загальна кількість визначень за керном | за керном | середнє значення за АК | абсолютна | відносна

В-17 | 1 | 3215,6-3221,2 | -3030,1-3035,6 | 3213,0-3218,0 | -3027,5-3032,5 | 3 | 13,4 | 14,8 | -1,4 | -9,46

2 | 3265,6-3267,2 | -3075,8-3077,3 | 3264,0-3268,0 | -3073,2-3077,2 | 1 | 1,0 | 0,4 | 0,6 | -

3273,0-3280,0 | -3082,0-3089,0 | 6 | 20,6 | 20,3 | 0,3 | 1,46

3280,0-3283,0 | -3089,0-3094,0 | 3 | 20,6 | 20,3 | 0,3 | 1,46

3301,0-3306,0 | -3110,0-3116,0 | 2 | 18,2 | 20,3 | -2,1 | -10,34

В-17 | 3 | 3262,8-3266,8 | -3072,0-3075,9 | 3258,0-3265,0 | -3068,6-3075,6 | 2 | 11,1 | 9,1 | 2 | 18,02

3266,8-3270,0 | -3075,9-3079,1 | 3265,0-3272,0 | -3075,6-3202,6 | 7 | 13,04 | 13,7 | -0,66 | -4,82

В-18 | 3 | 3281,2-3284,4 | -3090,3-3093,5 | 3278,0-3283,0 | -3087,1-3092,1 | 3 | 13,2 | 15,9 | -2,7 | -16,98

3283,0-3290,0 | -3092,1-3099,1 | 3 | 13,8 | 15,9 | -2,1 | -13,21

При вивченні степені впливу глинистості на величину КпАК за геофізичним матеріалом і керном для піщано-глинистих порід північно-західної частини ДДЗ встановлено, що колектори з глинистістю до 8 % вважаються практично чистими. Рівняння 3.6 справедливе при 30 % ? Кгл ? 8 %.

Для оцінки глинистості використана залежність між коефіцієнтом об'ємної глинистості за лабораторними даними і коефіцієнтом зниження амплітуди потенціалів СП – Кгл=f(бсп) Талалаївської групи родовищ (таблиця 3.9 рисунок 3.5).

Таблиця 3.9– Вихідні дані для побудови залежності Кгл=f(бсп)

№ св. | Інтервал залягання пластів, м | бсп | Кгл | № св. | Інтервал залягання пластів, м | бсп | Кгл

