Федеральное агентство по образованию 3 страница

зоны ρ_п = 2,2 Ом.м, ρ_ф = 2,5 Ом.м, ρ_в = 0,2 Ом.м, С_гл = 4,5, ρ_{гл сл} = 1 Ом.м (глинистость слоистого типа).

§2. Определение пористости по ПС

Использование метода ПС для определения пористости основано на достаточно тесной связи аномалии ПС с относительной глинистостью

породы

К_гл

η_гл =

К_гл + К_п

Определение пористости по ПС производится в следующем порядке.

1. На диаграмме ПС проводят линию глин по мощным пластам глин невысокого сопротивления.

2. Выбирают опорный пласт низкого сопротивления с возможно

бόльшей, постоянной и известной пористостью. Отсчитывают против этого пласта от линии глин ∆U_{пс max}.

3. Снимают отсчеты ∆U_пс против интерпретируемых пластов. Если

пласты имеют небольшую мощность и высокое сопротивление, вводят

соответствующие поправки ∆U_пс^испр = ∆U_пс ⁄ ν_пс (рис.7).

4. Вычисляют α_пс = ∆U_пс ⁄ ∆U_{пс max}.

5. По палетке К_п = f (α_пс) (рис.8) определяют К_п. Палетка К_п = f (α_пс)

строится предварительно на основе статистического сопоставления данных ПС по нескольким скважинам на изучаемой площади с результатами лабора-

торных определений К_п по керну из этих же скважин, т.е. зависимость

К_п = f (α_пс) является зависимостью типа «керн - ГИС». При построении такой зависимости требуется уделить большое внимание привязке керна по глубине, наличию достаточно представительных керновых определений (не менее 3 - 5 определений на одном метре керна), достаточной мощности плас-

тов. Для каждого месторождения по результатам испытаний определяется

величина α_{пс гран} – минимальное значение α_пс, при котором пласты можно

отнести к коллекторам. Обычно α_{пс гран} ≈ 0,3 – 0,35.

При применении ПС в качестве одного из методов определения пористости при подсчете запасов нефти необходимо оценивать точности этих определений путем сопоставления их с лабораторными исследованиями керна по представительным выборкам.

Преимуществами метода определения К_п следует считать:

1) Возможность определения К_п в продуктивных коллекторах.

2) Возможность изучения эффективной пористости.

К недостаткам метода следует отнести:

1) Неблагоприятный характер зависимости К_п = f (α_пс) при высоких значениях К_п, что существенно снижает точность определения К_п при

К_п > 15 − 20 %.

2) Невозможность использования метода в карбонатных разрезах.

3) Большое влияние минерального состава коллектора, состава цемента и структуры порового пространства.

Задания. 1. Оценить пористость мощного пласта по данным ПС, если амплитуда ПС против пласта составляет 52 мв, а в опорном пласте с пористостью 22 % ∆U_{пс оп} = 90 мв.

2. Определить пористость пласта, если его мощность h = 7 d_скв, удель- ное сопротивление ρ_п = 30 ρ₀, ∆U_пс = 70 мв. Известно, что против опорно- го пласта с пористостью 19 % ∆U_пс = 112 мв. Мощность опорного пласта 10 d_скв, удельное сопротивление ρ_п = 5 ρ₀, d_скв = 0,2 м.

Рис. 7. Пример зависимости ν_пс = f (h ⁄ d_с):

ν_пс = ∆U_пс ⁄ ∆U_пс^испр; ρ_вм ⁄ ρ₀ =1; D ⁄ d_c = 2; ρ_зп ⁄ ρ₀ = 10; шифр кривых − ρ_п ⁄ ρ₀

Рис. 8. Зависимость коэффициента α = ∆U_пс ⁄ ∆U_пс, _макс от коэффициента

пористости (по В.Н. Дахнову [6]).

Кривые 1, 2, 3 и 4 − для коллекторов различного типа (использование той или

иной кривой устанавливается по сопоставлению с данными лабораторных

исследований керна).

