Оценка надежности коэффициента нефтегазонасыщенности по параметрам насыщенности пластов план

ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПО ПАРАМЕТРАМ НАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТОВ

ПЛАН:

1.Виды структурных чертежей.

2.Прогнозирование нефтегазовых коллекций структурных чертежей.

3.Проведение геологоразведочных работ по подготовке сооружения.

Анализ резервного фонда проводится по состоянию на начало текущего года. Все конструкции, включенные в бланк 03-гр и подготовленные к разведочному бурению, анализируются. Анализ резервного фонда проводится в целях: - оценки качества подготовленных конструкций, в том числе фонда конструкций, подготовленных к глубокому бурению в предыдущем году; - ревизии фонда конструкций и выделения непригодных к эксплуатации конструкций, изготовленных без продукции или без качества; - выявления и оценки перспективных ресурсов углеводородного сырья; - определения очередности включения конструкций резервного фонда в поисковое (параметрическое) бурение. Для каждой структуры предоставляется такая информация, как. Площадь подготовленных конструкций определяют по площадям внутри линии изогипса с абсолютной высотой N: H H C 2 1 а 0 п , (1) где N – абсолютная высота линии изогипса, используемая для определения площади, М; N – абсолютная высота линии изогипса Берка очень большой глубины,м; c – сечение линии изогипса, м. Площадь сооружений измеряется в км2. Амплитуда подготовленных конструкций рассчитывается через разницу между абсолютной высотой линии изогипса Берка, используемой для расчета площади, и абсолютной высотой самой высокой точки в ее куполе. Амплитуда измеряется в метрах. Плотность наблюдения в подготовленных сооружениях определяется: а) для сооружений, подготовленных к сейсморазведке, – измеряется отношением длины разрезов (в км) на границе подготовленных сооружений к их площади (в км2) (км/км2 ); 109 Б) для сооружений, подготовленных к бурению, – отношением количества скважин, вскрывших отмеченный горизонт, к площади сооружения (в км2 (колодец/км2 ). Для структур, подготовленных с помощью сейсморазведки, используется понятие данных плотности наблюдений. При его определении учитываются только участки сейсмических разрезов на границе сооружения, на которых удовлетворительно регистрируются волны, возвращающиеся из исследуемых (целевых) горизонтов. Исследуемая глубина разреза определяется линией изогипса Берка, характеризующей Нижний (целевой) горизонт, на котором строится структурная карта. Все вышеперечисленные данные получены в результате анализа паспорта сооружения и прилагаемых к нему графических материалов. Величина случайной ошибки на карте, которая будет сделана при подготовке сооружения сейсморазведкой, определяется геофизической организацией и указывается в соответствующих отчетах. Перспективность территории, на которой подготовлена структура, определяется по “карте нефтегазоносности Республики Узбекистан”. В нем зонируются территории нефтегазоносных областей по степени накопления текущих запасов углеводородов, а по перспективной и прогнозной ресурсоемкости все районы делятся на 4 категории. 4.2. Определение качества подготовки сооружений качество подготовки сооружений по данным сейсморазведки зависит от двух факторов: величины вероятности наличия подготовленных сооружений по данным сейсморазведки (“сейсмостройки”) и их отражения на картах сооружений, составленных по горизонтам, и перспективных на нефть и газ горизонтов. сейсморазведочных данных Р определяется программным или аналитическим способом, оценивающим достоверность карт, составленных с помощью экспозиции. 110 Если P ≥ Kподтверждение. если конструкция изготовлена по условиям, в этом Кпроверка. - коэффициент валидности конструкций при глубоком бурении в исследуемом районе. (2) в этом nподтверждение.str. - количество конструкций, подтвержденное глубоким бурением; нтекш. str. - количество конструкций, проверяемых глубоким бурением. Если изучаемая структура P < Kподтверждение. если он расположен на перспективных землях, то целесообразно перевести его из фонда подготовленных сооружений в Фонд выявленных сооружений. По значению Р выделяют четыре категории подготовки: I категория: П = 0,91 – 1,0 структура величина, представляющая вероятностный характер высоконадежных; Тип II: P = 0,71 – 0,90 структура надежная; тип III: P = 0,55 – 0,70 вероятная структура; тип IV: P < 0,55 вероятность наличия структуры низкая. При подготовленных горизонтах по соотношению перспективных горизонтов к нефтегазовым выделяют три группы конструкций: группу а-конструкцию, подготовленную по одному (если в разрезе имеется один) или нескольким перспективным горизонтам (в пределах перспективного толстого слоя); группу Б — конструкцию, залегающую по одному или нескольким выше и (или) ниже, планы конструкций которых