Posobie_Kamerton
.pdfОпределение коэффициента пористости по данным стационарных нейтронных методов.Для определения коэффициента пористости используются три модификации стационарных нейтронных методов: нейтронный гамма-метод (НГМ), нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам (ННМ-т) и надтепловым нейтронам (ННМ-нт).
Из-за большого числа влияющих на показания нейтронных методов геологических факторов использование их бывает затруднительно. На практике
для определения Кп часто используются статистические связи данных нейтронных методов с коэффициентом пористости по результатам исследования керна. При этом показания нейтронных методов для соблюдения
единого масштаба для объекта исследований по площади и месторождению подвергают различного рода преобразованиям или нормировки. Самый простой способ такого рода преобразований – это расчет относительной амплитуды нейтронного метода (см. 3 Определение исходных геофизических параметров).
REM Расчет Кп по НМ |
Пояснения |
|
дIнм = OPEN(IN, "дIнм") |
|
|
Сгл=OPEN(IN, "Сгл") |
Открытие входных кривых и колодцев |
|
кол=OPEN( IN, "коллектор") |
|
|
W=OPEN ( OUT, "W", STEP ) |
Открытие выходных кривых. Тип кривой – |
|
Кгл=OPEN( OUT, "W", STEP ) |
STEP, так как на вход подаются пластовые |
|
ПРИМЕР: Кп=OPEN( OUT, "Кп", STEP ) |
кривые |
|
Wсв=0.25 |
Задание константы – содержание связанной |
|
воды в глинистом цементе |
||
|
||
d = DEPTHES(дIнм; YELLOW) |
Задание массива глубин. Расчет производить |
|
только в желтых интервалах |
||
|
||
FOR i=1 TOd.SIZE |
Задания цикла поточечной обработки от |
|
начальной до конечной глубины |
||
|
F кол(d[i])="коллектор"THEN |
|
|
|
W(d[i])=- |
|
|
|
0.388*LN(дIнм(d[i]))+1.4455 |
Оператор условия. Если переменная кол(d[i]) |
||
Кгл(d[i])=Сгл(d[i])*(1- |
|||
имеет значение «коллектор», то рассчитать |
|||
W(d[i])/100) |
|||
водородосодержание породы, |
объемная |
||
Кп(d[i])=1.0943*(W(d[i])/100- |
|||
глинистость и коэффициент |
пористости, |
||
Кгл(d[i])*Wсв)+0.027 |
|||
иначе переменную Кп(d[i]) прировнять к 0 |
|||
ELSE |
|||
|
|
||
Кп(d[i])=0 |
|
|
|
ENDIF |
|
|
|
NEXT |
Пройти цикл расчета по следующей точке |
||
глубины |
|
||
|
|
||
END |
Окончание алгоритма расчета |
|
Возникают ситуации, когда нет возможности построить связь относительной амплитуды нейтронного метода. В этом случае используются
стандартные зависимости для данного типа аппаратуры для определения общего водородосодержания пород. В этом случае, определяя коэффициент
пористости нужно помнить о необходимости внесения поправок за глинистость пород и различие в литологии опорного и исследуемых пластов.
При интерпретации диаграмм нейтронных методов, полученных двухзондовыми или многозондовыми приборами, коэффициента нейтронной
пористости находят через декремент пространственного затухания плотности тепловых нейтронов α или определяющий его величину А:
A = IМ , a = ln(IM/IБ ) ,
IБ DL
где IМ и IБ – интенсивность излучения, регистрируемая на расстоянии LМ и LБ от источника излучения;
Обычно схема интерпретации многозондового нейтронного метода выглядит следующим образом
I ü |
® А ® a ® w ® Кп |
M ý |
|
IБ þ |
. |
Переход от А к α осуществляется с помощью калибровочной зависимости для данного типа аппаратуры. Переход от αкω требует использования соответствующих зависимостей с учетом скважинных условий. Далее также как
и в случае с однозондовым нейтронным методом в величину нейтронной пористости вносится поправка за глинистость.
