7.11 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, или м-д Закса, в котором определяют кол-во воды, содержащееся в образце породы, 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.
Способы второй группы 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. Способы второй группы иногда называют косвенными. (м-д капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении темп-ры и с сохранением её постоянной (изотермическая сушка), м-д влагоемких сред, м-д ЯМР).
7.12 Лабораторными м-ми величина Кн непосредственно не определяется. 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., а затем расчитывают Кн по формулам: в зоне предельного насыщения Кн=1-Кв.о.; в зоне недонасыщения Кн=1-Кв. Аналогичным образом получают значение коэф-та газонасыщения Кг газоносных кол-ров, определяя в лаборатории одним из рассмотренных способов Кв.о. или Кв (прямым м-дом), а затем рассчитывают по формулам: в зоне предельного насыщения Кг=1-Кв.о.; в зоне недонасыщения Кг=1-Кв.
7.13 К глинистым мин-лам относят минералы амоно-силикатного состава (гидрослюды, монтморелонит, каоленит). 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/mтв., Сгл – массовая глинистость в долях ед.; mтв – 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=105оС 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).
Определение глинистости м-дами ГИС:
1.определение глинистости по ГМ.
Основано на зав-ти ГМ от Сгл. СглVглин.
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 сп.
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.
7.3 Выделение кол-в – при разбуривании пласта кол-ра с Р превышающим Рпл на стенке скв. Образ-ся глинистая корка, для р-ров с нормальной водоотдачей её толщина достигает 1,5-2см. дальше образуется т.н. зона кальматации – зона проникновения глин-х ч-ц меньше 0,01мм. Она составляет 2-3см, потом идет промытая зона, зона где прошло 4-5 объема порового пр-ва БР – 15-20см; дальше идет зона проникновения ФБР – 0,4-2м.
Выделение кол-в по кач-м признакам.
1.Наличие глинистой корки на кривой кавернометрии. При бурении на р-рах с повышенной водоотдачей, толщина глин-й корки может достигать 5см, при бурении на технической воде глин-я корка отсут-т, при бурении на РНО – отсут-т.
2.Наличие положит-го приращения на кривой МПЗ относительно МГЗ. Радиус исследования мал выделяем кол-р. При бурении на р-рах с плохой водоотдачей они работают в глин-й корке кол-р не выделить. В скв. На РНО они показывают одинаковые значения, если потом проведена смена р-ра.
3.Наличие радиального градиента – сопротивление на зондах БЭЗ разной длины. Rиссл. ГЗ=Lзонда, ПЗ=2Lзонда.
4.При сопротивлении БР больше чем сопрот-е пластовой воды наличие отрицательной аномалии СП.
5.Наличие низких показаний гамма-каротажа.
В случае если ни один из выше перечисленных признаков не дает надежного опред-я пласта-кол-ра применяют повторные рамеры ГИС (замеры либо различ-ся по t, либо по условиям проведения). Различие по темп-ре заключ-ся: например, когда сущ-т зона проникновения, ч/з промежуток времени зона прон-я сокращается и сопрот-е уменьшается. По условиям проведения: 1ый замер – закачиваем пресный БР; 2ой замер – закач-м активированную жид-ть коротко живущими изотопами, при НКТ закачивают соленый БР.
Колич-е критерии лдя выд-я пластов кол-ров.
Основано на рез-тах опробования, на лаб-х исследованиях керна и наличия полного комплекса ГИС.
Статистический способ.
Для всех опробованных объектов рассчитывают сп. Выборка должна сод-ть 30 пластов. Затем строят кривую накопления, по такому же принципу строят др.
Точка пересечения дает сп граничное далее проводят линию на диаграмме, линию сп гр. и все объекты которые имеют сп > сп гр. будут явл-ся кол0рами.
Более строгим подходом явл-ся построение зав-ти сп от Кпр (). Строят зависимость:
7.10 Определение коэф-та остаточной н/нас-ти прод-х кол-ров по ГИС.
1.По данным микрозондов (микро ПЗ):
2.По данным микробокового м-да:
-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;
3.Способ Сургучова
скв-на на РНО
эти пар-ры находят по ГИС
7.9 Раздельное опред-е коэф-в н. и г/нас-ти кол-ров в случае их 3х фазного насыщения.
Опред-е Кг/нас-ти возможно по данным нейтронных м-дов при Кп >15% и Рпл < 50Мпа.
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
WгТпл, Рпл
WСН4Рпл/623
Если кол-р глинистый, то в эту формулу прибавляется водосод-е; если нефтенасыщенный, то прибавляется Wн*Кн, Wн=9/7н.
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.
7.1Литологическое расчленение песчано-глинистых разрезов по данным ГИС.
Песчаники:
-амп-да аномалии СП от 20 до 100 и выше mV;
-сопрот-е от 4 до 1000 и более Омм, в зав-ти от насыщ-ти кол-ра (в/нас – 4-7, н/нас – 7-40, г/нас – до 1000);
-толщина глинистой корки 1-2см;
-по -м-ду песчаники имеют низкие значения, алевролиты – средние.
Для песчаников хар-ны: - плотность – 2,65г/см3, лдя алевролитов – 2,68; - интервальное время Т от 175-330 мкс/м (это время прохождения волной 1м ГП).
Глины: - амп-да аномалии (U) СП=0;
-сопрот-е в глинах морского происхождения от 1-5 Омм, в глинах континентального происх-я от 4-10 Омм;
-против пл-в глин образ-ся большая каверна;
--м-д – самые высокие значения;
-нейтронный м-д – самые низкие значения;
-плотность – 2,7г/см3;
-Т – 300-500 мкс/м.
Плотные или карбонатные (изв-ки):
-амп-да аномалии СП (U) – такая как и в песчаниках 20-100 mV, в зав-ти от глинистости пласта;
-сопрот-е от 50-1000 Омм;
-глинистой корки не образ-ся, d против плотных пластов = номинальному;
-по -м-ду как в песчаниках имеет низкие значения (средн-х знач-й нет, так как м. Проводиться в обсаж-х и в необсаж-х скв-х);
-нейтронный м-д – max значения;
-по ГГМП – до 3г/см3 – плотность;
-по акустике - Т=155-160 мкс/м.
Битуминозные аргиллиты:
-амп-да аномалии СП как в глинах =0;
-сопрот-е – 40-50 Омм;
-Кавернометрия – обычно номинальный диаметр, иногда м. Присут-ть каверна;
--м-д – самы 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.
Угли: -амп-да аномалии СП обычно такая же как в глинах =0;
-сопрот-е как в плотных пластах от 50-1000 Омм;
-кавернометрия – номинальный диаметр;
--м-д – самые низкие показания;
-плотность от 1,8 г/см3;
-по акустике Т = 200 мкс/м.
7.4 Определение хар-ра насыщения кол-ров по комплексу ГИС.
По качественным критериям. Нужно учитывать тип проникновения (зп>п). Для Зап.Сиб. хар-но повышающее. Когда сопрот-е зоны проникновения больше сопрот-я пласта, тогда прим-т сравнение индукц-го м-да.
Если тип проникновения понижающий (зп<п), то инд-й м-д работает в зоне проникновения и привлекать для кач-го анализа его нельзя. СП сапост-т с боковым. Если тип проникновения повышающий, то боковой м-д мериет зону проникновения, инд-й – пласт. Если пласт-коллектор и значения бокового м-да 60-70 Омм – нефтеносный; 5-7 Омм – водоносн.
По количественным критериям (по данным испытания). Строятся зав-ти, кривые накопления для разделения на н. и в.
Ошибка уменьшается с ростом длины зонда, но если объект представлен частым переслаиванием тонких пластов, то ошибка остается одинаковой на всех длинах зондов (15). Область достоверности сужается с длиной зонда.
С увеличением Lз,
уменьшается ошибка,
обл-ть достов-ти и
смещ-ся в сторону меньших сопрот-й.
кБК и кИК: - при повышающем проникновении (зп>п);
-если тип проникновения понижающий, то наименьшая ошибка по боковому, а по инд-му – возрастает.
7.6 Определение начального и текущего положения ВНК, ГНК, ГВК по данным ГИС.
ВНК: 1 – принимают середину переходной зоны; 2 – линия на 1-1,5м выше середины переходной зоны; 3 – прин-т линию выше которой мы получаем безводный приток н.; 4 – линия выше кот-й получают пром-й приток н.
М-ды сопротивления: Микрозонды применяются при условии одинаковой пористости н/нас-й и в/нас-й части кол-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 серидина аномалии.
Инд-й м-д: в мСим по середине аномалии. Самый точный.
В кварцевом кол-ре переходная зона может быть 1-2м, в палевошпатовом – 20-30м и она тем больше , чем больше глинистость. ВНК невозможно отбить в чистом кол-ре по ПС, БКЗ, БК, КС в следствии гравитац-го перераспределения в зоне проникновения, т.е. фильтрат БР опускается из н/носн. в в/носн. часть кол-ра → нельзя разбить точно, т.к. растет сопрот-е. М-ды электрометрии применяются только в необсаженных скв-х, а в обсаженных – м-ды радиометрии.
НКТ – работает при минерализ-и воды 100 г/л. По началу подъема.
НГМ – по началу спада.
Для Зап.Сиб. минерализ-я 10-20 г/л → С=100г/л создают искусственно и сравнивают замеры до и после.
