Определение пористости коллекторов

Пористость является важнейшей емкостной характеристикой пластов-коллекторов и знание ее необходимо для подсчета запасов месторождений нефти и газа.,

В настоящее время разработаны способы определения пористости по данным различных методов каротажа. Некоторых из них мы уже касались, когда знакомились с методами ПГГК, НГК и АК. Ниже мы рассмотрим определение пористости по данным электрического каротажа.

Определение пористости по удельному электрическому сопротивлению пород. Этот способ применяют для определения К„ межзерновых коллекторов терригенных и карбонатных отложений.

Способ основан на зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости Рп (или относительным сопротивлением породы).

Параметр пористости есть коэффициент пропорциональности между сопротивлением водонасыщенной породы и сопротивлением воды, ее насыщающей:

, (22.1)

откуда

Параметр пористости зависит от пористости, характера порового пространства, извилистости пор, степени цементации и др. факторов. Экспериментально выведенная формула имеет общий вид:

(22.2)

где - постоянная, называемая структурным коэффициентом, которая

зависит от состава породы и составляет от 0,4 до 1,4; т - так называемый "показатель цементации", который зависит от степени сцементированное™ и имеет величину от 1,3 для несцементированных до 2,3 для сильно сцементированных пород. Известны варианты формулы (22.2), справедливые для каких-то конкретных геологических условий: формула Арчи формула Хамбл и др.

Осредненные зависимости для осадочных пород различного состава по В.Н. Дахнову приведены на рис. 22.4.

Таким образом, чтобы определить Кп, нужно найти значение Рп, а для этого нужно знать рв и рвп (см. формулу 22.1).

Сопротивление пластовых вод может быть найдено по измерению УЭС проб воды, отобранных из пласта, например, с помощью ОПК, или по данным интерпретации ПС.

С определением сопротивления пластовых вод по пробам, отобранным опробователями пластов, дело обстоит не так просто потому, что в пробу вместе с пластовой водой попадает и какое-то количество фильтрата бурового раствора, которое трудно оценить и учесть.

УЭС водонасыщенного пласта можно определить по данным БКЗ, ИК, ВИКИЗ или БК.

Рис. 22.4. Осредненные зависимости параметра пористости от коэффициента пористости для горных пород разного состава (по В.Н. Дахнову)

Для расчета параметра пористости можно воспользоваться результатами измерений с микрозондами, поскольку в этом случае легче определить сопротивление жидкости в порах зоны проникновения, т.е. фильтрата бурового раствора, сопротивление которого рфМ легко рассчитать, например, по эмпирической формуле:

(22.3)

 

где ро - сопротивление бурового раствора;

γ - его плотность.

А сопротивление водонасыщенной породы, т. е. определяется по данным микрозондов.

Однако для зоны проникновения формула (22.1), имеющая вид

(23.4), будет не точной, а приблизительной, поскольку даже в зоне полностью промытых пород с сопротивлением рпп фильтрат бурового раствора замещает не весь пластовый флюид. И хотя его доля в порах зоны проникновения невелика, его присутствие сильно сказывается на общем сопротивлении флюида в этой зоне. В нефтенасыщенных пластах этот остаточный флюид (нефть) повышает, а в водонасыщенных (минерализованная пластовая вода) занижает общее сопротивление смеси пластового флюида и фильтрата бурового раствора.

Ниже приведены более точные значения формулы (22.4).

Для нефтенасыщенных пластов:

(22.5)

где П - коэффициент поверхностной проводимости, учитывающий влияние глинистости, его определяют по специальным номограммам для слабоглинистых коллекторов можно принять П-1;

— коэффициент увеличения сопротивления за счет остаточного содержания нефти в промытой зоне:

(22.6)

где Кно - коэффициент остаточного нефтенасыщения, который характеризует условия вытеснения нефти из коллектора; обычно при расчетах принимают . Для водонасыщенных коллекторов:

(22.7)

- сопротивление смеси фильтрата бурового раствора пластовой воды в зоне .

 

 

Сопротивление можно рассчитать как сопротивление двух параллельно соединенных проводников - пластовой воды и фильтрата - из соотношения

(22.8)

где z — доля объемного содержания пластовых вод в зоне полностью промытых пород.

Эта доля зависит от коллекторских свойств пласта и варьирует в пределах 0,01-0,2. Для хорошо проницаемых коллекторов принимают z=0,05.

Таким образом, здесь нами рассмотрен общий подход к оценке пористости по данным каротажа сопротивлений. Существуют специальные методики С.Г. Комарова, Шлюмберже, Н.Д. Русакова, А. де Уитте, 3. Барлаи и др., отличающиеся основными физическими моделями пласта-коллектора и представлениями о распределении в нем глинистого материала.

Определение пористости по комплексу методов НГК и ПГГК. Как уже отмечалось в лекциях по НГК, этот метод дает результаты, которые определяются полным содержанием водорода - и в составе свободной воды, и в составе связанной, которая входит в глины. По этой причине в значения коэффициента пористости, найденные по методу НГК - необходимо вводить поправку за глинистость (см. лекцию 13). В то же время наличие глинистого материала сказывается и на плотности коллекторов а„, которая определяется по ПГГК. По этой причине открывается возможность комплексного использования методов НГК и ПГГК для определения и пористости (уже исправленной за глинистость), и глинистости коллекторов.

С этой целью фирмой Шлюмберже была предложена номограмма, на которой в координатных осях построен треугольник по трем точкам ABC, плотность и пористость которых соответствует: для точки А - минеральному скелету кварцевого песчаника, точки В - воде, точки С -чистой глине. Эта номограмма изображена на рис. 22.5, на котором показано также, как пользоваться этой номограммой.

Рис. 22.5. Номограмма для определения пористости коллекторов по данным комплекса методов НГК и ГГКП (фирма Шлюмберже)

Контрольные вопросы

1. Перечислите вопросы, которые решаются при оперативной и при сводной интерпретации данных каротажа.
2. Почему каротажу на месторождениях нефти и газа придается большое значение?
3. Перечислите основные задачи, решаемые с помощью ГИС на нефтяных и газовых месторождениях.
4. Какие породы входят в состав песчано-глинистого разреза?
5. Какие породы входят в состав карбонатного разреза?
6. Укажите основные и дополнительные методы для расчленения песчано-глинистого и карбонатного разреза.
7. Дайте определение породы-коллектора, охарактеризуйте основные коллекторские свойства.

 

1. Перечислите основные типы коллекторов и дайте их характеристику.
2. Укажите признаки коллекторов на диаграммах различных каротажных методов.

1. 10. Перечислите, по данным каких методов каротажа можно
   определить коэффициент пористости?
2. Что такое параметр пористости?
3. Поясните, какие величины входят в формулу, связывающую параметр пористости с определение.
4. Как можно определить сопротивление водонасыщенного пласта?
5. Как можно определить сопротивление пластовых вод?

 

Лекция 23