Интерпретация

0,2

0,5

1

2

5

10

2

Рис. 110. Зависимосm П =f(РФ) дли р83JIИЧИЫХ значений асп (шифр кривых):

а - Р• = 0,045 Ом·м (t = 25 •с); 6 - р. = 0,1 Ом·м (t = 25 •с); 1 - qrл = = 2 мr-эквjсм3; 2- qrл = 1 мr-экв/см3

1. Определяют Рпп по диаграммам микроэкранированных зон­

дов.

2.По кривым рис. 3 определяют удельное сопротивление фильтрата промывочной жидкости РФ·

3.Рассчитывают значение параметра пористости:

(94)

где П определяется по данным рис. 5 и 110 при известной гли­ нистости пласта или связанной с ней величине асп и значению

РФ· Коэффициент остаточного нефте-, газонасыщения kио прини­

мают равным нулю для водоносных пластов•>, а для продуктив­

ных определяют на основании экспериментальных исследований

на образцах коллекторов изучаемого геологического объекта. При отсутствии таких данных принимают kио = 0,2+0,3, что соответст-

вует типичным значениям k~· = 1 - k~· для гидрофильных меж­

зерновых коллекторов на кривых фазовой проницаемости (см.

рис. 97). Значение n в формуле для Рп берут аналогичным пока­ зателю степени в зависимости Ри = f(k.) при минерализации ос­

таточной воды, равной средней минерализации фильтратов про­

мывочной жидкости в данном районе. При отсутствии такой ин­

формации n принимают равным двум, что допустимо только в

чистых и слабоглинистых коллекторах.

4. По величине Рп находят значение ku.

"1Последиее не вполне справедливо, поскольку под воданефтяным контактом

имеется зона, rде нефтенасышение равно остаточному и убывает с удалением от

контакта.

280

Кроме описанного выше имеется и другой путь определения ku по р00, изложенный в работе [3] . Он используется в случае,

когда информация о коэффициентах П и Ри.пп не может быть по­

лучена с достаточной достоверностью, но пористость некоторых

пластовых пересечений коллекторов установлена по данным ка­

кого-либо другого геофизического метода или по данным пред­

ставительного керна. По этим пластам сопоставляют значения

параметров

q = Рпп/Прф = Ри.пп П

и k0 , получая зависимость q от k0 • Величина q является отноше­

нием фактического значения р00, определяемого по диаграммам,

к расчетному значению

Рпп.расч = РпРФ

и учитывает одновременное влияние поверхностной проводимо­ сти и остаточного нефте-, газонасыщения. Располагая зависимо­

стью q = /(k0 ), значение k0 , точнее, две неизвестные - q и kп -

определяют по значению р00, пользуясь способом последователь­ ных приближений: на основании средней пористости по данному

коллектору находят q, устанавливают Р~ = Рпп/qрФ, по которому

находят k~. Процесс таких определений повторяют, пока по­

следнее значение kп не совпадает практически с предыдущим.

Зависимости q = /(kп) для различных районов позволяют не

только оценить пористость коллекторов, но также выделить

группы коллекторов по признаку q: при q > 1 - слабоглинистые

высокопористые; при q, близком к 1, -со средней глинистостью

и пористостью; при q < 1 - низкопористые глинистые коллекто­

ры, пористость которых приближается к нижнему пределу k~.

Определять пористость по величине Рпп не рекомендуется для частично гидрофобных коллекторов, содержащих нефть с высо­ кой вязкостью и твердые битумы.

Для оценки пористости по уДельному сопротивлению зоны

проникновения выполняют следующие операции.

1.Определяют удельное сопротивление зоны проникновения

Рап способами, изложенными выше.

2.Находят РФ по РР и t.

3.Рассчитывают параметр Рп по формуле

Рп = Рзп/(Ри.зпПРвф) = (Рзп(1 - kи.зп)п]/(Првф),

где РвФ - удельное сопротивление смеси фильтрата и пластовой

воды, определяемое из соотношения

281

1/РвФ = z/p. + (1 - z)/РФ•

где z - доля остаточной пластовой воды в порах коллектора в

зоне проникновения.

