Читайте также:
|
Методика определения коэффициента пористости (Кп) по данным ГИС выбирается в зависимости от типа коллектора и характеристик промывочной жидкости.
Коэффициенты пористости (Кп) коллекторов определяются по материалам ГИС и на образцах пород, отобранных из керна при бурении скважины, либо из ее стенки сверлящим керноотборником на кабеле.
В неглинистых терригенных и карбонатных коллекторах, разбуренных на ПЖ различного состава, Кп определяется отдельно по материалам АК, НК, гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГКП) или в любом сочетании перечисленных методов. В скважинах, пробуренных на водных ПЖ, ориентировочные сведения о Кп получают также по материалам ЭК по удельному сопротивлению промытой зоны (ρпп) или в водонасыщенных частях пластов ниже ВНК или ГВК и за контуром залежи.
В глинистых терригенных и карбонатных коллекторах, разбуренных на пресной водной ПЖ (удельное сопротивление ρс ПЖ превышает 0,2 омм, а отношение ρс/ρв>5), пористость определяется по комплексу материалов АК, НК, ГГКП, ГК, ПС. Ориентировочные сведения о пористости пород получают также по материалам ЭК. При бурении скважин на минерализованной (ρс <0,2 омм, ρс/ρв>5) или токонепроводящей ПЖ значения Кп определяются по комплексу материалов АК, НК, ГГКП, ГК.
В коллекторах со сложной структурой порового пространства по материалам ГИС должны определяться общая пористость (Кп) и, при необходимости, пористость матрицы (Кп.м).
В полиминеральных порово-каверновых коллекторах Кп и Кп.м определяются по комплексу материалов НК, ГГКП, АК или НК, ГГКП, ЭК.
В полиминеральных порово-трещинных коллекторах по комплексу материалов АК, НК, ГГКП определяется общая пористость (Кп). Ориентировочная оценка трещинной пористости может быть выполнена по материалам ЭК, полученным на двух ПЖ различной минерализации.
В скважинах, пробуренных на токонепроводящих растворах, коэффициент пористости определяется по материалам ИК и диэлектрического каротажа (ДК).
Петрофизическое обоснование для определения Кп должно устанавливать зависимость геофизических характеристик (άпс, Δt, δ, W, ΔIγ, ρп) от величин обшей и межзерновой пористостей, минерального состава скелета породы, типов и объемов цементирующих минералов и от порозаполняюших флюидов (минерализованная вода, нефть, газ). Петрофизическое обоснование включает зависимости "керн-керн" и "керн-геофизика", в том числе полученные в условиях, моделирующих пластовые.
Значения пористости, найденные по материалам ГИС, должны быть обоснованы результатами ее измерения на представительных образцах керна из интервалов с высоким (более 80%) его выносом.
В случаях, когда определение Кп не реализуется по данным ГИС, коэффициенты пористости определяются на представительных образцах керна.
Дата добавления: 2015-07-16; просмотров: 211 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Выделение коллекторов, определение эффективных нефте- и газонасыщенных толщин | | | Определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности |