§ 38. Определение пористости по данным электрического каротажа
§ 38. Определение пористости по данным электрического каротажа
Из методов ЭК основным для определения пористости является метод сопротивления. Это связано с зависимостью, установленной между относительным сопротивлением Р и kп (см. § 3). Характер зависимости P=f(kп) неодинаков для пород различных типов. Поэтому в каждом отдельном случае необходимо пользоваться зависимостью Р от kп, полученной для исследуемого пласта. От того, каким способом определяют величину относительного сопротивления Р, различают метод определения пористости по сопротивлению.
Для заведомо водоносного неглинистого пласта значение Р в скважине может быть определено по удельному сопротивлению ρво пласта и заполняющей его поры ρв, приведенным к температуре пласта. Однако из-за возможного содержания в пласте некоторого количества нефти и газа более точное определение Р достигается по данным удельного сопротивления промытой части пласта (промытой зоны) ρпз и фильтрата ПЖ, заполняющего поры коллектора в прискважинной части пласта ρф,
Для нахождения ρпз используют величины кажущегося сопротивления, измеренные различными способами: БКЗ, микроустановками (БМК, микрокаротаж) (см. гл. II).
Необходимым условием применения формулы (ХП.З) является наличие зоны проникновения, размер которой более 2dc. При расчете относительного сопротивления следует иметь в виду, что фильтрат ПЖ не полностью занимает поровое пространство породы в зоне проникновения. В зоне проникновения водоносного пласта сохраняется некоторая часть (3—10%) пластовой воды, которая смешивается с фильтратом.
Для учета смешения фильтрата ПЖ с пластовой водой в зоне проникновения водоносного пласта вводят коэффициент q. Для водоносного пласта Р=ρзп/ρфq; q=ρф.в/ρф, где ρф.в — удельное сопротивление смеси фильтрата ПЖ и пластовой воды, заполняющей поровое пространство в зоне проникновения. Если предположить, что доли электропроводности, обусловленные фильтратом и пластовой водой, пропорциональны их объему и обратно пропорциональны удельному сопротивлению, то
где z — доля объемного содержания пластовой воды в норовом пространстве породы в зоне проникновения. Следовательно
Величину z оценивают по результатам обобщения данных каротажа и лабораторных исследований кернов. Как правило, ρф≥ρв, поэтому, несмотря на малое количество остающейся в порах породы пластовой воды, влияние ее велико. Наиболее вероятное значение z в чистых песчаниках при kп>18% составляет 0,2% при диапазоне изменений от 0,1 до 1,5%. В глинистых песчаниках при той же пористости z может достигнуть 10 %.
Величины z или q рекомендуется определять для каждого района экспериментально путем установления зависимости между одной из них и kп; с увеличением kп значение q возрастает (z уменьшается) (рис. 133).
По данным анализа кернов, полученных из девонских отложений месторождений Татарии, установлено, что количество невытесненной пластовой воды z в водоносных пластах в среднем составляет 1,5—2, а в нефтегазоносных 3,5—4%.
В промытой нефтегазоносной части пласта кроме остаточной воды сохраняется ещё и остаточная нефтенасыщенность, равная 2,5—4%. Исходя из этого оценка параметра пористости для нефтегазоносного пласта в зоне проникновения (промытой зоне) определяется выражением
где Рно — коэффициент увеличения сопротивления в ЗП за счет остаточного нефтегазонасыщения kно. В общем случае для неглинистых песчаников kно принимается равным 0,2, соответственно (1.51)
В глинистых коллекторах относительное сопротивление Р зависит от минерализации воды, заполняющей поры коллектора (ρв в неизмененной части пласта, ρф в зоне проникновения) и степени глинистости. В этом случае для определения kп надо рассчитать величину предельного относительного сопротивления РП = Р/П, где П — поправка за глинистость (поверхностную проводимость) (см. § 3). Определение П выполняют по номограмме (см. рис. 22). Для этого массовую глинистость Сгл или объемную kгл находят по двойному разностному параметру Jγ (IV.2) или αПС— по коэффициенту снижения ΔUпс против глинистого коллектора (см. рис. 121).
Согласно изложенному, для нефтегазонасыщенных терригенных глинистых коллекторов (XII.5) запишется в виде
Для песчано-глинистых пород Рно для промытой зоны в ряде случаев находят по экспериментальной зависимости kнo = f(kп), используя формулу (XII.6). На рис. 134 приведен пример такой зависимости, полученный для нижнемеловых песчано-глинистых продуктивных отложений Ставропольского края. Подобные исследования проводят путем моделирования процессов вытеснения пластовых жидкостей на образцах керна с известными параметрами. Они выполнены для пород, представленных песчано-алеврито-глинистыми коллекторами с дисперсным распределением глинистого материала (5—30% по массе). При изменении коэффициента пористости kп в пределах 10—32 % коэффициент остаточной нефтегазонасыщенности kнo изменяется в диапазоне 0,38—0,16.
Оценку Рно производят методом приближений. Для этого. допустив, что Рно=1,6 [см. (XII.6)], по (ХII.7) рассчитывают значение Р'п и определяют приближенно величину k'п. По k'п, используя график (см. рис. 134), находят Р'но. Таким же способом расчет повторяют для получения Р"но. После двух-трех приближенных вычислений (итераций) значения Рно практически остаются неизменными.
В настоящее время на керновом материале установлены экспериментальные зависимости Pп=f(kп) для большинства продуктивных горизонтов основных нефтегазовых месторождений страны. Для практического использования полученные результаты представляются в виде графических или аналитических зависимостей.
При небольших глубинах скважин (200 м и более) удельные электрические сопротивления пород, полученные в скважине и на кернах в лаборатории при атмосферном давлении, различаются между собой. Для учета расхождений проводят экспериментальные исследования кернов при моделировании термобарических пластовых условий для данной глубины и вводят соответствующие поправки.