1-С | 3419,6-3422,4 | 0,85 | 6,74/2 | 58-С | 3604,0-3607,6 | 0,85 | 9,0/3 

3461,2-3462,6 | 0,68 | 18,2/1  | 3681,6-3683,6 | 0,9 | 4,0/1 

3496,0-3500,4 | 0,85 | 6,2/1 | 93-С | 3474,4-3484,0 | 0,85 | 2,0/2 

3513,2-3518,4 | 0,78 | 9,2/4 | 94-С | 3457,2-3458,4 | 0,67 | 19,8/1 

3523,2-3530,4 | 0,78 | 6,6/2  | 3460,8-3462,8 | 0,5 | 30,4/1 

3561,2-3562,8 | 0,83 | 13,6/2 | 203-С | 3568,4-3573,6 | 1 | 1,26/1 

3562,8-3570,0 | 0,85 | 5,3/4 | 206-С | 3463,3-3466,0 | 0,9 | 7,9/1

2-С | 3516,8-3517,2 | 0,85 | 10,0/1  | 3470,0-3476,0 | 0,8 | 12,6/1 

3530,4-3532,0 | 0,9 | 6,4/2  | 3476,0-3478,0 | 0,8 | 11,1/3 

3595,6-3607,6 | 0,95 | 3,9/1  | 3479,2-3482,4 | 1 | 4,4/5

6-С | 3480,0-3482,0 | 0,75 | 20,8/3 | 1-С | 3438,8-3441,2 | 0,87 | 9,6/2 

3493,2-3493,6 | 0,9 | 9,5/1 | 6-С | 3482,0-3484,0 | 0,65 | 18,2/2 

3518,8-3532,0 | 1 | 3,7/12 | 1-Т | 3482,0-3488,0 | 0,8 | 16,5/1 

3537,2-3539,6 | 0,95 | 2,2/4  | 3507,2-3512,0 | 0,87 | 7,9/5 

3547,2-3558,4 | 0,95 | 5,5/10 | 7-Т | 3559,2-3563,2 | 0,9 | 8,2/1 

3572,0-3578,0 | 1 | 3,1/3 | 8-Т | 3854,0-3856,8 | 0,78 | 13,6/1 

3596,4-3597,2 | 0,9 | 7,4/1  | 3896,0-3897,6 | 0,7 | 21,8/1

14-С | 3368,8-3375,6 | 0,87 | 4,8/2  | 4086,8-4088,0 | 0,78 | 16,8/1 

3409,6-3411,2 | 0,8 | 10,3/1  | 4090,0-4092,0 | 0,95 | 7,94/1 

3453,6-3457,0 | 0,85 | 12,3/2 | 9-Т | 3400,4-3402,8 | 0,67 | 13,4/1 

3473,6-3477,6 | 0,9 | 2,4/7  | 3413,6-3114,0 | 0,67 | 25,3/1 

3540,4-3548,8 | 0,87 | 2,8/2  | 3446,4-3456,8 | 0,95 | 9,2/2 

3578,8-3780,8 | 0,85 | 8,9/2  | 3550,8-3562,8 | 0,95 | 8,6/4

16-С | 3425,6-3428,0 | 0,85 | 7,8/6 | 18-Т | 3742,0-3744,8 | 0,68 | 16,9/1 

3440,0-3441,6 | 0,95 | 6,7/1  | 4159,0-4163,0 | 0,8 | 18,2/1

17-С | 3727,2-3741,6 | 1 | 4,2/1 | 24-Т | 3534,4-3540,0 | 0,62 | 19,5/4 

3982,8-3985,2 | 0,87 | 11,7/5 | 13-М | 3417,2-3420,0 | 0,8 | 18,9/1

Кгл = 53,102 - 50,878·бсп

r=0,85 n=54

Рисунок 3.5 - Залежність коефіцієнта глинистості від коефіцієнта б пс для колекторів Талалаївської групи родовищ

Визначення коефіцієнтів нафтогазонасиченості

Визначення коефіцієнта нафтогазонасичення здійснювалося на основі використання залежності між параметром насичення Рн і коефіцієнтом водонасиченості Кв.

Параметр насичення Рн розраховувався по формулі:

Рн=сп/свп, (3.7)

де сп – ПЕО продуктивного пласта визначений по БКЗ;

свп – ПЕО цього пласта при повному (100 %) насиченні його водою.

При визначені питомого опору пласта при 100 % його водонасиченні використана залежність між ПЕО водоносних пластів за даними індукційного каротажу і коефіцієнтом пористості за акустичним каротажем. Це дозволило виключити погрішності, обумовлені вмістом в колекторі зв’язаної води, питомий опір якої істотно відрізняється від опору пластової води. Тим самим вдається уникнути завищення Кнг при розрахунку свп за залежністю Рн=f(Кв).

При побудові залежності використані дані по Нинівському і Ромашівському родовищах (таблиця 3.10, рисунок 3.6).

Рівняння має вигляд:

, (3.8)

КпАК – пористість пласта за акустичним каротажем;

свпІК – ПЕО водонасиченого пласта за ІК;

при r=0,89, n=29.

При розрахунку Кн використана залежність отримана для верхньовізейських відкладів, а також номограма для визначення коефіцієнта водо- і нафтогазонасичення по параметру Рн В.Н.Дахнова. Розраховані значення коефіцієнтів нафтонасичення наведені в таблиці 5.4.

Таблиця .10 – Вихідні дані для встановлення залежності свпІК=f(КпАК)

Номер cвердловини | Інтервал залягання пластів, м | свп ІК, Ом | Кп АК, %

1-Н | 3404,8-3417,6 | 0,6 | 15

3451,2-3459,2 | 0,7 | 14,5

3566,0-3568,8 | 1,9 | 11

3580,4-3582,8 | 1,4 | 14

3592,4-3594,0 | 4 | 8

3604,0-3606,6 | 1,2 | 14,5

2-Н |