ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ, НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ И ПРОНИЦАЕМОСТИ по геофизическим данным

Определение коллекторских свойств пластов по геофизическим данным обычно проводят по эталонным кривым зависимостей показаний геофизиче­ских методов от рассматриваемого параметра, которые составляют для каж­дого района и каждого типа горных пород отдельно. Построение таких кри­вых возможно двумя способами: 1) по данным лабораторных исследований физических и коллекторских свойств пород, отобранных из параметриче­ских и разведочных скважин; 2) по результатам статистических сопоста­влений показаний геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными значениями последних. В обоих случаях точность количественной оценки определяют числом точек п, по которым строят эталонную кривую, их разбросом, а также достоверностью сведений о чис­ленных значениях параметров, лежащих в основе построения эталонных кривых. Согласно теории математической обработки статистических данных связь считается достаточно тесной и надежной, если коэффициент корреля­ции г превышает значение г > 0,8, а число точек .

Достоверность сведений о средних значениях параметров пласта опре­деляют числом исследованных образцов керна, отобранных из пласта. При­нято считать, что для достаточно однородных пластов сведения о величине средних значений его параметров достаточно достоверны, если на 1 м раз­реза приходится одно или более определений. С повышением неоднород­ности пласта число образцов керна должно быть увеличено. При построении эталонных кривых и при последующей интерпретации показания геофизических методов предварительно приводят к единым скважинным условиям измерений и к условиям пласта бесконечной мощности. Численные значения параметров пласта, определенные по данным ка­кого-либо геофизического метода, при возможности обязательно контро­лируют данными других геофизических методов, особенно таких, которые базируются на различии физических свойств пород. Определение коэффициента пористости ( ) Коэффициент пористости пород Ап принципиально возможно опреде­лять с помощью многих электрических и радиоактивных методов исследо­вания скважин. Однако эффективность таких определений в конкретных геологических условиях для разных методов неодинакова. Обычно в песчано-глинистом разрезе наилучшие результаты дают электрические, а в карбонат­ном — радиоактивные методы.

По данным БЭЗ

Пористость пород определяют по корреляционным кривым зависимости , составленным для водоносных пород исследуемого района. Для отложений, насыщенных пластовыми водами резко различной минера­лизации, кривые зависимости составляют раздельно. Параметр пористости Рп рассчитывают как отношение (3)

Величину удельного сопроти­вления водоносного пласта опре­деляют по данным БЭЗ. Числен­ные значения удельного сопро­тивления пластовых вод в пре­делах одного месторождения для рассматриваемого комплекса отло­жений чаще всего бывают постоян­ными и определяются одним из следующих методов: а) по лабораторным исследо­ваниям удельных сопротивлений образцов пластовых вод с учетом температуры на глубине залегания пласта;

Рис. 56. Зависимости и применяемые для оценки удельного сопротивления пластовых вод.

б) по солевому составу пластовых вод с помощью номограмм, приве­денных на рис. выше, также с учетом температуры пласта; в) по данным метода СП. В последнем случае наиболее точные результаты получаются при ис­пользовании двух кривых СП, зарегистрированных в одной скважине при ее заполнении растворами с резко различными сопротивлениями. По зна­чениям и , снимаемым с этих кривых против исследуемого пла­ста, и по сопротивлениям фильтрата бурового раствора и строят зависимость В полулогарифмическом масштабе эта зависимость выражена прямой. Искомую вели­чину находят как абсциссу точки пересечения этой прямой с осью . дельное сопротивление фильтрата бурового раствора определяют по величине бурового раствора . При отсутствии двух кривых СП, зарегистрированных в скважине с различным буровым раствором, величина может быть найдена по кри­вым зависимости

, приведенным на рис. 56, а для разных значений .

Здесь: — амплитуда аномалии против исследуемого пласта с учетом влияния мощности пласта и его сопротивления; — поправоч­ный коэффициент за мощность h и удель­ное сопротивление пласта (численные значения находят по палетке. — коэффициент приведения уравнения к линейному виду. Численные значе­ния находят по величине отношения предполагаемого значения концентра­ции солей в пластовых водах и в фильтрате бурового раствора (рис.57), б); - коэффи­циент э. д. с. собственной поляризации; dt — температурный коэффициент, чи­сленные значения которого прибли­женно могут быть рассчитаны по фор­муле (где Т = 273°); t — тем­пература в скважине на глубине иссле­дуемого пласта. Величина изменяется в зави­симости от химического состава пласто­вых вод, насыщающих исследуемые отложения, и от степени заглинизированности последних. Для чистых незаглинизированных песков и песчаников, залегающих среди тонкодисперсных глин, в практике за величину при­ближенно принимаются 70 мв.

По данным микрозондов

Величину пористости определяют также по коррелятивным кривым за­висимости . Однако параметр пористости Рп в этом случае рассчитывают как отношение:

где — удельное сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора, определяемое по данным одновременных исследований скважины микропотенциал-зондом и микроградиент-зондом ; — удельное сопротивление фильтрата раствора, определяемое по величине сопротивле­ния бурового раствора , и q — поправочный коэффициент, учитывающий влияние на сопротивление жидкости в зоне проникновения невытесненной пластовой воды. В нефтеносных пластах при расчете Рп учитывают также влияние на сопротивление жидкости в зоне проникновения остаточного нефтенасыщения пласта. Практически численные значения параметра по­ристости по данным микрозондов могут быть найдены с помощью номо­грамм. По известному значению удельного сопротивления бурового раствора (определяют по величине на кривой микроградиент-зонда против размытых глин) с помощью номограммы А определяют удельные со­противления глинистой корки и фильтрата бурового раствора . Затем рассчитывают отношения и кажущихся сопротивлений против исследуемого пласта, полученных микроградиент ( )- и микропотен­циал ( )-зондами, к сопротивлению ; по кавернограмме определяют диа­метр скважины dc и с помощью номограмм Б и А находят отношение coпротивления зоны проникновения фильтрата раствора к сопротивлению . Далее рассчитывают отношения ( — удельное сопротивление пластовых вод) и с помощью номограмм Г и Д последовательно пределяют отношения и . При исследовании водоносных пород отношение является искомым параметром пористости Рп, по величине которого с помощью одной из кривых зависимости определяют коэффициент пористости kп. Для нефтеносных пород в найденное описанным выше способом значение Рп с помощью номограммы Е вводят поправку за влияние остаточного нефтенасыщения (КOH). Метод применим для оценки пористости водоносных и нефтеносных песчаников и известняков с гранулярной пористостью.

По данным метода СП

Оценка пористости производится по коррелятивным кривым зависимости показаний метода от коэффициента пористости пород К_П, составленным для исследуемых отложений. Показания метода выражаются в величине амплитуды отклонения кривой СП от условной нулевой линии (обычно от линии чистых глин) или в относительных единицах Асп, например, в отношении амплитуды против исследуемого пласта к максимальной амплитуде , наблюдаемой против чистых незаглинизированных песчаников:

В некоторых случаях величина относится к амплитуде , наблюдаемой против выдержанного в пределах исследуемой площади опорного горизонта:

В первом случае в значения вводят поправки за влияние сопротивления бурового раствора kQ, за мощность пласта kh и за его сопротивление :

В случае использования относи­тельного параметра необходи­мость введения поправки за влия­ние сопротивления бурового раствора отпадает. Влияние мощности и со­противления коллектора на величины и учитывают делением на коэффициент , численные значения которого для заданных отношений находят по кривым. Зависимость , составленная В.Н. Дахновым, приведена на рис. 60.

По данным НГМ

Оценку пористости производят по кривым зависимости интенсивности от коэффициента пористости пород, составленным для данных скважинных условий измерений и соответствующей измерительной аппаратуры. В тех случаях, когда на­хождение коррелятивной за­висимости путем статистических сопоставлений значений и или модели­рованием затруднено, для при­ближенной оценки пористости карбонатных пород может быть использована кривая

Зависимости приведенные на рис. 61, а. Эта кривая применяется при исследованиях НГМ в необсаженных скважинах, пробуренных долотом диаметром 146,05— 298,44 мм, аппаратурой всех типов (зонд 60 см) при условии, что диаметр скважины против исследуемого пласта равен номинальному. В тех случаях, когда в показания НГМ необходимо вводить поправки за увеличением диа­метра скважины или за наличие глинистой корки, эталонные кривые для приближенной оценки пористости пород составляют для каждой скважины отдельно. .

1. В разрезе исследуемой скважины выбирают два опорных горизонта известной и различной пористостью и . Значения коэффициентов пористости этих горизонтов должны лежать в пределах 40% > >5%. По численным значениям и , снимаемым с кривой НГМ про­тив этих горизонтов, и значениям и на бланке бумаги в масштабе х = lg Кп, у = .проводят прямую, которая и является эталонной для данной кривой НГМ.

В качестве одного из опорных горизонтов обычно используют размытые глины, диаметр скважины против которых превышает 400 мм; по отно­шению к НГМ водородосодержание такого горизонта эквивалентно коэффи­циенту пористости Кп = 40%.

