Содержание к диссертации
Введение
1. Геология 10
1.1.Стратиграфия 10
1,2. Тектоника 16
І.З.Нефтегазоносность 18
2. Литолого-петрофизическая характеристика продуктивных отложений непско-ботуобинской и ангаро-ленской нго ... 27
2.1 .Верхнечонское месторождение 27
2.2. Дулисьминское месторождение 35
2.3.Ковыктинское месторождение 44
2.4.Чаяндинское месторождение 52
3. Оценка проницаемости терригенных пород по данным гис и петрофизических исследований 65
З.І.Анализ современных методик оценки проницаемости 65
3.2. Методика оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований 76
3.3.Апробация методики оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований 85
4. Геолого-статистические модели проницаемости продуктивных отложений непско-ботуобинской и ангаро-ленской НГО 93
4.1.Пласты Вю и Віз Верхнечонского месторождения 94
4.2. Пласт Вю Дулисьминского месторождения 98
4.3.Пласт В5 Ковыктинского месторождения 104
4.4.Пласты В5, Вю и Віз Чаяндинского месторождения 104
Заключение 135
Литература
- Тектоника
- Дулисьминское месторождение
- Методика оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований
- Пласт Вю Дулисьминского месторождения
Введение к работе
Объектом исследования являются терригенные отложения пластов В5, Вт и Віз вендского нефтегазоносного комплекса основных месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской нефтегазоносных областей (НГО) для оценки проницаемости пород по данным ГИС и петрофизических исследований.
Актуальность работы. Проницаемость пород-коллекторов является одним из основных параметров, определяющих величину притока флюидов из пласта в скважину и, следовательно, особенности эксплуатации месторождений нефти и газа. Научно обоснованный прогноз обеспечивает достоверность гидродинамического моделирования и составления технических документов по эксплуатации месторождения. Большинство методик либо не способны обеспечить высокую точность оценки проницаемости терригенных пород в связи с высокой степенью литологической изменчивости, либо требуют привлечения современных геофизических методов, проводящихся лишь во вновь пробуренных скважинах, и глубоких петрофизических исследований керна. Для выполнения корректной оперативной оценки проницаемости необходимо совершенствование методов ее прогноза.
Цель работы - повысить точность оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости путем модификации методики оценки проницаемости по данным ГИС и петрофизических исследований керна скважин.
Научная задача - усовершенствование методики оценки и прогноз проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований керна.
Этапы исследования:
-
Провести анализ современных методов оценки проницаемости терригенных пород.
-
Модифицировать методику оценки проницаемости на основе интерпретации данных ГИС и результатов петрофизических исследований керна, применительно к породам с высокой степенью литологической изменчивости.
-
Создать геолого-статистические модели проницаемости терригенных пластов месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО.
-
Выделить зоны развития улучшенных коллекторов на основе анализа проницаемости пород и районирования вендского комплекса Ковыктинско-го ГКМ.
Фактический материал и методы исследования. При проведении исследований фактическими данными служили диаграммы ГИС, описание кернового материала, данные фильтрационно-емкостных свойств и вещественного состава пород, результаты испытания скважин. В основу работы положены результаты петрофизических исследований керна (36286 определений пористости и проницаемости) и данные ГИС по 257 скважинам Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений. Создание геолого-статистических моделей проницаемости, отражающих структурные и текстурные особенности горных пород, осуществлялось с использованием методов интерпретации промыслово-геофизических
и эксплуатационных данных, корреляции разрезов, построения структурных карт, петрофизических исследований керна. В процессе выполнения работы широко применялись методы математической статистики и решения систем нелинейных уравнений.
Научные положения, выносимые на защиту
1. Методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степе
нью литологической изменчивости.
Предлагаемый подход основан на комплексировании данных ГИС (ГК, НГК, АК) и петрофизических исследований керна с дальнейшим построением модели проницаемости продуктивных пластов на базе многомерной статистической зависимости KnP=f(AJY, AJnY, ДТ). Оценка проницаемости на основе
ИСПОЛЬЗОВаНИЯ МНОГОМерНОЙ СТаТИСТИЧеСКОЙ ЗаВИСИМОСТИ Knp=f(AJY, AJny, AT)
обеспечивает высокую точность прогноза на завершающих стадиях ГРР. Ошибка оценки проницаемости не превышает 30-40%. Максимальная погрешность метода свойственна коллекторам VI класса (по А.А. Ханину).
2. Геолого-статистические модели проницаемости продуктивных отложе
ний месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО.
Для пластов В5, Вю и Віз Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктин-ского и Чаяндинского месторождений построены карты параметров lg(KnP)=f(AJy, AJnV), lg(Knp)=f(AJv, AT) и lg(Knp)=f(AJnY, AT) по классам «коллектор» и «неколлектор». Анализ геолого-статистических моделей позволяет оценить влияние процессов глинизации, карбонатизации и сульфати-зации порового пространства, широко проявившихся в терригенных отложениях осадочных комплексов Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО, на величину проницаемости пород.
3. Районирование продуктивных отложений и выделение зон развития
улучшенных коллекторов Ковыктинского месторождения.
Характерной особенностью геологического строения Ковыктинского месторождения является высокая степень изменчивости фильтрационных свойств, обусловленная широким развитием вторичных процессов и литологической неоднородностью. Зоны развития улучшенных коллекторов пласта П2 парфеновского продуктивного горизонта (пласт В5) тяготеют к центральной части месторождения. Улучшенные коллекторы пласта Пі располагаются в южных и юго-восточных районах Ковыктинского месторождения.
Научная новизна, личный вклад
На основе данных ГИС и петрофизических исследований керна разработана методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости.
Созданы геолого-статистические модели проницаемости терригенных продуктивных отложений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО, позволяющие оценить фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах и интенсивность развития процессов вторичного преобразования пород.
На основе анализа данных по пористости, проницаемости, эффективным толщинам, песчанистое и расчлененности пород выполнено районирова-
ние вендского комплекса Ковыктинского ГКМ, выделены зоны развития улучшенных коллекторов и даны рекомендации по доразведке залежи. Практическая значимость работы
Разработанная методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости на основе данных ГИС и петрофизических исследований керна может эффективно применяться для оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород.
Для Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений созданы геолого-статистические модели проницаемости, использование которых позволяет с высокой точностью оценивать фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах.
Выделены участки Ковыктинского ГКМ, рекомендуемые к доразведке. Апробация работы. Материалы, изложенные в диссертации, докладывались на научных конференциях: Международные научно-практические конференции «Геомодель - 2008, 2009, 2010, 2011» (г. Геленджик, 2008, 2009, 2010, 2011), Всероссийская конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» (г. Москва, 2011).
Основные результаты отражены в научно-исследовательских отчетах, выполненных ФГУП «СНИИГГиМС» в рамках договоров с ОАО «Газпром», ОАО «Якутгазпром» и ФГУП «ВНИГНИ».
По теме диссертации опубликовано 9 научных работ, из них 2 - в журналах, рекомендованных ВАК.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из пяти глав, введения, заключения, содержит 147 страниц текста, 79 рисунков и 3 таблицы. Список использованной литературы включает 125 наименований.
Работа выполнена в отделах геологии и нефтегазоносное Сибирской платформы и геолого-математического моделирования ФГУП «СНИИГГиМС».
Большую помощь в подготовке диссертации оказали замечания, советы и консультации О.О. Абросимовой, С.В. Воробьева, А.А. Вымятнина, А.В. Мигурского, С.А. Моисеева, Е.А. Предтеченской, В.И. Самойловой, B.C. Старосельцева, Л.С. Черновой. Автор выражает им искреннюю признательность.
Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Н.В. Мельникову.