хранятся в архиве подготавливается по относительно перспективным горизонтам в условиях; группа с — структура подготавливается на горизонте с неизвестным соотношением структурных планов перспективных и картографических горизонтов, лежащих выше и (или) ниже перспективного горизонта. Категории и обособленные группы конструкций, отмеченные по показателю Р, определяют качество их изготовления (табл.4.1). Ktasdiq=. ntasdaq.str. n тек. str. 111 таблица 4.1 категории, P группа A B C I очень хорошо хорошо неудовлетворительно II хорошо удовлетворительно - III удовлетворительно - - IV неудовлетворительно неудовлетворительно - подготовленные структуры P ≥ K утвердительно. условия. Структуры, подготовленные по неудовлетворительной оценке и относящиеся к группе С, независимо от перспективности региона, рекомендуется исключить из фонда подготовленных структур. Из фонда подготовленных конструкций сооружений, расположенных на перспективных землях, оценка которых неудовлетворительна и относится к IV категории, целесообразно перенести в Фонд выявленных сооружений. 4.3. Оценка углеводородных ресурсов в структурах, подготовленных к глубокому бурению под оценкой ресурсов в структурах, подготовленных к бурению, понимается оценка совокупности ресурсов на всех перспективных горизонтах в нем. Для определения ресурсов в структуре потребуется оценка ресурсов в каждом перспективном нефтегазоносном горизонте. "Классификация запасов местообитаний может быть оценена как очень хорошая, хорошая или удовлетворительная при выполнении, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов” [27] и “методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата” [31] ресурсы в структурах, подготовленных к поисковому бурению, можно будет разделить и разделить на следующие категории: Категория С3 – на границе нефтегазоносных районов расположен в этих районах геологический-перспективные нефтегазовые ресурсы участка (объекта), подготовленного к глубокому бурению 112, обследованного методами геофизических исследований. Перспективные ресурсы рассчитываются по пластам, производительность которых доказана в промышленных масштабах. Нефтегазоносный район характеризуется наличием одного или нескольких умеренных тектонических элементов (бугры, куполообразные поднятия и др.).k.) или расположенные на границе отдельных их частей, соответствующих данной структурно-фациальной зоне, близкие по глубине залегания, Распространенность одноименных нефтегазовых комплексов, наличие нефтегазовых месторождений аналогичного типа и нагромождений, характеризующих пространственное положение углеводородов в них. форма, объем и условия залегания кучи определяются в общем виде по результатам геолого-геофизических исследований и а коллекторские свойствапринимаются в сравнении с аналогичными разведанными месторождениями по толщине пластов, составу и свойствам нефти и газов. Категория D1-прогнозные ресурсы нефти и газа промышленного значения в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур (I порядок). При наличии достаточных данных он охватывает перехватчики, расположенные в районах, подготовленных к разведочному бурению, но нефтегазоносность оцениваемого комплекса еще не определена (локализованные ресурсы D1 или D1). Категория D2-прогнозные ресурсы литолого-стратиграфических комплексов промышленного значения, нефтегазоносность которых еще не подтверждена в рамках изучаемых структур (I порядок). Перспектива нефтегазоносности таких комплексов прогнозируется на основе геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозируемых ресурсов этой категории проводится на основе общих геологических очертаний и сравнения с относительно более изученными аналогичными регионами с разведанными месторождениями и кучами в оцениваемом комплексе. 113 категория D2 включает прогнозные ресурсы углеводородного сырья в ловушках, кондиционированных для глубокого бурения в пределах структур I порядка без определения нефтегазоносности (локализованные ресурсы D2 или D2 Loc). Перспективные ресурсы категории С3. В соответствии с действующими документами, такими как “инструкция по применению классификаций запасов к местонахождениям нефти и горючих газов” [26] и “методическими указаниями по количественной оценке прогнозников ресурсов нефти, газа и конденсата” [31] в пределах определенных нефтегазоносных районов проводится поисковое бурение. оценка перспективных ресурсов подготовленных конструкций (категория С3) только по объемному методу выполняется. Перспективные ресурсы категории S3 должны отвечать следующим условиям: а) наличие структур и общие границы их (структурных, стратиграфических или литологических перехватчиков) определяются методами геологических и геофизических исследований, надежными для данного района; степень подтверждения размеров и формы этих структур в пределах района должна быть установлена по