Опробование методов определения проницаемости терригенных пластов по удельному сопротивлению пород (На Ромашкинском месторождении.)
М.С. Астафьева, И.М. Климушин, Р.Б. Хисамов
Для правильной и эффективной разработки нефтяных месторождений очень важно знать проницаемость пород. Для ее определения из-за недостаточного отбора и выноса керна (например, на Ромашкинском нефтяном месторождении только 15% скважин было пробурено с отбором керна) широко используются геофизические методы.
Нефтепромысловые управления Татарского совнархоза применяют различные геофизические методы определения коллекторских свойств, разработанные отдельными авторами и организациями, что не позволяет дать общую характеристику коллекторских свойств площадей и Ромашкинского месторождения в целом.
Для создания единого метода определения проницаемости терригенных отложений девона на Ромашкинском месторождении Лабораторией нефтепромысловой геологии ТатНИИ были опробованы существующие методы оценки проницаемости нефтеносных пластов по их удельному сопротивлению (методы треста Татнефтегеофизика, Л.П. Долиной, а также метод С.А. Султанова и В. М. Добрынина).
Несколько ранее тематическая партия 17/57 треста Татнефтегеофизика опробовала метод Л.П. Долиной и метод С.А. Султанова и В.М. Добрынина, получив для первого из них среднюю относительную погрешность ± 34,5%, а для второго ± 29,5%. Одновременно эта партия предложила свой метод определения проницаемости нефтеносных пластов по удельному сопротивлению, оценивая среднюю относительную погрешность его 25,7%.
Нами был исследован 81 пласт (в 68 скважинах). По пластам, охарактеризованным не менее чем тремя образцами, подсчитывались среднеарифметические величины проницаемости с учетом особенностей пласта. Проницаемость определялась по удельному сопротивлению лишь для пластов со сравнительно однородным литологическим составом. При определении проницаемости по методу треста Татнефтегеофизика и методу С.А. Султанова и В.М. Добрынина использовалась величина пористости, вычисленная по методу тематической партии 17/57. Средняя относительная ошибка определения проницаемости рассчитывалась по формуле:
Где Кпрм- проницаемость по одному из методов, Кпрг - проницаемость по керну.
Метод Г.С. Морозова не опробовался, так как, судя по литературным данным, он имеет наиболее высокие погрешности [1, 2].
Ниже и на рис. 1 приведено распределение средней относительной погрешности определений по керну по методу Л.П. Долиной.
Из рис. 1 и таблицы видно, что основная масса точек падает в предел ошибки 0-30%. Наибольшее число точек с погрешностью не более ±30% наблюдается при определении проницаемости методом Л.П. Долиной (56,8% от общего количества точек), наименьшее - по методу треста Татнефтегеофизика (39,5).
Кроме того, метод треста Татнефтегеофизика дает заниженные величины проницаемости по сравнению с данными, полученными по керну.
Разброс точек объясняется детальностью характеристики пласта по керну, особенностями методов и строения пласта, а также положением его в разрезе скважины.
Сопоставляя результаты опробования, можно отметить, что при больших удельных сопротивлениях пласта (более 100 омм) все методы дают сравнительно небольшие погрешности (порядка ±15-25%) и заниженные величины проницаемости для низкоомных пластов (rп < 40 омм). Большая относительная ошибка в таких условиях наблюдается при определении методом треста Татнефтегеофизика (d = ± 50-86%).
В пластах мощностью более 6 м рассматриваемые методы дают удовлетворительные результаты. В пластах же мощностью меньше 2 м ошибка в определении проницаемости по всем методам возрастает до 70%. Влияние ограниченной мощности пласта сказывается в систематическом занижении амплитуды ПС и пористости, что ведет к заниженной оценке проницаемости. Ограниченная мощность пласта особенно сильно влияет на определение проницаемости методом треста Татнефтегеофизика.
Общепризнано, что опробовать электрометрические методы исследований следует по пластам, изученным по керну наиболее детально, что характеризуется отношением количества исследуемых образцов керна к величине мощности пласта (n/h).
Большинство скважин, в которых изучался керн, имеет отношение n/h = 0,5 -3; более детально (n/h > 3) исследованы лишь единичные скважины.
В литературе [2] отмечалось, что методы определения проницаемости по удельному сопротивлению применимы только к пластам (или их частям), расположенным значительно выше ВНК. Однако степень влияния близости ВНК на погрешность определения проницаемости по удельному сопротивлению уловить не удалось. Во всяком случае по опробованным методам систематического занижения проницаемости пласта при приближении его к ВНК не наблюдается. Как справедливо указывает Л.П. Долина [1], возможность определения проницаемости по удельному сопротивлению должна устанавливаться в каждом отдельном случае в зависимости от положения ВНК и особенностей пласта.
В результате сравнения различных геофизических методов опробования керна установлено, что значительные погрешности по всем методам возникают в пластах ограниченной мощности, так как удельное сопротивление таких пластов устанавливается неточно. Требуется дальнейшее усовершенствование метода определения проницаемости нефтеносных пластов по удельному сопротивлению.
На практике рекомендуется применять метод Л.П. Долиной, позволяющий определять проницаемость нефтеносных пластов по их удельному сопротивлению.
ЛИТЕРАТУРА
1. Долина Л.П. Определение пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по геофизическим данным и опыт использования их для подсчета запасов нефти. Тр. ВНИИ, вып. XX, 1959.
2. Комаров С.Г., Кейвсар 3.И. Определение проницаемости нефтеносных пластов по удельному сопротивлению. Прикладная геофизика, вып. 19, 1958.
ТатНИИ
|
Относительная ошибка, % |
Методы |
|||||
|
Л.П. Долиной |
С.А. Султанова и В.М. Добрынина |
треста Татнефтегеофизика |
||||
|
количество скважин |
а |
количество скважин |
а |
количество скважин |
а |
|
|
До 10 |
22 |
27,2 |
14 |
17,3 |
13 |
16,1 |
|
10-20 |
13 |
16,1 |
14 |
17,3 |
12 |
14,8 |
|
20-30 |
11 |
13,5 |
15 |
18,5 |
7 |
8,6 |
|
Всего до 30 |
46 |
56,8 |
43 |
53,1 |
32 |
39,5 |
|
30-40 |
13 |
16,1 |
11 |
13,5 |
13 |
16,1 |
|
40-50 |
10 |
12,3 |
12 |
14,8 |
7 |
8,6 |
|
Более 50 |
12 |
14,8 |
15 |
18,5 |
29 |
35,8 |
|
Всего 30% и более |
35 |
43,2 |
38 |
46,9 |
49 |
60,5 |
Примечание, а - процент скважин, попадающих в интервал изменения относительной ошибки, от общего количества исследуемых скважин.
Рисунок Сопоставление проницаемости, определенной по керну, с проницаемостью, определенной по параметру Рн (метод Л.П. Долиной).