Основой метода определения коэффициента пористости пород по акустическому методу является наличие тесной взаимосвязи между
величинами |
Тп и Кп. Наибольшее |
распространение для определения |
||
коэффициента |
пористости по величине |
Тп получило уравнение среднего |
||
времени DТп = (1- Кп - Кгл ) × DТск |
+ Кп × DТж + Кгл × DТгл , где |
Тп – интервальное время |
||
прохода продольной волны |
в породы |
[мкс/м]; Тж |
– интервальное время |
прохода продольной волны в жидкости, заполняющей поровое пространство;
Тгл – интервальное время прохода продольной волны в глинистом материале; Кп – коэффициент пористости; Кгл – коэффициент объемной глинистости.
К |
п |
= |
DТп - DТск |
- К |
гл |
× |
DТгл - DТск |
|
|||||||
|
|
DТж - DТск |
|
DТж - DТск . |
|||
В большинстве случаев |
определение |
|
Тгл бывает затруднительно, |
особенно если глинистый материал находиться в агрегатном состоянии. Для глинистых коллекторов специалистами компанией Schlumberger было
предложено следующее уравнение |
для |
учета |
рассеянной |
глинистости |
||||
DТп = DТск + Кп ×(DТж - DТск ) × (2 - aСП ) или Кп = |
DТп - DТск |
|
- |
|
1 |
. |
|
|
DТж - DТск |
2 |
|
|
|||||
|
|
|
- aСП |
|
||||
Интервальное время прохода |
продольной |
|
|
волны в |
жидкости, |
заполняющей поровое пространство, можно определить по соответствующей номограмме (Рис.55) или может быть рассчитано с достаточной точностью по
следующей формуле |
DТж = |
|
|
|
710× (1-1.2 |
×10−3 × Р) |
|
, где Р – |
|
|
×10−3 |
-1.65×10−5 × |
Т2 ) × (1+ |
|
|||
|
|
(1 |
+ 2.2 |
5.5 ×10−4 ×Св ) |
давление [МПа]; Т – пластовая температура [°C]; Св – минерализация жидкости, заполняющей поровое пространство [кг/м3].
Коэффициента пористости по данным гамма-гамма плотностного
метода определяется К |
п |
= |
dск - dп |
- К |
гл |
× dск |
- dгл , где δ |
п |
– объемная плотность |
|||||
|
||||||||||||||
|
|
d |
ск |
- d |
ж |
|
d |
ск |
- d |
ж |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
породы; δск – объемная плотность минералогического скелета, δж – плотность жидкости, заполняющей поровое пространство; δгл – плотность глинистого материала; Кп – коэффициент пористости; Кгл – коэффициент объемной глинистости.
Глинистые минералы в цементе коллекторов представлены каолином, хлоритом и гидрослюдами с небольшими примесями других минералов. Обычно среднее значение плотности смеси этих минералов составляет 2.67 – 2.72 г/см3, что незначительно отличается от плотности минералогического скелета известняка или песчаника. Таким образом, наличие глинистого цемента будет слабо влиять на результаты расчет синтетической кривой ГГМ-п.
Уравнение расчета может быть упрощено Кп = dск - dп .
dск - dж
Рис.55. Номограмма для определения интервального времени ΔТж и скорости υж при заданных минерализации Св, давлении Рэф и температуре Т (раствор NaCl) (по
данным фирмы Герхард–Оуэн)
Определение плотности жидкости, заполняющей поровое пространство,
δж может вызывать некоторые затруднения. Нужно учитывать, что глубинность исследования ГГМ-п не превышает 20 см. Соответственно в коллекторах δж
будет равна плотности фильтрата промывочной жидкости, а в неколлекторах – плотности пластовой воды.
При бурении скважин на пресной промывочной жидкости (ρс>0.2 Омм) плотность жидкости, заполняющей поровое пространство, может быть принято равное 1.0 г/см3. Значение δж будет отличаться от 1.0 г/см3 в следующих случаях:
1.в нефтяных и газовых пластах при большой остаточной нефтегазонасыщенности в зоне проникновения;
2.при бурении скважин на минерализованной жидкости δж будет меняться от 1.0 г/см3 до 1.2 г/см3 в зависимости от степени
минерализации;
3.при вскрытии пластов на промывочных жидкостях на нефтяной основе (известково-битумные или водоинвертные эмульсионные
промывочные жидкости), в этом случае dж = (1- Кв ) ×dн + Кв × dв , где δн
– плотность нефти; δв – плотность пластовой воды.
