координатами х = αСП и у = ∆τН [11, 44], 4. Способом фирмы Шлумберже. В этом способе коэффициент пористости сначала

определяют по зависимостям ∆τП = f (kП) для неглинистых коллекторов и затем с учетом αСП по формуле

вводят поправку за глинистость (по αСП) и уплотнение (множитель 330/∆τГЛС).

5.По статистическим связям, о которых говорилось выше.

6.Комплексом методов.

Если в коллекторе находятся в защемленном состоянии газ или нефть истинный коэффициент пористости составляет 0,65— 0,75 (для газоносных коллекторов) и 0,8—0,9 (для нефтеносных коллекторов) от значения kП, определенного указанными выше способами. Чем выше остаточное газоили нефтенасыщение и газовый фактор (для нефтеносных коллекторов), тем в большей степени отличается найденное значение kП от его действительной величины.

Преимущества ультразвукового метода: 1) простота определения коэффициента пористости; 2) относительно слабая зависимость точности определения коэффициента пористости от минерального состава скелетной составляющей твердой фазы.

Недостатки метода: 1) влияние структуры и текстуры коллектора на точность определения kП; 2) влияние трещиноватости стенок скважины, возникающей в процессе бурения, и изменения величины kП в прискважинной зоне за счет разности рГС— рГДС. 3) зависимость точности оценки kП от присутствующих в коллекторе защемленных газа и нефти.

Погрешности в определении kП по ∆τП в основном обусловлены недостаточным знанием влияния эффективного напряжения и температуры на зависимость ∆τП = f(kП) а также структуры коллектора, иногда приводящей к проскальзыванию циклов.

§ 95. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ КОМПЛЕКСОМ МЕТОДОВ

Из изложенного выше следует, что по данным одного геофизического метода (одного физического свойства) коэффициент пористости может быть определен только для водоносных неглинистых коллекторов. В остальных случаях необходимо знать глинистость коллектора, физические свойства глин, зависящие от их минерального состава, структуру порового пространства (показатель m0) и нефгегазонасыщение коллектора. В этих условиях задача более точно решается комплексом геофизических методов,

1. По данным методов сопротивления и потенциалов собственной поляризации. Задачу решают с помощью палеток, одна из которых приведена на рис. 166.

Исходными данными являются kП и αСП (абсцисса и ордината палетки и ρГЛ/ρВ (шифр палетки). На рис. 166 показано решение задачи для ρГЛ/ρВ = 5; kП,Р = 0,23, αСП = 0,57. Ответ:

kГЛ= 15 %, kП,Р = 20 % (построение abc).

2. По данным ультразвукового метода и гамма-гамма-метода, На рис.167, а приведен один из вариантов палеток для определения kП и kГЛ по данным kП,γγ и kП,∆τ для случая, когда эти величины связаны с kП и kГЛ зависимостями kП,γγ= kП + 0,1kГЛ и kП,∆τ = kП + 0,6kГЛ (характерно для уплотненных песчаных коллекторов с рассеянным включением глинистого материала).

Положение точки с координатами kП,γγ и kП,∆τ в поле координатной сетки kП = const и kГЛ = const определяет неизвестные. При kП,∆τ=35% и kП,γγ= 26,5% получим kП =25 % и kГЛ = 17,5 %.

3. По данным нейтронного гамма-метода и гамма-гамма-метода. Палетка для определения kП и kГЛ по данным kП,γγ и kП,∆τ состав лена для рыхлых коллекторов в условиях,

когда kП,Н =kП – О,4k и kП,γγ = kП +0,2kГЛ.

230

Рис. 166. Палетка зависимостей αСП = f(kП,Р) при kГЛ=const и kП,Р=const.Шифры кривых-kГЛ, %; (kПР), %

На рис.167 показано решение задачи для kП,Н=18,5%, kП,γγ=14 %.Ответ: kП=9,5 %, kГЛ=23%. Из этого примера видно, что глинистость влияет на величину kП,Н больше, чем на

kП,γγ.

Для неглинистых коллекторов различного минерального состава эта же задача может быть решена с помощью палетки, приведенной на рис. 138, б.

