29. Петрофизическая основа оценки пористости коллекторов по геофизическим методам.

Метод сопротивлений для межзерновых коллекторов.

Основа --- связь между удельным сопротивлением полностью водонасыщенной породы ρвп, параметром пористости (относительным сопротивлением) Рп и удельным сопротивлением воды ρв, насыщающей породу.

УЭС определяют в зоне пласта, насыщ.водой с известной минерализацией. Рассчитывают Рп коллектора и определяют Кп с помощью известной зависимости Рп = F(Кп).

Различают способы определения Кп по УЭС коллектора за контуром залежи (ρвп), по УЭС промытой зоны (ρпп) и по УЭС зоны проникновения (ρзп) коллектора.

Определение Кп по величине ρвп.

1. Определяют УЭС коллектора, полностью насыщенного пластовой водой (ρвп в законтурных скважинах). Методом БЭЗ размером АО>=4 м или индукционным зондом (ИК).

2. Рассчитывают УЭС ρв пластовой воды, используя: 1. зависимость ρв=f(Cв), где Св – концентрация пластовой воды, 2. по данным непосредственного измерения ρв в лаборатории на пробе пластовой воды, полученной опробователем на кабеле (ОПК), 3. по амплитуде аномалии СП в изучаемом пласте.

3. Вычисляют параметр Рп по формуле Рп = ρвп/ρв.

4. Находят Кп по зависимости Рп = F(Кп) для исследуемого класса коллекторов.

Преимущество способа – простота. Недостаток – законтурный Кп может отличаться от Кп в пределах залежи.

Определение Кп по величине ρпп.

1. Определяют ρпп по диаграмме микроэлектрического метода (МБК, например).

2. Полагают, что в промытой зоне – фильтрат бурового р-ра. Значит, ρпп = Рп* ρф*Рон. (*) Где ρф находят по палеткам ρф = f(ρр) для заданной температуры. Рон – параметр остаточного водонасыщения (или Рог – газонасыщения). Причем с Кон и Ког они связаны так: Рон = 1/(1-Кон)ⁿ и Рог = 1/(1-Ког)ⁿ. Подставляем Рон или Рог в уравнение (*).

3. Из уравнения (*) находят параметр пористости Рп.

4. Выбирают зависимость Рп = F(Кп) для исследуемого класса коллектора с учетом ρф. Для водоносных коллекторов Рп = ρпп/ρф. И информация о Кон(ог) и Рон(ог) не требуется.

Определение Кп по величине ρзп.

Схема та же, что и в ρпп. Отличия:

1. Величину ρзп определяют по данным электрических методов с несколько большим радиусом исследования (малые зонды БЭЗ или зонд ближней зоны).

2. В формуле (*) вместо ρпп используют ρзп. А вместо ρф – величину ρвф – удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора с остаточной пластовой водой, не вытесненной из зоны проникновения. Значения Ког и Кон обычно выше, чем в ПП.

3. Рпф = ρзп/ρф – рассчитывают фиктивный параметр пористости, неучитывающий присутствия остаточной пластовой воды, нефти (или газа) в ЗП продуктивного пласта.

4. Находят Рп = Рпф* q, где q – поправочный коэффициент = (1-Кон)ⁿ/(ρвф/ρф). Для глинистых коллекторов в знаменателе будет еще и П – пар-р поверхностной проводимости. На практике используют q, определяя его по эмперической связи между Кп и q.

5. Для водоносного коллектора Рп = ρзп/ρвф.

6. Величина ρвф = ρф*ρв/(ρф^z+(1-z)* ρв). Где z – доля остаточной пластовой воды в ЗП.

Определение коэффициента трещинной пористости по методу сопротивлений.

В зоне исследования эл. методами трещины заполнены фильтратом бурового раствора (ρф), а матрица насыщена пластовой водой (ρв). Такая модель трещинного коллектора явилась основой создания двух методов определения коэффициента Кп,т (т = трещинного коллектора).

1 способ: вскрытие трещинного разреза, бурение на р-ре с сопротивлением, близким к ρв. Исследуют ЗП (эл. зонды с малым и средним радиусом исследования ρзп).

2 способ (метод двух растворов): вскрытие трещинного коллектора и бурение на р-ре с сопротивлением (ρф’) больше или меньше сопротивления ρв. Исследуют ρзп’. Затем продолжают бурение в трещинной зоне с более пресным раствором (ρф’’), обеспечивающим большую репрессию и вытесняющий ρф’. Исследуют ρзп’’. Вычисляют Кп,т . Недостаток способа – громоздкость вычислений и дороговизна.

Определение коэффициента открытой пористости по методу СП для межзерновых терригенных коллекторов.

По величине относительной аномалии собственных потенциалов αсп. Условия: 1) наличие статической связи между Кп и Сгл, 2) однородный мин. состав глинистого цемента и отсутствие или подчиненное значение других видов цемента, 3) различие в минерализации бурового р-ра и пластовой воды, 4) Постоянная минерализация пластовых вод.

Для выбранного пласта-коллектора вычисляют статистическое значение Еs аномалии СП и вычисляют относительную амплитуду αсп = Еs/Es max.