При наличии газонасыщенных коллекторов должно учитываться снижение плотности пород за счет остаточногогазонасыщения на величину Δδ, определяемую по соответствующим палеткам.
REM Расчет Кп по АМ и ГГМ-п
REM Расчет производиться только в Пояснения коллекторах. Коллектора –
песчаники и алевролиты ПРИМЕР: дТ=OPEN (IN, "Пластовая ДТ")
б=OPEN (IN, "Пластовая ГГМ")
аСП=OPEN (IN, "Пластовая ALSP") Открытие входных кривых и колодцев кол=OPEN (IN, "коллектор")
лит=OPEN (IN, "литология")
Кп_АМ=OPEN(OUT, "Кп_ГГМ", STEP) Кп_ГГМ=OPEN(OUT,"Кп_ГГМ", STEP)
бск=2.66
бф=1 дТск=168
дТж=620
d DEPTHES (дТ; YELLOW)
FOR i=1 TOd.SIZE
IF кол(d[i])="коллектор"THEN Кп_ГГМ(d[i])=(бск-б(d[i]))/(бск-бж) IFлит(d[i])="Песчаник"THEN Кп_АМ(d[i])=(дТ(d[i])-дТск)/(дТж-
дТск) ENDIF
IFлит(d[i])="Алевролит"THEN Кп_АМ(d[i])=(дТ(d[i])-дТск)/(дТж- дТск)*1/(2-аСП(d[i]))
ENDIF
ELSE Кп(d[i])=0 ENDIF
NEXT
END
Открытие выходных кривых. Тип кривой – STEP, так как на вход
подаются пластовые кривые
Задание констант: плотности и
интервального времени пробега продольной волны минерального скелета, плотность и интервального времени жидкости, заполняющей
поровое пространство Задание массива глубин. Расчет
производить только в желтых интервалах Задания цикла поточечной обработки
от начальной до конечной глубины
При расчете коэффициентов пористости по акустическому и плотностному методам выполняется несколько условий. Во-первых, расчет происходить только в коллекторах. Во- вторых, в Кп по АМ алевролитах
вносится поправка за глинистость
Пройти цикл расчета по следующей точке глубины Окончание алгоритма расчета
Результаты выполнения работы и выходная информация
Файл формата LJB по каждой скважине, файлы с расширением *.um с
методиками пользователя.
7. Анализ возможностей различных методов ГИС при оценке пористости
Цель блока занятий
Оценка возможностей определения коэффициента пористости по различным геофизическим методам в конкретных геолого-технологических
условиях
Программное обеспечение, используемое в блоке занятий
∙Модуль «Линт» программного комплекса «Камертон».
∙MS Excel.
Входная информация
Основными исходными данными при проведении литологического расчленения разреза являются:
∙диаграммы методов ГИС, загруженные в файл формата LJB.
∙результаты петрофизических исследований керна.
Описание решения задачи
Большое число методов определения коэффициента пористости, разработанное к настоящему времени, создает некоторые затруднения с
выбором наиболее подходящего способа определения Кп для данного типа коллектора или данного комплекса исследования. В настоящее время выбор наилучших методик производиться, как правило, по степени согласованности
определяемого параметра с данными керна или другого автора или другой методики. Отсутствие систематических смещений и небольшие случайные
отклонения по сравнению с керном или другим эталоном являются достаточным основанием для практического применения методики.
Как правило, сопоставление Кпкерн – КпГИС строится по пластопересечениям, которые выбираются по тем же критериям, что и для построения связей типа «керн – ГИС», то есть сопоставляются оценки Кппо пластам с толщиной не менее 1.5 м (для обеспечения надежности оценки любой геофизической характеристики, используемой для построения связи), выносом керна из исследуемых пластов (интервалов долблений) не менее 80 % и плотностью анализов не менее 3 – 5 на 1 м вынесенного керна.
