Интерпретация

бn, r/r.м3

3,00 .----.----.------.----т---т----...--.......

----,

2,101---1-.-_..:L......	_--.J____J.__......J..__......L..___J____ .
о ~ u	~ u ~ ~ ~ ~
	kмо ДОЛИ ед.

Рис. 116. Палетка ДJIJI oпpeдeJJeiDIJI коэффициеиrа общей пористости kn и со­ става карбонатных пород (аппаратура ДРСТ-3-90, аапОJIИИТель емкостиого пространствапресИЬIЙ фИJIЬтрат ПЖ и нефть в равных коJJИЧествах)

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВТОРИЧНОЙ ПОРИСТОСТИ .

ПО ДАННЫМ КОМПЛЕКСНОЙ ИШЕРПРЕI'АЦИИ ДИАГРАММ ИМ

(ИЛИ ГГМ) И АКУСТИЧЕСКОГО МЕI'ОДА

В карбонатных коллекторах со сложной структурой емкостно­

го пространства определение типа структуры сложного коллек­

тора (порово-кавернозного или порово-трещинного) и оценку

коэффициентов каверновой kп.к и трещинной kп.т пористости ре­

комендуется выполнять с применением методики, предложенной

В.М. Добрыниным. Сущность методики изложена в гл. IV. Зна­

чение kп.общ определяют изложенными выше способами по диа­

граммам нейтронных методов и гамма-гамма метода; затем с по­

мощью палеток, приведеиных на рис. 88 для соответствующего

состава матрицы породы и значений коэффициента общей по­

ристости, оценивают тип структуры коллектора и количествен­

ные характеристики коэффициентов трещинной и каверновой

290

пористости. Вторичная емкость коллекторов определяется как

сумма компонентов: kп.вт = ku.к + kп.т·

Кроме того, в сложных карбонатных коллекторах - каверноз­

но-трещинных с плотной матрицей или кавернозно-трещинно­

межзерновых с проницаемой матрицей - оценку kп.вт можно вы­

полнять по формуле

kп.вт = (kп.общkп.мз)/(1 - kп.мз)·

(95)

Значение kп.общ определяют также изложенными выше спосо­

бами с привлечением нейтронных методов и гамма-гамма метода,

а значение kп.мз - по диаграмме !!.Т акустического метода. По­ следний дает наиболее правильный результат при наличии в по­

роде достаточно крупных полостей выщелачивания, размер кото­

рых приближается к длине продольной волны (15-20 см) или

превышает ее (карстовый коллектор). В кавернозных породах с незначителъными размерами вторичных полостей (до 1-2 см) по

!!.Т определяют промежуточное значение пористости между ku.мз и kп.общ· В этом случае определяемое по перечисленному комплексу методов значение вторичной пористости будет занижено.

Для определения kп.мз применяют также метод сопротивления

при заполнении системы вторичных пор пресным фильтратом

глинистого раствора либо нефтью [3, 13] или данные представи­

тельного керна.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТРЕЩИННОЙ ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ МЕТОДА СОПРОТИВЛЕНИЙ ИЛИ КОМПЛЕКСНОЙ ИIПЕРПРЕТАЦИИ

В трещинном карбонатном или терригеином коллекторе с

плотной непроницаемой матрицей зна'l{ение коэффициента тре­

щинной...пористости определяется разными способами.

Способ двух растворов. В этом случае используются две

диаграммы метода сопротивления (обычно экранированного зон­

да - БК-3), одна из которых зарегистрирована на растворе с удельным сопротивлением фильтрата РФt• а вторая - после про­

мывки скважины с дополнительным противодавлением в иссле­

дуемом интервале с другим раствором, имеющим удельное со­

противление фильтрата РФ2•

Значение ku.т рассчитывают по формуле

(96)

где Pзnt• Рэп2 - удельные сопротивления зоны проникновения

трещинного коллектора по данным первого и второго замеров.

Значения А для принятой системы трещин берут по табл. 2.