данным глубокого бурения.; б) наличие предполагаемых коллекторов, покрытых водонепроницаемыми породами, в пределах подготовленных конструкций должно быть определено на основе структурно-фасциального анализа с опорой на данные бурения; в) возможность нефтегазонасыщения коллекторов промышленного значения, а также коэффициент нефтегазонасыщенности рукавов в пределах данной структурно-фасциальной зоны путем сравнения с разведанными месторождениями; в) расчет ресурсов должен производиться по отдельным пластам, изучаемым на ряде других месторождений, имеющих сходное геологическое строение и продуктивность промышленного значения, находящихся в пределах данной структурно-фациальной зоны (нефтегазоносный район). Для расчета используются структурные карты, составленные по каждому из перспективных нефтегазоносных горизонтов. В условиях вероятности совпадения структурных планов маркированного (возвратного) и нефтегазоносного горизонтов могут быть использованы структурные карты из отчета по данным сейсморазведки 114 или структурного бурения (итогового). и при несоответствии структурных планов нефтегазоносных горизонтов (план или амплитудное несоответствие) структурные карты выполняют с учетом этого несоответствия. Состояние поверхности водонефтяного сцепления, поверхности газонефтяного сцепления, поверхности газонефтяного сцепления, контролирующей нефтегазоносность, определяют геолого-структурные условия на основе анализа закономерностей изменения состояния смежных поверхностей в таких горизонтах или пластах в близлежащих сваях (по карте изоконтактов) или коэффициентов заполнения этих свай с учетом известных закономерностей формирования свай в данном нефтегазоносном районе. На степень заполнения перехватчика влияет литологические свойства пласта и возможность изменения его коллекторских свойств по площади, поэтому необходимо использовать карту, отражающую литологический состав пласта и распределение коллекторских свойств. Степень заполнения улова и фазовое состояние углеводородов, содержащихся в нем, во многом определяется термобарическими условиями, поэтому необходимо использовать изобарную карту (гидродинамическое давление) и изотерму. Полезная толщина нефтенасыщенной части пласта определяется с помощью данных, полученных из близлежащих к нему свай, вариаций толщины оцениваемого комплекса в региональном масштабе, характеристик амплитуды захвата и вариаций полезной толщины, выявленных в районе, а также данных о зависимости. Для определения величины пористости и нефтегазонасыщенности используют данные, полученные по близлежащим сваям, и закономерности их изменения. Плотность нефти, ее газонасыщенность, пересчитанный коэффициент поступления нефти определяют с помощью установленных для района закономерностей изменения физико-химических свойств нефти. 115 для приведения измеряемой температуры к стандартной температуре при оценке объема свободного газа в нее вносят поправку и определяют ее по температуре слоя или по отношению средней глубины залегания оцениваемого горизонта к среднему геотермальному градиенту, среднее давление слоя принимают по карте изобар или (для нормального гидродинамического градиента) приравнивают к условному гидростатическому давлению. Количество стабильного конденсата в свободном газе определяется исходя из установленных для района свойств газоконденсатов и законов их изменения. Для оценки нефтеотдачи необходимы данные литологического строения коллекторов, ожидаемые значения вязкости нефти в пластовых условиях и проницаемости пласта, которые определяются по близлежащим нагромождениям или по региональным закономерностям изменения физико-химических свойств нефти и коллекторным свойствам пластов. Затем определяется Нефтеотдача по зависимости гидропроницаемости от плотности сети скважин для карбонатных и терригенных пластов, распределенных в районе. Локализованные ресурсы прогнозирования. Локализованные прогнозные ресурсы должны отвечать следующим требованиям: а) структурная, стратиграфическая или литологическая рукоятка должна быть детально изучена на оцениваемую нефтегазоносность перспективного или нефтегазоносного комплекса (горизонта), позволяя надежно составить технически обоснованную изогипсовую карту, а подготовленные к разведочному бурению структуры (объекты) должны соответствовать условиям; б)продуктивность каждого оцениваемого нефтегазоперспективного комплекса (горизонта) должна быть доказана в пределах исследуемой структуры I Порядка (для категории D1) или установлена в структурах I Порядка (для категории D2), сходных по геологическому строению и характеру критерия нефтегазоносности. 