Определение относительного сопротивления (параметра пористости) Р

При расчетах величин относительного сопротивления необходимо знать удельное сопротивление пласта Овп, когда поры породы полностью запол­нены водой, и сопротивление воды Ов Благодаря влиянию поверхностной проводимости заметное снижение относитель­ного сопротивления (параметра пористости) по сравнению с его обычными значениями наблюдается в том случае, когда удельное сопротивление воды, заполняющей поровое пространство породы, более 6 ом м для неглинистых пород и 0,4 ом, м для глинистых заполняющей поры, при той же температуре.

Определение удельного сопротивления водонасыщенных пластов Овп производят обычно при помощи бокового каротажного зондирования (БКЗ) и бокового каротажа. В частном случае, когда пласт малопористый и практи­чески непроницаемый (в котором не наблюдается проникновения раствора), удельное сопротивление можно отыскать по кривой КС, зарегистрированной стандартным зондом, пользуясь приближенными методами расчета удель­ного сопротивления.

Сопротивление воды, насыщающей пласт, чаще всего находят по данным о минерализации пластовых вод, полученных путем отбора жидкости из пласта, а в отдельных случаях по кривой ПС при помощи методики А. М. Нечая.

Удельное сопротивление воды, насыщающей непроницаемый пласт, определяют приближенно по анализу водной вытяжки, полученной из керна породы.

Приближенное определение минерализации пластовых вод допустимо, если концентрация растворов большая. В этом случае некоторая неточность в установлении солености приводит к небольшим изменениям сопротивлений.

При малых концентрациях незначительные ошибки в определении соле­ности приведут к существенным ошибкам в определении сопротивления пластовых вод.

Определение относительного сопротивления Р описанным выше способом. не применимо для нефтегазоносных пластов. Кроме того, не всегда есть уверенность, что в водонасыщенном пласте или в пласте, который считается полностью обводненным, не содержится некоторого количества нефти или газа, завышающих сопротивление пласта.

Для определения относительного сопротивления (параметра пористости) нефтегазоносных пород целесообразно воспользоваться данными микро­зондов. При этом величина относительного сопротивления

Здесь q. — удельное сопротивление части пласта, прилегающей к сква-жинб, поры которого заполнены фильтратом раствора с сопротивлением qij)', приведенным к температуре пласта.

Такое решение задачи справедливо при полном замещении пластовой воды в порах породы фильтратом раствора. Это наблюдается в хорошо про­ницаемых пластах, когда раствор проникает в пласт на значительную глу­бину, превышающую 1,5—2 диаметра скважины.

При малой глубине проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт происходит его перемешивание с пластовой водой и сопротивление жидкости, заполняющей поровое пространство зоны проникновения, может отличаться от сопротивления фильтрата глинистого раствора¹.

При вычислениях пористости нефтеносных пород по данным микрозон­дов возникают трудности, связанные с остаточной нефтенасыщенностью.

Остаточная нефтенасыщенность связана с неполным вытеснением филь­тратом раствора нефти из пор породы и меняется в широких пределах (от 0,1 до 0,5) от общего объема порового пространства.

Остаточная нефтенасыщенность зависит от скорости фильтрации раствора и коллекторских свойств пласта (пористость, проницаемость, структура пор и т. д.).

Остаточную нефтенасыщенность й"н находят по результатам анализа кернов. Зная остаточную нефтенасыщенность, можно вычислить относитель­ное сопротивление породы^ при 100%-ном заполнении пор ее фильтратом раствора²:

гд® Од в—удельное сопротивление части пласта, прилегающей к скважине, при наличии некоторого количества остаточной нефти в порах;

Q — коэффициент увеличения сопротивления для остаточной нефте-насыщенности. Среднее значение коэффициента Q получают по графику, изображенному на рис. 221, либо по формуле (19).

(Такой же расчет выполняется для газонасыщенных пластов.)

Дата добавления: 2015-08-05