IX Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2017

Целью работы является выделение коллекторов, оценка фильтрационно-ёмкостный свойств и оценка характера насыщенности, с целью рекомендаций продуктивных интервалов к перфорации. В работе рассматривалась скважина Тимано-Печорской провинции сложенная терригенными коллекторами.

Рисунок 1 – комплекс методов ГИС

Качество записи каротажа, в основном, хорошее. В целом выполненный комплекс позволяет с необходимой точностью выделить эффективные толщины, фильтрационно-ёмкостные свойства определить характер их насыщенности. Выделение коллекторов осуществлялось по качественным признакам, а именно (рисунок 1):

1. уменьшенный диаметр на диаграммах кавернометрии относительно номинального диаметра скважин;

2. средние значения НГК;

3. низкие значения интенсивности гамма-излучения.

Задача выделения коллекторов и оценка характера их насыщенности имеет огромное значение, поскольку неверное определение характера насыщенности, т.е. выделение водонасыщенного пласта в качестве нефтеносного, вносит погрешности при подсчёте запасов, искусственно завышает значения.

Пористость была рассчитана методом 2-х опорных пластов по НГК (см. рисунок 1). Для выделения коллекторов использовался количественный критерий граничное значение пористости, равное 7% (по частности месторождения), использовалось в случае, когда возникала неоднозначность в выделении коллекторов по прямым качественным признакам, при неполном комплексе ГИС и сомнении в качестве диаграмм.

В разрезе выделяются пласты с низкими УЭС, а по испытаниям интервалы характеризуются как нефтенасыщенные. Для установления ВНК используется м-д нормализации. Способ основан на перестроении в изображении кривых, отражающих сопротивление БК и пористость НГК в едином масштабе. При нормировании, кривых БК и НГК по пористости кривую БК перестраивают в логарифмический масштаб НГК, для чего модули (коэффициенты) перестроения выбирают таким образом, чтобы кривые должны совпадать на глинистых пластах, в опорных водоносных пластах, а в нефтенасыщенном интервале показания должны расходиться.

После проведения качественной и количественной интерпретации, я рекомендую интервалы для перфорации: 2691,5-2697; 2698-2705 м (см. рисунок 1).

Библиографический список:

1. Программно-методическая система «ГИС-эффект»

2. Обработка и интерпретация данных промысловых геофизических исследований на ЭВМ: Справочник/ Н.Н. Сохранов, С. М. Аксельрод, С. М. Заунделевич, И.М. Чуринова. Под ред. Сохранова. – М.: Недра, 1989. – 240 с.

Код для цитирования: Скопировать