116 оценка структурных ресурсов проводится по каждому нефтегазовому перспективному или нефтегазовому комплексу. При этом используются расчетные планы каждого комплекса, оценки ресурсов по каждому расчетному и эталонному участкам и карты исходных ресурсов с указанием их плотности в тыс. т (103 т) или М 3 и отражением распределения удельной плотности ресурсов. На таких картах и расчетных планах удельная плотность ресурсов распределяется по всей площади, как по площадям, занятым поручнями, так и по площадям между ними, поэтому использование оцениваемой площади поручня в качестве расчетной площади было бы неправильным. Оценка с помощью объемного метода расчета ограниченных прогнозных ресурсов возможна только для категории D1. Это допускается при получении значения вычисляемых параметров в результате интерполяции и экстраполяции, при удовлетворительном использовании их значения в отображении и при выделении подготовленных дескрипторов. Для ресурсов категории D1 характерна неполнота данных об уровне заполнения оцениваемых уловов, при объемном методе оценки рассчитывается верхний предел прогнозируемого количества содержащихся в них нефтегазовых ресурсов. Комплексные работы, выполняемые при поиске локальных структур в тектонических блоках и региональных геоструктурах в целом, включают сейсморазведку, структурно-геологическую Семку и структурное бурение. В отдельных районах с благоприятными геологическими условиями с этой целью проводятся детальная и высокоточная гравиразведка и электроразведка. По результатам структурно-геологической семки проводится сейсморазведка выявленных локальных структур на достаточно глубоком горизонте с целью подготовки их к глубокому поисковому бурению. . Хорошие результаты дает проведение сейсморазведочных и структурных скважинных буровых работ на комплексной основе при поиске заглубленных (не отраженных на уровне земли) сооружений с целью поиска заглубленных локальных сооружений, метод анализа толщины пластов и изучение литолого-фациального состава отдельных стратиграфических комплексов платформенного чехла. Метод определения локальных поднятий по карте мощностей зоны вальсовых поднятий и региональных структур известен тем, что ориентация зоны вальсовых поднятий и отдельных структур на региональном плане часто совпадает с направлением изолиней толщи периодических отложений интенсивного роста этих складок. В этом случае для выявления локальных поднятий необходимо учитывать региональные особенности изменения толщины. На рисунке 6.1 показано определение площади локального поднятия по карте толщин. В юго-западной части исследуемой территории наблюдается региональное увеличение мощности, в центральной части области выявлено локальное изменение мощности. Это приводит к тому, что изопахиты образуют отчетливую складку, которая расширяется до 162 с уменьшением расстояния между ними. Если провести на карте региональный фон изменения толщины (пунктирные линии), то точка пересечения регионального фона изопахита с изопахитом карты покажет величину локального уменьшения толщины данного стратиграфического комплекса. На карте локальное уменьшение толщины наблюдается в центральной части поля и ограничено двумя изо-линиями 10 и 20 м (обозначены точками). Именно этот участок поля может быть связан с локальным подъемом. Рисунок 6.1. Выявление локальных поднятий по карте толщ 1-изопахиты; 2-изопахиты на региональном фоне; 3 - изолинии применение метода “согласования” (“сходимости”) с использованием структурных карт верхних горизонтов при поиске заглубленных структур по менее изученным подслоям с использованием структурных карт относительно хорошо изученных верхних горизонтов, пластов или отложений создание структурных карт также используются методы. Это называется методом” согласования “(”сходения"). Масштабирование этого метода для обнаружения локальных поднятий может привести к прогнозированию большего количества локальных поднятий на подслое по сравнению с тем, что находится в верхнем слое, или к определению наличия локальной структуры на подслое с помощью структурной карты, построенной на верхнем слое локальной структуры. Пример 163: поддержка метода” согласования " около 40 локальных поднятий на поверхности палеозойских отложений с использованием данных глубоких скважин, обнаживших юрские отложения в Ферганском болоте А.A.Предсказано абидовым. Прогнозируемые палеозойские поверхностные локальные поднятия перспективны для нефтегазоносности, и без чрезмерных затрат на них возможно проектирование глубоководных разведочных скважин. Так, например, в результате глубокого бурения, проведенного на Южно-Алтайском и Западно-Алтайском месторождениях этого же месторождения, были выявлены новые нефтегазоконденсатные залежи. Применение метода” согласования " позволяет значительно ускорить определение и подготовку конструкции к поисковому бурению. Примечания: 1. При поиске зоны поднятий и отдельных локальных структур во многих районах успешно действовала электроразведка. 