7. Петрофизика и геофизические исследования в скважинах

Это всё вместе кратенько из хорошей книжки:

7.1. Литологическое расчленение песчано-глинистых разрезов по данным

ГИС (песчаники, алевролиты, глины, аргиллиты, плотные, угли, битуминозные

породы).

При изучении литологического состава пород руководствуются результатами стандартного комплекса геофизических исследований в скважинах, включающего в себя в основном каротаж КС, ПС, ГК, НГК и КВ.

При изучении песчано-глинистого разреза основное значение имеют диаграммы электрического каротажа (ПС), ГК и КВ.

комплекс гис

1) КС, ИК, ПС, ГГК-П, ГК, НГК, АК, Кав.

Песчаные и алевролиты:

- отрицательные аномалии на ПС;

- положительное приращение на МГЗ и МПЗ (ρ(МГЗ)<ρ(МПЗ));

- умен. диаметра СКВ за счет образования глинистой корки.

- пониженная радиоактивность (4-5 мкР/час).

- АК (ΔТ)> чем в глинах.

- НК >чем в глинах.

- плотность 2-2.3 г/см³

Глины:

- положительные значения ПС;

- МПЗ и МГЗ - низкие и совпадающие значения;

- увелич. диаметр СКВ на КВ;

- высокая радиоактивность (10-12 ренген/час);

- пониженные показания НМ (умен. водородосодержание);

- отсутствие сигнала на ЯММ;

- среднее АК – зависит от глубины.

Что бы отнести к глин или песчан(алевр) нужно знать граничное значение αпс, определяетсся индивидуально для каждого месторождения и колеблется в пределах от 0 до 1 в идеале, в реальности 0,3-0,6.

Аргиллиты:

- отсутствие аномалий ПС;

- диаметр скважины номинальный по КВ;

- высокие совпадающие показания на микрозондах;

- низкие показания ГМ (2-3 мР/ч);

- высокие показания НК (3-4 % Н₂содерж);

- ΔТ маленькое АК;

- УЕС повышена.

- плотность 2.4-2.6 г/см³

Карбонатные(плотные):

- амп-да аномалии СП (U) – такая как и в песчаниках 20-100mV, в зав-ти от глинистости пласта;

- сопрот-е от 50-1000 Омм;

- глинистой корки не образ-ся, dпротив плотных пластов = номинальному;

- по ГМ как в песчаниках имеет низкие значениия

Проводиться в обсаж-х и в необсаж-х скв-х);

-нейтронный м-д – maxзначения;

-по ГГМП – до 3г/см³– плотность;

-по акустике - Т=155-160 мкс/м.

Угли: отсутствие аномалий на ПС; высокое сопротивление; высокие совпадающие показания на микрозондах; низкая радиоактивность (ГМ); низкие показания НК; высокие показания АК.

Битумиозные: -амп-да аномалии СП как в глинах =0;

-сопрот-е – 40-50 Омм;

-Кавернометрия – обычно номинальный диаметр, иногда м. присут-ть каверна;

-ГМ– самые аномально большие значения;

-НКТ – низкие как в глинах;

-плотность =2,7г/см³;

-по акустике Т=300 мкс/м, если возрастает насыщенность, то и Т увеличивается.

7.2. Литологическое расчленение разрезов карбонатных и гидрохимических отложе-

ний по данным ГИС (выделение известняков, доломитов, солей, ангидритов гипса,

мергелей, глин).

При изучении литологического состава пород руководствуются результатами стандартного комплекса геофизических исследований в скважинах, включающего в себя в основном каротаж КС, ПС, ГК, НГК и КВ. Стандартный комплекс ГИС для карбонатных коллекторов обычно ещё включает ГГК и АК.

На диаграммах ПС и ГК выделяются максимумами пласты глин и минимумами чистые карбонатные разности. В остальных случаях кривая ПС против карбонатных пород обычно усложнена в результате большого влияния пластов высокого сопротивления и в целом мало характерна.

Известняк:

- наибольшие значения КС;

- отсутствие аномалии ПС;

- высокие и совпадающие показания на микрозондах;

- иногда может образоваться каверны;

- очень высокие УЭС;

- низкие на АК;

- min на ГК (0,5-1,5 мР/ч);

- высокие показания НКТ (низкое водородосодержание) max НК (8-10 и > у.е.; 2-4 % Н₂ содержание).

- высокие показания НГК

Мергели:

- УЭС варьируется в весьма широких пределах – от 5 до многих сотен Ом*м.

