Інтерпретація результатів гамма-каротажу. 1. Що таке коефіцієнт пористості?

Контрольні питання

1. Що таке коефіцієнт пористості?

2. Які існують види пористості в залежності від характеру взаємозв’язку між ними і руху флюїду в них?

3. Як визначається коефіцієнт пористості за опором незміненої частини пласта?

4. Як визначається коефіцієнт пористості за опором промитої зони пласта?

5. Як визначається коефіцієнт пористості за опором зони проникнення пласта?

6. Що таке коефіцієнт нафтогазонасичення?

7. Що таке коефіцієнт водонасичення?

8. Як змінюється коефіцієнт нафтогазонасичення із зміною глинистості?

9. Що таке параметр насичення?

Радіоактивність порід обумовлена, в основному, ізотопами урану U²³⁸, торію Th²³² та калію K⁴⁰.

Інтенсивність гамма-випромінювання речовини при ГДС характеризують величиною радієвого γ -еквівалента, а інтенсивність γ -поля – потужністю експозиційної дози. Потужність експозиційної дози є мірою іонізаційної дії гамма-випромінювання в даній точці поля. Одиниця експозиційної дози – кулон на кілограм (К/кг). Одиниця потужності дози – ампер на кілограм (А/кг). В літературі зустрічаються одиниця дози рентген (1Р=2,58·10^–4 К/кг) і одиниця потужності дози мікрорентген у годину (1мкР/год=7,116·10^–14 А/кг=71.16 NфА/кг).

Більшість порід нафтових і газових родовищ володіють відносно низькою гамма-активністю, це – хемогенні породи, чисті кварцові пісковики, вапняки та доломіти. Виключення складають поліміктові пісковика, які збагаченні калієм, карбонати та бітумінозні породи. Висока активність характерна і для калієвих солей, глин, мергелів, глинистих вапняків.

Теоретичні криві інтенсивності випромінювання напроти пластів обмеженої потужності для всіх методів радіометрії практично симетричні відносно середини пласта, якщо вміщуючі породи володіють однаковими властивостями. При реєстрації діаграм інтенсивності випромінювання I _g у свердловинах спостерігається спотворення теоретичних форм кривих у пластах обмеженої товщини за рахунок інерційності вимірювального каналу.

У зв’язку з цим на форму кривої інтенсивності I _g напроти тонкого пласта впливають швидкість реєстрації діаграми V і стала часу інтегруючої комірки t = RC, яка включена на виході вимірювального каналу. Для врахування впливу даних факторів на амплітуду аномалії та форму кривої використовують розрахункові залежності n =D I _g/D I _{g ¥}= f (h) (Рис. 8.1, а). В даному випадку D I _{g ¥}= I _{g ¥}- I _{g вм} – амплітуда, яка отримана при необмеженій потужності пласта, або при нескінченно малій швидкості переміщення свердловинного приладу; D I _g= I _g- I _{g вм} – амплітуда, що реєструється.

На рисунку 8.1,б дані графіки Z = f (h), які дозволяють знаходити положення підошви пласта на відстані Z нижче точки, яка відповідає половині амплітуди аномалії кривої D I _g. На рисунку 8.1, в приведений зв’язок фіктивної товщини h _ф із дійсною. За h _ф приймається ширина аномалії кривої D I _g на половині її висоти від основи.

На практиці границі пластів-колекторів за даними ГК проводяться по точках, які лежать на середині аномалії даної кривої.

Покази із діаграм ГК знімаються виходячи із наступних правил: 1) у потужних пластах з h > V · t /1200, знімається середнє значення I _γ.ср; 2) у пластах з 1< h < V · t /1200 максимальне або мінімальне.

Виміряна інтенсивність приводиться до умовної необмеженої товщини пласта за допомогою поправки ν (Рис. 8.1,а). Поправка n, яка дозволяє привести покази напроти пласта до умов нескінченної потужності, є амплітудною поправкою, тому вона вводиться в амплітуду D I _g= I _g- I _{g вм}, де в якості I _{g вм} береться інтенсивність напроти нижнього пласта, так як реєстрація діаграм здійснюється при русі свердловинного приладу знизу вверх. Якщо відхилення кривої знімають від нульової лінії, виправлена інтенсивність випромінювання розраховується за формулою:

, (8.1)

де І_{γ вм} – інтенсивність гамма-випромінювання нижче лежачих вміщуючих порід, І_γ – інтенсивність гамма-випромінювання проти пласта, що досліджується.

