.е.
1
0,01
0,1
Кп, д.е.
1
0,01
0,10
1,00
Кп, д.е.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

58. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Для рассматриваемых горизонтов зависимости РП=f(Кп) различны, как
для пород-коллекторов, так и для пород-неколлекторов. Эти
различия связаны, в первую очередь, с разными литологическими
составами отложений, слагающих эти горизонты, серьезно
влияющими на структуру порового пространства.
Нет и единой научно-обоснованной зависимости Рн=f(Кв) для
рассматриваемых отложений. Наглядным подтверждением этому
являются приведенные на рисунке 5 ареалы распределения
параметра насыщения (Рн) и коэффициента водонасыщенности
(Кв),
полученные
при
моделировании
остаточной
водонасыщенности
при
исследовании
керна
методом
центрифугирования (области I, II) и методом капилляриметрии
(область III).
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

59. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

1000
Pн
100
10
1
0,01
0,1
Кв
1
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

60. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Основной причиной отсутствия обоснованных двумерных
зависимостей Рн=f(Кп) для рассматриваемых отложений является
их очень сложный литологический состав, существенно влияющий
на
фильтрационно-емкостные
свойства
(проницаемость,
пористость, остаточная водонасыщенность и т.п.). Для таких
пород нет простых двухмерных корреляционных связей типа
Кпр=f(Кп), Кпр=f(Кво), Кп=f(Кво) и т.п.
Для пород сложного литологического состава определения
коэффициентов насыщенности рекомендуется использовать
многомерную связь между относительным сопротивлением и
объемной влажностью, которая связана с коэффициентом
удельного нефтегазонасыщения
соотношением. В зоне
предельного нефтегазонасыщения коллекторов.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

61. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Для достоверного определения коэффициентов насыщенности
предлагается многомерная зависимость построенная по
результатам исследования керна отобранного в скважинах,
бурящихся на безводных ПЖ с нефтяной основой. На таком
керне определяется сохраненная естественная остаточная
водонасыщенность,
а
не
моделируется
методом
центрифугирования или капилляриметрии.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

62. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

На рисунке 6 приведена палетка, построенная по вышеприведенной
зависимости, на которую нанесены результаты определения на
керне физических (ρп, ρв) и коллекторских (Кп, Кво, Кпэф) свойств
рассматриваемых отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной
провинции, дифференцированные по классам пористости: 0-0,025;
0,025-0,05; 0,05-0,015; 0,015-0,1; … 0,15-0,20 д.е.
В общем виде результаты исследования керна подтверждают
возможность
использования
предлагаемой
многомерной
зависимости и для рассматриваемых отложений, несмотря на то,
что
принимать
результаты
моделирования
остаточной
водонасыщенности в качестве истинных некорректно, в связи с
отсутствием исследований на керне, сохраняющем естественное
состояние остаточной водонасыщенности (отбираемом на ПЖ с
нефтяной основой).
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

63. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

10000
I
Рo=ρп/ρв
1000
100
III
II
10
0
0,02
0,04
0,06
0,08
- ботуобинский
0,1
Кпэф, д.е
- хамакинский
0,12
0,14
0,16
0,18
0,2
- талахский
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

64. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Возможность и необходимость применения именно такой
зависимости подтверждается также тем, что такой вид
многомерной зависимости имеет ряд преимуществ перед широко
применяемыми стандартными двухмерными зависимостями. При ,
значения
будут соответствовать параметру пористости
и
отражать зависимость. Приведенная выше многомерная
зависимость преобразуется в усредненную двухмерную и ее
можно применять на практике, но только в ограниченном
диапазоне от 0,05 до 0,25 д.е. (область III на рисуноке 6).
В области низких значений (характерных для зон предельного
насыщения) значения
будут приближаться к величинам
пористости , не достигая этих значений (область I на рисунке 6).
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

65. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Для продуктивных пластов, залегающих в не зонах
предельного насыщения точки, соответствующие и будут
располагаться в зонах соответствующих своему классу
пористости (область II на рисунке 6).
Исходя из вышеизложенного, для рассматриваемых отложений
определение рекомендуется проводить по формуле:
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

66. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Результаты исследования проб пластовой воды из
рассматриваемых
горизонтов,
выполненные
в
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» показали, что в основном воды
являются рассолами хлоркальциевого типа с общей
минерализацией 360-370 г/л и плотностью 1,22-1,24 г/см3.
Состав воды хлоридный, натриево-кальциевый и по
классификации В.А. Сулина относится к хлоркальциевому
типу. Рассолы высокометаморфизованы. Преобладают
ионы кальция и хлора.
Рассчитываемое удельное электрическое сопротивление в
пластовых условиях таких вод будет соответствовать 0,0430,045 Ом∙м.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

67. Оценка характера насыщения и определение коэффициентов насыщенности древних отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

На современном этапе развития геофизики оценка характера
насыщенности коллекторов состоит из разделения их на
водоносные и нефтегазосодержащие, установление типа
насыщающих углеводородов (газ, нефть) и оценку
возможности получения притоков нефти или газа. В общем
случае в пределах газовых и нефтяных залежей выделяются
зоны с однофазной фильтрацией газа, с двухфазной
фильтрацией газа и нефти, с однофазной фильтрацией
нефти, с двухфазной фильтрацией нефти и воды и с
однофазной фильтрацией пластовой воды.
Определение по результатам геофизических исследований скважин основных
фильтрационно-емкостных свойств газо, нефте и водонасыщенных пластов

68.

Назначение геофизических
исследований скважин при
геологическом изучении
Спасибо за внимание!
нефти и газа
Профессор,
Доктор геолого-минералогических наук
В.Г. Фоменко