9. Метод оценки пористости коллекторов

Основными методами определения коэффициентов пористости являются три независимых метода: стационарный нейтронный метод НМ, акустический АМ и гамма-гамма плотностной метод ГГМ-П. Показания этих методов определяются величиной коэффициента пористости и вкладом глинистого материала, присутствующего в г.п. В связи с этим при решении задач определения пористости по данным этих методов следует произвести учет влияния глинистого вещества в полезный сигнал каждого из них. Для этих целей необходимо оценить содержание глинистого материала в породе по показаниям методов ГИС и располагать информацией о свойствах глинистых минералов в породе – их минеральном составе и петрофизических свойствах, что определяется по результатам изучения образцов керна.

Различные геофизические методы позволяют определять разные виды пористости. По данным метода сопротивлений находят межзерновую пористость в терригенных и межзерновых карбонатных породах. По диаграммам методов рассеянного гамма-излучения и нейтронных определяют общую пористость к_{п, общ} , по диаграммам акустического метода – межзерновую пористость к_{п, мз}. По данным комплекса методов можно установить компоненты пористости. Так, по комплексу методов НМ, ГГМ, и АМ в сложныз карбонатных коллекторах определяются к_{п, общ} и компоненты к_{п, мз} и к_{п, вт}= к_п,к + к_п,т. Трещинная пористость находится по методу сопротивлений в варианте способа двух растворов или по комплексу методов сопротивлений и одного из методов пористости (нейтронный или ГГ) при вскрытии разреза на минерализованном глинистом растворе. Эффективную пористость коллекторов любого типа, кроме низкопористых трещинных, можно определить по диаграммам метода ЯМР, а в терригенных глинистых коллекторах - по комплексу методов пористости и глинистости.

8.Широкополосный ак и его применение

Широкополосная модификация АК - АК_ш. Реализуется при исследованиях аппаратурой АКН-1 (низкочастотный) или модернизированный широкополосный вариант аппаратурной СПАК-4. В ней осуществляется регистрация волн различных типов – продольных, поперечных, лэмбовских и волн вторичного происхождения (отражающих, дефрагированных, обменных). Волна Лэмба – распространяется по стволу бурового раствора, имеет длину волны = d скв, характеризуется > низкой частотой колебаний и ν-ю, чем волна S. Обычно при отсутствии трещиноватости выполняется след. условие: А_L>A_s>A_p. С помощью упомянутой аппаратуры изучаются разрезы как необсаженных, так и обсаженных скв. При исследодвании метода АК_ш получают следующие материалы: 1) фаза корреляционной диаграммы (ФКД), 2) аналоговые кривые кинематич и динамич коэффициентов поглощения, параметров упругой волны., 3) видео-изображение волновой картины. Аналоговые кривые получают путем обработки на ЭВМ по спец программам данных ФКД. Эти программы также позволяют получать непрерывные кривые значений коэффициента Пуассона и сжимаемости пород, которые при необходимости могут быть также рассчитаны по спец формулам для отдельных пластов. По данным АК_ш решаются след. задачи: 1) литологическое расчленение разреза, > более детально, чем по материалам стандартного АК метода.2) выделение в разрезе участков, представленных трещинными и кавернозно-трещинными коллекторами по характерным особенностям ФКД и волновых картинах (ВК).3) расчет величины трещинной пористости к_п,т в интервалах коллекторов трещинных и смешанного типа по след формуле:

к_п,т= β_пт, β_мт – соответственно самой трещинной породы, плотной матрицы (блоков или мин скелета) трещинных пород и трещин.4) получение информации об упругих свойствах разреза (акустич жесткость, коэф.Пуассона, модуль Юнга), которые используются в комплексе с детальной сейсморазведкой ВСП, данными наклономера и акустич телевизора для посторения 3-х мерной модели изучаемого месторождения 5) в обсаженных скважинах с хорошим качеством цементирования по данным АК_ш полученным после полного расформирования зоны проникновения в коллекторах устанавливают характер насыщения коллекторов. 6) оценка проницаемости коллекторов по корреляционным зависимостям : α_S(S_L) =f(к_пp)