3. Оценить пористость коллекторов по диаграммам ПС на предложенном участке разреза. Назвать причины возможных ошибок и оценить величину погрешности определения К_п.

§ 3. Определение пористости по нейтронному каротажу

Показания нейтронных методов соответствуют общему содержанию водорода в породе и используются для определения коэффициента общей пористости К_{п общ}. Для определения пористости чаще всего используется

нейтронный гамма-каротаж НГК, нейтрон- нейтронный каротаж по надтеп- ловым нейтронам (при изменении минерализации и состава пластовых вод по разрезу) и нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (при высокой минерализации пластовых вод).

Определение К_п по данным нейтронного каротажа может проводиться как в терригенном, так и в карбонатном разрезе при любой форме пор (при гранулярной пористости, трещинной и кавернозной).

При интерпретации диаграмм нейтронного каротажа обычно используется двойной разностный параметр ∆J_nγ:

J_nγ − J_nγ^оп1

∆J_nγ =,

J_nγ^оп2 − J_nγ^оп1

где J_nγ - интенсивность против исследуемого пласта, J_nγ^оп1 и J_nγ^оп2

− интенсивности в двух опорных пластах с известной пористостью. Перед вычислением ∆J_nγ в значения J_nγ, J_nγ^оп1, J_nγ^оп2 вносятся поправки за влияние глинистой корки и бурового раствора (рис. 9).

При определении пористости по нейтронным методам возможно использование отсчетов интенсивности J_nγ как в имп ⁄ мин, так и шкалы

J_nγ в условных единицах с учетом показаний прибора в емкости с водой.

При использовании методов нейтронного каротажа для определения

пористости при подсчете запасов нефти на месторождении, где диаграммы были записаны различными приборами нейтронного каротажа, необходима стандартизация этих диаграмм по интенсивностям против опорных пластов.

Для определения К_п по величине ∆J_nγ используется теоретическая или экспериментальная зависимость К_п = f (∆J_nγ) (рис.10).

Если диаметр скважины, толщина глинистой корки, минерализация бурового раствора и минеральный состав пород в интервале исследования не

изменяются, то можно проэталонировать интерпретируемую кривую НГК в

единицах пористости. Для этого нужно построить шкалу К_п по известной за-

висимости К_п = f (∆J_nγ) и приложить ее к диаграмме так, чтобы точки шка- лы, соответствующие пластам с известной пористостью, совместились со

значениями ∆J_nγ на интерпретируемой кривой в этих породах.

Рис. 9. Кривые для определения поправочных коэффициентов η = J_nγ^ст ⁄ J в различных скважинных условиях [7]:

а – η_d = f (d_c) для d_c = 197 мм; б – то же для d_c = 248 мм;

в – η_гк = f (h_гк) для d_c = 298 мм; г – то же для d_c = 248 мм;

д – то же для d_c = 197 мм; е – η₀ = f (ρ₀).

Шифр кривых – К_п для чистых карбонатных пород

Рис. 10. Усредненная связь ∆J_nγ с К_п (по данным [7])

В значения К_п, определенным по НК желательно вводить поправку

за глинистость по формуле К_п = К_п ^нк − ω К_гл, где ω – водородосодержа-

ние глин, ω = 0,3 – 0,5; К_гл – глинистость пласта.

При определении пористости по нейтронному каротажу необходимо

учитывать, что на точность определения К_п могут повлиять такие «геологические» факторы как изменение физико-химических свойств скелета породы, пластовых вод, глинистых минералов, входящих в состав тех или иных пластов в разрезе скважины, изменение свойств опорных пластов по площади, а также «технические» факторы: трудности учета влияния скважины, характеристик бурового раствора и глинистой корки, наличия желобов в скважине, запись диаграмм нестандартной аппаратурой НК ит.д.

