книги из ГПНТБ / Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин
.pdfОтсчет геофизических величин, кроме значений ПС (j |
Ф 2) |
3. Я <і 3 Д. Отсчет среднего значения а с р геофизических |
величин |
в интервале пласта и присвоение существенному значению а этой
величины (а : = |
аср). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
4. |
Я |
> 1 , 4 |
|
м. Вычисление |
|
суммы |
величин |
— 2 і = |
S а]і и |
|||||||||||
среднего |
значения |
их |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
l |
+ ö, |
||||||
|
|
|
|
|
2і |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
*<> = тещ |
|
|
|
|
|
|
( 1 2 3 ) |
||||||
в |
интервале |
(1 + |
|
— ( ? г |
— ô j , где |
п—число |
точек в |
пласте; |
|||||||||||||
ôj |
= |
0,6/Д. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
5. |
Я sc |
1,4м. Вычисление |
сѵммы |
величин |
ап |
— 2 ° |
— 2 |
|
а « и |
|||||||||||
среднего |
значения |
их |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= 7^237 2, |
|
|
|
|
|
|
(124> |
|||||
в |
интервале (1 - f ô2 ) — (га — ô2 ), |
где |
ô 2 |
= |
0,2/Д. |
а среднего |
|
||||||||||||||
|
6. |
Я |
> |
Я г . Присвоение существенному значению |
зна |
||||||||||||||||
чения Й с Р , |
вычисленного по формуле (123). |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
7. |
/ / |
s? |
Я г |
. Поиск экстремумов |
Й э |
к с |
в интервале |
пласта. |
|
|
||||||||||
|
8. |
Присвоение |
существенному |
значению |
а |
величины |
а э к с , |
если |
|||||||||||||
геэкс |
— 1, г |
Д е |
"экс |
— ч и с л о экстремумов. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
9. |
Вычисление средних значений геофизических величин у |
гра |
||||||||||||||||||
ниц |
пласта |
(мэ к с = |
1). |
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
я п |
— -g («і+ f l 2 ) ; |
|
|
«к = |
j |
К |
+ |
я„-і), |
|
|
|
|
|||
где |
Û J |
и a, — значение ajt |
y |
|
подошвы |
пласта; |
an_x |
и a„ — то |
же, |
||||||||||||
у кровли пласта. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
10. Присвоение существенному значению а средних значений |
а с р , |
|||||||||||||||||||
а с р |
и а с р |
в зависимости от формы кривой: |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
а) |
симметричная форма кривой (ас р |
ап; |
аср ^ |
ак —положи |
||||||||||||||||
тельная |
аномалия |
кривой; |
а с р |
< |
ап ; |
а с р |
< |
ак |
—отрицательная); |
||||||||||||
отсчет среднего значения (а : = |
а с р ); |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
б) |
спуск кривой (ас р |
< а п |
; |
а с р |
> я к ) ; |
|
|
|
по |
формуле |
|
|
||||||||
|
при Я > 1 , 4 |
м вычисление |
|
среднего значения |
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
^=іг=ог(2і+2а/') |
|
|
|
( 1 2 5 ) |
||||||||||
для всех |
геофизических |
величин; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
при Я |
^ |
1,4 |
м и пэкс |
Ф 0 вычисление |
среднего значения по фор |
|||||||||||||||
муле |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
« С Р = , Т ^ 7 |
|
(2,+ |
%)-' |
|
|
|
|
( 1 2 6 ) |
||||||
180
присвоение существенному значению величины я с р |
(я : = я с р ) : |
|
в) подъем кривой (ас р ]> ап ; |
я с р < як ); |
формуле |
при Я ]>1,4 м вычисление |
среднего значения по |
|
^=^(Х+2л-<) |
( 1 2 7 ) |
||
для всех кривых, кроме |
кривых PK; |
|
|
при f/ =s 1,4 м и ?гэ к с |
=р 0 вычисление по формуле |
|
|
* с р = ^ ( Х + | < 4 |
<128> |
||
для кривых PK вычисление среднего |
значения по формуле |
(125) |
|
или (126) в зависимости от мощности и |
присвоение существенному |
||
значению величины я с р (я: = а с р ) или я с р |
при обработке кривых PK |
||
(я : ^ я с р ) . |
|
|
|
Отсчет значений ПС |
(/ = 2) |
|
|
11.#sg 2 м , / = 1 (коллектор). Отсчет минимального значения я т і п .
