ИСТИНА

В настоящее время нередко перед петрофизиками ставится задача пересмотра и актуализации петрофизического обоснования интерпретации ГИС месторождений с длительной историей разработки из-за несоответствия геологических и, как следствие, извлекаемых запасов фактическим данным разработки. Именно из петрофизической части исходят три из шести множителей в формуле начальных геологических запасов объемным методом (1): Q=S*Hэфнг*Kп*Kнг*Кпер*δн, (1) а именно Hэфнг – эффективная нефтегазонасыщенная толщина; Kп - коэффициент пористости и Kнг – коэффициент нефтегазонасыщенности. В настоящее время в эксплуатации находятся месторождения с коллекторами со сложным литологическим составом, структурой порового пространства и негидрофильной смачиваемостью. Факторы, которые зачастую не изучались ранее при исторической интерпретации ГИС: 1) Литолого-фациальная неоднородность отложений, которая рассмотрена на примере терригенных отложений тюменской свиты месторождений Западной Сибири; низкоомных терригенных отложений васюганской свиты Широтного Приобья; карбонатных рифогенных отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП). Дифференциация петрофизического обоснования интерпретации ГИС привела к повышению достоверности петрофизических параметров, изменению уровней ВНК, пересмотру геологической модели и уточнению запасов. 2) Поверхностные свойства коллекторов по смачиваемости, на примере терригенных и карбонатных отложений ТПНГП. Учет гетерогенной или негидрофильной смачиваемости отложений привел к уточнению Кн и геологических и извлекаемых запасов. 3) Снижение удельного электрического сопротивления пород УЭСп из-за прошедшего фронта обводнения при эксплуатации методом поддержания пластового давления. Оценка Кнг в обводненных интервалах по модели переходной зоны приводит к получению начального значения Кнг и соответствию с данными опробований и добычи.