Оценку нефтегазонасыщенности выполняют, используя электрические, электромагнитные и ядерно-физические методы ГИС.
При невысокой минерализации пластовых вод резко усложняется задача определения коэффициента нефтенасыщенности kH. Если минерализация превышает 100 г/л, kH определяют в обсаженных скважинах или при неглубокой зоне проникновения по временному декременту затухания плотности тепловых нейтронов h. В необсаженных скважинах с неглубокой повышающей зоной проникновения kH определяют с помощью метода диэлектрического каротажа. Определение коэффициента газонасыщенности проводят, как правило, по результатам методов нейтронного каротажа в обсаженных скважинах после и в процессе расформирования зоны проникновения.
Определение коэффициента пористости kn чистых (неглинистых) водонасыщенных коллекторов с гранулярной пористостью формально возможно по данным какого-либо одного метода ГИС — электрического, нейтронного, акустического. Во всех остальных случаях необходимо комплексирование методов. Фактически любая применяемая на практике методика является комплексной.В песчано-глинистых коллекторах kn определяют по данным методов сопротивления (КС, БК, ИК) и глинистости (ПС). В породах с двухкомпонентным скелетом (кальцит-доломит или кварц-кальцит) удовлетворительные результаты при гранулярной пористости дают комплексы АК+НК, АК + ГГК-П, НК + ГГК-П, поскольку нормализация позволяет снизить влияние меняющегося соотношения компонент.
Определение эффективной мощности в отличие от определения других характеристик коллектора, которое в принципе можно выполнить по керну или путем испытаний, возможно только на основе анализа сплошной информации о разрезе, получаемой с помощью ГИС.В однородных коллекторах с однофазным насыщением эффективная мощность hэф и мощность пласта h совпадают. В однородных коллекторах с многофазным насыщением (газ, нефть, вода) выделяют эффективные мощности нефтенасыщенной hэф.н и газонасыщенной hэф.г частей. Если мощность прослоев такова, что они не могут быть выделены даже с помощью высокоразрешающих методов ГИС, используют интегральные показания геофизических методов и уравнения, связывающие эти показания с соответствующими параметрами прослоев коллектора и неколлектора и их суммарной мощностью.
В неоднородных коллекторах с многофазным насыщением определяют положения газонефтяного, водонефтяного или газоводяного контактов (ГНК, ВНК или ГВК), после чего изучают характер неоднородностей в пределах интервалов с одинаковым насыщением.
131. Роль ГИС при подсчёте запасов нефтяных и газовых месторождений.
Подсчет запасов нефти и газа имеет большое практическое значение.На основе подсчитанных запасов нефти и газа осуществляют выбор рациональных направлений развития геолого-разведочных работ,планирование добычи нефти и газа, проектирование разработки месторождений.Разведанные запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов служат сырьевой базой для действующих, реконструируемых проектируемых предприятий нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности.Методы подсчета запасов нефти. Объемный метод основан на определении объема порового пространства пород-коллекторов, насыщенного нефтью.Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно.В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий одну залежь с единым ВНК(ГВК).Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пересчете запасов новые подсчетные объекты.Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.В залежах, разбуренных сеткой добывающих скважин и приуроченных к пластам с сильной литолого-фациальной изменчивостью, рекомендуется выделять зоны высоко и низкопродуктивных пород.Подсчет запасов по этим зонам следует вести раздельно, так как они отличаются коэффициентами извлечения нефти.Метод материального баланса.Для подсчета начальных запасов нефти в коллекторах смешанного типа применяют также метод материального баланса, согласно которому количество нефти, содержащейся в залежи, может быть определено путем изучения изменений физических свойств нефти в зависимости от снижения пластового давления в процессе разработки залежи. Отбор нефти, попутного газа и воды из залежи вызывает непрерывное перераспределение этих флюидов вследствие снижения пластового давления.При этом баланс между количеством углеводородов, содержащихся в залежи до начала разработки, и количеством углеводородов, добытых и еще оставшихся в недрах, не нарушается.Методы подсчета запасов газа. Объемный метод подсчета запасов свободного газа.сводится к определению объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и в газовых шапках.В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи или газовой шапке, зависит от пластового давления, пластовой температуры, физических свойств и химического состава самого газа.Все сведения,необходимые для подсчета запасов газа объемным методом, получают в процессе разведки и пробной эксплуатации залежи.Подсчет запасов свободного газа методом падения давления основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления залежи.При подсчете запасов газа методом падения давления в залежи должны быть установлены высотное положение газоводяного контакта и изолированность залежи от других пластов.Подсчет запасов газа, растворенного в нефти.балансовые запасы газа, растворенного в нефти, определяются при любом режиме по балансовым запасам нефти с учетом растворимости газа в нефти при среднем начальном пластовом давлении или с учетом среднего начального газового фактора.
