Визначення Кн за даними методу пс

Визначення Кн за даними методу ПС базується на залежностях між коефіцієнтом водонасичення за величиною зв’язаної води і глинистістю колектора а також між глинистістю і дифузійно-адсорбційною активністю породи, як результат у глинистих нафтогазонасичених порід-колекторів спостерігаються кореляційні зв’язки між Ада(_пс) і Кв(Кн). При достатньо високому кореляційному відношенні ці зв’язки можуть бути використані для визначення Кв(Кн).

Визначення Кн(Кг) за даними радіоактивних методів

Нейтронні методи оцінки Кнг засновані на залежності інтенсивності випромінювань гірських порід, заміряних цими методами, від вмісту в пластових водах елементів з аномальними нейтронно-поглинаючими властивостями (наприклад, хлору). Найперспективними є імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж при оптимальній мінералізації пластової води. У цих умовах нейтронна поглинаюча активність знаходиться у прямій залежності від коефіцієнта водонасичення (Кв).

У газоносних пластах, у зв’язку з зменшенням вмісту водню у породі-колекторі певної пористості і зменшенням густини у порівнянні з водоносним пластом однакового вмісту водню, коефіцієнт газонасичення може бути визначений за формулою:

, (10.1)

де це – поправка за зменшення густини газоносного пласта у порівнянні з водоносним однакового вмісту водню; Нв і Н_Г – водневі еквіваленти водонасиченої і газонасиченої часток порового простору при термобаричних умовах залягання пласта; – середній вміст атомів водню в молекулі газу; М_{Г, ср} – середня відносна молекулярна маса газу; Р_пл – пластовий тиск (в Па); Т_пл – температура пласта (в К); – густина води при пластових тисках, температурі і мінералізації; Z – поправка за стиснення реальних газів.

За даними Сегесмана і Ліу поправка досягає максимуму в області Н_з0,5.

Визначення коефіцієнта залишкового нафтогазонасичення і витіснення нафти

Коефіцієнт залишкового нафтогазонасичення Кн,з визначають по заводнених ділянках покладу за параметром Рн,пп.

Коефіцієнт Кн,з залишкового нафтогазонасичення може бути розрахований за формулою

, (10.2)

В окремому випадку при витісненні нафти пластовими водами (_в=_в,пп, П_п,п=П_п,пп)

, (10.3)

Оцінка вірогідності визначення підрахункових параметрів

Процедуру визначення параметрів можна розглядати як складний засіб побічних вимірювань, канал зв’язку якого складається із різного роду елеметів: свердловинного приладу, наземної апаратури, оператора, інтерпретатора, петрофізичних залежностей і т.ін. Окремі елементи, які перетворюють інформацію від об’єкта (пласта), що вивчається, характеризуються різною ступінню точності і надійності їх роботи. Таким чином, при вирішенні задачі оцінки похибок, або вірогідності визначення властивостей пластів з метою підрахунку запасів можна, або вичисляти сумарну похибку, визначивши похибки окремих елементів, або безпосередньо оцінювати значення похибок кінцевих параметрів.

В обидвох випадках похибки визначаються як відхилення результату вимірювання, або перетворення від дійсного або близького до дійсного значення. Застосування першого способу значно складніше, а через те при підрахунку запасів перевагу віддають другому – порівняння інформації, одержаної за даними ГДС, з даними прямих методів визначення параметрів на керні.

Оцінки похибок будь-яких видів вимірювань вимагають знання дійсного значення величин, які визначаються наявністю еталону. При підрахунку запасів в якості такої дійсної величини часто приймають значення параметрів, визначених по керну. У цьому випадку значення пористості і нафтогазонасиченості пластів, одержаних на зразках, вважаються еталонними, або дійсними, з котрими порівнюють результати побічних більш дешевших і масових визначень за даними ГДС. Дані аналізу керну є результатом лабораторних вимірювань, які повинні супроводжуватись оцінкою похибок. Якщо подібна оцінка не проведена, пряма інформація за даними керну не придатна для визначення похибок кінцевих результатів.

Не менш важко віднайти засоби оцінки похибок проміжних вимірювань і перетворювань при інтерпретації даних ГДС, поскільки невідомо дійсне значення величин, одержуваних у результаті кожного перетворювання. Похибку можна оцінити порівнянням заміряної величини з еталонною при існуванні набору еталонів, з допомогою яких настроюють апаратуру або методику, яка є в організації. Однако наборів еталонів для свердловинних і лабораторних вимірювань і тим більш інтерпретаційних процедур в теперішній час не існує. Це не дозволяє оцінювати реальні похибки вимірювань і вести самі вимірювання з гарантованою точністю.