Для выявления источников ошибок и их исключения необходимо про-ведение специальных исследований путем сравнения результатов определе- ния К_п по НК с использованием опорных пластов, сравнение К_п по одним и тем же пластам в близко расположенных эксплуатационных скважинах, контроль за газонасыщенностью пород, загипсованностью, присутствием в породах и в растворах элементов с повышенными сечениями поглощения нейтронов (бора, кадмия, железа, хлора и др.). Для решения вопросов о перечисленных выше влияниях не рекомендуется использовать сведения о пористости, полученные по другим геофизическим методам (электрометрия, АК, ПС) так как это может исключить в дальнейшем сравнение К_п, определенных по разным геофизическим методам, для извлечения информа- ции о структуре порового пространства коллекторов.

Преимуществами нейтронных методов определения пористости являются:

1) Возможность определить пористость в продуктивных пластах.

2) Независимость точности определения пористости от структуры коллектора.

К недостаткам нейтронных методов относят:

1) Зависимость точности определения пористости от содержания кристаллизационной и гигроскопически связанной воды, а также гипса.

2)Зависимость точности определения пористости от точности определения диаметра скважины, толщины глинистой корки, наличия желобов.

3)Неблагоприятный характер зависимости ∆J_nγ от пористости при больших и малых значениях К_п.

Задания. 1. Определить К_п по НГК в пласте известняка, если против пласта наблюдается интенсивность J_пγ = 11520 имп ⁄ мин, интенсивность в опорных пластах J_пγ^оп1 = 7200 имп ⁄ мин, J_пγ^оп2 =18000 имп ⁄ мин,

d_скв = 0,2 м, толщина глинистой корки против пластов- коллекторов h_{гл п} = 20 мм. Против плотного пласта глинистой корки нет.

2. Определить Кп по НГК в пласте известняка, против которого

J_пγ = 10900 имп ⁄ мин, d_скв = 0,25 м. Глинистая корка отсутствует.

J_пγ^оп1 = 5000 имп ⁄ мин, J_пγ^оп2 =15000 имп ⁄ мин.

3. Оценить пористость коллекторов по диаграмме НГК на предло-

женном участке разреза. Оценить возможные ошибки определения К_п.

§ 4. Определение пористости по акустическому каротажу

Определение пористости неглинистого коллектора по диаграмме интервального времени обычно основывается на предположении, что время

τ прохождения упругих волн слагается из времени прохождения волны в твердом скелете породы τ_ск и времени прохождения волны в заполняющей поровое пространство жидкости τ_ж

τ = (1 − К_п) τ_ск + К_п τ_ж

Это выражение для неглинистых коллекторов носит название уравнения среднего времени и может быть использовано для определения К_п

К_п = (τ − τ_ск) ⁄ (τ_ж − τ_ск).

При этом определении могут быть использованы значения интерваль- ного времени в скелете τ_ск и интервальное время в жидкости τ_ж , установлен- ные в лаборатории для пород и скважинных условий конкретного месторож- дения или общетеоретические средние значения, установленные эксперимен- тально, которые приводятся в различных монографиях, учебниках и справочниках:

Таблица 2 [2]

Минералы	τск мкс ⁄ м
Кварц Полевой шпат Слюда Кальцит Ортоклаз Микроклин Доломит Ангидрит Гипс Каменная соль Альбит Мусковит

При этом следует учитывать, что τ_ск определяется не только минеральным составом породы, но и ее литотипом. Так, при одинаковом минеральном составе песчаники разной степени цементации и алевролиты могут обладать разными значениями τ_ск, изменяющимися в диапазоне 170 − 180 мкс ⁄ м, а карбонатные породы в диапазоне 150 − 160 мкс ⁄ м.

Для выбора τ_ск можно построить график зависимости τ = f (√1 ⁄ ρ_БК) и продлить его до значений ρ_к → ∞ (нулевой проводимости).

