Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АрхитектураБиологияГеографияДругоеИностранные языки
ИнформатикаИсторияКультураЛитератураМатематика
МедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогика
ПолитикаПравоПрограммированиеПсихологияРелигия
СоциологияСпортСтроительствоФизикаФилософия
ФинансыХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника

Федеральное агентство по образованию 3 страница



зоны ρп = 2,2 Ом.м, ρф = 2,5 Ом.м, ρв = 0,2 Ом.м, Сгл = 4,5, ρгл 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

Кгл

ηгл =

Кгл + Кп

 

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 ∆Uпс max.

3. Снимают отсчеты ∆Uпс против интерпретируемых пластов. Если

пласты имеют небольшую мощность и высокое сопротивление, вводят

соответствующие поправки ∆Uпсиспр = ∆Uпс ⁄ νпс (рис.7).

4. Вычисляют αпс = ∆Uпс ⁄ ∆Uпс max.

5. По палетке Кп = f (αпс) (рис.8) определяют Кп. Палетка Кп = f (αпс)

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

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

Кп = f (αпс) 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 αпс гран – минимальное значение αпс, при котором пласты можно

отнести к коллекторам. Обычно αпс 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 Кп следует считать:

1) Возможность определения Кп в продуктивных коллекторах.

2) Возможность изучения эффективной пористости.

К недостаткам метода следует отнести:

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

Кп > 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 % ∆Uпс оп = 90 мв.

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


Рис. 7. Пример зависимости νпс = f (h ⁄ dс):

νпс = ∆Uпс ⁄ ∆Uпсиспр; ρвм ⁄ ρ0 =1; D ⁄ dc = 2; ρзп ⁄ ρ0 = 10; шифр кривых − ρп ⁄ ρ0


 

Рис. 8. Зависимость коэффициента α = ∆Uпс ⁄ ∆Uпс, 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 Кп.

 

§ 3. Определение пористости по нейтронному каротажу

 

Показания нейтронных методов соответствуют общему содержанию водорода в породе и используются для определения коэффициента общей пористости Кп 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 Кп 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:

 

J − Jоп1

∆J =,

Jоп2 − Jоп1

 

где J - интенсивность против исследуемого пласта, Jоп1 и Jоп2

− интенсивности в двух опорных пластах с известной пористостью. Перед вычислением ∆J в значения J, Jоп1, Jоп2 вносятся поправки за влияние глинистой корки и бурового раствора (рис. 9).

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

J 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 Кп по величине ∆J используется теоретическая или экспериментальная зависимость Кп = f (∆J) (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 Кп по известной за-

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

 


значениями ∆J на интерпретируемой кривой в этих породах.

 

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

а – ηd = f (dc) для dc = 197 мм; б – то же для dc = 248 мм;

в – ηгк = f (hгк) для dc = 298 мм; г – то же для dc = 248 мм;

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

Шифр кривых – Кп для чистых карбонатных пород

 


Рис. 10. Усредненная связь ∆J с Кп (по данным [7])

 

В значения Кп, определенным по НК желательно вводить поправку

за глинистость по формуле Кп = Кп нк − ω Кгл, где ω – водородосодержа-

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

При определении пористости по нейтронному каротажу необходимо

учитывать, что на точность определения Кп 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 Кп по НК с использованием опорных пластов, сравнение Кп 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 Кп, 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 от пористости при больших и малых значениях Кп.

Задания. 1. Определить Кп по НГК в пласте известняка, если против пласта наблюдается интенсивность Jпγ = 11520 имп ⁄ мин, интенсивность в опорных пластах Jпγоп1 = 7200 имп ⁄ мин, Jпγоп2 =18000 имп ⁄ мин,

dскв = 0,2 м, толщина глинистой корки против пластов- коллекторов hгл п = 20 мм. Против плотного пласта глинистой корки нет.

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

Jпγ = 10900 имп ⁄ мин, dскв = 0,25 м. Глинистая корка отсутствует.

