Визначення коефіцієнта пористості за даними опору зони проникнення пласта

При визначенні пористості за даними питомого опору зони проникнення ρ _зп, параметр пористості Р _п розраховується за формулою для нафтогазонасиченого пласта-колектора:

. (7.8)

Для водоносного пласта-колектора:

. (7.9)

Параметр Р _нз зони проникнення визначається за формулою (7.6) з використанням величини К _нз=0,3–0,4.

Опір суміші води із фільтратом промивної рідини ρ _фв, яка заповнює пори у зоні проникнення, залежить від вмісту Z (0,06) залишку пластової води у зоні проникнення. Значення ρ _фв за даними ρ _ф і ρ _в визначається наступним чином:

. (7.10)

Також величину ρ _ф.в можна визначити за формулою:

. (7.11)

Визначення коефіцієнта нафтогазонасиченості за даними електричних методів

Коефіцієнти нафтонасичення К _н і газонасичення K _г порід визначаються за параметром насичення Р _н(Р _г)= r _нп/ r _вп. Для розрахунку Р _н необхідно знати питомий опір нафтоносної або газоносної породи r _нп, що досліджується, та її опір r _вп при 100 %-му насиченні пор пластовою водою.

Опір r _нп нафтоносної породи визначається за допомогою діаграм уявного та ефективного опорів. Опір r _вп розраховується за даними коефіцієнта пористості К _п породи та опору пластових вод r _в:

, (7.12)

або [якщо колекторські властивості нафтоносного (газоносного) об’єкта достатньо стабільні] приймається рівним його опору за межами контуру нафтоносності (газоносності) і, зокрема, на ділянках колектора, що знаходиться нижче початкового водонафтового контакту.

Після визначення r _нп і r _вп розраховується величина параметра насичення:

. (7.13)

Величина параметра насичення практично не залежить від коефіцієнта пористості колекторів даного типу і є обернено-степеневою функцією коефіцієнта водонасичення К _в породи:

, (7.14)

де а і n – структурні елементи, які залежать від типу колектора, структури порового простору та типу заповнювача пор. При цьому показник степеня різко збільшується з переходом від гідрофільних до гідрофобних колекторів.

Коефіцієнт водонасичення пов'язаний із коефіцієнтом нафтогазонасичення наступним чином:

. (7.15)

За розрахованим значенням Р _н визначаються коефіцієнти К _н або К _г (К _нг=1- К _в) (при атмосферному тиску) за номограмою (Рис. 7.3).

Зокрема, наприклад, для Р _н=90 будуть отримані наступні значення К _в і К _н:

1) карбонатний колектор – К _в=7,4 %, К _н=92,6 %;

2) піщано-глинистий гідрофільний колектор – К _в=11 %, К _н=89 %;

3) піщано-глинистий слабо-гідрофобний колектор – К _в=16,1 %, К _н=83,9 %;

4) піщано-глинистий гідрофобний колектор – К _в=26,5 %, К _н=73,5 %.

Як видно з цього прикладу, неврахування гідрофобності колектора може призвести до значних похибок при визначенні коефіцієнта нафтонасичення колектора. Другим фактором, який понижує точність визначення коефіцієнта K _н, є глинистість.

У тому випадку, коли тонкі глинисті прошарки чергуються з нафто- і газоносними пісковиками та свердловина розкриває пласти з кутом зустрічі близьким до 90°, за даними виміру уявного опору великими зондами визначається повздовжній питомий опір r _{t, н} пачки. При цьому для нафтогазоносної глинистої породи:

, (7.16)

де r _гл, r _нп – відповідно питомий опір глин і нафтогазонасичених пісковиків потужністю h _п; c _гл – вміст глинистих прошарків сумарною потужністю h _гл [ c _гл= h _гл/(h _гл+ h _п)] у сумарній потужності досліджуваного об’єкта, яка рівна h _гл+ h _п.

У тому випадку, коли пачка досліджуваних піщано-глинистих відкладів водоносна, за даними виміру уявного опору великими градієнт-зондами визначається питомий опір:

, (7.17)

де r _{t, в} – питомий повздовжній опір пачки.

Таким чином, у глинистих пісковиках величина відношення:

(7.18)

не дорівнює параметру насичення Р _н.

Розв’язуючи рівняння (7.18) відносно Р _н= r _нп/ r _вп, отримаємо:

. (7.19)

З формули (7.19) випливає, що дійсне значення Р _н завжди більше величини Р _{н, г}, яка розрахована за даними відношення питомих опорів, що виміряні у свердловині в нафтогазоносному і водоносному колекторах.

У тому випадку, коли точне значення r _вп невідоме, при c _гл<0,5 і 1- r _вп/ r _гл < 0,2, а також при c _гл<0,25 і 0,2<1- r _вп/ r _гл<0,5 або c _гл<0,1 і 0,5<1- r _вп/ r _гл<1,5 розрахунок Р _н може бути виконаний за наближеною формулою:

. (7.20)

Дата добавления: 2013-12-14