Значения интервального времени τ_ж в коллекторах определяются упругими свойствами зоны проникновения и составляют порядка

610 ± 15 мкс ⁄ м при пресном растворе и 580 ± 20 мкс ⁄ м при соленом

растворе, τ_ж для нефти составляют 715 − 770 мкс ⁄ м, для газа −

2000 мкс ⁄ м. При интерпретации материалов АК следует учитывать, что присутствие газа и нефти в зоне проникновения обычно невелико, не превышает 5 − 20 % от объема порового пространства и τ_ж в зоне проникновения ближе к τ_воды, чем к τ_газа или τ_нефти.

Возможно графическое решение уравнения среднего времени τ = f (К_п) по экспериментально построенному графику для пород изучаемого месторо- ждения, если τ_ж можно считать неизменным на каком-то участке разреза

(рис. 11).

Рис. 11. Зависимость между временем пробега (скоростью упругих волн) и

коэффициентом пористости коллектора [8].

Шифр кривых – минеральный состав скелета породы: 1 – аркозы, 2 – кварц,

3 – кальцит, 4 – доломит, 5 – предельная зависимость.

Для глинистых пород необходим учет содержания глинистых минералов. Этот учет должен проводиться в зависимости от минерального состава глин и структурных особенностей породы

Различают три вида распределения глинистых материалов в породе: дисперсная или рассеянная глинистость, слоистая глинистость и структурная глинистость.

Уравнение среднего времени для случая рассеянной глинистости имеет вид

τ = К_п τ_ж + К_гл τ_гл + (1 − К_п − К_гл) τ_ск ,

где К_гл и τ_гл объемное содержание и интервальное время в глинах, опреде- ляемое для глинистых частиц разреза. Эта величина должна зависеть не только от характера распределения глин в породе, но и от минерального состава глин и глубины залегания горизонта (см. табл. 3)

Таблица 3 [2]

Глубина м	Кп глин %	τгл мкс ⁄ м
каолинит	гидрослюда	монтмориллонит

По мнению многих авторов [5] при рассеянной глинистости, когда глинистые частицы находятся в порах породы, они содержат большое коли- чество связанной воды и их упругие свойства близки к упругим свойствам жидкости, заполняющей породу (τ_гл ≈ τ_ж), и глинистость уменьшает порис- тость, определяемую по АК, на величину К_гл

К_п = К_п^АК − К_гл.

В газонасыщенных породах в качестве интервального времени среды, заполняющей поровое пространство породы, следует использовать интер- вальное время распространения в воде, а не в газе даже за пределами зоны проникновения.

Для слоистых глинистых коллекторов, содержащих глинистый материал в виде прослоев, чередующихся со слоями коллекторов, влияние глины может быть существенно и величина τ определяется выражением

τ = χ_гл τ_гл + (1 − χ_гл) τ_пес, где τ_пес и τ_гл − интервальные времена песчаника и глины, χ_гл − относительное по толщине содержание глинистых прослоев в пачке, τ_гл близко к интервальному времени вмещающих пачку глин [2].

По мнению других авторов [5] при наличии глинистых частиц на контактах между зернами породы при невысокой глинистости (К_гл ≈ 10 − 15 % для меловых отложений Зап. Сибири) глинистость практически не оказывает влияния на результат определения пористости вследствие улучшения сцепления между зернами песчаника и τ_гл ≈ τ_ск и

К_п = К_п^АК , т.е. поправку за глинистость можно не вводить.

При структурной глинистости, представленной глинистыми частицами, замещающими зерна породы, часто сгруппированными линзами, интервальное время упругих колебаний уменьшается из-за улучшения механических контактов между зернами и линзами [5].

Пористость должна вычисляться по формуле К_п = К_п^АК − С К_гл, где

С − коэффициент, зависящий от плотности глин и пористости коллектора. Таким образом, влияние структурной глинистости подобно рассеянной (дисперсной) глинистости.

Учет рассеянной глинистости можно проводить по данным ПС, с испо- льзованием α_пс как меры глинистости коллектора К_п =К_п^АК(2 − α_пс), где

К_п^АК значение коэффициента пористости для двухкомпонентной модели [2].