За другой опорный горизонт принимают следующие пласты:

а) в случае оценки пористости карбонатных коллекторов — пласты известняков или доломитов, а также пласты, отмечаемые на кривых НГМ максимальными интенсивностями . Коэффициент пористости этих пластов условно принимают равным 2,5%. Построенная таким образом эталонная прямая пригодна для определения пористости известняков, у которых >5% (рис. 61, 6);

б) песчано-глинистый или алевролитовый пласт с известными значе­ниями kn. В этом случае в численное значение , определенное по керну методом Преображенского, вносят поправку за наличие в породе кристаллизационной воды:

Здесь — среднее объемное содержание в глинистой фракции исследуе­мых отложений кристаллизационной воды. Среднее для исследуемого рай­она значение находят по данным лабораторных анализов пелитовой фракции. Для отложений палеогена Волго-Уральской нефтегазоносной области — 11%. Для отложений продуктивной толщи Азербайджана ~15%. Ста — глинистость опорного горизонта в %—находят по дан­ным методов СП или ГМ.

2. Методика построения эталонной кривой принципиально та же, что и в первом случае. За первый опорный горизонт принимаются пласты с вы­сокой пористостью, величина которой установлена по керну или одним и» ранее описанных способов. За второй опорный горизонт принимаются пла­сты плотных известняков или ангидритов, характеризуемые на кривых НГМ максимальными интенсивностями . Значение коэффициента по­ристости этого горизонта устанавливают равным минимальному значе­нию , встречаемому в исследуемом разрезе всего месторождения (обычно 1 — 1,5%). Эталонную кривую, так же как и в предыдущем случае, строят по двум точкам с координатами ( , ) и ( , = 1 —1.5%), в виде прямой. Однако построение ведут в масштабе х = , у = lg (см. рис. 61, б).

При исследованиях нейтронным гамма-методом обсаженных скважин эталонную кривую зависимости по двум точкам строят так же, как и в первом случае исследования необсаженных скважин. За первый опорный горизонт здесь принимают заполненную цементом каверну с услов­ной пористостью 50%; за второй — пласты известняка или доломита, ха­рактеризующиеся максимальной интенсивностью . Принимаемая пори­стость пластов 1 — 1,5% (см. рис. 61, в).

При наличии кривых НГМ, полученных двумя зондами разных разме­ров — L1 и 12, оценка пористости пород может проводиться по кривым за­висимости , составленным для данных условий измерений.

В этом случае исключается влияние минерализации бурового раствора и пластовых вод, повышается точность оценки коэффициентов пористости пород в области их высоких значений (рис. 62).

Вне зависимости от способа построения эталонных кривых в значения коэффициентов пористости , определенные по этим кривым, для заглинизированных пород вносят поправку за глинистость по формуле:

(28)

Здесь: — значение коэффициента пористости пород, исправленное за глинистость (величина, близкая к коэффициенту эффективной пористости пород); и — объемные содержания в глинистой фракции исследуемых отло­жений гигроскопической и кристаллиза­ционной воды. Суммарное содержание в глинистой фракции связанной воды = для данного стратиграфического ком­плекса отложений хорошо выдерживается в пределах достаточно обширных геологических районов и определяется для каждого месторождения по данным лабораторных исследований не­скольких образцов глинистой фракции. Для палеозойских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной области оно близко к 23,5%; для отложений продуктивной толщи Азербайджана (рис. 64).

Наиболее эффективно данные НГМ применяются для оценки пори­стости незаглинизированных карбодатных отложений, а также во всех дру­гих случаях, когда использование для этой цели данных электрометрии невозможно.

Сущность методики оценки пористости пород по данным этих методов сводится к составлению коррелятивных зависимостей интенсивности есте­ственного , рассеянного или искусственно созданного в методе изото­пов гамма-излучения от коэффициента пористости пород для конкрет­ных скважинных и геологических условий измерений. Данные гамма-метода могут быть использованы для оценки пористости только таких пород, изменение пористости в которых определяется преиму­щественно степенью их заглинизированности. Для пород с различным соста­вом цементирующего вещества кривые зависимости составляют отдельно. Данные метода рассеянного гамма-излучения используют для оценки пористости пород только при условии исследования необсаженных сква­жин и постоянства толщины глинистой корки и песчаных сальников против исследуемых пород. Для пород различной минералогической плотности кривые составляют раздельно. В методе изотопов кривые зависимости составляют от­дельно для каждой скважины. В процессе измерений проводят строгий кон­троль за постоянством концентрации радиоактивных изотопов в буровом растворе.

Определение коэффициентов нефтенасыщения ( ) и газонасыщения ( )

Определение коэффициентов и производят с помощью кривых за­висимостей для нефтеносных или

Численное значение удельных сопротивлений нефтенасыщенного или газонасыщенного пластов определяют по боковому электрическому зондированию или с помощью другого метода, имеющего большую глубину исследования. Величину удель­ного сопротивления того же пласта при 100% заполнении его пор пластовой водой рассчитывают по формуле:

(29)

где Рп определяют из зависимости Рп = / (Кп) по известному значению коэффициента пористости пласта. Иногда, при отсутствии сведений о пори­стости пласта, значение определяют как среднее по всему пласту, исполь­зуя значение удельного сопротивления исследуемого пласта по законтурным скважинам. Второй способ менее точный.

Определение коэффициента проницаемости ( )

Коэффициент проницаемости песчаных коллекторов может быть опре­делен с помощью методов сопротивлений, потенциалов вызванной поляри­зации и потенциалов собственной поляризации.

Все эти методы разработаны для определенных типов коллекторов и часто не могут быть перене­сены в другие районы.

В методе сопротивлений определение коэффициента про­ницаемости нефтенасыщенных песчаников производят по известной величине параметра нефтенасыщенности Рн и коэффициента пористости . Эти опре­деления основываются на наличии корреляционной зависимости между содержанием в пласте связанной воды и величиной коэффициента проница­емости, впервые изученной Г. С. Морозовым. Определения могут быть про­изведены только в пластах, находящихся выше зоны водо-нефтяного кон­такта, где влиянием подошвенной воды можно пренебречь. Имеется не­сколько номограмм для определения проницаемости нефтеносных песчани­ков по методу сопротивлений, причем их отличие в основном обусловлено разным характером распределения связанной воды. Примеры двух номо­грамм изображены на рис. 65. Весьма приближенное определение коэффициента проницаемости водоносных песчаников может быть произведено по величине извилистости поровых каналов Т. Под извилистостью понимают отношение средней статистической длины поровых каналов между двумя параллельными плоскостями к кратчай­шему расстоянию между этими плоскостями : (30)

Извилистость может быть определена по известным величинам параметра
пористости Рп и коэффициента пористости , найденным независимыми
способами: (31)

Рис. 66. Пример зависи­мости коэффициента прони­цаемости от квадрата изви­листости Т. I—4 — зависимости для разных горизонтов; 5 — кривая средних значений

В некоторых типах песчаников, имеющих относительно постоянное значение коэффициента пористости, наблюдается коррелятивная зависимость ме­жду величиной извилистости Т и коэффициентом проницаемости , кото­рую можно использовать для оценки последнего (рис.). В методе потенциалов вызванной поляризации для определения коэффициента проницаемости песчаных коллекторов ис­пользуют коррелятивную зависимость , построенную для данного коллектора, или зависимость , построенную с учетом изменения коэффициента пористости. Значение на диаграммах ВП находят по формуле:

(32)

где — разность вызванных потенциалов, отсчитанная по диаграмме ВП, мв; — разность потенциалов омического происхождения, на­блюдаемая против того же пласта в момент протекания поляризующего тока, мв; а — коэффициент, учитывающий изменение глубины проникновения фильтрата бурового раствора D (рис. 67); b — коэффициент, учитывающий изменение ионного состава бурового раствора; для растворов, обработанных углещелочным реагентом в обычной дозировке, среднее зна­чение b= 6,3, а без добавки щелочи b=l; — удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора и остаточной пластовой воды, ом • м. В методе собственных потенциалов используют зависимости величины диффузионно-адсорбционной активности и при­веденной аномалии от проницаемости, наблюдаемые в некоторых песчаных коллекторах (рис.). Удовлетворительные . результаты в этом случае могут быть получены только при определении коэффи­циента проницаемости пород < 100 мд. В области больших проницаемостей возможна очень боль­шая погрешность в определении .

ОЦЕНКА ГЛИНИСТОСТИ

Количественную оценку содержа­ния в породах пелитовой фракции Сгл проводят по данным методов СП и ГМ. В первом случае используют коррелятивные зависимости и , составляемые для каждого исследуемого района

Во втором случае для оценки глинистости пород используют корреля­тивную зависимость . Обобщение результатов многочисленных исследований показывает, что для песчано-глинистых пород, в которых от­сутствуют значительные примеси глауконитовых, монацитовых, карнотитовых и других высокорадиоактивных песков, песчаников и конгломератов, зависимость при условии выражения ее в относительных едини­цах Параметр вычисляют таким образом:

где — показания гамма-метода, снимаемые с кривой ГМ против исследуе­мого пласта; — показания метода, зарегистрированные против опорногс пласта чистых глин, характеризующегося на кривой ГМ максимальной интен­сивностью; - показания метода, зарегистрированные против чистых песчаников или известняков, характеризующихся на кривой ГМ минималь­ной интенсивностью. В тех случаях, когда содержание глинистой фракции в опорном пласте, характеризующемся максимальной интенсивностью не равно 100% параметр умножают на поправочный множитель К и глинистость опре­деляют по кривой , соответствующей данному значению К. Величину К принимают равной содержанию пелитовой фракции в опорном пласте глин, выраженному в долях единицы. Так, при глинистого пласта, равном 90%, К = 0,9; при = 80% К = 0,8 и т. д. При расчете параметра показания гамма-метода для исследуемого и опорных пластов предварительно приводят к единым скважинным условиям измерений и к условиям пласта бесконечно большой мощности.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: