Вивчення фізичних властивостей порід продуктивних горизонтів проводились геофізичними методами. Продуктивні горизонти В-17, В-18 Ромашівського родовища представлені пісковиками і алевролітами.

Пористість за даними геофізичних досліджень змінюється в межах 9,1 -20,3 %, проникність – 2,08-446,9·10-3мкм2.

Питомий електричний опір (ПЕО) продуктивних пластів змінюється від 7 до 100 Омм, водоносних - 0,6-8,0 Омм, залежно від пористості, глинистості, ступені насиченості. Визначення ПЕО проводилось за методикою комплексної інтерпретації даних БКЗ, ІК, БК. Криві БКЗ двошарові, тришарові з підвищеним проникненням. Крім цього ПЕО пластів визначався за даними індукційного і бокового каротажу згідно їх здатної можливості із веденням необхідних поправок. Відміна продуктивних і водоносних колекторів за ПЕО дозволяє розділити їх за характером насичення. Додаткову інформацію надають випробування пластів (перфорація, ВПК, ГДК).

Близькість літолого – петрографічної характеристики і структурних властивостей порід-колекторів обумовили можливість використання петрофізичних зв’язків по сусідніх родовищах. Це викликано тим, що лабораторні

визначення петрофізичних параметрів за керном в межах родовища відсутні.

Петрофізичні моделі отримані на основі геолого-геофізичного матеріалу по Нинівському родовищу і Талалаївській групі родовищ (Талалаївське, Скороходівське, Матлахівське). Лабораторні дослідження виконані в ДГП “Чернігівнафтогазгеологія”, частково в ІГГГІ АН України (м. Львів), і в інституті “УкрДіпроНДІнафта”. Аналіз і узагальнення геолого-геофізичних даних проводились за допомогою ймовірно-статистичних методів математичної статистики.

При дослідженні кернового матеріалу між відкритою пористістю і проникністю із вибірки взірців (таблиця 3.4), встановлений кореляційний зв'язок із коефіцієнтом кореляції r=0,92, n=62 (рисунок 3.1). Кореляційне рівняння має вигляд:

, (3.1)

де Кпр – коефіцієнт проникності, мкм2;

Кп – коефіцієнт пористості, %.

Таблиця 3.4 - Вихідні дані для побудови графіка залежності Кпр=f(Кп) продуктивних горизонтів

Номер cвердловини | Інтервал відбору керну, м | Кп від, % | Кпр,10-3 мкм2 | Номер cвердловини | Інтервал відбору керну, м | Кп від, % | Кпр,10-3 мкм2

1-С | 3413,0-3415,0 | 12,91 | 67,0 | 14-С | 3372,0-3372,5 | 18,7 | 293,0 

3421,0-3429,0 | 18,92 | 330,1  | 3434,0-3458,0 | 13,7 | 38,3  

17,98 | 326,5   | 14,65 | 31,4  

13,53 | 152,4  | 3456,0-3459,0 | 10,9 | 3,7  

16,42 | 50,5  | 3459,0-3460,0 | 13,96 | 19,5 

3489,0-3497,0 | 19,03 | 550,0  | 3544,0-3546,0 | 16,5 | 225,6  

19,38 | 320,6 | 9-Т | 3401,0-3407,0 | 17,31 | 189,0  

17,38 | 160,2   | 18,38 | 187,0 

3497,0-3501,0 | 20,65 | 743,9  | 3415,0-3421,0 | 15,75 | 45,8  

20,31 | 848,4   | 8,49 | 0,2  

21,03 | 1160,7  | 3448,0-3453,0 | 14,95 | 46,7  

20,53 | 987,9  | 3473,0-3475,0 | 20,7 | 1023,0 

3501,0-3508,0 | 28,87 | 749,6  | 3475,0-3477,0 | 17,14 | 354,6 

3508,0-3514,0 | 25,35 | 600,6 | 1-Р | 3213,0-3218,0 | 13,4 | 52,4  

22,83 | 1019,8   | 7,4 | 35,5  

20,52 | 583,8 | 2-Р | 3268,0-3270,0 | 12,8 | 27,9  

21,38 | 1139,3  | 3273,0-3280,0 | 21,7 | 284,2 

3514,0-3520,0 | 20,81 | 496,4   | 21,3 | 392,7  

19,55 | 627,6   | 22,3 | 331,2  

20,71 | 465,7   | 20,8 | 293,8  

18,36 | 200,6  | 3273,0-3280,0 | 15,9 | 114,4 

3520,0-3525,0 | 22,96 | 748,7  | 3280,0-3283,0 | 18,8 | 335,8  

19,73 | 533,3  | 3301,0-3306,0 | 16,5 | 94,9  

21,68 | 460,7   | 19,8 | 188,5 

3557,0-3566,0 | 17,17 | 66,9  | 3311,0-3317,0 | 14,1 | 16,0  

11,86 | 3,4   | 13,3 | 13,8 

3566,0-3571,0 | 19,18 | 603,8 | 3-Р | 3265,0-3272,0 | 9,4 | 9,0  

19,35 | 725,1  | 3278,0-3283,0 | 10,8 | 11,2  

18,91 | 533,3   | 13,2 | 36,4 

3283,0-3290,0 | 14,1 | 31,2

- | - | - | -   | 15,8 | 36,2  

11,6 | 381,2 

3290,0-3297,0 | 11,5 | 13,0

,

r= 0,92 n=62

Рисунок 3.1 - Залежність коефіцієнта проникності Кпр від коефіцієнта пористості Кп для пісковиків візейських відкладів

Між параметром пористості (Рп) і коефіцієнтом пористості (Кп) для умов наближених до пластових за керновими даними Талалаївської групи родовищ спостерігається тісний кореляційний зв'язок з коефіцієнтом кореляції r=0,94 n= 62 (залежність 1). Залежність 2 побудована з врахуванням зміни (зменшення) Кп в пластових умовах в порівнянні з атмосферними (таблиця 3.5, рисунок 3.2). Рівняння кореляції в пластових умовах має вигляд:

, (3.2)

де Рп – параметр пористості,

Кп – коефіцієнт пористості, %

За даними лабораторних досліджень встановлена залежність Кпеф=f(Кпвід). Величина Кп еф визначалася за графіком залежності Кпеф=f(Кпвід), що отримані за лабораторними визначеннями відкритої пористості та ефективної пористості по Талалаївській групі родовищ (таблиця .6, рисунок 3.3). Залежність відповідає рівнянню:

Кпеф=-3,2317+1,037Кпвід, (3.3)

де Кпеф, Кпвід – коефіцієнти пористості, %;

при n=115, r=0,94.

Одним із способів визначення ?Тск є співставлення інтервального часу та питомого опору породи, яке отримано за даними запису екранованого зонда (БК). На рисунку 3.4 представлено таке співставлення, де по вісі ординат в лінійному масштабі нанесені значення ?Т, а по вісі абсцис – значення питомого опору в масштабі х=ск-1/2. ?Тск знаходять за допомогою лінійної інтерполяції залежності до перетину з віссю ординат в точці ск>?. Значення питомого електричного опору і величини ?Т по продуктивних горизонтах родовища приведені в таблиці 3.7. Кореляційне рівняння має вигляд:

?Тск = -7,5685Ln(спБК) + 246,75, (3.4)

де спл - питомий опір пласта, визначеного за БК ,Омм;

?Тск - інтервальний час