5.3 Порядок виконання роботи

1. Використовуючи один із програмних модулів “Геопошука” (Генератор формул, Калькулятор (ГеоСи), або в планшеті по команді Технология/Интерпретатор Формул (ГеоСи)/Расчет формулы, визначити коефіцієнт нафтогазонасичення порід-колекторів за результатами комплексної інтерпретації даних БКЗ, БК, ІК.

2. Розрахунки коефіцієнта нафтогазонасичення порід-колекторів здійснити поточково і попластово.

3. Коефіцієнт нафтогазонасичення необхідно розрахувати по формулам (5.1-5.4) чотирма шляхами:

– за даним БКЗ;

– за даним БК;

– за даними ІК;

– за даними спільної інтерпретація БКЗ, БК і ІК.

4. Для визначення ρ_вп по формулі (5.1) залучити дані із лаб. №4, а саме параметр пористості Р_п, який розрахований за даними опору зони проникнення.

5. Результати розрахунків коефіцієнта пористості зобразити у вигляді каротажних і сходинкових кривих (або у вигляді таблиці).

5.4 Оформлення звіту

Звiт про виконану роботу повинен мiстити методичні вказівки до виконання роботи, роздруковані планшети каротажних діаграм. За результатами виконаної роботи зробити висновки.

5.5 Аналіз результатів роботи

У результаті проведеної роботи студент повинен зробити аналіз отриманих результатів та викласти висновки, щодо отриманих результатів.

5.6 Контрольні запитання

1. Що таке коефіцієнт нафтогазонасиченя?

2. Що таке коефіцієнт водонасичення?

3. Як змінюється коефіцієнт нафтогазонасичення із зміною глинистості?

4. Що таке параметр насичення?

5.7 Перелік рекомендованих джерел

1. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин / М.Г. Латышова. – М.: Недра, 1991. 182 с.

2. Методичне керівництво для користувача комп’ютеризованої технології “Геопошук” з інтерпретації матеріалів ГДС. - К.: УкрДГРІ, 2002. - 72 с.

3. Методичне керівництво по вивченню комп’ютеризованої технології “Геопошук”: навчальний посібник для студентів спеціальностей за напрямом “Геологія”. / Красножон М.Д., Косаченко В.Д., Тульчинський В.Г. [та ін.]. - Івано-Франківськ: Факел ІФНТУНГ, 2003. – 102 с.

4. Федорів В.В. Інтерпретація даних геофізичних досліджень свердловин: [лабораторний практикум]/  В.В. Федорів, Я.М. Коваль. – Івано-Франківськ: Факел, 2009. - 100 с.

Лабораторна робота №6 визначення коефіцієнта пористості та глинистості порід-колекторів за даними методу пс

6.1 Мета та завдання роботи

Метою лабораторної роботи є ознайомитись із методикою визначення коефіцієнта пористості та глинистості порід-колекторів за даними методу потенціалів самочинної поляризації.

Завданням лабораторної роботи є визначити коефіцієнт глинистості та пористості порід-колекторів за даними методу потенціалів самочинної поляризації із використанням АС “Геопошук”.

6.1 Теоретичні відомості

Осадові гірські породи різного генезису – теригенні, карбонатні, карбонатно-хемогенні як правило, вміщують певну кількість глинистого (пелітового) матеріалу. Глинистість впливає на колекторські властивості порід або є завадою при визначенні останніх за результатами досліджень свердловин промислово-геофізичними методами. Виділяють три основних типа просторового розподілу глинистих частинок в породі – розсіяний (дисперсний), шаруватий і структурний. Розсіяна глинистість займає тільки внутрішньопоровий простір, шарувата знаходиться у вигляді прошарків різної товщини і заміщує як зерна породи, так і поровий простір, структурна глинистість заміщує тільки зерна породи без зміни (заповнення) порового простору.

Окрім глинистих частинок, високою дисперсністю і, отже, високою питомою поверхнею володіє тонкозерниста алевритова фракція у теригенних розрізах і нерозчинний залишок карбонатних порід. Тому у нафтогазопромисловій практиці поняття “глинистість” неоднозначне: в одних випадках за глинистість приймають вміст К_гл1 у породі пелітового матеріалу – частинок розміром менше за 0,01 мм незалежно від їхнього мінерального складу, в іншому – вміст К_гл2 глинистих мінералів, основною особливістю яких можна вважати наявність хімічно зв’язаної води, в третьому – (у карбонатних відкладах) вміст К_гл3 нерозчинного залишку.

