1 Информационная схема проведения гис и интерпретации. Основные задачи, решаемые с помощью промыслово-геофизических исследований

В.1. Каротаж сводится к измерению в скважине той или иной величины (кажущегося удельного сопротивления, потенциала электрического поля, и т.д.) отражающей физические свойства пересеченных скважиной пород (удельное сопротивление, способность самопроизвольного образования электрического поля, «естественная γ - активность и т. д.). По результатам такого рода изме­рений необходимо определить геологический характер пересеченных скважиной пород и установить наличие полезных ископаемых по разрезу скважины. Переход от результатов измерений при каротаже к геологическим данным называют интерпретацией (истолкованием) данных каротажа.

Интерпретация данных каротажа условно подразделяется на два этапа. На первом этапе, который можно назвать геофизиче­ской интерпретацией, определяют физические свойства пластов по каротажным кривым. Так, для электрического каротажа методом сопротивления первым этапом интерпретации является определение удельных сопротивлений пласта и зоны проникновения по кривым КС. На втором этапе, называемом комплексной геологической интерпретацией, по совокупности данных о физических свойствах пластов, полученных в результате проведения различных видов каротажа, и по имеющимся геологическим материалам определяют характер пород и дают заключение о наличии полезных ископаемых.

2 Пористость-определение,размеры,типы пористости,структура порового пространства.Типы коэффициентов пористости

В .2. Пористость – это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости. По происхождению поры бывают первичные и вторичные:

• Первичные – это поры образовавшиеся в процессе образования самой породы. К ним относятся промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы.

• Вторичные – пустоты образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V породы вследствие процесса доломитизации и т.д.

Первичные характерны для песков и песчаников .

Вторичные для карбонатных и сильно заглинизованных плотных терригенных коллекторов.

По величине поровые каналы подразделяются : сверхкапиллярные > 0,5 мм; капиллярные 0,5 мм ... 0,0002 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм.

Сверхкапиллярные поры: нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил. В субкапиллярных порах капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит.

Для оценки пористости г.п. введены три коэф-та:

Коэф-ом общ. пористости называется отношение объема всех пустот в породе к объему образца m = (V_п.. / V_обр.)*100% (1)

Коэф-нт открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца. m₀ = (V_п.о. / V_обр.)*100% (2)

V_п.о. - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м³

В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора.

Статически полезная емкость (Пс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом, и она опр-ся Пс = m₀ – S_уд^ост , Пс - статически полезная емкость, m₀ - коэф-т открытой пористости, S_уд^ост – коэф-т остаточной водонасыщенности, %

Динамически полезная емкость коллектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте, она зависит от перепада давления, градиента давления, свойств, насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов с которыми связано наличие в пористой среде капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхностных слоев жидкости.

Коэф-нт динамической пористости наз-ся отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объемы. m_g = (V_g / V_обр.)*100% ,m_g – самый маленький коэф-нт

m₀ = ( f_просв. / F )*100%, m₀ – коэф-нт открытой пористости,f_просв – суммарная площадь просветов в сечении образца, F – площадь сечения образца [м²]

Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости.

Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих пород:

1. несцементированные песчаники – от 52 %

2. песчаники – 3,5...29%

3. известняки (карбонаты) – от 0,6...33%

4. глины – 6,0...50 %

5. глинистые сланцы – 0,5...1,4 %