Значение z оценивают опытным путем, поскольку оно зависит

от пористости, глинистости и диаметра зоны проникновения в

коллекторах (наиболее распространено значение z = 0,05+0,07). Значение kио принимают равным нулю для водоносных nла­

стов и оnределяют оnытным путем для nродуктивных коллекто­

ров. При неглубоком проникиовении kво находят из уравнения (по данным фирмы ~шлюмберже~)

Параметр П, как и в nредыдущем случае, определяют по acn

изначению РвФ (см. рис. 110).

4.Полученное значение Рп используют для установления kп

по соответствующей типу коллектора зависимости Рп = /(ku).

При оценке nористости по сопротивлению зоны проникнове­

ния возможен также nодход с использованием комплексного nа­

раметра q no схеме, изложенной выше.

В межзерновых карбонатных коллекторах kп.мэ также можно

оnределить по значениям Рвп• Рпп или Рэп рассмотренными выше

сnособами nри условии, если зона nроникновения не очень глу­

бока (для оnределения kп.мэ по Рвп) и ku.мэ > 10-12 % (для опреде­

ления kп.мэ по Рпп)·

Оnределение коэффициента общей пористости методами НМ

и ГГМ-П рассмотрено в гл. III (§ 13 и 14).

Определение коэффициентов межзерновой пористости, типа коллектора и оценка элементов вторичной емкости с исnользова­ нием показаний акустического метода - коэффициентов тре­

щинной и кавернозной составляющих пористости - приведено в

гл. IV (§ 15).

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ

ГАЗОНАСЫЩЕННОГО КОЛЛЕКТОРА

Оnределение коэффициента пористости газонасыщенного

коллектора с межзерновым тиnом емкости с nрименением мето­

дов nористости выnолняется с учетом влияния остаточного газо­

насыщения по формулам (43) и (44), (56), (57) и (73), преобра­

зованным nрименительно к газонасыщенному коллектору:

ГГМ-П: Оп= kпоФЛ + (1 - kп)Осю

Офл = k.o. + kroor;

282

НМ: Wm = kп(k8W8 + kroWr) + AwJIИТ = kп(1 - kro)wв + kпkroWr +

+ АWлит;

АМ: АТ = kпАТФЛ + (1- ku)ATcю

АТФЛ = kroATr + (1 - kro)ATФ•

где ATr - интервальное время пробега упругой волны в газе, а АТФ - интервальное время пробега упругой волны в фильтрате

промывочной жидкости.

Если в комплексе методов имеется микробоковой метод, то

сопротивление полностью промытой зоны Рап для него в услови­

ях газонасыщенного коллектора определится формулой

Рап= ПРа Рв.пп РФ = ПРп(1 - krо)пРФ·

При определении коэффициентов пористости газонасыщенно­

го коллектора для перечисленных выше методов необходимо

учесть влияние остаточного газонасыщения в показаниях каж­

дого из этих методов. Таким образом, в газоносном коллекторе

по показаниям только одного метода пористости невозможно

оценить коэффициент пористости. Решение этой задачи возмож­

но при комплексировании методов пористости попарно. Для

решения этой задачи можно использовать комплекс методов

НМ и ГГМ-П, НМ и АМ, ГГМ-П и АМ, АМ и МБМ, НМ

и МБМ, ГГМ-П и МВМ. При наличии того или иного комплек­

са методов, используемых для решения задачи определения k0 ,

требуется оценить значения тех параметров, которые входят в

приведеиные выше уравнения для каждого из используемых

методов. После этого производится расчет палетки для реше­

ния задачи определения пористости и остаточного газонасыще­

ния. Входными величинами для палетки являются показания

двух методов, используемых для решения задачи, выходными -

значения коэффициентов пористости и остаточного газонасыще­

ния.

Пршкер 62. Построить палетки для определения коэффици­

ентов пористости и остаточного газонасыщения в газонасыщен­

ном коллекторе, представленном известняком. Карбонатный кол­

лектор порового типа. Выполненный комплекс методов ГИС приведен на рис. XXII. Температура пласта равна 80 °С, пла­ стовое давление - 21 МПа, минерализация пластовой воды - 150 г1л, сопротивление фильтрата ПЖ РФ в условиях пласта со­ ставляет 0,1 Ом·м, газ представлен метаном.