По мнению В.Г.Фоменко поправка за глинистость может вводиться по формуле

К_п = √ (τ − τ_ск)(α_пс − a)(b α_пс +c),

где a, b, c − константы, определяемые для конкретного коллектора [2].

В продуктивных пластах возможно исправление значения К_п за влияние нефти и газа по формуле К_п^испр = f К_п, где f = 0, 9 в нефтеносных пластах и f = 0,7 − 0,8 в газоносных.

В карбонатном разрезе акустический каротаж дает значение общей межзерновой пористости. В трещинно- межзерновом коллекторе с продольной ориентацией трещин АК дает межзерновую пористость, а с поперечными трещинами − пористость оказывается меньше межзерновой пористости. В трещинно- кавернозном коллекторе К_п оказывается меньше общей пористости, но большей блоковой пористости.

§ 5 Определение пористости по методу ГГК-П

Определение пористости по материалам ГГК-П основано на зависимости интенсивности рассеянного низкочастотного (Е < 1,2 МэВ) вторичного гамма-излучения, возникающего при облучении горной породы потоком жесткого гамма-излучения от источника ¹³⁷Cs, от объемной плотно- сти породы σ (г ⁄ см³). Объемная плотность σ линейно связана с К_п соот- ношением σ = σ_ж К_п + σ_ск (1 − К_п). Откуда

σ_ск − σ

К_п =,

σ_ск − σ_ж

где σ_ж − плотность жидкости, заполняющей поровое пространство, σ_ск −

плотность скелета породы.

Поскольку глубинность метода ГГК-П не превышает 10 − 15 см, в коллекторах σ_ж будет определяться плотностью фильтрата промывочной жидкости и при ρ_ф > 0,2 Ом.м будет мало отличаться от 1 г ⁄ см³. Плотность жидкости σ_ж будет значительно отличаться от 1 в нефтяных и газовых пластах с большой остаточной нефтегазонасыщенностью, что может повысить вычисленное по ГГК-П значение К_п на 0,6 − 4,5 % [5].

Плотность σ_ск для основных типов осадочных пород (перспективных коллекторов нефти и газа) изменяются в широком диапазоне от 2,55 г ⁄ см³ для полимиктовых песчаников до 2,87 г ⁄ см³ для доломитов (таблица 4).

Таблица 4. Плотность некоторых минералов [2]

Минерал	σск, г ⁄ см^3
Кварц Кальцит Доломит Ангидрит Гипс Галит Ортоклаз, микроклин Альбит Анортит Каолинит Монтмориллонит Гидромусковит Вода пресная Вода соленая (С = 200 г ⁄ л) Нефть	2,65 2,71 2,85 2,95 2,32 2,18 2,57 2,52 2,76 2,65 2,20 2,78 1,146 0,85

Поэтому при определении К_п по данным ГГК- П целесообразен точный учет изменения σ_ск по разрезу в зависимости от петрофизических особенностей коллекторов. Благоприятным фактором при определении К_п является постоянство минералогического состава и структурных особенностей коллекторов, а также равномерное распределение глинистого материала в породе и его минералогические особенности. По данным [5] влияние вида глинистости цементов (каолинит, монтмориллонит, гидрослюды) на точность определения К_п невелико и не превышает 0,5 − 1 % на каждые 10 % изменения глинистости.

Существенное влияние на точность определения пористости может оказать присутствие твердых битумов в породе (баженитах, доманикитах и др.), которые могут привести к снижению точности К_п до 8 − 9 % на каждые 10 % содержания этих примесей.

Существенно исказить результаты определения пористости могут каль- цитизация, сульфатизация, а также присутствие ангидрита и гипса в карбо- натных разрезах, которые могут завысить результаты на 2 − 3 % на каждые 10 % содержания этих примесей.

Следствием малой глубинности исследования зондов ГГК-П является большое влияние скважинных условий на показания ГГК-П. Для уменьшения этих влияний необходимо введение поправок по соответствующим палеткам, которые обычно приводятся в заводских инструкциях к аппаратуре ГГК-П.