У теперішній час для оцінки якості геофізичних результатів використовується тільки обов’язкова оцінка якості реєстрації кривих у свердловині, що складає тільки частину всього процесу визначення параметрів пластів. Криві оцінюють за схожістю основного і повторного замірів у свердловині в інтервалі перекриття. Оцінка виражена у вигляді відносної похибки , яка відтворює лиш стабільність роботи конкретного набору апаратури і не включає систематичні похибки, які вносяться настройкою і зміною вузлів апаратури, оператора і т. ін. Одержана оцінка істотно занижена і не може бути поширена на всю площу родовища. Такі похибки не враховуються в інтерпретації. При існуючому стані справ доцільніше оцінювати похибки вимірювань і перетворювань геофізичної і геологічної інформації статистичним способом. Такий підхід дозволяє встановити похибку як всього каналу в цілому, так і окремих його елементів. Статистичний спосіб полягає в проведенні багатократних замірів у свердловині, або реалізації того чи іншого процесу обробки з наступним обчисленням середнього значення параметра, яке приймається за дійсне. У цьому випадку оцінювана похибка визначається відтворенням різного роду процедур, або вимірювань, проведених однаковим способом. Значення похибки визначається за ступенем відхилення результатів одиночних реалізацій процесу від найденого середнього. При цьому похибка вимірювань у свердловині – це відтворення замірів, виконання протягом короткого проміжку часу різними операторами всіма видами наземної і свердловинної апаратури даної організації; похибка інтерпретації – це відтворення визначень, проведених інтерпретаторами даної інтерпретації; похибка лабораторних досліджень – це відтворення результатів вимірювань на одній і тій же колекції зразків в різних петрофізичних лабораторіях. Статистичну обробку результатів багатократних вимірювань ведуть за методикою оцінки похибок і відтворення [6].

Кількісною мірою відтворення вважається співставлена оцінка Q, яка дозволяє порівнювати діапазон зміни параметру і похибка зміни Q=_д/_в, де _д – середньоквадратичне відхилення параметра від загального середнього, що відображає діапазон його зміни; _в – міра відтворення параметра при повторних вимірюваннях або реалізації процесу. З допомогою величини Q можна порівнювати відтворюваність вимірювань з тіснотою петрофізичних зв’язків.

Таблиця 10.1 – Зміни значень похибок на етапах вимірювань

в свердловинах і інтерпретації даних ГДС

Етапи	Умови Одержання оцінок	Параметр або перет- ворення	Число Повторних Вимірів	Q	n, %	ві, %	св, %
вимірю-вання	у свердлови-нах	ПО (ГЗ)	210	9,6	7,2	4,5	5,4
вимірю-вання	у свердлови-нах	БМК	4	3	21	16	13
вимірю-вання	у свердлови-нах	БК	26	9,2	10,8	7	8,2
вимірю-вання	у свердлови-нах	ІК	39	4,9	7	3,7	4,7
вимірю-вання	у свердлови-нах	НГК (у. од.)	94	1,5	17	8,9	14
вимірю-вання	у свердлови-нах	ННК (у. од.)	67	1,8	10	3,8	9,2
вимірю-вання	у свердлови-нах	ГК (nА/кг)	149	1,6	16	6,1	14,8
вимірю-вання	у свердлови-нах	ННК (Inn)	67	4,0
вимірю-вання	у свердлови-нах	ГГКЩ ()	5	2,1	3	1,3	2,6
вимірю-вання	у лаборато- ріях на керні	Кп	14	2,1-6,1	6,4	4,5	2
вимірю-вання	у лаборато- ріях на керні	Кпр	15	2,4	29	20	11,5
вимірю-вання	у лаборато- ріях на керні	Квз	6	1,4-2,3	14,3	10,5	8,5
вимірю-вання	у лаборато- ріях на керні	Рп	6	1,1-3,6	16-51
вимірю-вання	у лаборато- ріях на керні	Рн	4	1,1-1,5	4,-59

Крім того, кількісною мірою похибки є величина абсолютної _n і відносної _п помилки; _n=(_п/у_сер)*100%, де у_сер – середнє значення параметра. Абсолютна середня квадратична похибка _n представляє собою повну похибку вимірювання, або перетворення і може бути розкладена на складові похибки: випадкову _вип і систематичну _ст: _n²=²_вип+²_ст і відповідно _n, _вип і _ст.

Запропоновані оцінки не є повними, оскільки вони відображають лиш випадкові значення похибки відносно середнього значення із серії вимірів. Запропоновані оцінки є мінімальні.

Оцінку підрахункових параметрів проводять на кінцевому етапі проведення геофізичних досліджень, де формується повна, або сумарна результуюча похибка, яка й потрібна для оцінки вірогідності одержуваних даних. Повна похибка складається із похибок, які виникають на кожному етапі і нагромаджуються до моменту оцінки властивостей пластів. Величина похибки обумовлена похибками прямих вимірювань у свердловині, лабораторії, інтерпретації, статистичним характером петрофізичних зв’язків, довжиною каналу зв’язку використовуваної методики від вихідних даних до моменту одержання коефіцієнтів пористості, нафтонасиченості. Вказані параметри визначаються як сума вкладів похибок кожного етапу перетворення і повинні розраховуватись індивідуально для кожної методики оцінки параметрів пласта. Розрахунок сумарних похибок дозволяє вести аналіз всіх етапів перетворення геофізичної інформації і встановити вклад у сумарну похибку помилок вимірювань, інтерпретації, петрофізичних зв’язків і т. ін.