291

Исследование комектора, вскрываемого на :минера:лизо­

ванно:м растворе. В данном случае используется однократный

замер методом сопротивления (БК-3) при вскрытии коллектора

на растворе с РФ R~ Рв и диаграмма одного из методов пористости

(НМ или ГГМ).

Значение ku.т рассчитывают по формуле
ku.т = (1/А)(Рв/Рзп.т- 1/Рп.бп)r	(97)

где Рп.бп - параметр пористости блоков трещинного коллектора,

который можно принять равным k~~ при ku.бn =kи.мз·

Как видно из формул, используемых в процессе определения пористости пород, а также при определении коэффициента неф­

тегазонасыщения, интерпретатору должно быть известно удель­

ное сопротивление пластовой воды Рв· Помимо способов опреде­

ления указанного параметра по данным анализов ионного .соста­

ва пластовых вод, для этого используется метод потенциалов

собственной полЯризации. Уравнение

l1E = -kсп lg(рФ/Рв)

содержит два неизвестных, поэтому р. может определяться с по­

мощью двух подходов.

1. Установление Рв путем решения двух уравнений. Для этого

требуется регистрация диаграмм СП в скважине с двумя раство­ рами, имеющими значения сопротивления фильтрата рф и рф .

Такие измерения дают два уравнения:

(98)

!!Е"= -kсп lg(pф/p.).

Уравнения (98) удобно решать графически, используя бланк

полулогарифмической бумаги, где оси l1E соответствует арифме­

тический масштаб, а оси рФ -логарифмический. Отложив в этой

системе координат две точки с координатами !1Е' и рф и !!Е" и

рф и соединив их прямой линией, получаем в точке пересечения прямой с осью l1E = О значение рФ = р., что является ответом на

поставленную задачу.

2. Определение Рв путем решения одного уравнения. Для .это­

го требуется знать значение kсп пласта, которое должно опреде­

ляться по данным петрафизических исследований. Поскольку

обычно значений k»- для исследуемого коллектора и опорных

292

глин в разрезе скважины не имеется, для определения Рв исполь­

зуют уравнение (24), где в качестве I:!Emax берут опорную ампли­

туду, равную максимальной в разрезе амплитуде СП (расстояние от ~линии глин• до ~линии чистых песчаников•). Для этой ам­

плитуды с большей вероятностью можно использовать kcпmax =

= -69,6 мВ при t = 18 °С. Для определения Рв на основании этого

уравнения требуется, таким образом, определить максимальную статическую амплитуду по диаграмме СП IJ,ЕтШ; найти РФ по рр; привести kcпmax к температуре пласта по формуле

kcпt = kcшs(273 + t)/291;·

(99)

Уравнение I:!Emaxt = -kcnt lg(РФ/Рв) решается относительно Рв·

Определение трещинной пористости по данным широкопо­

лосного акустического метода рассмотрено в гл. IV.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ МЕI'ОДОМ СП

В ряде районов, где пористость коллекторов связана со степе­

нью заполнения пор глинистым цементом, т.е. когда имеются

корреляционные связи между kп и krJI• определение коэффициен­

тов пористости возможно производить по данным метода глини­

стости, в частности метода СП. В этом случае необходимо иметь

корреляционную зависимость а.сп = /(kп). Эти связи строятся

при обобщении материала по районам и имеют вид, подобный

приведеиному на рис. 117. Для определения коэффициента по­

ристости вычисляется а.сп по правилам, изложенным выше, и

затем устанавливается kп по специфической для данных условий

зависимости а.сп = /(kп)· Следует отметить, что в случае отсутст­

вия связи между kп и krJI• что имеет место при наличии слоистого типа ко~лектора или при изменении пористости, обусловленном

влиянием алевритовой компоненты, определение пористости с

помощью методов глинистости нецелесообразно. Оценить воз­

можность использования метода глинистости для решения зада­

чи определения пористости можно, используя результаты опре­

деления коэффициентов пористости и глинистости, выполненные

на образцах керна. На рис. 118 показано сопоставление kп и krJI,

для разных типов коллекторов, присутствующих в разрезах дан­

ного продуктивного пласта. Как следует из данных рис. 118, оп­

ределение пористости с помощью метода глинистости возможно

только для коллекторов третьего типа.