Основною причиною виникнення природного електричного поля (потенціалів самочинної поляризації), яке реєструється методом самочинної поляризації (ПС), у свердловинах є дифузія іонів на границях двох середовищ, які вміщують розчини електролітів різної концентрації. Для більшості гірських порід осадового комплексу, які представляють собою дисперсні пористі середовища, пори яких заповнені пластовою водою стрибки потенціалів на границях визначаються також дифузійними властивостями.

Метод СП є одним із основних методів електрометрії для дослідження розрізів нафтових і газових свердловин. Він дозволяє розвідувати ряд геологічних задач, які пов’язані з вивченням літології порід, встановленням границь пластів, проведення кореляції розрізів, виділення порід-колекторів, визначення мінералізації пластових вод і фільтрату промивної рідини, виявлення в пластах місць прориву прісних нагнітальних вод, визначення коефіцієнта глинистості, пористості, проникності та нафтонасиченості порід.

Криві СП не мають нульової лінії. На діаграмах кривих СП можуть бути нанесені умовні “нульові” лінії – лінія глин та пісковиків. “Нульова” лінія глин проводиться за максимальними значеннями потенціалу U_СП навпроти потужних однорідних глинистих товщ. Дана умовна лінія займає переважно крайнє праве положення. Лінія глин для значних інтервалів розрізу (200–300 м) зберігається практично сталою і проходить паралельно осі глибин. Поступове відхилення лінії глин вправо з глибиною на значних інтервалах розрізу пов’язане із впливом геотермічного градієнта і ущільненням глин з глибиною. Різкий зсув лінії глин вправо або вліво з глибиною ознака спотворення діаграми СП поляризацією електродів. Така діаграма – брак і для інтерпретації не використовується. Лінія пісковиків встановлюється за максимальними від’ємними амплітудами кривої СП і займає, як правило, крайнє ліве розміщення. Від рівня лінії глин знімається амплітуда U_СП.

Якщо вміщуючі породи характеризуються близькими величинами природної електрохімічної активності, то аномалія кривої U_СП в такому пласті симетрична відносно його середини. При потужності пласта h, яка перевищує три розміри діаметра свердловини d_c, границі пластів складають половину максимального відхилення амплітуди U_СП від лінії глин, при h<3d_c – більше половини максимального відхилення аномалії U_СП, і тим ближче зміщуються границі пласта до максимуму, чим менше h (рис. 6.1).

_вм=_п=_р; E₀₁=E₀₃. шифр кривих – h/d_с

Рисунок 6.1 – Теоретичні криві потенціалу СП в пластах різної товщини

Масштаб кривої СП виражається числом мілівольт на 1 сантиметр і повинен бути вибраний таким, щоб амплітуди відхилення кривих знаходились у межах 2-7 см. Якщо максимальні відхилення амплітуд СП не перевищують 2 см, слід реєструвати криву СП у меншому масштабі. Переважно використовуються масштаби 5, 10 і 12,5 мВ/см. Знаками «-» і «+» на краях цього відрізка вказують полярність кривої СП. Знаки «-» і «+» розташовані так, що відхилення кривої вліво означає зменшення потенціалу, вправо – його збільшення.

Аномалію U_СП в одинарному пласті при ручній обробці визначають: в однорідному пласті за максимальним відхиленням (якщо пласт виділяється симетричною аномалією), в неоднорідному пласті за середнім значенням показів СП.

Для визначення питомого електричного опору пластових вод _в використовують аномалію СП навпроти пласта чистого пісковика або вапняку, який залягає в щільних високодисперсних глинах. Значення _в визначають із виразу:

, (6.1)

де Т_пл – пластова температура, ^оС;

_ф – опір фільтрату бурового розчину, Омм;

Е_СПТ – статистична амплітуда дифузійно-адсорбційного потенціала при температурі при температурі пласта 18 ^оС.

Знаючи питомий електричний опір пластових вод за графіком типу _в=f(С_в) для різних Т_пл можна знайти мінералізацію води С_в, яка насичує пори гірських порід.

В потужних пластах амплітуда відхилення кривої СП наближена до величини ЕРС Е_СП, в тонких пластах – менша Е_СП, чим менша товщина пласта, тим більша різниця між цими величинами.