Для определения коэффициентов пористости используем два парных комплекса методов: АМ и НМ; АМ и МБМ, для которых

используем уравнения, приведеиные выше. Определим значения

283

входящих в уравнения величин: бr = 0,134 гjсм3, Wr = 0,3, значе­

ние литологической поправки равно О, поскольку коллектор

представлен чистым известняком; 11Тск = 155 мкс/м, 11ТФ =

= 560 мксjм, 11Tr = 1500 мксjм, П = 1, так как коллектор не со­

держит глинистого вещества.

Построим расчетные палетки, изменяя значения коэффици­ ентов пористости в диапазоне от О до 30 %, коэффициентов ос­ таточного газанасыщения - в диапазоне от О до 60 %, что соот­

ветствует возможным значениям этих параметров в рассмат­

риваемом разрезе. Полученные палетки приводятся на рис. 111

и 112.

Задача 133. Оnределить коэффициенты пористости и оста­

точного газанасыщения по показаниям трех методов - HfM, АК

и МБМ, приведеиным на рис. XXII, с использованием расчетных

палеток, приведеиных на рис. 111 и 112: При интерпретации

методов выполните необходимые коррекции их показаний.

АТ,мкс/м

450

/\

/

\

~

\

\

400

/

l/

~

1\.

\

1\

350

л

v

;<

~ '\'\

"

("

300

.1 ......

"

"

~/

"

"

.1 .....

......

/' -

'

"'.....

',, ......

....

з

lt'-.......

_

"""-......... /

"""-

"---..

.......

...........

~

.~

250

' -........"

""""

!'-.~'

'"",6

>~

'

2l'"

........

"""

......

ro. -~.4

~

"

..........

~10

~

200

-t.,.

.........

~е~

~

\\о

10

100 kllll,"lo

Рис. 111. Палетка ДJIJI определ:еИИJI коэффициеиrов пористости k.. и остаточио­ rо raэoнacыщeiDI.II kro в карбонатном поровом коJШекторе по покаэаИИJIМ аку­

стическою и микробоковоrо методов.

ИзвесТИ.IIК6Тск =155 мксjм; 6ТФ =560 мксjм, РФ =0,1 Ом·м

284

06

v

v

'\ 05

l

1

400

/

"'~0,4

~~-г-

1

v

v

ll

1'

1 '\1~-г-

/

/

~

350

'

F

~-г-

/

"'

1/

1'

. /

_o,l

300

F

F

l/

,

"

~

./

/

/

rl'

11(~

~ .........

...,....

-

~

30

250

>/

....

?<;

~

v

.,...

....

.....

......

.....

20

11.1

....

.....

/

х

F.

/

х

200

rr.

..,..

.....

"

-•/о

'10

150

~~;::v

fl

klllf, доли ед.

о

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

Рис.

112. Палетка ДJIJI oпpeдe.пeRIIJI коэффJЩИентов порнетости k..

н остаточио­

го газонасыщення kro в карбонатном межзерновом кoJJJJeктope по показаиним

акустического и нейтронного методов (аппаратура ДРСТ-3-90).

Известняк - !:.Тек = 15"5 мксjм; дТФ = 560 мкс/м

ОПРЕДЕ.71ЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНГА ОБЩЕЙ ПОРИСТОСТИ

В КОЛЛЕКТОРАХ СО СЛОЖНЫМ МИНЕРАЛЬНЫМ

СОСТАВОМ CKFJIEТA [13, 19, 20, 25]

Для определения коэффициента общей пористости при слож­

ном , минеральном составе коллекторов должен использоваться

комплекс методов, показания которых зависят от пористости и

литологии (НМ, ГГМ, АМ). Если разрез представлен терригеи­ ными породами и сложен песчаными коллекторами с разной

глинистостью, определению подлежат два параметра: пористость

kп и глинистость kr11 или Сrл· ·Если матрица коллектора составле­

на преимущественно двумя минералами (известняк + доломит),

петрофизические уравнения для плотности, нейтронной пористо­

сти kпп и среднего времени !!Т включают также константы, харак­

теризующие скелет породы, представленный смесями этих мине­ ралов. В этом случае комплекс методов пористости позволяет определить пористость и минеральный состав.

В первом и втором случаях интерпретация основывается на

решении систем уравнений относительно главных неизвестных с помощью процедур, представленных графически на рис. 113, а, б.

