Если _ПС = 1, то уравнение (3.3.5.3) превращается в уравнение следующего вида:

Т Тск* (1 - Кп) +Тж*Кп (3.3.5.5)

Методика Тюменьгеофизики.

Кп = [ (T Тск) (a _ПС + b)] ^0,5

где:

Tск_. = 170 - 180, (170 - в случае карбонатного разреза, 180 - для песчано-глинистого разреза);

n = 0.5 - коэффициент;

a и b находим через систему двух уравнений:

Получаем очень простую формулу для a и b. Использование данных уравнений снижает требования к установке масштабов записи АК, потому что позволяет настроить методику обработки на каждую конкретную запись. Достоинства методики в том, что можно проверить каждую цифру.

Ограничения метода:

влияние газонасыщения;

наличие каверновой и трещинной пористости;

влияние каверн, диаметра скважины на Т;

прослои углей и углефикация пород;

степень консолидации пород;

среднеквадратичная погрешность измерений составляет 1,82,4%.

Акустический метод был выполнены в ограниченном числе скважин, кроме того, материалы этого метода в ряде скважин были забракованы из-за некачественной записи и отсутствия данных калибровок.

3.4 Оценка достоверности определения пористости по ГИС

Коэффициент пористости является важным параметром при подсчёте запасов нефти и растворённого газа. Следовательно, определение коэффициента пористости Кп требует высокой степени его достоверности.

Вне зависимости от способа определения пористости по ГИС достоверность ее определения оценивается сопоставлением с данными определений по керну. Используется петрофизическая связь типа "керн - ГИС”.

Анализ этих сопоставлений показывает, что по всем методикам отличие Кп. гис от Кп. керн, в основном, в пределах 2,5%. Эффективность методик для определения пористости убывает в следующей последовательности: ПС, ГГМ-П, ГМ, НМ.

Метод ПС является наиболее представительным для определения пористости т.к. коэффициенты пористости, определенные по керну и ГИС, имеют близкие значения. Погрешность определения Кп. пс лежит в пределах у = ± 0,5%.

Метод ГГМ-П, также является наиболее представительным для определения коэффициента пористости. Погрешность определения Кп. ггм-п лежит в пределах у = ± 0,7%

Методы ГМ и НМ являются не представительным для определения коэффициента пористости. Погрешность определения Кп. гк лежит в пределах у = ± 2,3%. Погрешность определения Кп. нк лежит в пределах у = ± 2,5%

Низкая достоверность определения пористости по некоторым методам обусловлена не достаточно большим выносом керна из пласта АС-10 Биттемского месторождения, что осложняет определение Кп по методам ГИС в пласте.

Так как метод ПС является наиболее представительным для определения пористости, построим зависимости типа "ГИС - ГИС" рисунок 3.4.1.

Рисунок 3.4.1 Сопоставление Кп керн с Кп гис для пласта АС10 Биттемского месторождения

Таким образом, исходя из представленных материалов, при данном комплексе и качестве исследований скважин для определения Кп рекомендую использовать метод потенциалов собственной поляризации ПС, так как этот метод является наиболее информативным. Однако, нестабильность параметров (пористости) опорных пластов, а также возможность искажения кривых ПС влиянием фильтрационных потенциалов может осложнить интерпретацию и снизить достоверность определения пористости. Поэтому для более точного определения пористости рекомендую дополнять метод ПС методом ГГК-П.

Для повышения охарактеризованности разреза оценками пористости целесообразно использовать тот метод ГИС, который наиболее полно охватывает и отражает изучаемый разрез. На данном месторождении этим требованиям также отвечает метод ПС.

Заключение

В геологической части курсового проекта проанализировано геологическое строение Биттемского месторождения, описаны тектонические условия, гидрогеологическая ситуация, а также детально охарактеризована нефтеносность продуктивных пластов АС₁₀.

в технико-методической части отражены следующие вопросы: геологопетрографическое строение пород пластов АС₁₀¹ и АС₁₀², описан комплекс геофизических исследований скважин, применяемый на Биттемском месторождении, а также техника и методика их проведения.

в специальной части рассмотрены и проанализированы вопросы выделения пластов-коллекторов по качественным и количественным признакам. рассчитана надежность выделения коллекторов, произведена оценка коэффициента пористости и его абсолютных и относительных погрешностей.

Для определения коэффициента пористости пласта АС₁₀ использовались методы СП, АМ, ГГМ-П, ННМ-Т, ГМ и была произведена оценка точности определения К_п. По результатам анализа смещения оценок наиболее точными методами для определения К_п являются ГГМ-П, СП. Результаты определений К_п по этим методам рекомендуется использовать для последующей интерпретации.

Список используемой литературы

1. Справочник интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин под редакцией В.М. Добрынина. М., Недра, 1988

2. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., Недра, 1984.

3. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.

4. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. М., Недра, 1991.

5. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газ по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробований и испытаний продуктивных пластов под редакцией Б.Ю. Вендельштейна, В.Ф. Козяра, г. г. Яценко. Калинин, Союзпромгеофизика, 1990.

6.А. А. Никитин "Теоретические основы обработки геофизической информации" М., Недра, 1986.

7. м. г. Латышова, Б.Ю. Вендельштейн, В.П. Тузов "Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин".

8. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. М., Недра, 1991.

Размещено на Allbest.ru