12.H > 2 м, / = 1 (коллектор). Отсчет среднего значения, вы численного по формуле (123).
13.Для пластов глин, глинистых коллекторов и иных пород отсчет существенного значения ПС производится так же, как для других геофизических величин (см. пункты 3—10).
14.Вычисление приведенных значений по формуле (35).
15.Формирование таблицы результатов интерпретации РИ.
25. У Т О Ч Н Е Н И Е ЛИТОЛОГИИ ПОРОД
Для повышения эффективности выделения коллекторов в про грамме литологического расчленения разреза необходимо преду смотреть возможность уточнения результатов выделения коллекторов с привлечением геологических, геохимических и промыслово-гео физических данных.
У т о ч н е н и е п о г е о х и м и ч е с к и м д а н н ы м . Осно ванием выделения коллекторов по геохимическим данным является
превышение приведенных |
газопоказаний |
Г п р |
над |
фоновым |
значе |
||
нием |
Г п р , ф больше, чем на |
величину 2 о г п |
среднего |
квадратичного |
|||
отклонения их от Гпр, ф , |
а |
также выполнение |
следующих |
крите |
|||
риев |
[25 ]. |
|
|
|
|
|
|
Для трещинного коллектора: индекс / , определенный по про грамме литологического расчленения, соответствует плотной породе [1 = 5);
Л . Р > 5 / Ѵ ф ; |
(129) |
Ç » « < < ? n - 2 < i Q l |
(130) |
181
где Сиых — расход |
бурового |
раствора на выходе скважины; Qn — |
||||
паспортная производительность насосов; oQ |
— среднее квадратичное |
|||||
отклонение |
величины QBhK от |
Qn. |
|
|
|
|
Для глинистого коллектора: индекс/, определенный по программе |
||||||
лцтологпческого расчленения |
разреза, соответствует |
глине |
(7 = 2); |
|||
|
|
/ Ѵ < 4 ° о |
(FOm„r<20%); |
|
|
(131) |
|
|
F r < 4 % ( F o . , < 2 0 % ) , |
- |
|
(132) |
|
где FT — остаточное |
газосодержание (For—остаточная |
газонасы- |
||||
гденность); |
Fm—остаточное |
нефтегазосодержанне |
(F0,m |
—оста- |
||
точная нефтегазонасыщенность). |
|
|
|
|||
Указанные критерии уточнения коллекторов применены в про грамме оценки нефтегазоносное™ коллекторов по данным газового каротажа (см. рис. 79).
У т о ч н е н и е п о п р о м ы с л о в о - г е о ф и з и ч е с к и м д а и н ы м. Для уточнения результатов выделения коллекторов по промыслово-геофпзпческим данным использованы следующие при
знаки |
коллектора. |
|
1. |
Относительное приращение показаний потенциал-мпкрозонда аъ |
|
относительно показании граднент-мнкрозонда |
о,: |
|
|
« 5 = ^ ^ - . |
(133) |
которое связано с образованием глинистой корки на стенках сква жины против гранулярных коллекторов.