285

б,.. r/ем3

:z,o:zsi====+====+====I=:::::;;:+=:::=J

:Z,li-----	+--	+	-----"Af-----	c~т+-1
:Z,:ZI----	+---	t--	·"9k--:.f---	J<--r--t

30 k..", о/о

Рис. 113. Кроее-ПJJоты б" - k...:

а - для песчано-rлииистоrо разреза (кварц - rлина); r.м., r.c. - области разброса параметров rлин - смокрой• и ссухой•, поля наиболее вероятных значений вы­ делены штриховкой; б - для карбонатного разреза (известняк - доломит); В -

направление на точку, соответствующую воде; 8, =1 rjcм3

В этих случаях обязательным условием является наличие в ком­

плексе ГИС (в исходных данных) не менее двух (а лучше трех)

достаточно надежных методов пористости. Кросс-плоты•> (см.

рис. 113; а, б) представляют собой сопоставление показаний двух

методов. В двухкоординатной системе (например, 00 - kпп) нано­

сятся точки и линии, соответствующие чистому кварцу Si0 2, из­ вестняку СаСО3, доломиту CaMg(C03) 2, воде Н20, параметры

которых известны. Обычно кросс-плот строится только в преде­

лах ПОЛЯ реалЬНЫХ ЗНаЧеНИЙ ПОрИСТОСТИ ОТ 0 ДО 40 %, ПОЭТОМУ точка, соответствующая воде (k0 = 100 %), на графике не фиГу­

рирует. Линии, соединяющие эти точки, проводятся либо в соот­ ветствии с уравнениями среднего (тогда они - прямые), либо с учетом аппаратурных особенностей используемых приборов (в

этом случае они не являются прямыми).

По данным кросс-плота на рис. 113, а определяются два па­

раметрапористость и глинистость, по данным рис. 113, б- по­ ристостъ и содержание доломита kдOJI: в смеси известняк-дола-

•>cross - пересекать, перекрещивать, plot - наносить, вычерчивать чертеж. (В

нашем понимании кросс-ПJJот - двухкоординатное сопоставление двух (или трех)

видов измерений.)

286

мит. На кросс-плоте, представленном рис. 113, а, должны быть

определены две точки: г.с. - ~глина сухая• (минеральная плот­

ность сухой глины бrл.с) и ее водородный индекс или содержание

кристаллизационной воды Wrл = kun.rл· Поскольку последнее не

всегда возможно, по данным обработки диаграмм на значитель­ ном участке разреза определяется область, где располагаются

значения б0 и kuп для чистых глин данного разреза. Продолжение

линии от точки В через .точку ~глина пористая•, или ~глина

мокрая• (г.м.) до пересечения с координатой б0 = бrл.с дает точку

~глина сухая• (г.с.).

Полученный треугольник позволяет определять по двум ме­ тодам пористости ГГМ-П и ИМ с помощью двух семейств кри­

вых значения ku и krл· Использование таких кросс-плотов для

интерпретации комплекса методов сводится к определению

шифров кривых ku = const и kдм = const (или krл = const), прохо­ дящих через точку с координатами бu и kuп для исследуемого

пласта.

Пример 63. Вычислить координаты опорных точек для кросс­

плотов на рис. 113, а, б при ku =О и ku = 0,4 (40 %) для чистых

пород (кварц, известняк, доломит, глина сухая) и воды пресной.

Координаты точек, соответствующие чистым минералам, оп­

ределяются при ku =О, для воды при ku = 100 %. Следовательно,

координаты	для известняка (стандартной		породы)	- {бвзв =
= 2,71 гjсм3,	w = kuп = О}; кварца - {бJCJI = 2,65 гjсм3,			w = О, kuп =
= -3 %}; доломита -		{бдм = 2,85 гjсм3, w = О,	kuп = +3 %}; глины
сухой - {~rл.с = 2,7		гjсм3, w = 0,2, kun = 30	%}; воды пресной -

{бв = 1 гjсм , W = kuп = 100 %}.

Точки, соответствующие ku = 0,4 (40 %), вычислим по форму­

ле бu = бск 3- 0,4 (бск - б.). ролучим бu.JCJI =31,99 гjсм3; бu.взв =

= 2,025..гjсм; бu.дм = 2,11 гjсм; бrл = 2,02 гjсм.

Пример 64. Рассчитать палетку для определения коэффици­

ентов пористости и глинистости в нефтеносном терригеином

разрезе, представленном полимиктовыми песчаниками, для ком­

плекса методов - ГГМ-П и многозондового нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам (аппаратура К-7).