- Показания ГМ мергелей особенно доломитизированых несколько ниже гамма-активности глин.

- На НК мергели фиксируются несколько повышенными показаниями, когда они залегают среди глин и водоносных песков.

Доломиты (по сравнению с известняками):

- разброс сопротивлений в зависимости от их плотности

- (в зависимости от плотности) уменьшение показаний на НГК

- увеличение естественного гамма-излучения

- (в зависимости от плотности) увеличение диаметра скважины на КВ

- увеличение интервального времени пробега на АК

- увеличение показаний ГГКП в связи с уменьшением плотности

Гидрохим отложения:

При наличии гидрохимических осадков, намболее распространёнными из которых являются галит, сильвин, гипс и ангидрит, каротаж ПС не используют, так как скважину бурят на соленой воде. На кривых КС гидрохимические осадки выделяются как однородные пласты высокого сопротивления. Основное расчленение разреза выполняют по диаграммам радиоактивного (НГК, ГК, ГГК), электрического (БК, МБК) и АК. На кривой ГК гидрохимические осадки отмечаются минимальными показаниями (за исключением сильвина вследствие присутствия в нём радиоактивного изотопа ⁴⁰К).

На кривой НГК максимальными показаниями характеризуются ангидрит, галит и сильвин, плотных доломитов и известняков. Минимальными показаниями отмечается гипс из-за высокого водородосодержания.

ГГКП минимальна в ангидритах, а максимальна в каменной соли и гипсе (как в менее плотных).

Кривая АК имеет низкие показания в ангидрите и гипсе и высокие в сильвине и галите.

КВ увеличивается напротив галита и сильвина, незначительна против гипса. Против ангидрита фактический диаметр скважины равен номинальному.

-Ангидриты, плот крист изв-ки: макс КС, линия гл по ПС, мин ГК, макс НК

-Галит, гипсы: выс КС, ПС л гл, низ ГК, низ НК

-Кал соль: выс КС, ПС л гл, выс ГК, низ НК

7.3. Выделение пластов-коллекторов и определение эффективных толщин по данным ГИС

в песчано-глинистом разрезе.

Обычно коллекторами являются пески, песчаники, алевролиты, пористые доломиты и известняки, трещинные и трещинно-кавернозные породы; неколлекторами – глины, аргиллиты, плотные известняки, доломиты и песчаники, ангидриты и гипсы.

Прямые признаки:

• наличие глинистой корки (на стенке скв)

• наличие положительных приращеий на диаграммах микрозондов (кажущ сопротивлен мпз больше каж соп мгз (только при небольших сопротивлениях, тк мпз хар-ет промытую зону пл, а мгз- глинистую корку). Если сопротивление повышенное, то этот метод работает исключая плотные породы

• зн-я альфа_пс больше альфа_{пс граничное} (т.е. отрицат отклонение). Альфа_{пс гр}=0,25(газ), 0,35(нефть)

• наличие радиального градиента или зоны проникновения. Градиент сопротивления опр-ся по БКЗ: метод ВИКИЗ – 5 зондов разной длины на н\к ведут себя примерно одинаково, а в случае коллектора отклоняются вправо с разными ампл. Те при наличии расхождения м-у зондами выдел-ся коллектор

• Минимальные показания на кривой ГК. За исключением случаев присутствия в скелете минералов, обладающих р\а свойствами

• Средние показания на НГК.

• Увеличение интервального времени на АК

Глинистые коллекторы выделяются путём сопоставления диаграмм ПС, БК, МБК, ГК и КВ.

Карбонатные коллекторы с межзерновой пористостью по ГИС близки к терригенным, вследствие чего на диаграммах они выделяются теми же признаками. Выделение коллекторов в этом случае заключается в расчленении разреза на глинистые и неглинистые породы и в выявлении среди неглинистых пород малопористых и пористых разностей. Пористые разности и будут коллекторами.

Признаки:

- наличие минимумов на НГК (ГК)

- увеличение АК

- низкие БК, БМК

- наличие глинистой корки

Используют зав-ти Δ Jnγ=f(Кп), Δ αпс=f(Кп), Δ αпс =f(Кгл), в результате находят граничные знач-я Δ Jnγ, Δ αпс и на основании этих параметров опред-ся Нэф.

7.4. Способы определения характера насыщения коллекторов по комплексу ГИС.

Заключение о нефтегазоносности коллектора основывается на значении коэффициента увеличения электрического сопротивления пласта Рн, которое рассчитывается по формуле VII.16 и на её сравнении с критической величиной Рн* сопротивления, характеризующей для исследуемых коллекторов границу между промышленно-продуктивным и непромышленным коллектором.

