Глава XIV
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ
Для определения коэффициента пористости в практике геофизических исследований скважин используют методы сопротивления, потенциалов собственной поляризации, нейтронные, рассеянного гамма-излучения и ультразвуковой. В некоторых благоприятных условиях эта задача может быть также решена по данным методов изотопов, нейтронных активаторов, естественного гамма-излучения и ядерного магнитного резонанса.
§ 91. МЕТОДЫ ЭЛЕКТРОМЕТРИИ
По данным электрометрии скважин, коэффициент пористости определяется методами сопротивления (потенциал, градиент-зонды, экранированные и индукционные зонды) и потенциалов собственной поляризации.
Метод сопротивлений
Коэффициент пористости определяется методом сопротивлений по зависимости от kН параметра РП пористости или его фиктивного значения РП,Ф = РППП (глинистые коллекторы).
Параметры РП и РП,Ф рассчитывают по следующим данным:
1) по удельным сопротивлениям ρВП коллектора, насыщенного пластовыми водами, и
ρВ:
РП(РП,Ф)=ρВП/ρВ
2) по удельным сопротивлениям ρФ и ρПП:
РП(РП,Ф)=ρПП/ρФ
3) по средним удельным сопротивлениям ρЗП и ρВ,Ф в зоне проникновения фильтрата глинистого раствора
РП(РП,Ф)=ρЗП/ρВ,Ф
Удельные сопротивления ρВП, ρПП, ρЗП находят способами, рассмотренными в гл. II. Удельные сопротивления ρВ, ρФ, и ρВ,Ф устанавливают по следующим данным.
Определение электрических удельных сопротивлений пластовых вод, фильтрата глинистого раствора и их смеси.
Определение удельного сопротивление ρВ пластовых вод.
1. Измерение ρВ в лаборатории резистивиметром (при наличии пробы воды). В этом случае вводят поправку за температуру коллектора:
где ρВ,t ρВ(Л) — удельные сопротивления воды при температурах t пласта и в лаборатории; Pt(П) и Pt(Л) — параметры температуры для этих условий.
2. Расчет ρВ по формулам (см. § 2) и по палеткам. В последнем случае используют палетку, изображенную на рис. 147, и аналогичные ей для заданного химического состава вод и их плотности.
214
Рис. 147. Зависимость удельного электрического сопротивления ρВ растворов хлористого натрия
от концентрации СР, плотности и температуры (шифр кривых, С)
3. Определение ρВ по амплитуде аномалий потенциалов собственной поляризации графически или по специальной номограмме.
Графический способ определения ρВ используют в тех случаях, когда имеются две кривые UСП, зарегистрированные с глинистыми растворами, удельные сопротивления фильтратов которых ρФ и ρФ различаются не менее чем в 5 раз. Желательно соблюдение
условий ρФ < ρВ < ρФ при ρФ < 1|Ом-м.
На бланк с полуграфической сеткой (рис. 148) наносят точки Р' и Р" с координатами lg
ρФ, ∆UСП и lg ρФ,∆UСП, где ∆UСП и ∆UСП — амплитуды аномалий ∆UСП, полученные в исследуемом коллекторе с глинистыми растворами, фильтраты которых имеют
сопротивления ρФ и ρФ. Точка пересечения прямой Р'Р" с осью абсцисс (∆UСП =0) дает в масштабе этой оси искомое значение ρВ. На рис. 148 показано решение задачи для
следующих исходных данных: ρФ = 0,15 Ом-м, ∆UСП -30 мВ (точка Р') ρФ = 3 Ом-м; ∆UСП = - 40 мВ (точка Р"). Ответ: ρВ = 0,53 Ом-м.
Рис. 148. Графический способ определения ρВ по данным UСП потенциалов собственной
поляризации.
Этот способ не требует введения поправок за мощность, удельные сопротивления изучаемого коллектора, вмещающих пород, глинистого раствора и за температуру; результаты определения ρВ в минимальной степени зависят от потенциалов течения. Однако его применение ограничено расходами средств и времени на смену глинистого раствора. Для определения ρВ способом номограмм используют уравнение
где bС — коэффициент приведения зависимости ∆UСП=f(lgρФ/ρВ) к линейному виду. Поправку νСП находят по палеткам, приведенным на рис. 79. При отсутствии
потенциалов фильтрации коэффициент bС тем меньше единицы, чем выше концентрации соприкасающихся растворов. При наличии потенциалов фильтрации коэффициент bС может превысить единицу. Уравнение (313) решают с помощью номограммы (рис. 149) или палетки [2, 3, 4, 11]. Точка пересечения прямой, проходящей через значения ∆UСП,ПР=∆UСП/νСПbС и КСП = const по шкале lgρФ/ρВ, определяет отношение χ—ρФ/ρВ; далее рассчитывают искомое ρВ=ρФ/χ; (построение abc).
215
Рис. 149. Номограмма для определения отношения ρФ/ρВ по ∆UСП,ПР и КСП
Для повышения точности определения ρВ по данным ∆UСП рекомендуется иметь экспериментально построенную зависимость
За рубежом для определения удельного сопротивления пластовых вод используют палетку фирмы Шлумбереже (рис. 150). Правила работ с палеткой сводятся к следующему.
