Визначення коефіцієнту міжзерновії (гранулярної) пористості за даними електрометрії.

Визначення коефіцієнту міжзерновії (гранулярної) пористості за даними електрометрії.

Значення коефіцієнта між зернової пористості (К_{п лз}) визначають за величиною питомого опору () пласта-колектора за контурами нафтового або газового покладу, питомого опору зони проникнення (), або промитої зони () законтурної, або внутрішньої ділянки пласта. Визначення значення коефіцієнта загальної пористості за даними електричних методів, а саме за величиною питомого опору пласта-колектора за контуром нафтогазонасиченого покладу здійснюють наступним чином:

1) Визначають величину уявного опору незмінної частини пласта () (водо- або нафтогазонасиченого)

2) Розраховують значення питомого опору пластової води

3) Вираховують значення параметра пористості Р_п = .

За результатами лабораторних та свердловинних досліджень для конкретних продуктивних відкладів встановлюється та будується залежність:

(1);

Недоліки цього способу визначення коефіцієнта пористості наступні:

- величина розрахована цим способом характеризує законтурну частину покладу і при зміні колекторських властивостей пласта по площі не може бути використана при підрахунках запасів всередині покладу

- визначене значення використовується за рахунок глибокого проникнення бурового розчину в пласт.

Визначення коефіцієнта пористості за величиною питомого опору.

Використовуючи діаграми мікро екрануючого зонда, визначається опір промитої зони, після чого здійснюється розрахунок величини питомого опору фільтрату промивної рідини за допомогою номограми, що обусоблює зв’язок питомого опору розчину із Р питомим розчином фільтрату.

Отримані вище вказані параметри дозволяють здійснити розрахунок параметра пористості за формулою:

Р_п = (2);

де, П – коефіцієнт поверхневої провідності, який визначається із номограми побудованої за Р залежністю поверхневої провідності від питомого опору парової води та глинистості(С_гл).

К_зн – коефіцієнт залишкового нафтонасичення. Для водоносних пластів він рівний нулю, а для продуктивних порід визначається на базі результатів експериментальних досліджень зразків керну. Якщо такі дані відсутні, а також при відсутності кернового матеріалу, то коефіцієнт залишкової насиченості приймається рівним К_но=0,2 0,3, що відповідає типовим значенням.

Коефіцієнта насичення для гідрофільних між зернових колекторів.

- питомий опір фільтрату; - питомий опір промитої. Значення n у формулі (2) обереться аналогічним показнику степеня в залежності Р_п=f(К_в) при мінералізації фільтратів промивних рідин в даних відкладах.

Таким чином, знаючи величину параметру пористості напротів конкретного пласта знаходять значення коефіцієнта пористості. Визначення значення питомих опорів пластових вод, фільтратів глинистого розчину здійснюють за допомогою методу резістівіметрії, при цьому вводиться поправка за температуру колектора:

(3);

де, - значення питомого опору води в пласті для конкретної температури.

P_{t(n )}; P_t(л) - відповідно параметри температури пласта і в лабораторії.

- значення питомого опору води виміряного у лабораторії при конкретній температурі.

Розрахувати значення питомого опору води можна з використанням палеток. Палетки будуються виходячи із залежності питомого електричного опору розчину хлористого натрію (), від концентрації розчину, густини та температури.

Існує іще графічний спосіб визначення за даними ПС, суть якого полягає в тому, що необхідно мати дві криві U_пс зареєстрованих у свердловині з глинистими розчинами питомий опір фільтратів, яких відрізняється один від другого не менше ніж у 5 раз. Необхідно при цьому витримувати умову: < < при <10_мм.

30

20

10

0

10

20

0,1 0,2 0,3 0,5 1 2 3

Рис (2)

Наступний етап визначення здійснюється на бланку з напівлогарифмічною сіткою на який наносяться точки і із координатами lg ; і lg де і - амплітуди аномалій ΔU_пс отриманих в розрізі де колектори розкриті на глинистих розчинах, фільтрати яких мають питомий опір і . Точка пересічення прямої із віссю абсцис ΔU_пс=0 дає можливість знайти пошукове значення в масштабі цієї осі.

Такий спосіб не вимагає введення поправок за потужність, питомий опір колектора, що вивчається. Окрім цього не потрібно враховувати вплив температури.

Недолік цього методу полягає в тому, що його застосування обмежене затратами часу і матеріальних засобів на зміну глинистого розчину. При визначенні питомого опору за допомогою номограми використовують емпіричне рівняння:

(4);

де, в_с – коефіцієнт приведеної залежності: Δ_сп=f(lg / ) до лінійного вигляду. Величина коефіцієнта тим менша одиниці, чим вище концентрація дотикаючих розчинів, при умові відсутності фільтраційних потенціалів. При наявності останніх коефіцієнтів (в_с) може перевищити одиницю.

Визначення тріщинної пористості за даними методу опору.

Метод двох розчинів. В цьому випадку використовуються дві діаграми методу опору, як правило, екранованого зонда (БК-З). Одна із діаграм за реєстрована у свердловині з розчином, який характеризується питомим опором фільтрату (), а друга діаграма – після промивки свердловини, з додатковим противотиском в досліджуючому інтервалі другим розчином, який характеризуються питомим опором (). Величина пористості розраховується по формулі:

К_П,Т= (5);

де, ; - питомі опори зони проникнення тріщинного колектора, за даними першого і другого замірів.

Значення А беруть із табличних даних:

Модель тріщинно-міжзернової пористості	Значення А
- Всі тріщини розміщені перпендикулярно до напрямку вимірювання - Всі тріщини розміщені паралельно напрямку вимірювання - Тріщини утворюють дві системи.

Дата добавления: 2015-10-21