Однако часто трудно учесть влияние отдельных параметров на показания прибора и поэтому в практике использования ГГК-П сложилась методика одновременного использования двух зондов ГГК-П разной длины

− большого и малого, применения вместо параметра J_γγ относительных зна- чений J_γγ^бз⁄ J_γγ^мз, которые отчасти учитывают скважинные условия (рис. 12). Применение двухзондовых приборов приводит к довольно высокой точности определения К_п (до 1,2 % при изменении плотности от 2 г ⁄ см³ до 3 г ⁄ см³) [1].

Рис. 12. Палетка для определения плотности пород по относительным показа-

ниям большого и малого зондов ГГП [9].

Аппаратура РГП-2; А – линия нулевой толщины глинистой корки.

Преимуществом ГГК-П следует считать слабое влияние глинистости пород и структуры порового пространства коллекторов по сравнению с дру- гими методами ГИС поскольку плотность глины близка к плотности основ- ных породообразующих минералов. В то же время большое влияние неконт- ролируемого изменения минерального состава породы может существенно изменить результаты определения К_п. Этот фактор может быть использован для выявления трудно контролируемых факторов в процессе сравнения результатов определения К_п по ГГК-П с результатами интерпретации НК, АК, ПС и др. методов.

§ 6. Сравнение К_п, определенных по разным геофизическим

методам

Разные геофизические методы характеризуют различные физические

свойства пород и характеризуют разные объемы пород.Поэтому сравнение К_п, определенных по разным методам ГИС, может помочь в детальном изучении пласта, оценке его насыщения, определении типа пористости коллектора.

Так, например, коллектор с межзерновой пористостью характеризуется

сходимостью К_п, определенных по разным геофизическим методам. Для

таких коллекторов характерны неглубокие зоны проникновения (D ⁄ d ~ 2-4),

небольшие кажущиеся сопротивления на диаграммах микрозондов (ρ_к < 5ρ₀), постоянная толщина глинистой корки.

Коллекторы с трещинной пористостью отмечаются завышенными зна-

чениями К_п, определенными по методу сопротивлений и акустическому

каротажу, по сравнению с К_п, определенным по НГК и ГГК. Признаками

таких коллекторов являются также иззубренность кривых ρ_к микрозондов и

зондов небольшой длины, увеличение диаметра скважины или номинальный

диаметр.

Каверновый тип пористости определяется по пониженным значениям

К_п, определенным по методу сопротивлений и акустическому каротажу, по

сравнению с К_п, определенному по НГК или ГГК. Эти коллекторы отмеча-

ются резко иззубренными кривыми микрозондов и малых зондов, большими

диаметрами зон проникновения (D ⁄ d > 5-8), часто отмечаются каверны.

Иногда можно заметить проникновение неотфильтрованного раствора по

повышению интенсивности ГК с течением времени.

Часто в коллекторах встречаются смешанные типы пористости:

межзерно-каверновые, трещинно-кавернозная и т.д.

Задание. Провести комплексную интерпретацию геофизических мате-

риалов на предложенном участке разреза. Выделить коллекторы. Опреде-

лить литологию пластов. Оценить пористость коллекторов. Определить тип

коллекторов и характер их насыщения. Оценить точность определения К_п

по разным методам.

Глава 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛИНИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

Глинистостью называется присутствие в породе тонко дисперсного материала, обладающего большой удельной поверхностью и высокими адсорбционными способностями по отношению к воде, в частности, к химически связанной воде, гидратированным катионам и радиоактивным элементам (урана, тория, калия). Такими высокими адсорбционными способностями обладают пелитовые частицы размером менее 0,01 мм, содержащиеся в песчано-глинистых и алевритовых коллекторах терригенных разрезов и нерастворимого остатка карбонатных пород. Минеральный состав глинистых частиц может сильно различаться и обладать различной адсорбционной способностью.

Количественно содержание глинистых частиц определяется следующими коэффициентами глинистости:

Дата добавления: 2015-08-27