Posobie_Kamerton

Определение 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

DL = LБ - LМ .

	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;