Задачи

136. Определить коэффициент пористости коллекторов, если

удельное сопротивление неизмененной части пласта в двух за-

293

«сп

1~~----

~----

~------

т------

т----

~~~~~

0,4~----

+---~~----

~~----

~~---+-----

4

[QJI

[!]2

о

Рис. 117. Характерная корре.пJЩИоНН8JI зависимость асп =/(ka) ДJIJI терриrен­

ноrо кoJJJieктopa:

1 - кoJJJieктop; 2 - некоJJJiектор; acnrp =0,5, ka.rp = 16 %

контурных скважинах по данным БЭЗ равнялось 1,4 и 2,2 Ом·м,

температура в пластах соответственно 62 и 70 °С. Характер пла­ стовых вод аналогичен таковому Александровского месторожде­

ния (см. табл. 1).

137.Определить коэффициент пористости слабосцементиро­ ванных коллекторов пласта БВ8 месторождения Самотлор, если по данным фокусированных зондов его удельное сопротивление изменяется в законтурных скважинах от 2,5 до 4 Ом·м. Сведения

опластовой воде и температуре в пластовых условиях взять из

табл. 1.

138.Оценить пределы изменения пористости среднесцемен­ тированного песчаника (месторождение Озек-Суат), если его удельное сопротивление в законтурной части колеблется в пре­ делах от 0,8 до 0,3 Ом·м. Сведения о пластовой воде приведены

втабл. 1.

139.Определить коэффициент пористости коллекторов, выде­

ленных на основании интерпретации диаграмм, приведеиных на

рис. 15, 60 и 119. Для случая, приведеиного на рис. 119, для

решения задачи использовать данные М:икроэкранированного

зонда.

294

k0,доли ед.

0,3~--~--~----~---т-,~~--~----~--~--~--~

					••			5
					••			•
					•	•
0,1	0,2	0,3	0,4	0,5		0,6		0,7				0,8	0,9	1
													krл• ДОЛИ.ед.

Рис. 118. СопоставлеiШе коэффJЩИеиrов пористости и rJШИИстости ДJIJI продук­

тивного пласта месторождеИИJI, получеiПIЫХ на образцах керна.

1 - песчаио-алевритовый коллектор; 2 - слоистый коллектор; 3 - песчаник с глинистым цементом; 4 - плотные породы; 5 - rлiШистые неколлекторы

140. Определить коэффициент пористости коллектора, вы­

деленного на основании интерпретации диаграмм, приведеиных

на рис. 60. Удельное сопротивление неизмененной части кол­

лектора по данным БЭЗ 1,2-1,6 Ом·м; температура в пластовых

условиях 45 ос; Рв = 0,04 Ом·м.

141. Определить пределы изменения коэффициента пористо­

сти турнейского известняка (межзерновой тип порового про­ странства), если его удельное сопротивление в зоне проникнове­

ния изменяется от 90 до 280 Ом·м при D/dc = 8+16 по данным БЭЗ. Пласт вскрыт на буровом растворе с РР = 2,2 Ом·м; бр =

=1,2 гjсм3; температура в пластовых условиях 21 °С.

142.Оценить удельное сопротивление пластовых вод по диа­

грамме СП в разрезе скв: 247 площади Таш-Кала (рис. 54). Зна­ чение kcn при 18 °С, определенное в лабораторных условиях,

равняется 52 мВ.

143. Определить коэффициент трещинной пористости на ос­

новании диаграмм, приведеиных на рис. 107. Исходить из тре­

щинной пористости, ориентированной перпендикулярно к напла­

стованию и параллельна ему.

295

:~;

s::a.

Паrенциал-зонд~

Каверио-

-

Малый }БК

гм

ИМ-Т

1ТМ

.-

АМ =0,4 м

-

Большой

z

1F~ -

ИмуJЩВовиыйэо rрамма

-

Сферический

,S

u

-

СП

р.., Ом·м

d., м

МИIСрОЗОНД

I.,.усл. ед.

k..,.=wнp%

;о..

~

р,., Ом·111

16 8

10

30 25 20

2,2 2,4 &... r/см

~

:11:

1 2

3 5

10 20

0,30 0,35

1

2 3 5

10 20

11500

~Н

lfi

~

lc

j..;?

rt

R

&.=w<

~

.·.·-:·:·:-:-:·:·:·:·:·:·

l.i