Jпγоп1 = 5000 имп ⁄ мин, Jпγоп2 =15000 имп ⁄ мин.

3. Оценить пористость коллекторов по диаграмме НГК на предло-

женном участке разреза. Оценить возможные ошибки определения Кп.

 

§ 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 τск и времени прохождения волны в заполняющей поровое пространство жидкости τж

 

τ = (1 − Кп) τск + Кп τж

 

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

 

Кп = (τ − τск) ⁄ (τж − τск).

 

При этом определении могут быть использованы значения интерваль- ного времени в скелете τск и интервальное время в жидкости τж , 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 τск 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 τск, изменяющимися в диапазоне 170 − 180 мкс ⁄ м, а карбонатные породы в диапазоне 150 − 160 мкс ⁄ м.

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

Значения интервального времени τж 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, τж 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 τж в зоне проникновения ближе к τводы, чем к τгаза или τнефти.

Возможно графическое решение уравнения среднего времени τ = f (Кп) по экспериментально построенному графику для пород изучаемого месторо- ждения, если τж 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 = Кп τж + Кгл τгл + (1 − Кп − Кгл) τск ,

 

где Кгл и τгл 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 (τгл ≈ τж), и глинистость уменьшает порис- тость, определяемую по АК, на величину Кгл

Кп = КпАК − Кгл.

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 = χгл τгл + (1 − χгл) τпес, где τпес и τгл − интервальные времена песчаника и глины, χгл − относительное по толщине содержание глинистых прослоев в пачке, τгл 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 (Кгл ≈ 10 − 15 % для меловых отложений Зап. Сибири) глинистость практически не оказывает влияния на результат определения пористости вследствие улучшения сцепления между зернами песчаника и τгл ≈ τск и

Кп = КпАК , 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 Кп = КпАК − С Кгл, 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 αпс как меры глинистости коллектора КппАК(2 − αпс), где

КпАК значение коэффициента пористости для двухкомпонентной модели [2].

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

Кп = √ (τ − τск)(αпс − a)(b αпс +c),

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

В продуктивных пластах возможно исправление значения Кп за влияние нефти и газа по формуле Кписпр = f Кп, 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 Кп 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 Кп соот- ношением σ = σж Кп + σск (1 − Кп). Откуда

σск − σ

Кп =,

σск − σж

 

где σж − плотность жидкости, заполняющей поровое пространство, σск

плотность скелета породы.

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

Плотность σск 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 ⁄ см3

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 Кп по данным ГГК- П целесообразен точный учет изменения σск по разрезу в зависимости от петрофизических особенностей коллекторов. Благоприятным фактором при определении Кп 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 Кп 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 Кп 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 Jγγ относительных зна- чений Jγγбз⁄ Jγγмз, которые отчасти учитывают скважинные условия (рис. 12). Применение двухзондовых приборов приводит к довольно высокой точности определения Кп (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 Кп. Этот фактор может быть использован для выявления трудно контролируемых факторов в процессе сравнения результатов определения Кп по ГГК-П с результатами интерпретации НК, АК, ПС и др. методов.

 

§ 6. Сравнение Кп, определенных по разным геофизическим

методам

 

Разные геофизические методы характеризуют различные физические

свойства пород и характеризуют разные объемы пород.Поэтому сравнение Кп, 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 Кп, определенных по разным геофизическим методам. Для

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

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

Коллекторы с трещинной пористостью отмечаются завышенными зна-

чениями Кп, определенными по методу сопротивлений и акустическому

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

таких коллекторов являются также иззубренность кривых ρк микрозондов и

зондов небольшой длины, увеличение диаметра скважины или номинальный

диаметр.

Каверновый тип пористости определяется по пониженным значениям

Кп, определенным по методу сопротивлений и акустическому каротажу, по

сравнению с Кп, 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 Кп

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; просмотров: 139 | Нарушение авторских прав







mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.046 сек.)







<== предыдущая лекция | следующая лекция ==>