Определение проницаемости нефтеносных и водоносных пластов по ПС
Н.В. Вилков
Определение проницаемости водонефтенасыщенных песчаных коллекторов девона в скважинах по удельному сопротивлению основано на использовании зависимости между коэффициентами увеличения сопротивления и проницаемости породы.
Широкое промышленное опробование этой методики, выполненное рядом исследователей на месторождениях западной Башкирии и юго-восточной Татарии, показало, что средние ошибки при определении коэффициента проницаемости могут достигать значительной величины (более 50%).
Такая погрешность в определении проницаемости по БКЗ определяется погрешностью в оценке коэффициента нефтенасыщенности.
Исходным для оценки коэффициента нефтенасыщенности является коэффициент увеличения сопротивления, который определяется с малой точностью (погрешность достигает 50%). Это связано с тем, что точность определения удельного сопротивления по данным БКЗ невелика (20-30%). Мала также и точность определения удельного сопротивления пласта при 100%-ном заполнении его пор водой.
Автор настоящей статьи на основании сопоставления данных о средней проницаемости нефтеносных и водоносных пластов девонских отложений западной Башкирии и юго-восточной Татарии с данными пористости, определенной по ПС против этих пород, установил зависимость между ними (рис. 1 и 2).
Общий характер приведенных зависимостей прослеживается на приведенных графиках вполне удовлетворительно, несмотря на имеющийся разброс точек. Этот разброс объясняется в основном погрешностями определения глубин при отборе керна и неправильной ориентировки его, литологической неоднородностью пластов, низким качеством изучения физических свойств горных пород, а также другими причинами.
Оценка характера приведенных зависимостей показывает, что между пористостью пластов, определенной по ПС [1], и средней проницаемостью пластов девона существует вполне удовлетворительная связь. Это обстоятельство открывает возможность оценки проницаемости нефтеносных и водоносных пластов по данным параметра ПС.
При разработке способа определения проницаемости пластов по ПС были использованы данные изучения кернов по 130 скважинам (134 пластам) западной Башкирии и 101 скважине (109 пластам) юго-восточной Татарии.
Так как в разных скважинах из пластов брали не одинаковое число образцов и делали различное число определений проницаемости по ним, то значения проницаемости, полученные по большому числу определений, более точны и более соответствуют фактической проницаемости, чем значения, полученные при малом числе определений.
Подсчитывая среднюю погрешность, мы условно приняли, что при числе определений проницаемости по керну выше четырех значение проницаемости получается достаточно близким к фактическому и «вес» разности между значениями проницаемости, определенными по ПС (КпрПС) и данным кернового анализа (КпрК), в этом случае равен единице. При трех, двух и одном определении «веса» разности КпрПС-КпрК считали соответственно равными 0,85, 0,70 и 0,5.
Степень полноты исследования проницаемости выделенных пластов по керну характеризуется табл. 1 и 2.
Из табл. 1 следует, что около 80% исследованных пластов по Туймазинскому и 75% по Ромашкинскому месторождениям представлены четырьмя и большим числом определений.
Из табл. 2 видно, что в среднем один образец характеризует 1,2 м исследованного пласта по Туймазинскому и 1,03 м по Ромашкинскому месторождениям.
Результаты сопоставления определения проницаемости пластов по предлагаемому способу с данными исследования кернов приведены в табл. 3.
Данные, приведенные в табл. 3, показывают, что около 70% из числа изученных пластов дали расхождение в величине проницаемости в среднем 15% и около 95% расхождение в пределах 27%.
Точность определения проницаемости по ПС снижается в следующих случаях: а) пласты литологически неоднородны; б) малая мощность пластов (меньше 1,5 м); в) низкое качество кривых ПС.
Недостатком метода определения проницаемости пластов по диаграммам ПС является слабый наклон кривых Кпр =F(m) (см. рис. 1 и 2) в области значений проницаемости, превышающих 600 миллидарси.
Учитывая, что определение проницаемости по керну тоже вносит некоторые погрешности, можно заключить, что способ определения проницаемости по ПС по сравнению с другими известными методами определения проницаемости пластов должен давать более надежные результаты. Подтверждением этому могут служить приведенные ниже данные опробования существующих методик определения проницаемости пластов при помощи параметров КС и ПС, выполненные для одних и тех же скважин и пластов в тресте Татнефтегеофизика по материалам Туймазинского (табл. 4) и Ромашкинского (табл. 5) месторождений.
Таким образом, проверка методик определения проницаемости пластов показывает, что определение проницаемости пластов по ПС дает наилучшие результаты.
Для выяснения возможности применения метода определения проницаемости пластов по диаграммам ПС в других районах необходимо специальное исследование с целью определения характера зависимости Кпр = F(m).
ЛИТЕРАТУРА
Вилков Н.В. Опыт определения пористости по параметру ПС. Геология нефти, 1958, № 12.
Трест Татнефтегеофизика
Таблица 1
|
Месторождение |
Общее число изученных пластов |
Показатели |
||||
|
Туймазинское |
134 |
|
2 |
3 |
4 |
>4 |
|
|
13 |
16 |
19 |
86 |
||
|
Ромашкинское |
109 |
1 |
2 |
3 |
4 |
>4 |
|
1 |
22 |
5 |
13 |
63 |
||
Примечание. В числителе указано число определений КпрК по керну, в знаменателе - число случаев (пластов).
|
Месторождение |
Общее число исследованных образцов |
Мощность исследованных интервалов, м |
|
Туймазинское |
1111 |
1389 |
|
Ромашкинское |
689 |
719 |
|
Расхождение проницаемости, определенной по ПС и по керну, % |
0-10 |
10-20 |
20-30 |
30-40 |
40-50 |
50-60 |
60-70 |
70-80 |
80-90 |
90-100 |
|
Число определений |
70 |
55 |
41 |
31 |
16 |
12 |
10 |
5 |
2 |
1 |
|
Число определений, % от общего числа изученных пластов |
28,8 |
23,6 |
16,9 |
12,8 |
6,6 |
4,9 |
4,1 |
2 |
0,8 |
0,4 |
|
Автор методики |
Число исследованных пластов |
Погрешность определения проницаемости, % |
Число отклонений, превышающих 100% |
|
|
средняя |
максимальная |
|||
|
Г.С. Морозов |
70 |
64 |
345 |
9 |
|
Л.П. Долина |
70 |
54 |
308 |
6 |
|
Н.В. Вилков |
70 |
30 |
220 |
2 |
|
Автор методики |
Число исследованных пластов |
Погрешность определения проницаемости, % |
Число отклонений, превышающих 100% |
|
|
средняя |
максимальная |
|||
|
Г.С. Морозов |
62 |
33 |
148 |
4 |
|
Л.П. Долина |
62 |
37 |
221 |
3 |
|
Н.В. Вилков |
62 |
29 |
100 |
1 |
Рис. 1. Зависимость проницаемости песчано-глинистых отложений девона западной Башкирии от их пористости, определенной по ПС.
Рис. 2. Зависимость проницаемости песчано-глинистых отложений девона юго-восточной Татарии от их пористости, определенной по ПС.
