1.4. Геофизическая характеристика продуктивных горизонтов

Геофизическая характеристика продуктивных нефтеносных (н) и водоносных (в) пластов приведена в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Пласт	вп, Омм	нп, Омм	Рп	Рн	Ро	ИМ	СП	I
АВ1 (н)	-	4.6-28	-	2-16	30-150	0.1-0.7	0.2-0.8	0.2-0.7
АВ1 (в)	2-5	-	5-25	1-3	10-30	0.5-1.6	0.2-0.9	0.2-0.7
АВ2-5 (н)	-	4.5-32	-	2-16	35-120	0.1-0.8	0.4-0.8	0.1-0.5
АВ2-5 (в)	1-5	-	2-20	1-3	10-20	0.6-1.6	0.4-1.0	0.1-0.5
БВ8,10 (н)	-	6-100	-	2-40	60-150	0.1-0.7	0.4-0.9	0.05-0.6
БВ8,10 (в)	2-7	-	15-55	1-3	10-35	0.6-1.3	0.4-1.0	0.05-0.6

Наименьшими средними _нп характеризуется пласт АВ₁ (9.4 Омм), наибольшими – пласты АВ_2-5 (29.3 Омм). Низкие величины _нп пласта АВ₁ объясняются значительным содержанием в нем глинистого материала, находящегося в виде цемента и отдельных прослоев. Сопротивление _вп изменяются от 1.8 до 5 Омм при наиболее вероятном значении 2.3 Омм.

Нефтеносные пласты БВ_8,10 имеют более высокие средние _нп (32.2 Омм) в сравнении с пластами АВ, что связано с их большей уплотненностью. Этими же причинами объясняются более высокие сопротивления водоносных пластов БВ_8,10.

Изменение параметра_СП обусловлено главным образом содержанием глинистого материала – пласт АВ₁ как наиболее глинистый отмечается низкими _СП от 0.16 до 0.95. следствие существенной глинистости (5-30%) и наличия калиевых полевых шпатов (30-40%) продуктивные горизонты мало различаются по относительной гамма-активности I_ (0.1-0.6). Для пластов АВ_1-5 и БВ₈ установлены зависимости показаний двойного разностного параметра I_ от глинистости К_гл (фракция менее 0.01 мм). По полученным зависимостям К_гл = f(I_) возможно оценить К_гл с погрешностью 4% абс., см. рис. 1.1 (нижняя ось - К_гл, верхняя - I_).

1.5. Корреляционные связи коллекторских свойств и геофизических параметров

Для определения коллекторских свойств используют многомерные статистические связи скважинных геофизических параметров с данными кернового опробования. В табл. 1.3 приведены уравнения регрессии для Самотлорского месторождения, связывающие параметры Р_п, Р_н, _ИМ, _СП, I_ с коэффициентами пористости К_п (%), проницаемости К_пр (мД), глинистости К_гл (%), остаточного водонасыщения К_во (%) и объемного нефтегазонасыщения

W_нг = К_пК_нг = К_п (1– К_во).

Аналитический способ определения коэффициента пористости К_п для песчано-алевролитовых пород Западной Сибири основан на соотношении

К_п = К_п.гл + (К_п.чп – К_п.гл) _СП , (1.9)

где К_п.гл – коэффициент пористости глин (5%); К_п.чп – коэффициент пористости чистых неглинистых песчаников, зависящий от глубины залегания пород:

К_п.чп = 48.8 – 0.0107∙H, (1.10)

где H – глубина залегния пласта, м.

Таблица 1.3

Пласт	Число образцов	Уравнение регрессии	Коэффициент корреляции
АВ1	42	Кп = 9.5 + 22.1СП	0.85
АВ1-5	210	lgКп = 2.01 – 0.52 lgРп	0.80
БВ8,10	100	lgКп = 2.28 – 0.76 lgРп	0.86
АВ1-5	33	Кгл = 95I /(6 – 5I) + 5, рис. 1.1	0.80
БВ8	22	Кгл = 95I /(6 – 5I) + 5, рис. 1.1	0.80
АВ1	77	Кгл = 100(1 – СП0.38)	0.86
АВ1-5	32	lgКпр = –0.105 + 0.543 lgРн + 2.90СП	0.83
АВ1-5	76	lgКпр = –1.408 + 8.50СП – 4.40 2СП	0.83
АВ1-5	65	lgКпр = –0.378 + 3.82СП	0.81
АВ2-5	10	lgКпр = –0.85 + 4.54СП	0.95
БВ8,10	57	lgКпр = –0.59 + 0.62 lgРн + 2.83СП	0.76
БВ8,10	57	lgКпр = 2.21 + 0.753СП – 2.931ИМ	0.74
БВ8,10	50	lgКпр = 2.722 – 3.00ИМ	0.83
АВ1-5	32	Кво = 82.58 – 8.31 lgРн – 66.53 СП	0.83
АВ1-5	76	Кво = 114.2 – 201.6 СП + 109.72СП	0.84
АВ1-5	49	Кво = 65.33 – 57.10 СП + 11.87ИМ	0.80
БВ8,10	48	Кво = 74.12 – 7.92 lgРн – 54.49СП	0.68
БВ8,10	48	Кво = 147.8 – 327.2 СП + 213.92СП	0.82
БВ8,10	57	Кво = 64.16 – 59.67 СП + 30.04ИМ	0.75
АВ1-5	300	lgКво = 2.00 – 0.64 lgРн	0.90
БВ8,10	75	lgКво = 1.99 – 0.434 lgРн	0.87
АВ1-5	64	Wнг = 15.6 lgРн + 4.8	0.93

Следует иметь в виду, что величину К_п можно находить по формуле (1.9) лишь в тех случаях, когда пористость коллекторов контролируется количеством глинистого материала. Формула (1.10) аппроксимирует поведение К_п.чп в диапазоне глубин 1000-2600 м для большинства продуктивных пластов месторождений Западной Сибири.

Надежные данные о К_оп можно получить с помощью метода ННК_т:

К_п = К_п.нк – К_гл, (1.11)

К_п.нк = 10^aInт+b (1.12)

где К_п.нк – пористость, определяемая по ННК_т;  - содержание связанной воды в глинах (25-50%).

По содержанию химически связанной и адсорбированной воды монтмориллонитовые глины эквивалентны водонасыщенным или нефтенасыщенным породам с К_п = 50%, каолинитовые и хлоритовые – 30%, гидрослюдные – 25%. Обычно принимают  = 0.30. Коэффициент глинистости определяют по данным ГК или метода ПС.