7 Визначення коефіцієнтів пористості та нафтогазонасиченості за даними електричних методів

Коефіцієнт пористості гірських порід можна визначити за допомогою різних електричних або радіоактивних методів дослідження розрізів нафтогазових свердловин. Однак ефективність цих розрахунків в конкретних геологічних умовах для різних методів неоднакова. При вивченні піщано-глинистих порід-колекторів достовірні результати дають електричні методи, а при вивченні гранулярних карбонатних порід – радіоактивні методи. Визначення коефіцієнта пористості тріщинуватих порід проводиться за результатами комплексної інтерпретації електричних і радіоактивних методів дослідження розрізів свердловин. Однак найбільш частіше для визначення коефіцієнта пористості використовують електричні методи.

Визначення коефіцієнта пористості за даними опору незміненої частини пласта

За таких умов пористість гірських порід визначається за допомогою кореляційної залежності Р_п=f(К_п) (Рис.7.1). В найпростішому варіанті дану залежність можна представити у наступному вигляді:

_, (7.1)

де Р_п – параметр пористості, або так званий відносний опір; К_п – коефіцієнт пористості, д.од.; а і m – структурні елементи, які залежать від типу породи, характеру її насичення та структури порового простору.

Дані структурні елементи визначаються лабораторним шляхом. Для теоретичних розрахунків приймається, що а=1, а m=2.

Так званий параметр пористості, або як ще називають відносний опір для водоносних пластів визначають за формулою:

, (7.2)

де ρ_вп – опір водоносного пласта при його 100 %-му насиченні водою, Ом·м; ρ_в – опір води, яка насичує даний пласт, Ом·м.

Питомий електричний опір водоносного пласта знаходиться за даними таких методів, як БКЗ, БК та ІК, а пластової води – за даними лабораторних аналізів або даних методу ПС.

Визначення коефіцієнта пористості за даними опору промитої зони пласта

При використанні опору промитої зони пласта ρ_пп для чистого неглинистого водоносного колектора параметр пористості Р_п визначається за формулою:

, (7.3)

де ρ_ф – опір фільтрату промивної рідини, Ом·м. Він визначається за допомогою спеціального графіка (Рис. 7.2).

У глинистому колекторі параметр пористості рівний:

, (7.4)

де П_п – параметр поверхневої провідності, який враховує зміну параметра Р_п в залежності від мінералізації пластової води.

Параметр П_п визначається для заданого питомого опору фільтрату промивної рідини ρ_ф, враховуючи глинистість колектора С_гл або геофізичні параметри (α_пс, ΔІ_γ), які побічно залежать від глинистості.

У чистому неглинистому нафтогазоносному колекторі параметр пористості рівний:

, (7.5)

де Р_нз – параметр залишкового нафтогазонасичення у промитій зоні пласта.

Величина Р_нз визначається за формулою:

, (7.6)

де К_нз – коефіцієнт залишкового нафтогазонасичення у промитій зоні пласта-колектора. Зазвичай наближено К_нз=0,2–0,3.

Для заглинизованого колектора у формулу (7.5) в знаменнику вводять параметр П_п:

. (7.7)