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.
ГВК: м-ды сопрот-я в открытом стволе аналогично ВНК, только границы более четкие, т.к. переходная зона меньше.
1.Микрозонды прим-ся только при условии одинаковой пористости н/нас-й и в/нас-й части кол-ра.
2.По кривым КС (зонд БКЗ)
3.БК – 1/3 от начала подъема. Примен-ся при небольших размерах зоны проник-я.
4.Инд-й м-д: по середине аномалии (самый точный).
М-ды радиометрии: ω=0,2-0,3 водородный индекс уменьшается→интенсивность возрастает. Прослеживается, если ЗП меньше чем радиус исслед-я, а если больше, то проводят запись 2мя зондами разной длины, либо временные замеры.
ГНК: Воткрытом стволе опр-ть невозможно, т.к. у них одинаково большо сопрот-е. Можно только м-ми радиометрии.
1.По НКТ, НГМ. Ω уменьшается→инт-ть возраст-т. Если ЗП небольшая, а если большая, то применяют мет-ку замеров
2мя зондами, либо врем-е замеры.
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.
Контроль за ГНК – одна из
осн-х задач.
7.7 Определение Кп кол-ров по комплексу ГИС.
По ПС. Суть м-да заключается в наличии зав-ти Кп.ч (чистого песчаника) и Кп гл от глубины залегания.
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: αсп рассм-ся как ф-ция глинистости αпс→f(Кгл) и Кп явл-ся f(Кгл). С увелич-м Кп глинистость уменьшается.
Ограничения: 1.при Н<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.
По ГГКП: основан на бп=(1+Кп)бтф+КпКвбв+КпКнбн+КпКгбг
Поскольку ГГКП отражает св-ва полностью промытой зоны, то Кн→Кно=20-25%; Кг→Кго=7,5%.
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).
Ограничения: если в породе дост-е сод-ние детрита, то бп снижается; наличие остаточного газа.
Нейтронный м-д: основан на ур-нии: Кп=ωΣ-Δω; (ωΣ-суммарное водородосод-ние).
ωΣ – по данным НК
Δω – поправка на сод-ние водорода в тв. фазе (в глинах, слюдах, органике). Δω=f(αпс или αгк)
По АК: в основе лежит зав-ть скорости или ΔТ от просветности или пористости.
Кп=[(ΔТ-ΔТск)(а*αпс+b)]0,5
- для Зап.Сиб.
М-ды КС: только для в/нас-х пород. Рп=а/Кпm=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.
7.8 Опред-е коэф-та н/г-нас-я по комплексу ГИС. Основано на исп-нии данных м-в КС и проводимости. Традиционный способ основан на исп-нии след-х завис-тей: Рн=ρнп/ρвп=а1/Квn; Рп=ρвп/ρв=а0/Кпm (2). По данным ГИС опр-т ρнп, ρв →Кп, с пом-ю ур-ния (2) расч-т ρвп→Рн→Кв→Кнг=(1-Кв).
Методика объемной водонас-ти : она основана на установлении зав-ти м/д сопрот-м н/нас-й породы и её объемной в/нас-тью.
Для получения зав-ти (3) необходимы прямые опред-я в/нас-ти пород по керну. Это достигается бурением скв-н и отбором керна с исп-м р-ров на УВй основе (РУО, РНО). Альтернативой явл-ся бурение на обычной основе с исп-м спец-х керноприемников (РВО).
Опред-е Кнг по данным НМ. При Св≥120-150г/л, возможны вторичные оценки Кнг по данным НМ (ИННК). При этом предполагается что д.б. известно вел-на Кп по ГИС.
Опред-ся ωΣi по ИННК – объемное водородосод-е. ωΣ – Δω=Кп.иннк; Кп.иннк=f(Кп) – либо по керну, либо по ГИС.
Физ-я основа метода: если показания НМ:
Оценка г/нас-ти основана на этом эфф-те. Кп.нк=f(Кп).
7.15 Опред-е кач-ва цементирования скв-н по данным ГИС.
Инф-я о качестве цемент-я обсадных колонн необходима при решении след-х задач:
1.при построении профилей притока и приемистости, т.к. только при полной изоляции пластов возможна правильная оценка притока из исслед-го инт-ла.
2.при опред-и заколонных перетоков н., г. и в.
3.при опред-и работающих мощностей.
4.при опред-и коэф-та прод-ти и Рпл.
5.при оценке сод-ния воды в прод-ции (по данным расходометрии и влагометрии).
Термометрия: инт-лы зацементированной скв-ны выд-ся повышенными по отношению к фону знач-ми t. Уровень цемента в скв-не уст-ся на 5-10м ниже начала отриц-й аномалии.
ГГКП: