4.2. Оценка характера насыщенности по комплексу Гис

Рассмотренные методики оценки характера насыщенности требуют, помимо количественных определений УЭС пласта и его промытой зоны, привлечения большого количества испытаний продуктивных и водоносных пластов, а также проведения лабораторных исследований керна с целью получения необходимой петрофизической основы. Определение коэффициента нефтенасыщенности по данным электропроводности пород основано на использовании зависимостей между относительными параметрами электропроводности (Рп и Рн) и характеристиками пород (Кп и Ков).

Удельное электрическое сопротивление пласта было и остаётся основной характеристикой, используемой для выделения нефтегазонасыщенных пластов и количественного определения коэффициента нефтенасыщенности. При этом УЭС пластов определяется по данным комплекса БКЗ-БК-ИК. Но иногда (в коллекторах трещиноватых или сложенных доломитами) эта технология не работает. Тогда для оперативного выделения в изучаемом разрезе нефтегазонасыщенных коллекторов можно использовать способы, базирующиеся исключительно на показаниях методов ГИС и не требующих знания истинных величин ρ_п; ρ_в; Кп; Кв; Рн и критических значений тех или иных параметров.

Наибольшее распространение получил способ нормализации каротажных диаграмм, который основан на перестроении кривых, отражающих сопротивление пород (БК или ИК) и пористость (НГК, ГГК или АК), в едином масштабе. При нормализации подбирают такие коэффициенты, при которых кривые совпадают в опорных водоносных пластах с высокой и низкой пористостью. Перспективные на нефть и газ пласты выделяются по расхождению нормированных кривых. Этот способ позволяет выделять нефтенасыщенные коллектора в самом сложном разрезе, например, сложенном доломитами и доломитизированными известняками, в которых другие обычно применяемые методы (прямые и косвенные) зачастую не работают.

Аналогичным образом поступают при выделении газонасыщенных и нефтенасыщенных пластов. При совместном использовании кривых только методов пористости (НК, ГГК, АК) в благоприятных случаях возможно выделить газонасыщенные пласты. Для этого надо кривые методов перестроить и изобразить их в едином масштабе одной из кривых. Например, кривые водородосодержания (НК) и объёмной плотности (ГГК) пронормировать по масштабу кривой интервального времени (АК). Затем нормированные кривые надо сопоставить вместе таким образом, чтобы они совпали в основной части разреза. При этом в газонасыщенных пластах нормированные кривые НК и ГГК по отношению к АК и по отношению друг к другу разойдутся в разные стороны. Это обусловлено разным характером влияния газа на показания методов НК и ГГК.

5. Определение пористости.

5.1. Основные положения.

Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости (Кп), который численно равен отношению объёма пор к объёму породы и выражается в долях единицы или процентах. В лабораторных условиях определяют открытую пористость методом насыщения образцов газом или жидкостью (керосином).

В нефтенасыщенном коллекторе выделяют эффективную пористость - т.е. относительный объём пор, содержащий нефть, а также динамическую пористость - т.е. относительный объём пустот, в которых эта нефть может двигаться.

Результаты исследования керна используют для количественной интерпретации материалов ГИС при определении пористости вскрытых скважинами пород. Для этого в интервалах отбора керна определяют пористость по ГИС и путём введения разного рода поправок, добиваются совпадения их (в пределах погрешности определения) со средней пористостью по керну.

В терригенном разрезе следует применять методы ГГК-АК, либо ГГК-НК (но не НГК). Применение первой пары методов целесообразно при изучении крепко сцементированных коллекторов, залегающих на глубинах более 1000 м. Преимущество состоит в независимости результатов измерения Кп от небольших примесей глин (Кгл <10-13%) и типа пластовых жидкостей. Вторую пару методов предпочтительно применять в рыхлых, неуплотнённых коллекторах.

В карбонатных разрезах для определения Кп применяют АК-НК (в том числе НГК). Результаты определения Кп свободны от неправильной оценки минералогического состава пород и при малых и средних значениях Кп не зависят от типа насыщяющей жидкости.

На месторождениях Удмуртии применяют различные методы, в том числе АК, ГГК, НГК, НК.

Абсолютная погрешность единичного определения Кп составляет ±(2-2,5)%. При определении средних значений погрешность уменьшается в раз, где n количество единичных определений.