4.По данным ∆τ и kП. Для неглинистых коллекторов различного минерального состава задача решается с по мощью палетки, приведенной на рис. 138, а.

5.По данным определения коэффициента пористости kП и αСП. Номограмма, приведенная на рис. 168, дает возможность в условиях достаточно близких электрических удельных сопротивлений изучаемого коллектора, вмещающих пород и глинистого раствора

определить kП по известным значениям kП,Н ,ωГЛ и αСП. Например, для исходных данных αСП

= 0,4 kП,Н= 25 %, ωГЛ = 0,4. Получим kП,Р= 15,6 (построение abсde).

Рис. 167. Палетки для определения коэффициентов kП пористости kГЛ глинистости по kП,γγ и kП,∆τ

(а) и по данным kП,γγ

1- kП= const; 2 - kГЛ = const. Шифр кривых - kП, %, (kГЛ), %

§ 96. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРА

Преобладающий тип пористости коллектора известной литологии устанавливают путем сопоставления параметра и коэффициента пористости, определенных различными геофизическими методами, и по конфигурации диаграмм микрозондов. Вероятный тип пористости кол лектора может быть прогнозирован по следующим признакам.

Межзерновая пористость. Коэффициенты пористости, определенные различными способами, близки (рис. 169).

У неглинистых коллекторов в области средних значений kП структурный показатель m0 варьирует от 1,6 до 2. В водоносных коллекторах точки с координатами РП, ∆Jnγ и ∆Jγγ ложатся вблизи зависимостей РП = f (∆Jnγ) (см. рис. 169) и PП = f (∆Jγγ), построенных для гранулярных коллекторов. Микрозондами регистрируются небольшие значения ρК, обычно не превышающие 5ρР, и приращения ∆ρ = (0,5 — 2) ρР. На кавернограммах отмечается глинистая корка толщиной, изменяющейся от 0,5 до 2 — 3 см. Глубина проникновения фильтрата глинистого раствора (2-4) dС.

231

Рис. 168. Номограмма для определения коэффициента kП глинистых коллекторов по данным нейтронного гамма-метода и метода потенциалов собственной поляризации при близких значениях ρП,

ρЗП и ρВМ.

Шифр кривых — ωГЛ

В глинистых коллекторах с межзерновой пористостью отмечаются снижение структурного показателя m0, возрастание коэффициента αП и типичные признаки повышенной глинистости.

Трещинная пористость. В неглинистых коллекторах смешанного типа с преобладанием трещинной пористости, ориентирован ной перпендикулярно к стенкам скважины, отмечаются завышенные значения коэффициента пористости kП,Р и kН,∆τ относительно значений kП,Н и kП,γγ, вычисленных "по данным нейтронного метода и гамма- гамма-метода (см. рис. 169). В этих условиях структурный показатель изменяется от 1,4 до 1,8. Точки с координатами РП и ∆Jnγ или ∆Jγγ ложатся ниже кривых РП = f (∆Jnγ) (см. рис. 169) и PП = f (∆Jγγ), построенных для гранулярных коллекторов. На кавернограммах обычно наблюдается увеличение диаметра с образованием в последующем глинистой корки толщиной 0,5—2 см (трещинные коллекторы с изотропной трещиноватостью); иногда отмечается мелкая иззубренность кавернограмм при сред нем значении dC, равном номинальному диаметру скважины.

Рис. 169. Зависимости между физическими свойствами коллекторов с различным типом перового пространства.

Области расположения экспериментальных точек, соответствующие коллекторам: 1 — с межзерновым и близким к нему типом пористости, 2 — анизотропно-трещинной пористостью, 3 — каверновой пористостью

На диаграммах микрозондов фиксируются положительные приращения ∆ρН при значениях ρК, превышающих 5ρР. Диаграммы микроэкранированных зондов сильно иззубрены, наблюдаются резкие изменения ρЭФ от очень больших до низких значений; последним сопутствуют положительные приращения ∆ρК. Диаметр зоны проникновения глинистого раствора нередко превышает 5dС. В крупных трещинах наблюдается проникновение неотфильтрованного глинистого раствора.