01

151ol:::::::

~

rt;

1

152ор

1<

~'*

~

1.!

l[;f

11530

1;

~

\

НIЬ:

~

rl

~

11540 F=

~

~

1

1 [1

---~;;;;;:

г.;>

Рис. 119. KoМIJJieKC диаrрамм mc по участку одной из скважин шельфа СахаJIИНа (rеофизическнй ICOМIJJieкc фирмы сiiJJпом­

берже•)

144. Определить вторичную пористость карбонатного коллек­

тора, если по данным нейтронных методов он характеризуется

пористостью 16 %, а по данным определений по керну при не­

большом его выносе средняя пористость образцов составляет

4,2% при отклонениях от среднего ±1,4 %.

145. Установить пористость двух интервалов доломитизиро­

ванных известняков, если их плотность по данным метода рассе­

янного гамма-излучения сост~вляет 2,5 и 2,66 гjсм3, а пористость

по данным нейтронных методов - соответственно 19 и 17 %. Рас­

считать плотность скелета породы.

146.Определить пористость и глинистость песчаника, если

его пдотность по данным метода рассеянного гамма-излучения

2,49-2,40 гjсм3, а пористость по данным нейтронного метода kоп = 11,5+12,4 %.

147. Определить коэффициент пористости и глинистости тер­ ритеиных полимиктовых коллекторов продуктивного нефтенос­ ного пласта АВ4•5 Самотлорского месторождения, используя комплекс радиоактивных методов НИМ-Т и ГМ (рис. XVIII). В

качестве опорных пластов при интерпретации данных НИМ-Т

используйте пласты размытых глин (эквивалентная влажность w.1 = 40 %) и среднестатистические характеристики коллекторов пласта АВ4.5 (эквивалентная влажность w12 = 29 %).

§ 24. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ kнr ПО ДАННЫМ МЕТОДА СОПРОТИВЛЕНИЙ

В основе метода определения коэффициента нефтегазонасы­

щfния лежат выражения (10), (11). Коэффициент водонасыще­

ни:я порового пространства k. может быть определен по величине

пс.раметра насыщения:

Рн = Рнп/Рвп = Рнп/(РпРв) = йп/(kв)п.

При определении коэффициента нефтегазонасыщения коллек­

тора используется весь комплекс методов, включающий методы

определения сопротивления неизмененной части коллектора

(Рнп), методы пористости для определения по ней параметра по­

ристости (Рп) и методы, позволяющие получить информацию об

удельном сопротивлении пластовой воды. Если интерпретацион­ ная служба располагает петрофизическими исследованиями от­

носительной фазовой проницаемости (см. рис. 97, получены связи типа изображенных на рис. 97,

а), по которым б, по величине

297

параметра насыщения не только определяется коэффициент во­

донасыщения, а следовательно и kвr = 1 - k., но может прогно­

зироваться и характер флюидов в получаемой продукции. Для

этого параметр насыщения должен определяться особенно тща­

тельно.

В большинстве случаев исследователи не располагают зависимостями Р~ = f(k;) и р~· = f(k;·). В этом случае для опре­

деления k. используются усредненные зависимости Р. = f(k.) (см.

рис. 7, а).

В ряде районов, где пористость коллекторов изменяется в не­

широких пределах и, следовательно, величина параметров порис­

тости изменяется мало, для определения k. используют связи

Ро = Ркп/Рв = f(w.)

(100)

или Ркп = f(w.) (см. рис. 8),

где w. = kukкr - коэффициент объемной влажности породы, свя­

занный с коэффициентом объемного нефтегазосодержания

выражением

Wвr=1-W8•

Таким образом, определение коэффициента нефтегазонасы­

щенности межзернового коллектора проводится по следующей