Тектоника
Вопросы тектоники центральной части Лено-Тунгусской провинции достаточно подробно изложены в многочисленных работах С.Л.Арутюнова, СЮ. Беляева, М.П.Гришина, В.В.Забалуева, А.А. Конторовича, А.Э.Конторовича, Н.В.Мельникова, В.С.Суркова, B.C. Старосельцева, М.М. Мандельбаума, А.В. Мигурского, А.В.Хоменко и многих других исследователей [3, 30, 31, 32, 40, 42, 43, 46, 47, 48, 62, 63, 72, 74, 97, 98], поэтому здесь можно ограничиться лишь общими вопросами, косающимися тектонического районирования Лено-Тунгусской НГП.
В объеме осадочного чехла платформы обычно выделяют три структурных этажа: нижний, соответствующий кристаллическому фундаменту архейского и протерозойского возраста, средний, включающий в себя отложения рифейского комплекса, и верхний, в состав которого входят собственно платформенные отложения венда и кембрия.
В объеме верхнего структурного этажа Лено-Тунгусской НГП выделяют следующие надпорядковые структуры: Байкитская и Непско-Ботуобинская антеклизы, Курейская и Присаяно-Енисейская синеклизы, Катангская седловина и Ангаро-Ленская ступень, Предпатомский региональный прогиб [32].
Ангаро-Ленская ступень занимает площадь 225 тыс. км и располагается к юго-западу от Непско-Ботуобинской антеклизы, с которой граничит по изолинии минус 2000 м. На северо-западе и западе она ограничена Присаяно-Енисейской синеклизой по изогипсе минус 2500 м, на востоке - Предпатомским региональным прогибом. Амплитуда ступени превышает 1000 м. На ее территории выделены две структуры II порядка -Братский и Ковыктинский выступы, расположенные в северо-западной и средней ее частях и две II порядка - Верхнеангарский структурный мыс и Божеханский вал.
Площадь Братского выступа, имеющего клиновидную форму и северо-западное направление, составляет 15000 км2. С запада выступ оконтурен по изогипсе минус 3100 м, с востока - минус 2100 м. Амплитуда составляет около 1000 м. Братский выступ расположен в северо-западной части ступени. Площадь положительной структуры I порядка составляет почти 15000 км2, с запада выступ оконтурен по изогипсе минус 3100 м, с востока - минус 2100 м. Амплитуда составляет около 1000_м."Выступ-имеет клиновидную форму, острый конец клина направлен на северо-запад.
Непско-Ботуобинская антеклиза площадью 220 тыс. км2 западной своей частью граничит с Курейской и Присаяно-Енисейской синеклизами и Катангской седловиной. Она вытянута в северо-восточном направлении. В сводовой ее части поверхность фундамента поднимается до абсолютных отметок минус 1,2 км, а на контуре погружается до минус 2,5-3 км. Антеклиза оконтурена, большей частью, по изогипсе минус 2000 м, хотя в целом её граница имеет пликативно-дизъюнктивный характер. Наиболее нарушена граница структуры на востоке, где наблюдаются сложные системы грабенов и горстов с высокими амплитудами смещения. Эти системы отделяют Непско-Ботуобинскую антеклизу от Ыгыаттинской впадины. На юго-востоке антеклиза граничит непосредственно с Предпатомским региональным прогибом по крупным разломам северовосточного простирания. На юго-западе надпорядковая структура переходит в Ангаро-Ленскую ступень, а севернее отделяется от Байкитской антеклизы Катангской седловиной. Разрез чехла слагают в основном карбонатные и соленосные породы раннепалеозойского возраста. На склонах антеклизы залегают терригенные и терригенно-карбонатные вендские, а в ряде случаев и рифейские породы.