Для расчёта параметра насыщения необходимо найти удельное сопротивление пласта и его значение при полном заполнении порового пространства пластовой водой. Это значение может быть получено по результатам каротажа сопротивлений в том же пласте за контуром нефтеносности или по результатам расчёта, если известны сопротивление пластовой воды и пористость:

Сопротивление пластовой воды можно определить по данным анализов проб или по ПС. Коэффициент пористости находят по результатам анализа керна или по данным других методов каротажа (НГК, АК, ГГК).

Значение ρ_п определяют по данным БКЗ, ИК или БК. Оцениваемый пласт, у которого Р_н>Р_Н*, считается нефтегазоносным. Критическое значение Рн* устанавливают путём сопоставления данных каротажа и результатов опробования продуктивных пластов.

Другим способом оценки характера насыщения терригенных коллекторов является способ, основанный на использовании критических значений коэффициента водонасыщения kв* или коэффициента нефтегазонасыщения kн*.

Значение kв* может быть установлено по результатам экспериментальных исследований фазовой проницаемости для коллекторов данного типа при фильтрации двухфазного потока (например нефть и вода) через образец породы. При значении kв<kв* через породу фильтруется только нефть. Установленные по зависимости Рн=f(kв, kн) граничные значения Рн* и ρн* используют в качестве критерия разделения коллекторов на нефтеносные и водоносные. В качестве критерия может быть взято значение kн, определённое по зависимости Рн=f(kв, kн) или по формуле VII.16. При kн>kн* пласт считается нефтегазоносным. Критическая величина kн* устанавливается по результатам опробования скважин; она зависит от фазовой проницаемости коллектора для нефти, газа и воды и вязкости этих компонентов в пластовых условиях.

Для чистых песчаных и карбонатных коллекторов (без глин) критические значения kн*, начиная с которого пласт отдаёт нефть и газ без воды, равно 60-70%. При kн<50% пласт считается водоносным.

Рассмотрим песчано-гл разрез, гис в откр.стволе.

*Осн.м-дом опр-ния х-ра насыщения явл-ся м-д сопр-ний КС.

Опр-ние х-ра нас-ия основано на зав-сти п=(а/Wⁿ)*в ( - сопр-ие, а, n – эмпир.конст-ты, W – объем.в-насыщенность)

По данным испытания скв и значений п и пс, испыт-х пластов строится сопоставление: п=f(пс)

На нем выд-ют линии, ограничивающие области колл-ов: в, н+в, н. Т.о. уст-ют зав-сти п.кр от пс: п.кр=а-в*пс. В дальнейшем хар-р нас-я опр-ют по данным п и пс.

*На качест.уровне по соотношению ПС и ИК.

Синхрон.поведение ПС и ИК – прод.пласт.

7.5. Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины коллекторов по данным

ГИС.

Эффективной нг-нас мощностью продуктивного коллектора называется мощность нефте- или газонасыщенной части коллектора, способной при опробовании отдавать нефть или газ.

Из мощности пласта, неполностью насыщенного нефтью или газом, исключают водоносную часть и прослои пород-неколлекторов. Глинистые прослои выделяют по данным методов ПС, ГК, КВ и МКЗ. Для выделения прослоев плотных пород используют НГК и МКЗ.

Суммарную мощность всех н/г насыщ. прослоев в исследуемом пересечении их скважиной называют н/г мощностью. Эффективной мощностью н/г насыщ. отложений называют часть н/г насыщ. мощности из которой возможно извлечение н(г) при заданном режиме разработки зал. Опр-ие эффект. мощности рассмотрим песчано-гл разрез.

визуальный способ. Основан на зав-ти показан. ПС от пор-ти и электропроводности (ИК) от объёмной водонас-ти пород w

Если Кп >W, то прослой продуктивен. Если Кп= W, то прослой водонасыщен.

7.6. Определение начального и текущего положения ВНК, ГНК, ГВК по данным ГИС.

Положения внк гвк гнк устанавливаются по данным комплексных геофиз исслед-й и результатам опробования скв: в необсаженной главным образом методами сопротивления, реже радиометрией и аккустикой; в обсаженной радиометрией и отчасти термометрией и аккустикой.

Внк.

