Студопедия

КАТЕГОРИИ:


Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Інтерпретація результатів методу самочинної поляризації




Осадові гірські породи різного генезису – теригенні, карбонатно-хемогенні, як правило, вміщують певну кількість глинистого (пелітового) матеріалу. Глинистість часто суттєво впливає на колекторські властивості порід або є завадою при визначенні останніх за результатами досліджень свердловин промислово-геофізичними методами.

Необхідність визначення об’ємного, масового чи відносного вмісту глинистих частинок у породі викликана високою дисперсністю глинистих мінералів, що обумовлює високий вміст адсорбованої на їх поверхні води й обмінних гідратованих катіонів, а також присутністю в глинистих мінералах хімічно зв’язаної води. Шари води товщиною 2-5·10-5 мм на поверхні і у субкапілярах агрегатів глинистих частинок змінюють електричні і пружні характеристики порід. З підвищенням глинистості різко погіршуються колекторські властивості порід, від чого залежить їх здатність бути промисловими колекторами.

Окрім глинистих частинок, високою дисперсністю і, отже, високою питомою поверхнею володіє тонкозерниста алевритова фракція у теригенних розрізах і нерозчинний залишок карбонатних порід. Тому у нафтогазопромисловій практиці поняття “глинистість” неоднозначне: в одних випадках за глинистість приймають вміст К гл1 у породі пелітового матеріалу – частинок розміром менше за 0,01 мм незалежно від їх мінерального складу, в іншому – вміст К гл2 глинистих мінералів, основною особливістю яких можна вважати наявність хімічно зв’язаної води, в третьому – (у карбонатних відкладах) вміст К гл3 нерозчинного залишку.

Діаграма ПС не має нульової лінії. Горизонтальний масштаб, зареєстрованої кривої ПС, показує число мілівольтів, що припадає на відрізок 2 см. Знаками «-» і «+» на краях цього відрізка вказують полярність кривої ПС. Знаки «-» і «+» розташовані так, що відхилення кривої вліво означає зменшення потенціалу, вправо – його збільшення.

Через відсутність на діаграмі ПС нульової лінії в якості умовної нульової лінії, від якої знімають відхилення кривої ПС, використовують лінію глин. Більша частина осадових порід у теригенному, карбонатному, вулканогенному розрізах і їх різновидностях відзначається відхиленням кривої ПС вліво від лінії глин. Лінія глин для значних інтервалів розрізу (200-300 м) зберігається практично сталою і проходить паралельно осі глибин. Поступове відхилення лінії глин вправо з глибиною на значних інтервалах розрізу пов’язане із впливом геотермічного градієнта і ущільненням глин з глибиною. Різкий зсув лінії глин вправо або вліво з глибиною – ознака спотворення діаграми ПС поляризацією електродів. Така діаграма – брак і для інтерпретації не використовується.

Границі пластів на кривій ПС відповідають точкам перегину зареєстрованої кривої ПС. Дане універсальне правило визначення границь за кривою ПС реалізується, якщо отримати криву градієнта ПС із кривої потенціалу ПС шляхом диференціювання останньої на ЕОМ або графічним шляхом, або за точками екстремальних значень на кривій градієнта ПС у свердловині. При виділенні одинарних пластів, які характеризуються від’ємною аномалією ПС, користуються одним з наступних правил визначення границь. Якщо товщина пласта становить більше 3 діаметрів свердловини (h >3 d c), то в такому випадку границі пласта знаходяться на половині аномалії кривої ПС. Якщо h <3 d c, то тоді границі пласта зміщуються до D U ПС.max.

Аномалію D U ПС в одинарному пласті при ручній обробці визначають: в однорідному пласті за максимальним відхиленням (якщо пласт виділяється симетричною аномалією), в неоднорідному пласті за середнім значенням показів ПС, E s розраховують за формулою:

 

. (6.1)

 

де n ПС – поправочний коефіцієнт за свердловинні умови.

Для геологічної інтерпретації діаграм ПС використовують значення E s в окремих пластах, або відносні значення a ПС = E s/ E smax, де E smax – максимальне значення E s у досліджуваній ділянці розрізу.

При інтерпретації діаграм ПС вирішують наступні задачі.

1. Визначення r в при температурі пласта і розрахунок мінералізації пластової води С в, яка відповідає r в.

Для визначення r в використовують аномалію ПС напроти пласта чистого пісковика або вапняку, який залягає в щільних високодисперсних глинах. За графіками r ф= f (r р) для різних Т пл знаходять r ф (Рис. 6.1). Підставляючи в рівняння:

 

(6.2)

 

відомі значення Е s.T, Т пл, r ф, розв’язують його відносно r в. За графіками r в= f (С в) для різних Т пл знаходять С в (Рис. 6.2).

2.Визначення коефіцієнта пористості.

При визначенні коефіцієнта пористості у досліджуваній частині розрізу свердловини вибирається опорний пласт з можливо найбільшою сталою та відомою пористістю низького опору, який створює на кривій U ПС найбільшу негативну аномалію D U ПС.oп.

Якщо потужність опорного пласта відносно мала та його опір великий, в амплітуду D U ПС.oп вводиться поправка за потужність і опір. Виправлене значення:

 

, (6.3)

 

де коефіцієнт n ПС, для заданих відношень r п/ r р і h / d c, визначається за допомогою кривих, які приведені на рисунку 6.3.

У тих випадках, коли коефіцієнт пористості опорного пласта не дорівнює найбільшому значенню K п, для якого D U ПС.oп/D U ПСmax=1, попередньо розраховується величина D U ПСmax у пласті з максимальною пористістю. З цією метою при відомій величині коефіцієнта пористості опорного пласта на кривій залежності коефіцієнта a ПС=D U ПС/D U ПСmax= f (K п) (Рис. 6.4) знаходять значення a ПС, яке відповідає коефіцієнту пористості і D U ПС.oп приводиться до D U ПСmax:

 

. (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 ПСmax 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.

 




Поделиться с друзьями:


Дата добавления: 2013-12-14; Просмотров: 514; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!


Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет



studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление




Генерация страницы за: 0.026 сек.