Каверновая пористость. Коллекторы с преобладанием пористости кавернового типа, а также трещинной пористости, ориентированной в направлении, параллельном оси скважины (и к нему близком), характеризуются следующими признаками. При незначительной глинистости наблюдаются пониженные значения kП,Р и kП,∆τ относительно kП,Н и kП,γγ и высокий структурный показатель m0, обычно больший 2; коэффициент аП < 0,7. Точки с координатами РП и ∆Jnγ, РП и ∆Jγγ ложатся выше кривых зависимостей РП = f (∆Jnγ)

232

(см. рис. 169) и РП = f (∆Jγγ). Диаграммы микрозондов резко иззубрены; участки низкого сопротивления имеют малые мощности, в пределах которых отмечаются положительные приращения ∆ρК. Глубина проникновения фильтрата глинистого раствора превышает пять— восемь диаметров скважины; наблюдается проникновение неотфильтрованного глинистого раствора. На этих участках интенсивность Iγ возрастает во времени. На фоне номинального диаметра скважины фиксируются резкие увеличения dC, отмечающие крупные карстовые полости.

Чем четче выражена принадлежность коллектора к тому или иному классу, тем резче проявляются соответствующие геофизические признаки. Приближенно коэффициент трещинно-каверновой пористости может быть установлен по разности между коэффициентом пористости, вычисленным по данным гамма-гамма-метода или нейтронных методов, и kП,∆τ определенным ультразвуковым методом по уравнению среднего времени.

§ 97. ОЦЕНКА ДИНАМИЧЕСКОЙ ПОРИСТОСТИ

Оценка коэффициента динамической пористости представляет наибольший практический интерес. Эта задача может быть решена в следующих случаях.

1. При наличии статически установленных связей между физическими свойствами коллектора и его динамической пористостью. Такие связи могут наблюдаться в коллекторах, в которых существуют компактные корреляционные зависимости между kП,Д с одной

стороны и kП и kГЛ — с другой.

2. При наличии в коллекторе (например, в трещинном или кавернозном) пор, свободно поглощающих глинистый раствор или его фильтрат. Определение kП,Д основывается на учете изменения физических свойств коллектора при заполнении динамических пор фильтратом глинистого раствора, отличающимся по физическим свойствам от жидкостей, заполняющих неэффективные поры.

Один из наиболее элементарных способов определения динамической пористости не глинистого коллектора сводится к сопоставлению значений kП, полученных по со противлениям ρПП, измеренным вначале с раствором, фильтрат которого имеет со противление, равное сопротивлению вод в неэффективных породах, а затем с ра створом резко отличного сопротивления ρФ.

Первое измерение дает общую пористость kП, второе –фиктивную, равную kП-kП,Д (1- ρВ/ρФ), при условии, что при смене ρВ на ρФ не наблюдалось опреснения неэффективных пор. Разность двух измерений коэффициента пористости ∆kП= kП,Д (1-ρВ/ρФ), следовательно,

Если эффективные поры представлены трещинами, ориентированными перпендикулярно к стволу скважины, то, решив относительно kП,Д систему уравнений

для двух измерений ρПП,В и ρПП,Ф, выполненных с глинистыми растворами, фильтраты которых имеют сопротивление ρВ и ρФ, и исключив неизвестные сопротивления ρБЛ блоков, получим

Если сопротивление блоков ρБЛ известно, то

В общем случае, когда трещины расположены хаотично, коэффициент пористости kП,ТР определяется по зависимости пара метра РП,ТР трещинной пористости от kП,ТР.

для известных значений РП,БЛ = ρБЛ/ρВ с использованием па летки, приведенной на рис. 170.

233

Рис. 170. Палетка для определения коэффициента трещинной пористости kП,ТР неглинистых пород по зависимостям РП,ТР = f (kП,ТР) при РП,БЛ= const (шифр кривых).

Динамическая пористость может быть также рассчитана как разность между значением kП, определенным нейтронным гамма-методом, и величиной kП,БЛ установленной методом сопротивлений по значению ρБЛ (РП,БЛ) или непосредственно на керне в лаборатории.

234