Определение пористости по кривой естественных потенциалов

В § 44 была приведена зависимость, существующая между коэффициен­том мембранного (диффузионно-адсорбционного) потенциала и содержанием в породе глинистой фракции. Коэффициент диффузионно-адсорбционного потенциала или диффузионно-адсорбционная активность породы зависит главным образом от адсорбционной поверхности породы и определяется. в основном содержанием и адсорбционной активностью цементирующего (обычно глинистого) вещества.

Известно также, что для ряда терригенных пород увеличение глинистости влечет за собой уменьшение пористости. Этим устанавливается косвенная связь между диффузионно-адсорбционной активностью породы и ее пори­стостью.

На основании этого В. Н. Дахнов предложил методику определения пористости по кривой ПС путем изучения количественной связи, существую­щей между коэффициентом диффузионно-адсорбционного потенциала или диффузионно-адсорбционной активностью породы и ее пористостью [7].

Установить пористость по кривой ПС можно лишь для тех пород, для которых наблюдается тесная связь между амплитудами кривой ПС и пори­стостью. Кроме того, возникновение потенциалов ПС должно быть обусло­влено главным образом диффузионно-адсорбционными процессами с тем, чтобы можно было пренебречь потенциалами другого происхождения.

В настоящее время различными авторами предложено несколько спо­собов определения пористости пород по кривой ПС, которые можно разделить на две группы: к одной группе принадлежат способы, при которых исполь­зуют относительные амплитуды отклонения кривой ПС (относительные ано­малии кривой ПС), к другой—абсолютные значения аномалии ПС¹.

В обоих случаях для определения пористости производят сопоставление относительных аномалий ПС или абсолютных с пористостью пород ka, установленных по данным анализов кернов, либо полученных иными, в том числе и геофизическими способами. При этом для каждого пласта или группы пластов строят свои кривые зависимости амплитуд аномалий ПС от пори­стости.

Определение пористости по относительной амплитуде аномалии ПС. Метод отыскания пористости по отно­сительной величине Лдд применяют в случае постоянства минерализации пластовой воды изучаемого пласта и опорного горизонта.

В качестве относительной величины Лдд принимается отношение ампли­туд отклонений кривой ПС

где Адд — относительная амплитуда отклонения или относительная ано­малия кривой ПС;

if— — амплитуда отклонения кривой ПС против изучаемого пласта, приведенная к пласту большой мощности;

Уд„—амплитуда отклонения ПС, отсчитанная по кривой ПС;

ph—поправочный коэффициент за мощность; находят по палетке, изображенной на рис. 165, а;

С/д- дд — амплитуда отклонения кривой ПС против опорного пласта (гори­зонта) большой мощности.Если мощность опорного пласта недостаточно велика, то в измеренную величину амплитуды отклонения кривой ПС против опорного пласта вводят поправку за мощность по той же палетке (рис. 165, б) или по формуле (93).

Опорный горизонт, служащий для определения относительной ампли­туды отклонения ПС Ад„, должен отвечать следующим требованиям:

1) обладать достаточной мощностью и сопротивлением, мало отличаю­щимся от сопротивления изучаемых пластов, чтобы исключить необходи­мость введения поправок за мощность и сопротивление;

2) сохранять на значительном протяжении по площади постоянство литолого-петрографических свойств и минерализацию пластовой воды;

3) минерализация пластовой воды и коэффициент диффузионно-адсорб­ционного потенциала опорного горизонта должны мало отличаться от таких же показателей исследуемого пласта (для пластов с различными коэффи­циентами диффузионно-адсорбционного потенциала изменение э. д. с. ПС в зависимости от концентрации растворов различно).

Наилучшим опорным горизонтом следует считать хорошо проницаемые неглинистые песчаники или известняки.

Для районов Башкирии при определении пористости терригенных отложений нижнего карбона в качестве опорного горизонта принимают часто карбонатные отложения турнейского яруса.

Для районов Прикумской области Восточного Предкавказья при опре­делении пористости песчаников нижнего мела в качестве опорного горизонта принимают песчаные пласты I та. II нижнемеловых отложений.

На рис. 207 дан график зависимости относительной амплитуды отклоне­ния кривой ПС от пористости, полученной для песчаников нижнемеловых отложений района Зимняя Ставка (Восточное Предкавказье). При построении этого графика были использо­ваны значения амплитуд отклонений кривой ПС, наблюдаемые против пес­чаных пластов, и результаты определений пористости на образцах. В качестве опорного принимался пласт П (рис. 208) интервал 2708—2778 м), сложен­ный хорошо проницаемыми однородными пе­счаниками.

При небольшой мощности исследуемых пластов величина амплитуды аномалии ПС приводилась к ее значению против пласта большой мощности, т. е. вводилась поправка за мощность пласта по формуле (93).

Как видно из графика (рис. 207) между по­ристостью и параметрами ПС. существует достаточно тесная коррелятивная связь, отно­сительная погрешность в определении пори­стости в интервале 12—22% не превышает ±14 - 18%.

Для неглинистых песчаников с пористостью больше 22% связь между Кц и Ад- значи­тельно ослабевает и график не Сможет быть использован для практических целей.

Нижний предел практического использо­вания графика А- = / (Кл) соответствует по­родам с пористостью 'ниже 12%, когда прак­тическое использование графика из-за малой точности уже не целесообразно.

Пример. На рис. 208 изображены кривые КС и ПС, зарегистрированные в скв. 26 месторождения Зимняя Ставка (Восточное Предкавказье). Ампли­туды аномалии ПС против пластов VIIIi и VIIIy соответственно равны 70 и 107,5 лк?. Амплитуда ано­малии ПС против опорного пласта (интервал 2708— 2778 м) составляет 130 ме (здесь в качестве опорного принят хорошо проницаемый высокопористый одно­родный мощный пласт, сложенный отсортированными песчаниками, пористость его выдерживается по пло­щади и составляет 30—32%).

Относительные аномалии ПС для пластов VIIIi и VIIIs соответственно равны:

При использовании относительных величин амплитуд отклонения кривой ПС точ­ность в определении пористости по ПС повышается сравнительно с использованием аб­солютных значений аномалий ПС. Это объясняется тем, что при относительных анома­лиях ПС значительно снижаются погрешности, связанные с определением удельного сопротивления бурового раствора, его фильтрата, с неточностью масштаба записи кри­вой ПС, а в ряде случаев и температуры пласта.

Применение методики определения пористости по относительной анома­лии ПС исключается, если наблюдается непостоянство сопротивления

Дата добавления: 2015-08-05