2. Наличие в пласте зоны проникновения фильтрата бурового раствора, определяемое по данным БК З п комплекса разнотипных зондов
Рзп 4= р п ; |
(134) |
ІРуі — Pyal > е + 0,2ру 1 |
(135) |
или по данным измерения зондом бокового каротажа р х п р 2 в разное время (способ временных замеров)
ІРі — р 2 І > в + 0,2Р і . |
(136) |
Здесь р у 1 и р у 2 —условные сопротивления, полученные по пока заниям зондов с большой и малой глубиной исследования; р г и р., — кажущиеся удельные сопротивления, полученные зондом бокового каротажа при заполнении скважины буровыми растворами с различ ными удельными сопротивлениями [38] или при разных гидродина мических условиях; 8 — погрешность определения нуля в Ом-м.
Наличие зоны проникновения является наиболее надежным при знаком выделения коллекторов, в том числе трещинных.
m
Коллектор устанавливается по величине Plt |
вычисляемой |
по |
|||
формуле |
|
m |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рі = 2î,Рі,/т, |
|
(137) |
|
где Р1 j—вес |
признака, |
определяемый по табл. 19; m —число |
при |
||
знаков. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а 19 |
|
|
|
Веса |
Pij признаков коллектора |
|
|
|
|
Признан |
коллектора |
Есть |
Нет |
|
Зона |
пропикповеішя |
1.0 |
0,5 |
|
|
Приращение показаний потеи- |
1.0 |
0 |
|
||
циал-мпкрозонда |
|
|
|
||
Литологию неопределенной породы (/ = 0) можно уточнить опре делением условной вероятности того, что неопределенная порода является коллектором. Условная вероятность коллектора Р 2 в ь ь числяется по формуле
Л'
^2 = S |
(138) |
1 |
|
где Рг •—вес геофизического кода Kj, |
определяемый |
по табл. 20;. |
||||
N —число кодов |
Kj. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
20 |
Веса |
Poj геофизических признаков (кодов) |
|
||||
|
|
при |
определении коллектора |
|
||
Вид каротажа, |
|
Коды |
|
|
||
|
|
|
|
|||
3 |
|
|
000 |
001 |
010 |
|
|
|
|
|
|||
КС, |
1 |
|
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
ДС, |
2 |
|
1,0 |
0,5 |
0 |
|
ПС, |
3 |
|
1,5 |
1,0 |
0 |
|
МЗ, 4 |
и |
5 |
0 |
1,0 |
0 |
|
ГК, |
6 |
|
0,5 |
0,5 |
0 |
|
Н Г К , |
8 |
7 |
0,5 |
1,0 |
0 |
|
АК, |
|
0 |
1,0 |
0 |
|
|
ГГК, |
10 |
0 |
1,0 |
0 |
|
|
На основании изложенных выше принципов разработан алго ритм уточнения литологии пород (рис. 72). Уточнение производятпо пластам, выделенным по программе литологического расчленения разреза для пластов с H >-0,6 м.
183-
П(І=0) Нет
П(І=0)
Определение Hj
Определение P2j\!L^
т
M СчО
пи=ом
П(І=0;Рг)
П(І=о;РгУ
^^нет ж ! > ^ Нет
Обработка |
времен- |
ных |
замеров |
П(І=0;Р2)
|
Нет |
|
тт i t _ T " 7 s ' А л г о р п |
™ У т о ч и е » " я литологии неопределенной породы. |
|
І~(Ги вероятности6 |
Р"- Л ( °/Р _ а б Г К р < = л е « ™ г о |
пл*<™. печать литологии |
» |
- д а А Л н й А |
^ |
|
признаков коллектора. |
числа |
1. |
Поочередное |
определение |
кодов Kt |
по |
существенным |
значе |
||||||||||||||||||
ниям |
геофизических параметров |
пластов и весов Р 2 |
. их по табл. |
20. |
||||||||||||||||||||
2. |
Суммирование |
весов Р 2 ;- и |
|
вычисление |
|
условной |
вероятно |
|||||||||||||||||
сти |
Р2 |
по |
формуле |
|
(138); |
число |
