|
УДК 5539.82:553.048 |
Определение погрешности в оценке линейных запасов нефти и газа слоистых коллекторов
Г.К. ЛОГОВСКАЯ, Е.А. САРКИСОВА (ЮжВНИИгеофизика)
Для оценки линейных запасов нефти и газа в пласте по результатам интерпретации материалов ГИС определяются эффективная толщина пластов Нэф, коэффициент пористости Кп и коэффициент нефтегазонасыщенности Кнг. Эти величины входят в расчетную формулу подсчета запасов объемным методом в виде произведения и соответствуют условиям чистых коллекторов.
Для неоднородных
слоистых коллекторов коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности должны
определяться для прослоев коллекторов, а эффективная толщина всего пласта
представлять сумму их толщин, или 
, где Сгл - относительная слоистая
глинистость пачки, Спл - относительная толщина плотных прослоев в
пачке.
Однако в связи с трудностями в определении параметров прослоев коллекторов ряд авторов рекомендует находить их усредненные значения по пачке в целом, учитывая в то же время общую толщину пачки, т. е. приравнивая произведения:
При этом предполагается, что общая ошибка от такой замены либо вовсе отсутствует, либо так невелика, что может не приниматься во внимание. Вместе с тем, интересно определить величину погрешности, обусловленной подобным подходом при различных геологических условиях. Для этого были проведены следующие расчеты.
Для пачки с
прослоями коллекторов определенной пористости Кп и заданными значениями
коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг определялось ее относительное
сопротивление 
при
различной слоистой глинистости Сгл.
В соответствии с
полученными величинами 
и Кп при использовании имеющихся для данного района
петрофизических связей, определялись коэффициенты водонасыщенности Кв и
нефтегазонасыщенности Кнг = 1-Кв.
По полученным
значениям вычислялись произведения 
и 
, которые затем сопоставлялись между собой. Разность
между произведениями, выраженная в процентах относительно случая чистых
коллекторов характеризует погрешность 
определения линейных запасов нефти и газа при
отсутствии поправок на слоистую глинистость.
Такие определения были проведены для условий месторождений Азербайджана, Средней Азии и Западной Сибири. Погрешность определялась для коллекторов с пористостью 0,1...0,3 и коэффициентом водонасыщенности 0,1...0,5 при относительной глинистости пачек 0,1...0,5.
Результаты
некоторых расчетов представлены на рисунке в виде кривых
зависимости относительной погрешности от глинистости 
при различных Кв (шифр кривых) и Кп.
Из анализа
полученных данных видно, что при всех рассмотренных условиях с увеличением
глинистости погрешности в целом увеличиваются. Изменение Кв при различных
сочетаниях параметров Кп и Cгл влияет на
величину
по-разному.
Для средних значений Сгл=0,3 и Кп=0,2 величина погрешности в условиях месторождений Бакинского архипелага и Туркмении не превышает 20 %; для месторождений Нефтечала, Каламадын и Ватьеганского достигает 35 %, а для месторождений Средней Азии и Самотлора до 40-45 %. При этом знак погрешностей различен. Для месторождений Ватьеганского и Средней Азии при отсутствии учета слоистой глинистости происходит завышение подсчитываемых запасов нефти и газа, в то время как во всех остальных случаях - занижение. Исключение составляют условия месторождений Бакинского архипелага, где при общих небольших значениях погрешностей возможны, при соответствующих сочетаниях параметров Кп и Сгл, оба варианта - завышение и занижение величины запасов.
К погрешностям в оценке линейных запасов нефти и газа может привести не только отсутствие учета влияния глинистых прослоев на определяемые параметры, но и не принятых во внимание плотных пропластков, если в пределах выделенных коллекторов они отмечаются на кривых микрометодов в виде пропластков высокого сопротивления, в 10 и более раз превышающих среднее сопротивление пачки.
В качестве примера
возможных ошибок, вызванных влиянием плотных прослоев, были рассмотрены условия
месторождений Бахар и Карабаглы. В таблице приведены
исходные данные для ряда частных случаев и результаты расчетов погрешностей 
в оценке линейных
запасов с учетом этих данных.
Анализ полученных результатов показывает, что погрешности в определении запасов растут с увеличением доли толщины плотных прослоев, но при этом величина ошибки определяется и другими данными. Чем ниже значения удельных сопротивлений коллекторов, тем, при прочих равных условиях, ошибки в определении запасов возрастают. Завышение запасов происходит в основном за счет завышений удельных сопротивлений коллекторов, обусловленных влиянием плотных прослоев.
Следовательно, введение поправок в удельное сопротивление пласта за влияние плотных прослоев необходимо не только на этапе оценки насыщенности пласта (Аксельрод С.М., Архарова И.М., Логовская Г.К. Методика оценки нефтегазоносности и эффективной мощности литологически неоднородных коллекторов // Разведочная геофизика СССР на рубеже 70-х годов.- М.. Недра.- 1974,- С. 280-283.), но и при определении подсчетных параметров. Применение обычных способов оценки подсчетных параметров, рассчитанных для условий однородных пластов, к пластам неоднородным, в каждом конкретном случае должно быть обосновано. Обоснование это осуществляется расчетным путем с учетом модели пласта и петрофизических зависимостей, полученных на образцах пород изучаемых месторождений.
Таблица Погрешности в оценке линейных запасов за влияние плотных прослоев в пачке-пласте коллекторов (площадь Бахар)
|
|
Спл |
Сгл=0,1 |
Сгл=0,3 |
||||
|
Нэф, м |
Кнг |
|
Нэф, м |
Кнг |
|
||
|
5 |
0,1 |
2,4 |
0,66 |
0,17 |
1,8 |
0,68 |
0,14 |
|
5 |
0,3 |
1,8 |
0,72 |
0,40 |
1,2 |
0,73 |
0,44 |
|
5 |
0,5 |
1,2 |
0,77 |
0,63 |
0,6 |
0.85 |
0,74 |
|
15 |
0,1 |
2,4 |
0,68 |
0,11 |
1,8 |
- |
- |
|
15 |
0,3 |
1,8 |
0,89 |
0,40 |
1,2 |
- |
- |
|
15 |
0,5 |
1,2 |
0,92 |
0,64 |
0,6 |
|
- |
Рисунок Зависимость погрешности при подсчете запасов нефти и газа объемным методом от величины слоистой глинистости:
а - для Средней Азии при 
=0,02 Ом-м,
= 2 Ом-м, б - для Бакинского архипелага при
= 0,15 Ом-м,
=2 Ом*м, в - для
месторождения Карабаглы и Кюрсангя при 
=0,1 Ом*м, 
=1,5 Ом-м, г - для Самотлорского месторождения при 
=0,15 Ом-м,
=2 Ом-м. Шифр кривых: 1 - Кп =0,2;
2 - Кн=0,3