ВНК приурочен к следующим точкам:

- на кривой сопротивления к точке на l/2 ниже точки максимума ρк

- на кривых МКЗ

- на кривых ИК

При отсутствии переходной зоны и зоны недонасыщения или незначительной их мощностти (доли метра) и малой зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости:

• _{начальное – по сопоставлению пс и ик (см рис в вопр 4)(по пс возможна аномалия- приращение примерно на 17% против водоносного пл)}

_{При наличии переходной зоны:}

_{Положение ВНК по данным каротажа сопротивления определяется следующим образом. По величинам ρвп и ρп max устанавливают границы переходной зоны. По результатам опробования устанавливают критические значения ρп* и kв*, соответствующие промышленному притоку нефти. По графику ρвп=f(Н) определяют ρпз=ρп* и отбивают границу ВНК.}

_{В зависимости от литологических свойств пласта, его проницаемости и физ-хим свойств нефти и воды мощность переходной зоны изменяется от 1-3 м (чистые, высокопористые коллекторы) до 25-30 м (глинистые коллекторы).}

_{Методика отбивки ГВК по кривым каротажа сопротивления аналогична. Положение ГНК по данным КС не удаётся восстановить ввиду того, что сопротивление против газонасыщенной и нефтенасыщенной частей коллектора примерно одного порядка.}

_{Для отбивки ГНК, так же как и ГВК, используют данные НГК. Отбивка ГВК и ГНК по данным НГК основана на различии объёмного водородосодержания в газоносной и водоносной или нефтеносной частях разреза. При наличии неглубоких зон проникновения измерения проводят двумя зондами НГК (большой и малой длины). Против газоносных пластов наблюдается превышение показаний большого зонда над показаниями малого зонда за счёт влияния увеличения газосодержания (уменьшения объёмного водородосодержания) на показания НГК при увеличении радиуса исследования.}

_{На диаграммах АК газонос-е ин-лы выдел-ся повышенным коэф-ом затухан амплитуды аккустич колебаний.}

_{г) ГГКП При наличии остат газа в полностью промытой зоне плотность п и показан ГГКП снижаются (газонасыщенная порода всегда плотностю ниже)}

_{Ограничения последних 3 методов опр-ся глубинность.}

_{Lнк=Lзон=40-60см Lак=20-25см Lггкп=8-12см ,а например Lик=3-4Lз}

_{т е 3-4м}

ВНК: начальное – по сопоставлению пс и ик (по пс возможна аномалия- приращение примерно на 17% против водоносного пл.)

М-ды сопротивления:Микрозонды применяются при условии одинаковой пористости н/нас-й и в/нас-й части колл-ра.

Зонды БКЗ:по кривым КС

Боковой каротаж:сопрот-е н-й части больше чем в-й. Применяются при небольших размерах зоны проникновения (если ЗП большая, то показания одинаковые).1/3 от начала подъема если шкала линейная, если лог-ская, то середина аномалии.

Инд-й м-д:в мСим по середине аномалии. Самый точный.

М-д изотопов (γ-м-д): по такому же принципу: задавливаем в пласт активированную н. или воду и сравниваем 1й замер со 2м.

ΓМ по наличию радиогеохимического эф-та.При текущем ВНК, состоит в том, что при движении закачиваемой воды по пласту созд-ся большое давление и рыхлосвязанная вода, кот-я была в пласте срывается и образ-ся т.н. осолонённая оторочка с повышенным радиоакт-м фоном и сравнивают 1й замер со 2м: против водоносн-й части – превышение.

Определение текущего положения внк…

Перемещение внк, гвк, гнк определяют при исследовании необсаженных оценочных скв, контрольных и дополнительных. Наиболее точные данные получают в необсаж и обсаженных неперфорир скв по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных перфорированных скв опр-е текущ пол-й внк, гвк, гнк затруднено из-за влияния динамических сил прискважинной и удалённых частей пласта.

Опр-е текущ пол-я внк по данным гис имеет свои особенности для обсаженных и не обсаженных скв в зав-ти от мин-ции вод, вытесняющих н.

Текущ внк опр-ся так же как и начальный методами электрометрии. В обсаженных скв методами радиометрии.

Контроль за продвижением газо-жидкостных контактов м б обеспечен проведением временных замеров нейтронных методов. При прорыве вод по пс.

ГВК: опр-ся: 1)по max показаниям КС потенциал- и градиент-зондов большого размера; 2)по ↑ показаний на кривой ИК; 3)по ↑ показаний НГМ или метода плотности тепловых нейтронов; 4)по превышению показаний НГМ или ННМ-Т большого зонда по сравнению с малым зондом; 5) по наличию приращений на кривых НГМ, зарегистрированных в разное время зондом одной длины.РИС

ГНК:В открытом стволе опр-ть невозможно, т.к. у них одинаково большо сопрот-е. Можно только м-ми радиометрии.