В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы выделяется два тектонических элемента I порядка - Непский свод и Мирнинский выступ. Свод охватывает самую приподнятую ее область. Непский свод в продольном сечении антеклизы расположен симметрично относительно ее периклиналей, а в поперечном прижат к ее юго-восточной границе. Площадь Непского свода составляет 27 тыс. км2. Он оконтурен по абсолютной отметке минус 1100 м, имеет форму равностороннего треугольника, вытянуть в северо-восточном направлении на 280 км при средней ширине около 200 км. Его амплитуда составляет почти 500 м. В целом свод имеет правильное концентрическое строение, нарушен системами разломов северо-восточного и северо-западного простирания. К северо-востоку от Непского свода расположен Мирнинский выступ. С востока структура оконтурена по изолинии минус 1200 м, с севера, северо-востока и северо-запада по изогипсе минус 1400 м. На юге выступ не замкнут. Большая часть территории структуры I порядка интенсивно нарушена дизъюнктивными дислокациями. Выступ вытянут по удлинению Непско-Ботуобинской антеклизы, имеет ромбовидную форму, охватывает площадь 15,3 тыс. км , его амплитуда превышает 200 м.
Кроме Непского свода и Мирнинского выступа на территории антеклизы выделяется три положительные пликативные структуры" II порядка- - Умоткинский" и - Алтыбский структурные мысы и Усть-Кутское куполовидное поднятие [32,87, 88].
Дулисьминское месторождение
Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1980г. параметрической скв. 191. Этаж доказанной нефтегазоносности месторождения включает горизонты Вю и Віз непской свиты венда. В 2003 г. в ГКЗ утверждены запасы газа, конденсата и нефти пласта Вю. К настоящему времени разведка месторождения завершена. В декабре 2006 года на Дулисьминском НГКМ закончилась стадия опытно-промышленной эксплуатации. На месторождении пробурено 48 поисковых и разведочных скважин, 31 из которых оказались в контуре залежи и вскрыли отложения пласта Вю. По ним в 40 скважинах вынос керна составил более 50%, из которых в 13 скважинах - 50-60%, в 27 - 60-96,7%. Низкий вынос керна отмечается по ограниченному количеству скважин: в трех - от 43% до 50% и в одной - 20% (рис. 9). В среднем по пластам вынос керна - 68 %. При исследованиях использовался керн, отобранный из 44 скважин месторождения, по которому проведено более 3300 анализов пористости, 2800 газопроницаемости, 1300 остаточной воды, 770 карбонатности, 1365 описаний шлифов (рис. 10). Залежь пласта Вю Газоконденсатнонефтяная залежь пласта Вю приурочена к песчаникам верхнепской подсвиты. Пласт Вю прослеживается на месторождении повсеместно, залежь литологически ограничена с севера и востока. Северо-западный контур имеет литолого-стратиграфическое ограничение. Фиксируется ухудшение коллекторских свойств внутри контура залежи. В восточной части месторождения практически во всех скважинах пласт В ю разделён алевро - глинистыми породами на два пласта: I - верхний и II - нижний. С юга залежь подпирается подошвенными водами. Местами отмечается засолонение и ангидритизация пород горизонта, а также пиритизация и слюдистость. Двумя разломами субмеридианального простирания залежь разбита на три блока - центральный, восточный и западный (рис. 11 и 12).