2. В ряде областей в поисковых работах также может применяться гравиметрическое обследование. Применение преобразования гравитационного поля в нескольких районах, включая Устюрт, позволяет обнаруживать встроенные локальные всплески, представленные остаточной аномалией поля. Более точное решение задачи об уровне заполнения возможно при регрессивном анализе показателей условий формирования свай, выбранных в качестве эталона, или совокупности свай, отобранных в качестве эталона, отвечающих геологическим условиям района оцениваемого сооружения (объекта). Для количественной оценки ограниченных прогнозных ресурсов в случаях недостатка данных используется зависимость между показателями формирования выбранной эталонной кучи и имеющимися в ней ресурсами. пласта (хранилища)как наиболее достоверные признаки, указывающие на условия нефтегазонакопления к основным показателям накопления нагромождений относятся величина захвата в подготовленных конструкциях (их площадь и амплитуда), пористость, проницаемость, толщина коллектора и величина площади нагромождения нефти оцениваемого нагромождения. Хранение свай определяется барьерной способностью крышки 117 и зависит от ее толщины, проницаемости и регионального уклона. Толщина, Используется количество Корга, степень его изменчивости. Набор параметров, определяемых с помощью регрессивного анализа, может изменяться в зависимости от особенностей района, в котором находится оцениваемый рычаг. При определении объема прогнозных ресурсов методом геологической аналогии на расчетный участок переносится описание эталонных участков. Исходя из этого, необходимо размещение конструкций на эталонном участке, распределение конструкций по их площади и объему запасов, а также опора этих закономерностей на расчетном участке, определение ресурсов оцениваемых рычагов. расчеты производятся в следующей последовательности: а) определение значения коэффициента структурного натяжения эталонного участка, это значение находят через отношение суммы площадей конструкций к общей площади эталонного участка; Б) определение средней площади эталонного участка; в) определение распределения эталонных секционных конструкций по объему их площади; г) определение соотношения ресурсов эталонных секционных конструкций к их общей площади; расчетной площади; д) определение общей площади конструкций на расчетном участке с использованием коэффициента структурной деформации; е) определение количества конструкций на расчетном участке с использованием средней площади конструкций на эталонном участке ; ж) определение конструкций на расчетном участке с использованием установленной зависимости в эталонном участке по их площадираспределительные; з) определение ресурсов оцениваемой конструкции по ее площади, поддерживая установленную зависимость на эталонном участке, по размеру определение. В связи с тем, что при оценке ресурсов категории D2, в отличие от ресурсов категории D1, используются внешние эталоны, гораздо более отдаленная и даже общая аналогия геологического строения 118, эталонный уровень часто отвечает структурам I порядка, характеристика структурных напряжений, распределение структур по их площади и отвечающие им ресурсы приобретают более общий характер. При оценке ограниченных ресурсов категорий D1 и D2 количество стабильного конденсата в свободном газе определяется исходя из величины его среднего потенциала в оцениваемом регионе или определяется по методу аналогии. Величина нефтеотдачи принимается равной утвержденной при прогнозной оценке нефтяных ресурсов исследуемого комплекса, а коэффициент добычи свободного газа-0,85. 4.4. Анализ расположения сооружений целью анализа расположения подготовленных сооружений является определение степени значимости каждого из них в зависимости от перспективы нефтегазоносной области, на которой они расположены, а также места, которое занимает сооружение среди тех, которые могут быть подготовлены в будущем. При анализе расположения сооружений учитывается суммарная прогнозная ресурсоемкость и степень разведанности исходных суммарных ресурсов каждого нефтегазоносного комплекса в соответствующих элементах нефтегазгеологического районирования. Суммарная ресурсоемкость определяется по нефтегазоносности перспективной карты региона, степень разведанности исходных суммарных ресурсов – величина сумм добытой продукции в вскрытых месторождениях и отвалах и величина разведанных (категория А, В и С) и предварительно оцененных (категория со) запасов нефти, газа и конденсата в соответствующем элементе по отношению к суммарным исходным ресурсам (категорияUBR) определяется соотношением. Среди структур, которые могут быть подготовлены в будущем в регионе, подготовленная структура была занята и считалась минимальной. при подготовке сооружения являются: сейсмогеологические характеристики, достоверность указанного горизонта при бурении сооружения, соответствие планов их сооружения планам сооружений нефтегазоносных комплексов и Пластов, величина коэффициента достоверности сооружений условиями проведения геолого-поисковых работи оценка достоверности и надежности ресурсов в элементе зонирования , в котором находится сооружение. 