Особенность – для чистых и слабоглинистых коллекторов Кп зависит от окатанности и отсортированности зерен, и в меньшей степени – от содержания глинистого материала. Это не позволяет дифференцировать чистые и слабоглинистые терригенные коллекторы по значению Кп с помощью диаграммы СП, так как для них αсп ≈ 1.

Корреляционную связь между αсп и открытой пористостью породы устанавливают по результатам петрофизических исследований керна, определяя параметры А_да и коэффициент пористости, либо путем сопоставления статической амплитуды Es, определенной по диаграмме Uсп, со значением пористости, определенной по керну.

Определение общей нейтронной пористости по данным статических нейтронных методов.

НГМ, ННМ-Т. Определяют объёмное водородосодержание ωп. В породе, не содержащей в скелете минералов с химически связанной водой, ωп = Кп общ. В породах, содержащих, Кп общ = ωп – ωгл*Кгл. Так как глинистые породы, карбонатные (с нерастворимым остатком (НО), часть которого – глинистые минералы. В уравнении вместо «гл» будет «но») содержат химически связанную воду. Для карбонатных пород с гипсом Кп общ = ωп – ωгипс*Кгипс.

В пласте находят ωп. Выбирают кривую I_{n γ} = f (ω) или I_{n n} = f (ω) по альбому палеток. Вычисляют Кп,общ по формулам (см. выше).

ННМ-Т можно проводить в скважинах с РВО и РНО, в продуктивных и водонасыщенных пластах, в необсаженных и обсаженных скважинах.

Определение общей пористости породы по данным гамма-гамма-метода.

По ГГМ определяют объемную плотность δп породы. Обычно по диаграмме ГГМ устанавливают Кп,общ для пород с мономинеральным составом или преобладанием какого-либо минерала в скелете.

Кп,общ = (δск – δп)/( δск – δж), где δск – объемная плотность скелета, δж – плотность флюида в порах в прискважинной зоне.

Можно использовать в необсаженных скважинах, пробуренных на РВО или РНО в терригенном и карбонатном разрезе. Условие – наличие априорной информации о минеральном составе изучаемого коллектора.

Определение коэффициента пористости по данным акустического метода.

Регистрация интервального времени ΔТ продольных волн позволяет определить Кп (5-25%) в сцементированных карбонатных и терригенных породах. Так как в этих породах хороший акустический контакт между зернами. Физическая основа – уравнение среднего времени

ΔТ = ΔТск(1-Кп)+ ΔТж*Кп, - соответствует минеральному составу и термобарическим условиям залегания данного пласта.

Где ΔТп – величина, получаемая по диаграмме интервального времени, ΔТск и ΔТж – интервальное время в скелете и флюиде.

Кп = (ΔТп – ΔТск)/( ΔТж – ΔТск).

32. Связь УЭС полностью водонасыщенной породы с петрофизическими характеристиками.

Так как проводником электрического тока в большинстве осадочных пород является пластовая вода, УЭС зависит не только от минерализации пластовых вод, но и от их объема. Или при 100% насыщении пластовой водой – от величины коэффициента пористости пород. Чем выше Кп породы, тем больше в ней содержится проводящего ток флюида и тем ниже ее сопротивление. При изучении зависимости УЭС от Кп для исключения влияния минерализации пластовых вод обычно пользуются относительным сопротивлением, которое при 100%-ном насыщении пор породы пластовой водой называется параметром пористости Рп:

Рп = ρвп/ρв.

Где ρвп – УЭС породы при 100% насыщении ее пластовой водой [Ом*м], ρв – УЭС пластовой воды.

И сследования показывают, что для большинства осад.г.п. связь сопротивления с величиной пористости выражается эмперической формулой Рп = ρвп/ ρв = a_m/K_п^m , где а и m – постоянные для определенной группы пород коэффициенты, зависящие от конфигурации токопроводящих путей в породе (степени цементации породы). а=1-0,8; m=1,3-2,3. (График – пример)

Горные породы в естественном залегании испытывают действие высоких давлений и температур, в результате чего Кп уменьшается, а УЭС – растет. Эти обстоятельства способствуют увеличению наклона кривых. Увеличение температуры ведет к возрастанию Рп для чистых или малоглинистых пород и его снижению для глинистых пород. На УЭС также влияет поверхностная проводимость, обусловленная адсорбционной способностью тонкодисперсной глинистой фракции. Эта дополнительная проводимость снижает УЭС глинистых пород. Особенно при насыщении глинистой породы пресной или опресненной водой. В этих условиях величина Рп одной и той же породы изменяется в зависимости от минерализации насыщающего флюида. Для оценки поверхностной проводимости вводят П – коэф. поверхностной проводимости.

П = Рп/Рп нас,

где Рп – параметр пористости породы, содержащей низкоминерализованную воду, Рп нас – п.п-ти породы, содержащей насыщенный раствор электролита («истинный» параметр пористости). П зависит от сопротивления поровых вод и глинистости породы.

ρвп = П*Рп*ρв.