Для оценки достоверности определения пористости по той или иной методике рекомендуется построение сопоставления КпГИСс осредненными в пределах однородного по стандартному комплексу геофизических данных пласта величинами пористости по керну. Кривую Кпкерн разбивают на пласты
точно также как и любую непрерывную геофизическую кривую по уже имеющейся пластовой модели с помощью кнопки . При необходимости отсчеты поправляются. Подробно процесс разбивки кривых на пласты и корректировки снимаемых отсчетов изложен в разделе 3 «Определение исходных геофизических параметров».
Обычно сопоставления Кпкерн – КпГИС строится с использованием MSExcel.
Для создания таблицы попластовых значений при подготовке заключения по результатам интерпретации данных ГИС предназначена опция «Заключение». Таблица формируется из значений ступенчатых кривых и элементов колодцев.
Формирование таблицы состоит из следующих этапов:
∙Создание таблицы пластовых границ;
∙Наполнение строк таблицы данными [со ступенчатых кривых и колодцев].
Сформированную таблицу можно сохранить как схему. Это позволяет в дальнейшем автоматизировать процесс формирования таблицы, указывая только лишь пластовые границы. (Обратите внимание, что при этом следует придерживаться единообразия в именах кривых на планшете).
Для формирования таблицы заключения по результатам интерпретации используется кнопка , при ее нажатии открывается окно «Заключение».
Формирование таблицы начинается с создания таблицы пластовых границ, для этого необходимо нажать кнопку «Загрузить кривые» (), которая открывает окно «Фильтр глубин» (Рис.56).
Рис.56. Окно «Фильтр глубин»
Опция «Опорная кривая» позволяет выбрать пластовую кривую, с которой будут браться границы пластов. При этом можно применить фильтр, поставив галочку в опции «Применить фильтр». Затем надо выбрать операцию и порог. Например, если опорная кривая выбрана Кп, то, поставив операцию >= и порог 0,05, в таблицу результатов выводятся только интервалы пород со значениями Кп более 0,05.
Опция «Опорный колодец» позволяет брать границы пластов с одного из колодцев из имеющихся на планшете. Здесь тоже можно применить фильтр по элементу колодца, например, если выбран опорный колодец «литология» и элемент колодца «аргиллит», то в таблицу результатов будут выведены только интервалы аргиллитов.
Опция «Абсолютные глубины» позволяет вывести в таблице результатов абсолютные глубины. Опция «Использовать желтые интервалы» позволяет выбрать пласты только из желтых интервалов на планшете.
После нажатия кнопки «ОК» появляется таблица интервалов (кровля, подошва и толщина) заданных по опорной кривой или колодцу.
Кнопка «Новая кривая» () добавляет в таблицу новый (незаполненный) столбец для занесения попластовых отсчетов с кривой или колодца.
Для задания названия столбца и заполнения его строк требуется сделать двойной щелчок левой клавишей мыши на сером заголовке соответствующего пустого столбца. При этом открывается окно «Параметры кривой».
Всписке «Допустимые кривые» перечислены все пластовые кривые и колодцы (в том числе и текстовые) планшета для выбора. Выбрав кривую или колодец из списка, нажмите кнопку «Загрузить кривую». В строках столбца появятся значения выбранной кривой. Загрузка элементов текстового колодца осуществляется для тех интервалов опорной кривой (кровля – подошва), которые попадают в диапазон глубин элемента текстового колодца. Одинаковые соседние элементы объединяются.
Опция «Фильтр» применяется для сортировки кривых по именам (первой букве имени, слогу и т.д.).
Встроке «Название кривой» можно задать имя столбца. Если оно не задано, то в качестве имени используется порядковый номер столбца.
Для применения выбранных опций нажмите кнопку «ОК».
Для того чтобы в дальнейшем при работе с другими скважинами, создавать таблицы заключения одинакового вида (в которой будут сохранены все настройки, имена кривых, колонки глубин), нужно в меню «Файл» выбрать опцию «Сохранить схему». Файл сохранится с расширением .scm. При работе со следующей скважиной надо выбрать опцию «Загрузить схему».
После формирования таблицы, можно ее скопировать в файлы программ
EXCEL или WORD.
Результаты количественной интерпретации, представленные в табличном виде должны содержать: номер скважины; пласт; глубины и абсолютные
отметки интервалов коллекторов; |
исходные геофизические параметры; |