кодов |
с |
Рг- |
= 0 |
|
фиксируют |
||||||||||||
счетчиком |
Сч |
0. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
3. |
Прекращение обработки, если Р 2 |
sg: 0,5; |
печать |
/ |
= |
0 |
и |
Р2- |
||||||||||||||||
4. |
При Рг |
> 0 , 5 Сч 0 = |
1. Поочередный |
анализ кодов К& |
( М І І К - |
|||||||||||||||||||
розонд), К3 (КС или |
Рп), Кв |
(ТК) |
и К7 |
(НГК) |
для |
выявления |
не |
|||||||||||||||||
согласующегося |
кода |
|
К |
f. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
условия аъ ^ |
||||||||||
а) |
не |
согласуется |
микрозонд: / £ 5 = 0 0 — п р о в е р к а |
|||||||||||||||||||||
Зг 0,3, |
где а5 |
•—приращенне |
показаний |
микрозондов, |
вычисляемое |
|||||||||||||||||||
по |
формуле |
(133); |
Къ |
|
= |
10 —проверка |
условия аъ |
> 0 , 2 |
|
в |
карбо |
|||||||||||||
натном |
разрезе |
(Ір |
ф |
0), |
если увеличение |
граничного |
значения Аь.г |
|||||||||||||||||
на 15% изменяет код К6 |
(аъ -С 1,15Л5 2 ); при выполнении этих усло |
|||||||||||||||||||||||
вий |
коду Къ |
присваивают значение 01 (коллектор) и определяют но |
||||||||||||||||||||||
вый |
индекс |
литологии породы Іѵ; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
б) не согласуется |
КС |
или р п |
: К3 |
Ф 11 — увеличение граничного |
|||||||||||||||||||
значения Ааі |
на |
15% |
и проверка условия ая |
^ 1,1543 2 ; |
при |
вы |
||||||||||||||||||
полнении |
этого условия |
коду А'з |
присваивают |
значение |
01 и опре |
|||||||||||||||||||
деляют |
новый индекс |
породы; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
в) |
не согласуется |
ТК : Ка |
— 10 — присвоение коду Кв |
значения 01, |
|||||||||||||||||||
если |
в |
разрезе |
есть |
коллекторы |
с |
высокой радиоактивностью |
||||||||||||||||||
(Гв |
= |
1), и определение |
нового индекса |
/ ѵ ; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
г) |
|
не |
согласуется |
|
НГК : К7 |
= 10 — увеличение |
|
граничного |
|||||||||||||||
значения / 1 7 |
2 и проверка |
условия |
аъ |
Зз 0,3, |
если а7 ^ |
1,15.А72; |
при |
|||||||||||||||||
выполнении |
этих |
условий смена |
|
кода К7 |
на |
01 и |
определение |
но |
||||||||||||||||
вого |
индекса |
/ ѵ . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
5. |
При Р2 >• 0,5 Сч 0 > |
1. Вычисление |
величины Рх |
по призна |
|||||||||||||||||||
кам наличия зоны проникновения (БКЗ или комплекс зондов индук ционного и бокового каротажа и замеры р к в разных условиях) и
приращению |
показаний |
микрозондов. |
Вычисление производят по |
|||||
формуле (137); вес Pls |
определяют |
по |
табл. |
19. |
(коллектор), |
если |
||
6. Смена |
индекса |
породы / = |
0 |
на / |
= 1 |
|||
Рг>0,5. |
|
п о |
о п р е д е л е н и ю |
с о д е р ж а н и я |
||||
У т о ч н е н и е |
||||||||
р а з л и ч н ы х к о м п о н е н т о в |
|
п о р о д ы . |
Уточнение |
лито |
||||
логии пород может быть успешно произведено по содержанию раз личных компонентов в породе, определенному способом Барка и др. [51 ]. Этот способ широко применяется в США для изучения лито логии пород в разрезе путем построения диаграмм литологии (lithology logs), показанных на рис. 73.