Определим значения параметров, входящих в уравнения (43),

(44), (56) и (57): бек= 2,68 гjсм3, бФЛ = 1 гjсм3; состав глинистого материала плотностью бrл = 2,72 гjсм3 представлен в равных ко­

личествах каолинитом, хлоритом и гидрослюдами; водородный

индекс глин Wrл = 0,3; скелет представлен полевыми шпатами и кварцем в равных количествах. Оценим литологическую поправ­

ку в показания нейтронного метода, используя данные рис.. 73, в.

Подставим. в формулы значения коэффициентов пористости и глинистости, изменяющиеся в диапазоне от О до 30 %. Значение

287

коэффициента нейтронной пористости представим в единицах

пористости полимиктового песчаника. По оси абсцисс отложим значение коэффициента пористости, по оси ординат - объемной

плотности. Рассчитанная палетка приведена на рис. 114.

Задача 134. Используя палетку, приведеиную на рис. 114, и исходный комплекс методов ГИС на рис. IV, V, определить ко­

эффициенты пористости в коллекторах разреза, в уплотненных и

глинистых разностях пород. Оцените коэффициенты пористости

по показаниям акустического метода с помощью палетки, изо­

браженной на рис. 115. Сравните полученные результаты.

Прим.ер 65. Рассчитать палетку для определения коэффици­

ентов общей пористости и состава пород по показаниям rrм-п

(аппаратура РГП-2) и НГМ (прибор ДРСТ-3-90) в сложном кар­

бонатном разрезе, представленном известняками, доломитами и

их переходными разностями. В отдельных интервалах отмечается

ангидритизация пород. Породы чистые, не содержат глинистого

материала.

б0, г/см3

2,8~-r~n---т---------,---------~----------r---~

2,1~	--------~	--------~	--------~	--------~--~
о	0,1	0,2	0,3	0,4
				kПII, доли ед.

Рис. 114. IlaJieткa ДJIJI определеiПIJI коэффJЩИешов пористости k.. и rJIИJIИcтo­ cm kr,. ДJIJI пОJJИМИКтовых комекторов. КоМJШекс JJJJomocтиoro ГI'М·П и мио­ rозоидовоrо иейтронного методов (аппаратура К-7); k." дано в единицах

пористосm ПОJIИМИКТОвоrо песчаинка

288

Для построения палетки воспользуемся соответствующими

формулами, приведеиными выше, и оценим значения плотностей скелета известняка, доломита и ангидрита. В соответствии с ре­

зультатами изучения образцов керна, значения их скелетных

плотностей равны соответственно 2,71, 2,87 и 2,95 г/см3• С по­

мощью номограмм, изображенных на рис. 74, а, оценим величину литологической поправки в показания нейтронного метода. На­ несем результаты расчетов на график с координатами: коэффи­

циент пористости (в единицах пористости известняка) и объем­

ная плотность. В поле графика нанесем шифры кривых - коэф­

фициент общей пористости и состав пород (количество доломита

в известняке). Расчетная палетка для рассмотренного случая по­

казана на рис. 116.

Задача 135. С помощью палетки, изображенной на рис. 116,

определить коэффициент пористости и состав пород в интервале

разреза, приведеином на рис. XXIII.

Определение коэффициентов общей пористости и состава

матрицы породы выполняется также с помощью кросс-плота

значений, регистрируемых литолого-плотностным методом, -

объемной плотности и сечения фотоэлектрического логлощения

(см. рис. 68).

АТ,. мкс/м

280r-~~~--~--~--~--~--~

Рис. 115.	Зависимость
иитервальиоrо	времени	220 1-----'"t--"+		Г	H"-t---t--t--+---1
пробега продолькой волны
АТр и коэффициента: по­		2101	+-+.r.t		t	t i	+	1
ристости k;. с учетом со-
держакия rJIИИИстоrо ма-
териала (асп) ДJIJI отло-		200 .___	~..-_ J-_	_.__	___ __.___ __			J
жекий валаижии-rотерив-
барремскоrо	возраста	7,5	10 12,5	15	17,5	20	22,5	25
Уреиrойскоrо rазокоидеи-							k0 ,
сатиоrо месторождеКИ.II								о/о

289