Определение пористости

Основой для определения коэффициента открытой пористости k_п по данным метода сопротивлений является связь между удельным сопротивлением полностью водонасыщенной породы , параметром пористости (относительным сопротивлением) Р_п и удельным сопртивлением воды , насыщающей породу.

Различают способы определения k_п по удельному сопротивлению коллектора за контуром залежи, по удельному сопротивлению промытой зоны и зоны проникновения коллектора.

Определение k по величине

1. Определяют удельное сопротивление коллектора , полностью насыщенного водой, в одной из законтурных скважин по диаграммам электрических зондов с большим радиусом исследования.

2. Рассчитывают удельное сопротивление пластовой воды изучаемого продуктивного горизонта.

3. Вычисляют параметр Р по формуле Р .

4. По зависимости Р = f(k ), полученной для исследуемого класса коллекторов в лаборатории на водонасыщенных образцах породы с учетом пластовых условий, определяют значение k , соответствующее вычисленному параметру Р .

Определение k по величине

1. Определяют величину по диаграмме одного из микроэлектрических методов, предпочтительнее МБК.

2. В продуктивном коллекторе полагают, что порода в промытой зоне насыщена фильтратом бурового раствора и остаточной нефтью или газом, содержание которых характеризуется коэффициентами остаточного нефтенасыщения k_он или газонасыщения k_ог. В соответствии с этим величина выражается формулой

=P , (5.1)

где P_он - параметр остаточного нефтенасыщения (в газоносном коллекторе вместо Р_он используют P_ог - параметр остаточного газонасыщения), причем эти параметры связаны соответственно с k_он или k_ог соотношениями

P , P . (5.2)

3. Рассчитывают параметр Р_п по формулам:

P , P . (5.3)

4. Выбирают зависимость Р_п = f(k ) для исследуемого класса коллектора, полученную экспериментально. По выбранной зависимости определяют величину k , соответствующую вычисленному параметру Р_п. Для водоносных коллекторов решение задачи упрощается - величину Р_п рассчитывают по формуле

Р , (5.4)

следовательно, информация о k и не требуется.

Определение k по величине

Величину k по известному значению находят по той же схеме, что и по . Различия состоят в следующем.

1. Величину определяют по данным электрических методов с несколько большим радиусом исследования по сравнению с микрозондами - по диаграммам малых зондов БЗ или зонда ближней зоны.

2. В формулах (5.3) расчета Р вместо используют , а вместо - величину - удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора с остаточной пластовой водой, не вытесненной из зоны проникновения. Определение k по можно разбить на два этапа.

Сначала рассчитывают фиктивный параметр пористости Р по формуле . (5.5)

Затем находят истинное значение Р умножением Р на поправочный коэффициент q:

q= . (5.6)

Для водоносного коллектора параметр Р по величине рассчитывают по формуле Р . (5.7)

Используемая в формулах (5.6), (5.7) величина определяется выражением , (5.8)

где z -доля остаточной пластовой воды в зоне проникновения.

Для расчета при заданных значениях и обычно используют эмпирические зависимости , составленные для различных классов межзерновых коллекторов.

Определение k по ГГК

Это определение проводят для пород известного минерального состава по соотношению k , связывающему общую и минералогическую плотности пород и плотность жидкости, насыщающей поры. Для водоносных и нефтенасыщенных пород принимают равной плотности фильтрата ПЖ в ЗП, так как глубинность исследований незначительна. В газонасыщенных породах влияние остаточного газа занижает вычисленные значения пористости.

В породах известного состава, поры которых заполнены жидкостью, абсолютная погрешность определения k составляет ±2%. По сравнению с другими видами каротажа значения пористости, вычисленные по ГГК, менее подвержены влиянию глинистости, вследствие близости плотностей кварца (2,65 г/см) и глин (2,2-2,5 г/см).

Определение k по АК

Это определение проводят по уравнению среднего времени k , где и - интервальные времена в минеральном скелете породы и жидкости, заполняющей поры.

Интервальное время имеет фиксированные значения: 170 мкс/м в чистых песчаниках с глинистым цементом, 182 мкс/м в песчаниках и алевролитах при объемной глинистости 5-30 %, 155 мкс/м в известняках, 142 мкс/м в доломитах. Для пород, сложенных двумя- тремя минералами, определяются промежуточные значения , если известно примерное содержание отдельных минералов.

В продуктивных интервалах найденные по уравнению значения k_п исправляют за влияние остаточной нефти и газа, для чего их соответственно умножают на коэффициент 0,9-0,95 и 0,8. Абсолютная погрешность определения по АК пористости пород известного литологического состава составляет 1.5-2%.

Дата добавления: 2014-11-06