Рис. 150. Зависимость ρФ(ρВ) от эквивалентного удельного электрического сопротивления
ρВ,ЭКВ(ρФ,ЭКВ).
Шифр кривых — t, °C
В чистых коллекторах приводят амплитуду аномалии к пласту неограниченной мощности:
Зная ρФ по палетке, изображенной "на рис. 150, вычисляют для температуры пласта эквивалентное электрическое удельное сопротивление ρФ,ЭКВ фильтрата глинистого раствора по величинам ξ и КСП при температуре пласта находят по палетке (см. рис. 149) отношение
ρФ,ЭКВ/ρВ,ЭКВ=χ и далее рассчитывают ρВ,ЭКВ =ρФ,ЭКВ/χ Для полученного значения ρВ,ЭКВ по палетке (см. рис. 150) находят искомое ρВ.
При расчете ρВ, в глинистых коллекторах при определении отношения ρФ,ЭКВ/ρВ,ЭКВ вместо КСП берут произведение αСПКСП
Удельное электрическое сопротивление ρФ фильтрата глинистого раствора, знание которого необходимо для расчета ρВ и ρП,Ф, находят в лаборатории путем измерения ρФ жидкости, отфильтрованной из образца глинистого раствора, с введением поправки за температуру на глубине залегания коллектора. При достаточно постоянном минеральном составе глинистого раствора ρФ определяют по зависимостям ρФ /ρР = f (ρР), ρФ = f (ρР) или по палетке, приведенной на рис. 63, а. Если раствор приготовлен на достаточно минерализованной воде или содержит незначительное количество поверхностно-активных минералов,
ρФ=ηРρР,
где ηР находят по кривым, приведенным на рис. 54, и им аналогичным.
Определение удельного электрического сопротивления ρВ,Ф смеси фильтрата глинистого раствора и невытесненной пластовой воды. Величину ρВ,Ф определяют по значениям ρВ, ρФ и величине фактора i вытеснения, характеризующего долю перового пространства коллектора, в объеме которой фильтрат глинистого раствора замещает и
216
пластовую воду:
где VФ,VВ — объемы фильтрата глинистого раствора и невытесненной пластовой воды в единице порового пространства; Z — коэффициент смешения.
Для чистых коллекторов (ПП- 1) в промытой зоне
Рис. 151. Номограмма для определения фактора вытеснения i поровых вод при известных отношениях ρФ/ρВ, ρФ/ρВ,Ф и величины ρФ/ρВ,Ф при заданных / (z) и ρФ/ρВ
Определение коэффициента пористости
При определении коэффициента пористости методом сопротивления различают три типа коллекторов: 1) чистый неглинистый коллектор — коллекторы, у которых электропроводность глинистых частиц не превосходит 5 % электропроводности поровых вод kГЛρВ/kПρГЛ < 0.05; 2) глинистый коллектор с рассеянным включением тонкодисперсных глинистых минералов; 3) глинистый коллектор со слоистым включением глинистых минералов.
Определение коэффициента пористости по данным ρВП и ρВ. Определив ρВП и ρВ по формуле РП=ρВП/ρВ вычисляют параметр РП пористости. Для чистых и слабоглинистых коллекторов, насыщенных водами высокой минерализации, поправка за глинистость невелика, и ее часто не учитывают. В этих условиях, вычислив РП, определяют искомый коэффициент kП пористости по одной из шкал номограммы (рис. 152), соответствующей лито-логической характеристике изучаемого коллектора, или по зависимости РП = f (kП), полученной для исследуемых или однотипных отложений в лаборатории.
Рис. 152. Номограмма для определения коэффициента пористости kП по параметру РП при известной литологии коллектора.
I — рыхлые пески; песчаники; II — среднесцементированные, III — сильносцементированные; IV — ракушняки и рыхлые известняки; известняки; V — средней уплотненности с межзоновой и трещиннокаверновой пористостью, VI — карстово-каверноэные
Если тип коллектора неизвестен, то чем выше продолжительность проходки,
217
изрезаннее диаграммы микрозондов, меньше величины ∆τ и Iγγ и больше Iγn, тем вероятнее верхнее или близкое к нему значение kП. При известном структурном показателе m0 для решения задачи используют номограмму, изображенную на рис. 153. На ней пунктиром показано решение задачи для следующих исходных данных: РП = 38, m0 =1,92; ответ: kП = 13 %.
Рис. 153. Номограмма для определения коэффициента пористости kП по параметру пористости РП при известном значении m0 ,
В случае глинистых коллекторов, когда kГЛρВ/kПρГЛ > 0,05, коэффициент пористости определяется:
1)по зависимости РП,Ф = f (kП), полученной в лаборатории при насыщении образцов коллектора водами соответствующей (низкой) минерализации;
2)по палеткам РП,Ф = / (kП)> рассчитанным с учетом влияния проводимости глинистых частиц и структуры коллектора (рис. 154);
3)путем введения поправки за поверхностную проводимость и расчета истинного значения РП по формуле
споследующим определением kП по палетке (см. рис. 4) или по номограммам (см. рис. 152 и 153) для неглинистых коллекторов. Параметр ПП находят по одной из палеток ПП = f (ρВ/ρГЛ) [см.. например, рис. 6] при постоянных значениях других параметров
(ηГЛ,χГЛ,kГЛ/kП,m0,αСП,РП,Ф).