схеме.

1. Выбирают зависимость Рв = f(k.), соответствующ~ю данно­

му типу коллектора.

2. Определяют удельное сопротивление неизмененной части

пласта методами, изложенными выше.

3. Определяют коэффициент пористости коллектора на осно­ вании методов пористости. Для этого может использоваться и прямая информация, получаемая на основании исследований

кернового материала, если он отобран в данном пластовом пере­

сечении.

4. По величине пористости коллектора, по формулам (2),

(3) или данным рис. 4 (для конкретных условий требуется

иметь специфическую зависимость) находят параметр пористо­

сти Рп•

5. Определяют удельное сопротивление пластовой воды Рв по

данным анализов образцов вод, отобранных при опробовании

законтурных скважин. Если такая информация отсутствует или

данные опробования не достоверны, удельное сопротивление

298

п.Аiастовой воды оценивают как среднее многих определений на

основании формул (70), (71) по данным метода потенциалов

собственной поляризации.

6.Вычисляют удельное сопротивление пласта при 100%-м во­

донасыщении Рвп = РпРв·

7.Вычисляют параметр насыщения Рв = Рвп/Рвп и по нему на­

ходят k., а затем kиr = 1 - k•.

В продуктивных коллекторах, соДержащих слоистую глини­

стость, найденные таким способом значения Рв и k. не являются

истинными, поскольку удельное сопротивление слоистого кол­

лектора в действительности является продольным сопротивлени­

ем Р~ в соответствии с формулами (90) и (92). "-· ·

В этом случае выражение (90) является уравнением с тремя

неизвестными: 'Х.rл. Рrл и Рвп; Для определения Рвп нужно ком­

пдексировать метод сопротивления с методом глинистости для

независимого определения 'Х.rл· Удельное сопротивление глин

можно взять по близлежащим пластам чистых глин, а величину

Х.rл - по данным методов СП и ГМ. Если 'Х.rл и Рrл известны, уравнение (90) решается относительно Рвп (с помощью номо­ граммы на рис. 120). Дальнейший путь определения k. и kиr про­

слоев коллектора по Рвп такой же, как и для монолитных одно­

родных пластов.

Если удельное сопротивление нефтенасыщенных прослоев ве­

лико (Рвп/Рrл > 20), по данным рис. 120 лучше находить величи­ ну 'Х.rл и определять эффективную толщину коллекторов по фор­

муле (91).

При определении коэффициента нефтегазонасыщения для

подсчета запасов величина Рвп в выражении для Рв иногда оп­

ределяется не только по методам пористости, но также по ре­

зультатам измерений в законтурной части залежи и данным определен~!Й на керне. Поскольку последние два типа измерений

не являются непосредственными характеристиками изучаемых

пластовых пересечений (керн взят из соседних скважин, Рап установлено за контуром залежи), их используют часто для

п::тучения среднего значения Рвп.ср по законтурным скважинам,

среднего Рвп.ср.керв по керновым определениям. В этом случае Рв

находят в результате деления удельных сопротивлений, полу­

ченных в отдельных пластовых пересечениях залежи, на сред­

нюю величину Рвп.ср· Этот подход может быть использован при

малом диапазоне изменения пористости в коллекторе (узкие

пределы изменения Рап), отсутствии систематического ее измене­

ния от центра к периферии залежи, наличии представительного

керна.

Определение k8 , kr, kиr по данным волнового диэлектрического

метода рассмотрено в § 7.

299