4.5. Определение очередности включения подготовленных сооружений в поисковое бурение сортировочную очередь включения подготовленных сооружений в поисковое бурение проводят исходя из: - степени перспективности земель расположения сооружений; - степени разведанности таких земель; 120 - места, занимаемого подготовленным сооружением среди предполагаемых сооружений; - распределения сооружений по качеству, освещенности разреза; - углеводородного сырья. количество материальных ресурсов (от фазового состава и предполагаемой физико-химической классификации флюидов); - от коллекторных свойств нефтегазонасыщенных пород;-от величины коэффициента подтвержденности структур; - от успешности проведения поисковых работ; - от проверяемости и надежности ресурсов в районе расположения структуры; - от экономических и организационно - технических соображений. Сортировка структур осуществляется по нефтегазоносным областям (районам) сходных геологических условий. Для проведения буровых работ в первую очередь выбираются сооружения, ресурсы которых надежны и качественно подготовлены, а запасы которых превышают прогнозируемые в районе средние. В качестве объектов второй очереди выбираются сооружения, хорошо и удовлетворительно подготовленные, ресурсы которых равны запасам месторождений, прогнозируемым как средние, в качестве объектов третьей очереди выбираются сооружения, ресурсы которых меньше, чем на месторождениях, прогнозируемых как средние. На конструкциях, удовлетворительно подготовленных, но имеющих значительное количество углеводородного сырья, одновременно с разведочным бурением целесообразно провести дополнительные работы для повышения уверенности в их готовности. Экономические соображения (близость к шахтам, трубопроводам, удаленность от базы глубокого бурения, глубина заложения свай и др.)) может серьезно повлиять на очередь выбора структур, каждая из которых должна быть обоснована в конкретных случаях.
Согласно технической инструкции, при оценке насыщенности пластов-коллекторов решаются следующие задачи: разделение пластов-коллекторов в пределах перспективного интервала на водоносные и нефтегазоносные (продуктивные); разделение продуктивных коллекторов на газоносные и нефтеносные; выделение переходной зоны, если в подошве пласта-коллектора имеется водоносная часть; качественная оценка наличия остаточной нефти в газонасыщенных и водонасыщенных коллекторах (если это возможно). При решении этих задач используют все доступные методы и методики выделения и оценки продуктивных коллекторов: газовый каротаж и люминисцентно-битуминологический анализ шлама и керна, кривые различных видов каротажа (СП, БКЗ, БК, ГК, НГК, ИК и др.), данные по опробованию пластов приборами на каротажном кабеле.
Определение коэффициента нефтегазонасыщенности
Общепринятая методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг однородных пластов рассчитана для условий, когда свойства пластовой воды не изменяются по высоте залежи и площади месторождения. В этом случае влияние пластовой воды на п продуктивных пластов исключается при использовании относительных параметров:относительного сопротивления Р=вп/в, коэффициента увеличения сопротивления Рн=п/вп и относительного увеличения сопротивления Ро=п/в, функционально связанных с коэффициентами пористости Кп, водонасыщенности Кв и объемной влажности ω.

Рис.7.4. Обобщенные петрофизические связи для полимиктовых коллекторов мелового и юрского возраста Западной Сибири.
1, 2, 3 – соответственно песчаники, алевролиты и глинистые алевролиты.
Величину Кв находят по следующей схеме:
Определяют значение п по данным метода сопротивлений.
Используя величину Кп, установленную по данным одного из методов пористости ГИС, находят по связи Рп=ƒ(Кп) для изучаемого класса коллекторов величину Рп.
Рассчитывают отношение Рн=п/вп и по зависимости Рн=ƒ(Кв) находят величину Кв (рис.7.4).
Зная Кв, рассчитывают Кн, Кг или Кнг по формуле Кв=1-Кнг.
Для большинства продуктивных пластов в разрезе мела и юры связь Рн=ƒ(Кв) определяется выражением (рис.7.4).
На этапах оперативной интерпретации и оперативного подсчета запасов допускается использование обобщающих зависимостей вида Рп=ƒ(Кп) и Рн= ƒ(Кв) (см. рис.) для определенных комплексов и районов.
При сводной интерпретации материалов ГИС требуется уточнить эти зависимости на конкретном фактическом материале. Трудности, возникающие при практическом использовании этой зависимости связаны с достоверностью определения величины п. Для тонких (H<2 м) и слоистых (неоднородных) пластов, для которых не удается надежно определить величину п нг не рассчитывается.