Зниження U_СП навпроти пласта малої потужності відносно статистичної амплітуди відхилення Е_СП характеризується коефіцієнтом:

або , (6.2)

де ν_СП – поправочний коефіцієнт, який враховує вплив питомого електричного опору пласта, промивної рідини і вміщуючих порід на потенціали самочинної поляризації (рис. 6.2).

При визначенні коефіцієнта пористості, за даними СП, у досліджуваній частині розрізу свердловини вибирається опорний пласт низького опору з можливо найбільшою сталою та відомою пористістю, який створює на криві U_СП найбільшу негативну аномалію U_СП.oп.

Якщо потужність опорного пласта відносно мала та його опір великий, в амплітуду U_СП.oп вводиться поправка за потужність і опір. Виправлене значення розраховується по формулі:

. (6.3)

Рисунок 6.2 – Криві залежності а – _СП=f(h/d_c) при _п/_р=const (шифр кривих); б – _СП=f(_п, _р) при h/d_c=const (шифр кривих); _п=_вм

У тих випадках, коли коефіцієнт пористості опорного пласта не дорівнює найбільшому значенню К_п, для якого U_СП.oп/U_СП^max=1, попередньо розраховується величина U_СП^max у пласті з максимальною пористістю. З цією метою при відомій величині коефіцієнта пористості опорного пласта по кривій залежності відносної амплітуди _СП=U_СП/U_СП^max=f(К_п) (рис. 6.3) знаходять значення _СП, яке відповідає коефіцієнту пористості і U_СП.oп приводиться до U_СП^max :

. (6.4)

Для досліджуваних пластів розраховується амплітуда аномалії U_СП для значень потенціалу в породах мінімальної пористості. В подальшому необхідно виправити значення амплітуди ПС за вплив товщини пласта та його питомого електричного опору за формулою:

. (6.5)

Тоді розраховують відношення U_СП^/U_СП^max і за однією із кривих, які приведених на рис. 6.3, для однотипних порід визначають коефіцієнт пористості гірських порід.

У тих випадках, коли в розрізі свердловин відсутній колектор з витриманою та відомою пористістю, як опорний пласт може бути використаний інший літотип (не обов’язково високопористий) з витриманими дифузійно-адсорбційними властивостями (незмінний мінеральний склад і структура, наприклад щільний неглинистий вапняк або ангідрит, що залягає серед глин). Амплітуда аномалії U_СП.oп у цьому пласті приймаються за еталон, відносно якого на основі вимірів амплітуд аномалій U_СП в інших пластах з відомою пористістю складається еталонна крива:

. (6.6)

Криві 1, 2, 3 і 4 – для колекторів різного типу (використання тієї чи іншої кривої встановлюється за співставленням з даними лабораторних досліджень керну)

Рисунок 6.3 – Залежність коефіцієнта _СП=U_СП/U_СП^max від коефіцієнта пористості

Ця крива використовується для визначення коефіцієнта пористості так само як і криві, які складені для випадку, коли опорний пласт є колектором з високою пористістю.

Окрім пористості порід-колекторів, за даними СП також визначають їх глинистість. Кількісно глинистість характеризують масовим вмістом фракції (С_гл) у мінеральній матриці породи з розмірами зерен менше 0,01 мм або вмістом нерозчинного залишку (рис. 6.4):

, (6.7)

де m_0.01 – маса фракції з розмірами зерен менше 0,01 мм;

m – маса мінеральної матриці, включаючи і тонкозернисту фракцію.

Рисунок 6.4 – Розрахункова залежність _СП=f(С_гл) для піщаників

Об'ємна глинистість породи (К_гл) при рівності мінеральних густин глинистої фракції (_гл) і основного породоутворюючого мінералу (_ск) визначається виразом:

. (6.8)

де К_п – коефіцієнт пористості.

Відносна глинистість _гл характеризує ступінь заповнення глинистими частинками простору між зернами породи:

. (6.9)

Теригенні породи з розсіяною глинистістю в більшості випадків залишаються колекторами, якщо _гл<0,45. При великих значеннях _гл фазові проникності для води, нафти і газу прагнуть до нуля. Такі породи містять тільки зв’язану (залишкову) воду.

У пластах-колекторах і не колекторах з розсіяною глинистістю визначають значення відносної глинистості _гл за графіком _СП=f(_гл) для досліджуваних відкладів.