Визначення коефіцієнта нафтогазонасичення глинистих колекторів

У випадку коли коефіцієнт глинистості породи досягає суттєвого значення, визначення коефіцієнта нафтонасичення та параметра насичення є досить складна задача. При її вирішенні слід враховувати типи глинистості (об’ємна чи шарувата). Більшість осадових порід представлена пісковиками та алевролітами, у яких присутня розсіяна або об’ємна глинистість. Для такого типу порід залежність параметра насичення Рн від коефіцієнта водонасичення визначається за формулою:

, 5.1)

де — параметр, який характеризує відношення електропровідності глинистих частинок до електропровідності порового простору заповненого водою. Для визначення коефіцієнта насичення за даними Рн для порід із розсіяною глинистістю використовують палетку (Рис. 5.1).

Рисунок 5.1 – Залежності Р_н=f(k_в) при m=1.8 – розсіяне включення

глинистого матеріалу

Для об’єму заповненого нафтою та газом справедлива рівність:

, (5.2)

Шарувата глинистість у породах колекторах

У породах колекторах, де має місце шарувата глинистість, при умові пересічення продуктивних нафтонасичених пластів під кутом параметр насичення визначається формулою:

, (5.3)

де — відношення електропровідності глинистих прошарків до електропровідності піщаних прошарків у водонасиченому стані.

Коефіцієнт Кн визначають за допомогою палетки: Р_нгл=f(Кв) (Рис. 5.2).

Рисунок 5.2 – Залежності Р_н,гл=f[k_в(k_н)]. Шарувате включення

глинистого матеріалу

Якщо у породах-колекторах, де має місце прошаркова глинистість, витримується умова

, (5.4)

то при розрахунку Рн можна прийняти, що:

, (5.5)

Звідси:

, (5.6)

де Р_н — параметр насичення порід-колекторів із прошарковою глинистістю; — питомий опір водонасичених порід із розсіяною глинистістю; — питомий опір порід із прошарковою глинистістю.

При підрахунку запасів нафти і газу використовують розрахункове значення коефіцієнта за формулою:

, (5.7)

Коефіцієнт водонасичення нафтоносних колекторів вираховують за формулами, які виходять із того, що геологічний розріз представлений шаруватим наслоюванням глинистих літотипів, до складу яких входять глинисті мінерали:

, (5.8)

У породах із розсіяною глинистістю коефіцієнт залишкової водонасиченості розраховується за формулою:

, (5.9)

Розрахункове значення коефіцієнта залишкової водонасиченості за формулою (5.9) дозволяє більш достовірно визначити коефіцієнт нафтогазонасичення у породах колекторах, де має місце прошаркова глинистість.

В більшості випадків у породах-колекторах домінує об’ємна і розсіяна глинистість, значення якої з різним степенем точності можна визначити за даними ГДС, найбільш ефективним та інформативним методом в цьому випадку є гама-каротаж.

Визначення коефіцієнта глинистості за даними гама-каротажу, базується на степеневій, близькій до прямої залежності інтегральної природної радіоактивності піщаноглинистих і карбонатних порід, від наявності у породі глинистого матеріалу (К_гл).

Коефіцієнт глинистості для такого типу порід визначають за наступним рівнянням:

, (5.10)

де K_x, K_гл,=0, K_гл=1 – об’ємні гама-активності колектора, що вивчається, чистої неглинистої породи і глин, визначених в результаті кількісної інтерпретації кривих I_.

В більшості випадків в геологічних розрізах свердловин трудно зустріти породи з K_гл=1 та K_гл=0, тому коефіцієнти формули (5.10) розраховують попередньо за даними вимірювання інтенсивностей I_ у породах з відомим значенням глинистості, однакового мінералогічного складу. В цьому випадку використовуються номограми та петрофізичні зв’язки типу I_=f(С_гл).