Пласт I вскрыт с отбором керна в 44 скважинах. Вынос керна по 32 скважинам более 50%. Из них 3 он составил 50-60%, в 16 - 60-80%, в 13 - 80-100%. Низкий вынос керна отмечается по 12 скважинам: в шести - от 31 до 47%, в шести - от 8 до 30%. В среднем по пласту вынос керна - 64%. , У-, 1 , V ,! » , fit \ Пласт I сложен песчаниками серыми, коричневато- и темно-серыми с подчиненными прослоями гравелитов. Алевролиты и аргиллиты наблюдаются в разрезе не повсеместно. В отдельных скважинах центральной части площади при сравнительно однородном строении разреза появляются линзы, тонкие алевро-глинистые прослои в верхней и нижней частях пласта. По мере удаления к северо-восток строение пласта усложняется за счет замещения песчаников глинистыми разностями, преимущественно в средней части разреза. Породы массивные, неотчетливо-слоистые, редко диагонально-косо- и линзовидно-слоистые, мелко-среднезернистые, средне-мелкозернистые, реже алевритистые, с прослоями крупно- и грубозернистых песчано-гравийных образований, иногда с включениями гальки до 5 см. Тенденция уменьшения зернистости отмечается к кровле пласта. По вещественному составу песчаники преимущественно кварцевые (70 98%). Полевых шпатов содержится 2-3%, редко 8-10%. В алевритистых и глинистых разностях отмечаются мусковит и биотит в незначительных количествах. Среди полевых Рис. 11. Дулисьминское месторождение. Схема размещения залежей (по данным ИНГГ СО РАН) Структурная карта по кровле пласта В10 1 - стратоизогипсы, м; 2 - скважины; 3 - граница распространения коллектора; насыщение пласта: 4 - газом, 5 - нефтью, 6 - водой; 7 - зона отсутствия продуктивных отложений; разрывные нарушения: 8 - доказанное, 9 - предполагаемое; 10 - линии геологических разрезов. 1-М 45 2-М 22 8 2 7 33 32 Рис. 12. Дулисьминское месторождение. Геологический разрез (по данным ИНГГ СО РАН) 1 -4 - породы: 1 - аргиллиты и алевролиты, 2 - песчаники, 3 - кора выветривания, 4 - кристаллический фундамент; 5-7 - насыщение песчаников: 5 - газом, 6 - нефтью, 7 -водой; 8 - разрывные нарушения. шпатов присутствуют плагиоклазы, реже ортоклаз и микроклин. Обломки пород представлены гранитами, кремний-кварцитами, аргиллитами, алевролитами, изредка сланцами.
Общая толщина пласта I по скважинам изменяется от 4 до 29 м, в среднем составляя 18,9 м. Эффективные толщины пласта I от 1,2 до 26,2 м выделяются в разрезах большинства скважин на площади за исключением крайних западной, северной, северовосточной и юго-восточной её частей. Коэффициент расчленённости пласта I изменяется от 1 до 7, составляя в среднем 3,8.
Породы пласта сформировались за счёт направленных с северо-запада на юго-восток и юг палеопотоков с высокой и средней скоростью переноса обломочного материала. Об этом свидетельствует относительно отчётливая смена от основания палеопотока крупногрубозернистых с гравием песчаников - средне-мелкозернистыми, мелкозернистыми и алевритистыми разностями. Отложения устойчивых палеопотоков со сравнительно высокой скоростью переноса обломочного материала имеет довольно однородное строение. Они представлены единым пластом песчаников, в котором иногда отмечается последовательное отложение нескольких ритмов (2-3). Эти отложения имеют широкое распространение в центральной части площади и совпадают с зоной повышенного содержания песчаников в разрезе пласта. Более сложное формирование пласта I наблюдается в непосредственной близости к линии выклинивания, северо-восточной и юго-восточной частях площади, где скорость потоков была пульсирующей по интенсивности, что обусловило относительно частую смену по разрезам песчаников по зернистости с замещением их в плане и по разрезу алевро-глинистыми породами.
Методика оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований
Несмотря на большое число разработок теоретического и практического плана, задача оценки проницаемости терригенных коллекторов по комплексу ГИС в условиях Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции до сих пор не имеет четкого однозначного решения. Обусловлено это сложной структурой порового пространства пород-коллекторов, высокой степенью расчлененности и литологической изменчивости продуктивных отложений, как в плане, так и в разрезе осадочного чехла. Такое состояние вопроса связано с реальными геолого-геофизическими условиями региона, которые сводят практически на нет существующие методические приемы вьщеления коллекторов по их количественным и качественным признакам, изложенным в многочисленных публикациях [9,10,29,33,37 и др.]