Рис. 154. Зависимость параметра пористости РП,Ф , от коэффициента kП пористости для глинистых коллекторов.
Рассеянное включение глинистого материала, mo =1,8. Шифр кривых —kГЛ (ρВ/ρГЛ,Р)
Рис. 155. Палетка для определения коэффициента kП пористости глинистых коллекторов.
Шифр кривых — m0
В случае рассеянного распределения глинистых частиц при определении kП по параметру РП (см. рис. 152 и 153) получаем фиктивное значение коэффициента пористости, искомая величина которого
kП,Р=kН,ρ-kГЛ(ρВ/ρГЛ,Р)
Электрическое удельное сопротивление
ρГЛ,Р=ρГЛ,МОН/РГЛА;
здесь ρГЛ,МОН —электрическое удельное сопротивление вмещающих монолитных глин; РГЛ
— параметр глинистости, по структуре подобный параметру пористости, учитывающий
218
содержание в глинистых породах ненабухающих минералов,
РГЛ=1/kГЛ
где kГЛ — содержание глинистых минералов в породе;
Определение коэффициента пористости по ρПП и ρФ. Удельное сопротивление ρПП
промытых коллекторов определяется зондом ближней зоны, микроэкранированным зондом и микрозондами или (при условии глубокого проникновения фильтрата глинистого раствора) стандартными градиент- и потенциал-зондами небольшого размера.
Глинистый раствор часто имеет достаточно высокое сопротивление ρПП. В таких случаях обычно (kГЛρФ)/kПρВ > 0,05, что требует введения поправки за проводимость пластичной составляющей твердой фазы (глинистых частиц) и при низком сопротивлении ρВ поровых вод — за неполное их вытеснение фильтратом глинистого раствора.
Погрешности, обусловленные перечисленными факторами, исключают следующим образом.
Влияние глинистых частиц учитывают путем введения поправки за поверхностную проводимость ПП.
Поправку за не полностью вытесненную воду вводят путем замены величины ρФ значением рв,ф =ρФ/(ρФ/ρв,Ф), где ρФ/ρв,Ф определяют с помощью номограммы, приведенной на рис. 151, при известных i и ρФ≠ρв; значение i вычисляют по формуле (315) [или принимают равным величинам, установленным для изучаемого разреза на основании статистической обработки данных ρП, ρПП, PП.
Определение коэффициента пористости пород по данным измерения сопротивления микрозондами. При определении коэффициента пористости по данным измерений pi; микрозондами предварительно по вычисленным отношениям ρК/ρГК и ρК/ρГК находят ρНП/ρГК. С этой целью используют палетки (см. рис. 62) и номограммы (см. рис. 61), рассчитанные для зондов различных конструкций [2, 4, 17 и др.]. В частности, номограмма, приведенная на рис. 61, позволяет установить ρНП/ρГК и hГК по данным ρК/ρГК и перерассчитать отношения ρНП/ρГК в ρНП/ρФ (блок Б), в случае необходимости ввести поправки за не полностью вытесненную пластовую воду (блок В), за остаточное нефтегазонасыщение и поверхностную проводимость (блок Г) и, получив РП, определить KП, по номограммам, приведенным на рис. 152, 153, 154 и палетке на рис. 4. На рис. 61 показан
пример оценки РП по следующим исходным данным: ρК/ρГК1= 2,15, ρНП/ρГК2= 3,5, ρГК/ρФ = 2,
ρФ/ρВ = 6, РН,ПП ППП = 2,5. Ответы: ρПП/ρГК = 12, ρПП/ρГК = 25, ρПП/ρВ,Ф = 36, РП= 14,5 (построение abcdefgh).
Преимущества микроэлектрических способов определения kН заключаются:
1)в возможности приближенного определения коэффициента пористости газонасыщенных коллекторов;
2)в повышенной точности оценки kН коллекторов малой мощности;
3)в допустимости многократного расчета kН, что позволяет более точно установить среднее значение коэффициентов пористости коллекторов неоднородной структуры.
При определении коэффициента пористости нефтегазоносных коллекторов параметр пористости рассчитывают по формуле
Величина РН,ПП тем больше, чем больше дисперсность коллектора, извилистость поровых каналов и меньше степень гидрофильности его зерен; она обычно варьирует в пределах 1,5—5. Для гидрофильных коллекторов РН,ПП изменяется в более узких пределах — от 1,5 до 2.
Общий недостаток микроэлектрических способов определения kН по зоне проникновения фильтрата глинистого раствора — необходимость введения в большинстве случаев перечисленных выше поправок и недостаточная точность измерений (микрозонды).
Определение коэффициента пористости коллекторов по среднему сопротивлению зоны проникновения фильтрата глинистого раствора и вод, насыщающих эту зону.
219