1.по наличию положительных приращений показаний на кривых НГМ или ННМ-Т

2.По данным АК. Интервальное время в г/носн-й больше чем в н/носн.=1/2 базы зонда.

3.По термометрии. Газ при выходе из пласта охлажд-ся и расшир-ся – эф-т дросселирования, а н. наоборот нагревается. По середине аномалии.

4.По данным геохим-х исследов-й , опр-т сод-е легких УВ к тяжелым. К=СН4/СН6; если К>1, то газ, если меньше то н.

исслед-я пров-ся поточечно.

7.7. Способы определения коэффициента пористости коллекторов по комплексу ГИС.

По ПС.

Определяют по эмпирическим зависимостям, устанавливаемым путём сопоставления Кп, определённого на керне с относительной амплитудой ПС. Для этого строят кавернограммы – графики изменения Кп с глубиной и сопоставляют с диаграммами ГИС.

На диаграммах ПС опр-т положение линии глин и линии песч-в.

Традиционное обоснование опр-е Кп по αпс. Оно осн-ся на установл-ии зав-ти αпс от Кп. αпс=a*Кп+b. Физ-е основы: αпс рассм-ся как ф-ция глинистости αпс→f(Кгл) и Кп явл-сяf(Кгл). С увелич-м Кп глинистость уменьшается.

Ограничения: 1.при Нпл<1,6-1,2м ампл-да ПС искажается и пористоть занижается; 2.м-д не работает в инт-х карбонатизации (при карбон-ии 5-6% начинается искажение); 3.не применим для опред-я оценки Кп углей.

Гидрофобизация кол-ров приводит к занижению αпс и опред-й Кп.

ГГКП:

Основан на том, что объёмная плотность обратнопропорциональна пористости:

δп=Кп*δф+(1-Кп)*δм

δп-объёмная плотность породы (по диаграмме ГГК)

Кп-к-т открытой пористости

δф-плотность флюида в пустотном пространстве (≈1 г/см3)

δм-минералогическая плотность (при нулевой пористости) (по литологическим данным разреза или по НГК и ГГК)

Для в/нас-х пород бп=(1-Кп)бтф+Кпбв; Кп=(бп.ггкп - бв)/(бтф - бв)*100%. Эта формула применима и для оценки н/нас-ти пород →разница бн (0,83-0,98)и бв(1) не существена.

На практике опр-т зав-ть Кп от бп. При этом бп расч-ся на случай полностью в/нас-й породы.

Необходимым условием оценки Кп по ГГКП явл-ся узкий диап-зон значения плотности тв. фазы. Бтф=2,68 плюс минус 0,015г/см³(для неокома).

По данным ГГКП нельзя определить пористость кавернозных интервалов.

Нейтронный м-д:

Основан на прямой зависимости водородосодержания (пористостью) в пластах, не содержащих глинистого материала и показаниями НГК. Поэтому с наибольшим успехом этот метод применяют для оценки пористости карбонатных отложений.

В терригенном глинистом разрезе для получения Кп используют формулу:

Кп=ω_Σ-Кгл*ωгл; (ω_Σ-суммарное водородосод-ние).

ω_Σ– по данным НК

ωгл-водородосодержание глинистого материала (в лаб)

Кгл-к-т объёмной глинистости (по диаграмме ГК)

Δω=f(αпс или αгк)

По АК:

Основан на линейной связи ΔTи Кп:

Тск-интервальное время для минерального скелета, которое получают по данному типу разреза

Тж- интервальное время для жидкости в порах

Величина Кп может быть определена графически по линейной зависимости ΔТ=f(Кп)

М-ды КС:

Связь сопротивления водонасыщенной породы и пористости описывается уравнением Дохнова-Арчи:

Рп- параметр пористости (относительное сопротивление)

а, m – эмпирические коэффициенты

Данную зависимость получают на керне (обратная зависимость Рп от Кп).

только для в/нас-х пород. Рпор-ти=а/Кп^m=f(Кп); Рп=ρвп/ρв

Для г/нас-х: опред-е Кп г/нас-х пород по данным ГГКП и НК. Влияние остаточного газа приводит к повышению Кп по ГГКП и занижению по НК.

Комплексное исп-ние 2х м-дов позволяет учесть влияние остаточного газа.

Для г/нас-х: опред-е Кп г/нас-х пород по данным ГГКП и НК. Влияние остаточного газа приводит к повышению Кп по ГГКП и занижению по НК. Комплексное исп-ние 2х м-дов позволяет учесть влияние остаточного газа.

7.8. Способы определения коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС.

1) способ основан на зависимости параметра насыщения Рн от коэффициента остаточной водонасыщенности

Осуществляется по материалам электрических методов ГИС и радиоактивных.

Нефтегазонасыщенность в однородном коллекторе оценивают по данным каротажа сопротивления с использованием зависимости Рн=f(kв, kн), полученной в лабораторных условиях для данного типа коллектора.

Схема определения уоэффициента н,г-насыщенности (по тетради):

- определяют к-т пористости

- определяют сопротивление пластовой воды

- определяют сопротивление водонасыщенной породы ρвп из формулы

Кнг-1-Кв

Рн=f(Кво)

Рн=ρ_ПН/ρ_ВН=в/Кⁿ_ВО, где ρ_пн-сопротивление нефтенасыщ. п.; ρ_ВП-уэс той же п. при 100% водонасыщ.; в,n-эмпирические данные.

Эти зависимости получают по керну. Т.о. ρ_пнопределяется по данным ИК и БЭЗ.

Рп= ρ_ВП/ ρ_В=а/К^m_П, где Рп- параметр пористости; ρ_ВП-уэс водонасыщ.п.; ρ_В-уэс воды; а иm-коэффициентыв зависящие от структурно-текстурных особенностей п.

По графику: Кнг=1-Кво

2) по зависимости УЭС г.п. от объемной влажности ρ_П=f(ω_В)

ω_В=Кп*Кво – объем.водонасыщ.

по графику: ρ_П→ ω_В

Кво= ω_В/ ρ_ПКнг=1-Кво

Такие зависимости получаем по керну, отобранном с применением РНО.

7.9. Способы раздельного определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности

коллекторов в случае их трехфазного насыщения по данным ГИС.

Опред-е Кг/нас-ти возможно по данным нейтронных м-дов при Кп >15% и Рпл < 50Мпа.

Нейтронные методы оценки к-та нефтенасыщения основаны на звасисмости интенсивности излучений, измеряемых этими методами, от содержания в пластовых водах элементов с аномальными свойствами (например хлора). Наиболее перспективны импульсные методы. В этих условиях нейтронная поглощающая активность находится в прямой зависимости от к-та водонасыщения.

Кп,н=Кп общ.[Wв(1-Кг)+Wг*Кг],

где Кп,н – коэф-т пористости опред-й по нейтронным м-дам;

Кп общ. – определенный либо на керне, либо по гамма-гамма-плотностному м-ду.

Wв=1-0,36Св

WгТпл, Рпл

W_СН4Рпл/623

Если кол-р глинистый, то в эту формулу прибавляется водосод-е; если нефтенасыщенный, то прибавляется Wн*Кн, Wн=9/7н.

1)Кн по м-ду сопротивления

2)Кг по нейтронным м-дам

3)Кн=Кнг-Кг

В кол-рах с трехфазным насыщением, сод-х в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэф-ты нефте- и газонасыщ-я, учитывая, что Кн+Кг+Кв=1. Эта задача решается одним из след-х способов:

а)на образцах консервированного керна, извлеченного при бурении скв. На РНО, опред-т сод-е в порах н. и воды, а коэф-т газонас-я рассчитывают по формуле Кг=1-Кн-Кв;

б)в разрезах скв-н находят параметры Кв и Кг по комплексу м-дов электро- и радиометрии ГИС, а затем расчитывают: Кн=1-Кг-Кв.

7.10. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности продуктивных

коллекторов.

Коэффициент остаточного нефтенасыщения оценивают по заводнённым участкам залежи по характеру Рн (параметра насыщения)

Рн=ρ_ПН/ρ_ВН=в/Кⁿ_ВО, где ρ_пн-сопротивление нефтенасыщ. п.; ρ_ВП-уэс той же п. при 100% водонасыщ.; в,n-эмпирические данные.

Этот параметр наиболее надежно устанавоивается для участков коллектора, расположенных вблизи первоначального ВНК.

1. по ρпп (ρмбк или ρмпз/ρмгз) Рн=ρпп/ρпп,в=а1/Кв ппвⁿ¹

Рн=ρппв/ρсмеси , П-пар-р поверх пров-ти- тоже влияет

3. по ЯМК (ядерно-магнитный каротаж) опр-ют Индекс Свободного Флюида т е Кпэф

Кп.эф=Кн(1-Ков)

Там, где будет свободная жидкость, там будет сигнал.