Аномально низкие пластовые давления обуславливают возникновение весьма протяженных зон проникновения бурового раствора в пластах-коллекторах. Из-за наличия в верхней части разреза осадочного чехла мощных соленосных толщ бурение скважин осуществляется на утяжеленных высокоминерализованных рассолах. Удельное электрическое сопротивления проникающего в пласты-коллекторы фильтрата бурового раствора сопоставимо по величине с сопротивлением пластовых вод.
Это приводит к тому, что при интерпретации данных разноглубинного электрического зондирования (БКЗ, БК, МБК, ИК) даже пласты с заведомо известным нефтяным насыщением характеризуются как пласты без проникновения, т.е. как неколлекторы. Кроме того, использование указанных растворов препятствуют возникновению в интервалах продуктивных пластов глинистых (шламовых) корок, что привносит определенные трудности в процесс вьщеления коллекторов и прогноз их фильтрационно-емкостных свойств.
Указанные обстоятельства существенно осложняют процесс интерпретации данных ГИС с целью прогноза проницаемости пород продуктивных горизонтов. Обусловлено это тем, что уменьшение номинального диаметра скважины в продуктивной части разреза и изменение градиента удельного электрического сопротивления в радиальном направлении составляют основу качественных признаков, успешно используемых оценки проницаемости на территориях многих нефтегазоносных провинций мира.
Результатом взаимодействия фильтрата бурового раствора с пластовыми водами является кольматация порового пространства пород-коллекторов вторичными минералами (галит, гипс, ангидрит, кальцит и др.) и химическими компонентами, входящими в состав бурового раствора. При проведении испытаний в открытом стволе эти пласты довольно часто характеризуются как "сухие", или дают непромышленные притоки углеводородов. Получение из них устойчивых дебитов пластовых флюидов связано с работами по интенсификации притока в эксплуатационной колонне.
Как правило, при подготовке месторождений к разработке проблем с определением эффективной мощности пород-коллекторов не возникает. Обусловлено это расширением объемов различных видов геолого-геофизических исследований с целью вьщеления коллекторов и обоснования ряда других подсчетньгх параметров нефти и газа. В состав указанных исследований включаются следующие виды геолого-геофизических работ: - стандартный комплекс ГИС (ГК, НГК, АК, БК, МБК, КС, KB); -комплекс вспомогательных методов ГИС (ГГКП, ЯМК, импульсные нейтронные методы, гамма-спектрометрия); -геофизические исследования, фиксирующие протекание динамических процессов формирования или расформирования зон проникновения во времени (повторные замеры БК и НГК; закачка индикаторных жидкостей с повторным проведением ГК, НГК, АК и БК; исследования по схеме ГИС-испытание-ГИС и т.д.); -гидродинамические исследования (ИП, ГДК, ОПК, дебитометрия, опробование пластов на различных режимах в эксплуатационной колонне); - петрофизические определения на керне (отбор образцов с последующими определениями литологического и гранулометрического состава, открытой и динамической пористостей, фазовых проницаемостей по нефти, газу и пластовой воде, коэффициентов остаточной нефте- и водонасыщенности). Информация, получаемая при проведении указанных выше работ, позволяет решать задачу вьщеления коллекторов в пределах месторождений нефти и газа с высокой степенью достоверности. При бурении поисковых скважин перечисленные выше виды специальных геолого-геофизических исследований, как правило, не проводятся совсем или проводятся в ограниченных объемах, что обуславливает низкую достоверность вьщеления продуктивных интервалов разреза, связанную с отсутствием четких критериев коллектора.
Отсутствие же четких геолого-геофизических заключений о коллекторских свойствах продуктивных отложений и их нефтегазоносности ведет к тому, что значительная часть скважин не выполняет своего прямого геологического назначения.