Отримана інтенсивність І_{γ ∞} приводиться до стандартних свердловинних умов І_{γ ст} за допомогою поправки η. Для цього необхідні значення діаметра свердловини d _с, густини бурового розчину δ _р, а також значення інтенсивності І_{γ ф} апаратурного і космічного фону. Поправка η _γ (Рис. 8.2) вводиться в покази без фону за формулою:

. (8.2)

У результаті введення всіх поправок будуть отриманні покази І _γ.ст, які приведені до стандартних свердловинних умов при d _с= d _п. Це означає, що покази ГК корегуються тільки напроти тих пластів, в яких є відхилення діаметра свердловини від номінального, тобто утворились каверни або глиниста кірка.

Отримана інтенсивність відноситься до інтенсивності, яка спостерігалась б в нескінченому об’ємі глинистого розчину (І _{γ ст}- І_{γ ф})/(І _{γ р}- І _{γ ф}). Для цього необхідно знати І _{γ р}, яка отримується в результаті вимірювань у великій ємності з глинистим розчином або шляхом розрахунку І _{γ р}= Сq _p якщо визначена q _p, або за даними вимірів у каверні, яку утворила порода низької активності.

Покази ГК при сталих свердловинних умовах лінійно ростуть з ростом величини q _м/ m _м, де q _м – питома (масова) активність породи; m _м – масовий коефіцієнт поглинання, що практично не залежить від типу і властивостей типових гірських порід нафтових і газових родовищ.

Оскільки активність рідин, що заповнює пори породи, дуже мала, питому активність породи, можна вважати рівною q _м =q _тв=(1 - K _п), де q _тв – питома активність твердої фази, що складається з двох компонентів: малоактивного скелету (q _ск) і глинистої фракції (q _гл). Зневажаючи розбіжністю густини скелету і глинистої фракції, отримаємо:

, (8.3)

де С _гл – масова глинистість.

Таким чином, покази ГК можуть бути представлені у виді:

, (8.4)

де I _{γ ф} – «фонове» випромінювання, що включає крім власного випромінювання приладу і випромінювання промивної рідини, що заповнює свердловину, B – коефіцієнт, що залежить, в основному, від конструкції свердловини і положення приладу в свердловині, а також від чутливості детектора (якщо I _γ виражено в імп/хв).

Як видно з формули (8.4), при сталих K _п, q _ск і q _гл покази ГК лінійно ростуть з ростом С _гл. Однак з ростом С _гл найчастіше спостерігається зменшення q _гл, тому залежність I _g= f (С _гл) при рості С _гл стає більш пологою (Рис. 8.3).

Щоб виключити I _ф і В, а також зменшити вплив K _п, q _ск і q _гл, при проведенні кількісної інтерпретації використовують відносний різницевий параметр (подвійний різницевий параметр):

, (8.5)

де I _{g C гл 1} і I _{g C гл 2} – покази проти опорних пластів з низкою і високою глинистістю відповідно.

Для виключення впливу свердловини необхідно, щоб свердловинні умови проти всіх трьох пластів (досліджуваного і двох опорних) були однаковими. В іншому випадку приводять покази проти всіх пластів до єдиних «стандартних» умов.

Палетка (Рис. 8.3) побудована в результаті усереднення конкретних залежностей, які отримані для різних відкладів, з припущенням, що в якості опорних прийняті пласти з глинистістю 0 і 100 %. Однак на практиці пласти з глинистістю 100 % – практично не зустрічаються. Тому якщо глинистість опорних пластів має значення С _{гл 1} і С _{гл 2}, які не рівні 0 і 100%, то масштаб осі необхідно перебудувати так, як це показано. у правій частині палетки (Рис. 8.3).

Оскільки вид даної залежності може помітно змінюватися, бажано уточнити її для конкретних відкладів шляхом зіставлення D I _g і С _гл за даними свердловин, що буряться з відбором керну, або за вимірами радіоактивності зразків порід з різною глинистістю. Останній спосіб вимагає обережності, оскільки розбіжність спектральної чутливості лабораторних і свердловинних радіометрів може привести до помітного розходження залежностей, які отримані різними способами, особливо в поліміктових колекторах.

Кінцевим етапом обробки є використання імперичних зв’язків Δ І _γ= f (К _гл) або Δ І _γ= f (С _гл) (Рис. 8.3) для визначення глинистості порід-колекторів.

Дата добавления: 2013-12-14