ИСФ – это относительный объём св флюида в породе, приведённый по концентрации протонов к объёму воды и измеренный в %.

По времени релаксации (скорости нарастания ядерного намагничивания по направлению приложенного поля поляризации) определяют тип флюида, насыщающего поровое простанство.

если Кп известно Кно=(Кп-Кпэф(ямк))/Кп-Ков

возможно исп-е нейтрон мет-ов

3.Способ Сургучова скв-на на РНО эти пар-ры находят по ГИС

-сопр-е промытой части пласта;

-пар-р поверхностной проводимости (в зав-ти от сп);

-сопр-е БР, наход-ся в зависимости от самого сопрот-я р-ра и t пласта;

7.11. Остаточная водонасыщенность коллекторов и лабораторные способы ее определения.

Суммарное сод-ние в породе капиллярно-удержанной и физически связанной водыопределяют как остаточную воду, хар-зуя сод-ние её в объеме пор породы коэф-том остаточного водонасыщения: Кв.о.=Vв.о./Vп, где Vв.о., Vп – соотв-но объемы остаточной воды и пор.

Для определения Кв.о. в практике петрофизических лабораторий применяют несколько способов, которые можно разделить на две группы. К первой относится единственный способ, получивший название прямой метод, в котором определяют кол-во воды, содержащееся в образце породы (капилярометрия- м-д полупроницаемой мембраны, т е гравитационное вытеснение поровой воды-нефтью), извлеченном при вскрытии продуктивного коллектора скважиной с нефильтрующейся промывочной жидкостью – р-ром на нефтяной основе (РНО). При реализации прямого метода необходимым условием является сохранение в образце до эксперимента всех флюидов, заполняющих поры образца в пластовых условиях.

Все остальные м-ды косвенные различаются условиями моделирования остаточной воды в образце. Общим для них является подготовка образца к эксперименту путем экстрагирования из образца УВ и солей, растворенных в пластовой воде, заполнявших поры образца в естественном залегании. (м-д капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении темп-ры и с сохранением её постоянной (изотермическая сушка), м-д влагоемких сред, м-д ЯМР).

На практике опр-ют вел водоудерживающей способности Квс. отражает способность удерживать воду при заданных стандартных условиях её вытеснен.

7.12. Прямой способ определения остаточной водонасыщенности по керну.

Основан на отборе и исслед-ии керна с сохранённой пласт насыщенностью.

Находят прямым м-ом Кв.о. или Кв на образце консервированного керна, извлеченного при бурении на РНО, или одним из косвенных м-дов на экстрагированном образце величину Кв.о.,

т е 1) РНО (РУО) сод-е воды опр-ся экстракционно-дистилляционным способом

2) исп-е обычных РВО но с изолирующей технологией отбора керна (керноприёмная трубка заполнена маслом)

оба метода связаны с дегазацией керна и вместе с газом вода частично теряется

7.13. Глинистость пород, лабораторные и геофизические способы ее определения.

-понятие минералогическое (каолинит, гидрослюда, хлорит, монтморелонит); гранулометрическое (фракции различных диаметров и их сод-е) см вопр 1

К глинистым мин-лам относят минералы амоно-силикатного состава (гидрослюды, монтморелонит, каолинит). Размеры глинистых мин-в от нескольких мм до мкм. Маленькие размеры – высокая дисперсность – огромная адсорбционная способность. Глинистые ч-цы сущ-но влияют на пористость, прониц-ть, остаточную водонас-ть и др. физические св-ва. Это всё приводит к возникновению аномальных физ-х хим-х св-в.

Глинистость ОП хар-ся содержанием в минеральном скелете ГП частиц с эффективным диаметром меньше 0,01мм. Глинистость уст-т по данным гранулометрического анализа. Сгл=m_<0.01мм/m_тв., Сгл – массовая глинистость в долях ед.; m_тв – масса сухой навески анализируемого порошка – масса тв. Фазы мин-го скелета ГП; m_<0.01мм – масса фракции с эф-м диаметром < 0.01мм.

Гранулом-й анализ: исследуемые образцы экстрагируют в аппарате Сокслета образец дезинтегрируют , превращают в порошок, обрабатывают 5-10% р-ром соляной кислоты HCl, отмывают в дистилированной воде, высушивают в термостате при t=105^оС и опр-т массы определенной фракции  просеивают на ситах разного размера, определяют содержание ч-ц разного размера.

Погрешности: - при стирании не гарантируется переход в порошок всех ч-ц <0,01мм, т.к. глинистые мин-лы могут содержаться в зернах полевых шпатов и др. мин-в; - обработка р-ром HCl – необратимо изменяет первоначальную массу образца, его минеральный и гранулометрический составы, т.к. растворяются не только карбонаты, но и ряд смешено-слойных глинистых минералов.

(так же расчетным путем определяют коэф-т объемной глинистости, коэф-т относительной глинистости, коэф-т пористости скелета, агрегатную глинистость – все коэф-ты хар-т дисперсную (рассеяную) глинистость; слоистая глинистость – хар-т сод-ние в ГП глинистого мат-ла, чередуется с прослоями коллектора). Современный способ- применение счётчика Культера. в пробирку с колиброванным отверстием помещается 2 электрода, и при прохождении частички появляется импульс. предварительно прибор калибруется порошком с заданным размером частиц

Определение глинистости м-дами ГИС:

1.определение глинистости по ГМ. Основано на зав-ти ГМ от Сгл. СглVглин.

Кгл=Сгл(1-Кп), где Кгл – доля объема породы занимаемого глинистым мат-лом. Глинистость по ГМ будет зависеть от дополнительной радиации (палешпатовые песчаники).

2.Метод ПС. гл – относит-я глинистость- это степень заполнения глин-м мат-лом порового пространства. 1-низкая минерализация пластовых вод = 10-15 г/л; 2-средняя = 30-40 г/л; 3-высокая. Если глинистость рассеяная: Кгл=гл*Кп/(1-гл)  гл=Кгл/(Кгл+Кп). Если глинистость слоистая:

-показатель слоистости глин. Зависимости с сп лучше работают в случае с рассеяной глинистостью и маленькой минерализ-ей пластовых вод.

7.14. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных и обсаженных

скважинах по данным ГИС.

На многопластовых месторождениях требуется комплекстрование различных методов, основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др.в Вначале с помощью глубиного дебитомера выделяют работающие в скважине пласты. Затем определяют состав жидкости против работающих интервалов, для чего используют замеры диэлектрических влагомеров, гамма-плотномеров или резистивиметров. Наиболее надёжное выделение интервалов поступления воды таким образом обеспечивается, если дебит скважины достаточно высок (более 120 м3/сут) и в колонне не происходит гравитационного разделениянефти и воды. При меньшем дебите вода из скважины полностью не выносится, часть её скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации.

При небольшом дебите скважины хорошие результаты может дать метод наведённой активности кислорода (рис), при котором фиксируется движущаяся по стволу скважины вода. Включение в комплекс для выделения пластов, заводняемых закачиваемой водой, термометрии основано на том, что обычно в пласт нагнетается холодная вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе доб СКВ интервалы с пониженной температурой, выделяют пласты, промытые закачиваемой водой. Но поскольку фронт охлаждения отстаёт от фронта вытеснения, с помощью термометрии можно уверенно выделять только те заводнённые пласты, через которые прошёл значительный объём нагнетаемой воды.

На основе замеров двумя зондами НГК можно по динамике приращений НГК судить об изменениях газонасыщенности прискважинной части пласта, связанных с расформированием зоны проникновения или обводнением.

В необсаж скв, пробур в зонах обводнен залежи нагнетаемыми водами, не отличающимися по мин-ии от пластовых, обводнён прод пл выдел-ся по геофиз критериям, установленным для опр-я характера насыщения коллекторов при их первоначальном нефтеводонасыщении. При этом необходимо учитывать влиян на их величину остат или текущ значен нефтенас-ти, кот приводит к некоторому изменен геофиз критериев в завис-ти от стадии выработки нефтяного пл. Тут наиболее информативны методы сопротивления, акустич, нейтронные, термич. В обводнённых прод пластах набл-ся понижен зн-я удел электрич сопротивлен, акустич и нейтронные хар-ки аналогичны водоносным пластам. Если в исследуемом пересечении движется осолонённая оторочка фронта нагнетания ,то геофиз параметры сильно изменяются.

Наибольшие трудности возникают при обводнении пресными нагнетаемыми водами.

Из обязат комплекса гис в этом случае м.б. использованы методы кс, пс, кавернометрия.

По величине удел электр сопр-я пласта однозначно обнаружить обводнение невозможно однако по типам кривых бокового электр зондир иногда удаётся. Так кривая бэз для обводнённого пласта как правило имеет более крутую левую ветвь, чем для нефтеносных (угол 60 град)