Пласт Вю Дулисьминского месторождения
Геолого-статистическая модель пластов Вю и В создана в координатах геофизических параметров AJy 0,39, AJ„y 0,79, 1,8 АТ 2,58 с использованием 301 точки данных и граничного значения проницаемости в 0,9x10"15 м2. Наборы трехмерных диаграмм, характеризующих зависимости проницаемости пласта Вю Дулисьминского месторождения от значений геофизических параметров AJY, AJ„y и AT приведены на рисунке 47.
Как и в случае с пластами Верхнечонского месторождения, развитие вторичных процессов является причиной анизотропии фильтрационных свойств и не определяет зональность проницаемости по комплексу ГИС. Однако, большая часть коллекторов высших классов (IV и III) лежит в области низких значений AJ„y и AT - от низких до средних. Использование геолого-статистической модели позволило оценить величину проницаемости продуктивных отложений в скважинах месторождения.
Анализ величины дисперсии (D) показывает, что для пласта Вю месторождения, D в подавляющем большинстве случаев не более 50% (рис. 49), а значения, превосходящие данную величину, характерны породам VI класса.
Геолого-статистическая модель пласта Bs создана в координатах геофизических параметров AJy 0,42, AJny 0,67, 2,05 АТ 2,69 с использованием 680 точек данных и граничного значения проницаемости в 0,13x10"15 м2. Набор трехмерных диаграмм, характеризующих зависимости проницаемости пласта Bs Ковьпстинского месторождения от значений геофизических параметров AJy, AJ, и AT приведен на рисунке 51.
В отличие от продуктивных отложений Верхнечонского и Дулисьминского месторождений, для пласта Bs Ковьпстинского месторождения наблюдается четкая зональность в распределении проницаемости по классам в координатах геофизических параметров. Коллектора высших классов (IV и III) обладают высокими значениями AT, а также низкими AJy и AJny. Поля коллекторов V и VI классов распространены параллельно IV и III.
Использование геолого-статистической модели позволило оценить величину проницаемости продуктивных отложений в скважинах месторождения. Сравнение значений проницаемости, определенной на керне и оцененной по данным ГИС выражается уравнением lg(Knp.rac) = 0,96xlg(Knp.KepH) + 0,04. Коэффициент множественной корреляции R составляет 0,95 (рис. 52). Прогнозные значения занижены по сравнению с определенными на керне.
Анализ величины дисперсии (D) показывает, что для обоих пластов месторождения, D в подавляющем большинстве случаев не более 30% (рис. 53), а значения, превосходящие данную величину, характерны породам VI класса и, реже, V класса (1-10 мД). Вероятность ошибки более 50% не превышает 5-7 % (рис. 54).
Геолого-статистические модели пластов Bs, Вю и Віз созданы в координатах геофизических параметров 0,3 AJy 0,98, 0,1 AJ„Y 0,89, 1,75 ДТ 2,75, 0,3 AJy 0,95, 0,l AJny 0,89, 1,75 ДТ 2,75 и 0,25 AJy 0,85, 0,23 0,84, 1,75 АТ 2,75 с использованием 247,243 и 165 точек данных, а также граничных значений проницаемости в 1,2x10" м , 1x10 м и 0,8x10 м соответственно. Наборы трехмерных диаграмм, выполненных в данной работе, характеризующих зависимости проницаемости пластов Bs, Вю и Віз Чаяндинского месторождения от значений геофизических параметров AJy, AJ и AT приведены на рисунках 55, 56 и 57.
Использование геолого-статистической модели позволило оценить величину проницаемости продуктивных отложений в скважинах месторождения. Сравнение значений проницаемости пласта Bs, определенной на керне и оцененной по данным ГИС выражается уравнением (К гис) = 0,78xlg(Knp.KepH) + 0,42. Коэффициент множественной корреляции R составляет 0,95 (рис. 58). Для пласта Bto это уравнение имеет вид lg(Knp.c) - 0,82xlg(Knp.«p„) + 0,27, R2 = 0,98 (рис. 59). Для пласта В13 - lg(Knpr„c) = 0,79xlg(Knp.KepH) + 0,25, R2 = 0,97 (рис. 60).
