38. Визначення коефіцієнта пористості та глинистості колекторів за даними сп

Обробка каротажних діаграм методу ПС включає такі етапи:

а) Діаграма СП не має нульової лінії. Через відсутність на діаграмі СП нульової лінії в якості умовної нульової лінії, від якої знімають відхилення кривої СП, використовують лінію глин. Більша частина осадових порід у теригенному, карбонатному, вулканогенному розрізах і їх різновидностях відзначається відхиленням кривої СП вліво від лінії глин. Лінія глин для значних інтервалів розрізу (200–300 м) зберігається практично сталою та 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.

б) Границі пластів на кривій СП відповідають точкам перегину зареєстрованої кривої СП. При виділенні одинарних пластів, які характеризуються негативною аномалією СП, користуються одним з наступних правил визначення границь. Якщо товщина пласта становить більше 3 діаметрів свердловини (h>dc), то в такому випадку границі пласта знаходяться на половині аномалії кривої СП. Якщо h<dc то тоді границі пласта зміщуються до UСП.max.

в) Аномалію UСП в одинарному пласті при ручній обробці визначають: в однорідному пласті за максимальним відхиленням, в неоднорідному пласті за середнім значенням показів СП, Es розраховують за формулою:

(8.1)

Для геологічної інтерпретації діаграм СП використовують графік Es або значення Es в окремих пластах, або відносні значення СП = Es/Esmax, де Esmax – максимальне значення Es у досліджуваній ділянці розрізу.

г) Для визначення в використовують аномалію СП навпроти пласта чистого пісковика або вапняку, який залягає в щільних високодисперсних глинах. Підставляючи в рівняння:

. (8.2)

Відомі значення Еs.T, Тпл, ф, розв’язують його відносно в. За графіками в=f(Св) для різних Тпл знаходять Св.

д) При визначенні коефіцієнта пористості у досліджуваній частині розрізу свердловини вибирається опорний пласт з можливо найбільшою сталою та відомою пористістю низького опору, який створює на кривів UСП найбільшу негативну аномалію UСП.oп.

Якщо потужність опорного пласта відносно мала та його опір великий, в амплітуду UСП.oп вводиться поправка за потужність і опір.

, (8.3)

З цією метою при відомій величині коефіцієнта пористості опорного пласта по кривій залежності коефіцієнта СП=UСП/UСПmax=f(Kп) знаходять значення СП, яке відповідає коефіцієнту пористості і UСП.oп приводиться до UСПmax :

. (8.4)

Далі для досліджуваних пластів розраховується амплітуда аномалії UСП для значень потенціалу в породах мінімальної пористості. За потужністю кожного пласта і його опору використовуючи палетку, знаходять поправочні коефіцієнти СП, після чого розраховують виправлені значення амплітуд:

. (8.5)

Амплітуди аномалії UСП, oп у цьому пласті приймаються за еталон, відносно якого на основі вимірів амплітуд аномалій UСП в інших пластах з відомою пористістю складається еталонна крива:

. (8.6)

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

е) У пластах – колекторах і не колекторах з розсіяною глинистістю визначають значення відносної глинистості гл за графіком СП=f(гл) для досліджуваних відкладів