Визначення коефіцієнтів пористості та нафтогазонасиченості за даними електричних методів

Рисунок 6.4 – Залежність коефіцієнта aПС=DUПС/DUПСmax від коефіцієнта пористості

. (6.4)

Далі для досліджуваних пластів розраховується амплітуда аномалії D U _ПС для значень потенціалу в породах мінімальної пористості. За потужністю кожного пласта і його опору використовуючи палетку, яка приведена на рисунку 6.3, знаходять поправочні коефіцієнти n _ПС, після чого розраховують виправлені значення амплітуд:

. (6.5)

Розраховують відношення D U _ПС^¥/D U _ПС^max і за однією із кривих, які приведені на рисунку 6.4, для однотипних порід визначають коефіцієнт пористості порід.

У тих випадках, коли в розрізі свердловин відсутній колектор з витриманою та відомою пористістю, як опорний пласт може бути використаний інший літотип з витриманими дифузійно-адсорбційними властивостями (наприклад щільний неглинистий вапняк або ангідрит, що залягає серед глин). Амплітуда аномалії D U _ПС, _oп у цьому пласті приймається за еталон, відносно якої на основі вимірів амплітуд аномалій D U _ПС в інших пластах з відомою пористістю складається еталонна крива:

. (6.6)

Ця крива використовується для визначення коефіцієнта пористості так само як і криві, які складені для випадку, коли опорний пласт є колектором з високою пористістю.

3.Визначення глинистості порід.

Кількісно глинистість характеризують масовим вмістом фракції (С _гл) у мінеральній матриці породи з розмірами зерен менше 0.01 мм або вмістом нерозчинного залишку (Рис. 6.5):

, (6.7)

де m _0,01 – маса фракції з розмірами зерен менше 0,01 мм; m – маса мінеральної матриці, включаючи і тонкозернисту фракцію.

Об’ємна глинистість породи (К _гл) при рівності мінеральних густин глинистої фракції (s _гл) і основного породоутворюючого мінералу (s _ск) визначається виразом:

. (6.8)

Відносна глинистість h _гл характеризує степінь заповнення глинистими частинками простору між зернами породи:

. (6.9)

Теригенні породи з розсіяною глинистістю в більшості випадків залишаються колекторами, якщо h _гл<0,45. При великих значеннях h _гл фазові проникності для води, нафти і газу прямують до нуля. Такі породи містять тільки зв’язану (залишкову) воду.

У пластах-колекторах і не колекторах з розсіяною глинистістю визначають значення відносної глинистості h _гл за графіком a _ПС= f (h _гл) для досліджуваних відкладів (Рис. 6.6). Група кореляційних кривих a _ПС= f (h _гл) для відкладів різних регіонів і віку виявляє закономірний перехід від графіка 1 до графіка 3 у міру росту мінералізації пластових вод і зменшення адсорбційної активності глинистого матеріалу відкладів.

У пластах-колекторах із шаруватою глинистістю за значенням a _ПС визначають вміст глинистих прошарків у пачці c _гл за допомогою палеток, які приведені на рисунку 6.7, використовуючи значення електричних параметрів даного розрізу.

Коефіцієнт пористості гірських порід можна визначити за допомогою різних електричних або радіоактивних методів дослідження розрізів нафтогазових свердловин. Однак ефективність цих розрахунків в конкретних геологічних умовах для різних методів неоднакова. При вивченні піщано-глинистих порід-колекторів достовірні результати дають електричні методи, а при вивченні гранулярних карбонатних порід – радіоактивні методи. Визначення коефіцієнта пористості тріщинуватих порід проводиться за результатами комплексної інтерпретації електричних і радіоактивних методів дослідження розрізів свердловин. Однак найбільш частіше для визначення коефіцієнта пористості використовують електричні методи.

Дата добавления: 2013-12-14