Основное предположение, принятое в работе [61 ], состоит в том, что каротажные данные могут быть представлены линейным уравнением вида
Х = %Х1Ф1, |
(139> |
185
Рис. 73. Диаграммы литологии по род, построенные по данным каро тажа скважпп [41].
I — кварц; 2 — гипс; з — ангид рит; 4 — доломит; S — вода.
где X — измеряемый при каротаже параметр породы, состоящей из п компонентов; Ф; — доля (содержа ние) £-го компонента в породе; Xt — показатель параметра, соответству ющий содержанию компонента і в чистом виде.
Например, если порода является водонасыщеш-іым доломитом, а из меряемым параметром — интервальное время пробега в акустическом каро таже, то оно может быть представле но в следующем виде:
где |
|
Д* = Д * в Ф в - ЬД * д Ф Д 1 |
(140) |
||
|
ФВ + Ф д = 1 . |
|
|
||
|
|
|
|
||
|
Если |
интервальные |
времена в во |
||
де |
(Ді„) |
и в доломите (Дід ) |
извест |
||
ны, |
то |
доли воды (Фв ) |
и |
доломита |
|
(Фд ) могут быть определены. |
|
||||
|
Если твердый скелет породы со |
||||
стоит из доломита и гипса |
и |
имеются |
|||
данные |
акустического |
и |
нейтронного |
||
каротажа, то содержания воды, доло
мита |
и гипса |
в породе |
могут |
быть |
определены путем решения |
следу |
|||
ющей системы уравнений: |
|
|
||
|
Л' = ІѴВ ФВ - ѵѴд фд -і- NrOr; |
|
||
|
ДС = МВФВ |
-Ь Д^Фд -4- Дгг Фд ; |
(141) |
|
|
1 = ф в + фд -І-Фг , |
|
||
где N — эффект, измеряемый нейтрон |
||||
ным |
каротажем. |
|
|
|
Аналогичные |
системы |
уравнений |
||
можно получить для пород, состоя щих из других компонентов.
По содержанию компонентов по роды, определенных по каротажным данным путем решения систем урав
нений |
(140) |
и |
(141), можно |
уточ |
|
нить |
коллекторские |
свойства |
поро |
||
ды и |
выявить |
пласты-коллекторы. |
|||
Для |
этого |
может |
быть использо |
||
ван способ, примененный для лито логического расчленения разреза по геофизическим данным (см. раздел 23).
186
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а 21 |
|
|
Диагностические коды для определения литологии пород |
|
|||||
|
|
|
по содержанию |
компонентов |
|
|
|
Индекс |
|
|
|
|
Содержание Ф(- |
|
|
1 |
Название |
породы |
|
|
|
|
|
породы |
кварца |
доломита |
ангидрита |
воды |
|||
|
|
|
|
||||
1 |
|
Коллектор |
10 |
00 |
00 |
01 |
|
|
|
|
|
10 |
. 00 |
00 |
10 |
|
|
|
|
00 |
10 |
00 |
01 |
|
|
Доломит |
плотный |
00 |
10 |
00 |
01 |
5 |
|
00 |
10 |
00 |
00 |
||
5 |
|
Плотиьгіі |
песча |
10 |
00 |
00 |
00 |
|
|
ник |
|
|
|
|
00 |
5 |
|
Ангидрит |
|
00 |
00 |
10 |
|
Предположим, |
что |
|
породы содеря^ат |
следующие |
компоненты: |
|||||||||
кварц, доломит, ангидрит, вода. Численные |
значения |
содержа |
||||||||||||
ния |
этих |
компонентов |
в |
по- |
|
|
|
Т а б л и ц а 22 |
||||||
роде |
заменим |
их |
приближен |
|
|
|
||||||||
Граничные значения Фі; и Ф2,- |
||||||||||||||
ной оценкой: малые (код 00), |
||||||||||||||
для |
определения |
кодов К Ф £ |
||||||||||||
средние |
(код |
01) |
и |
большие |
содержания компонентов в |
породе |
||||||||
(код 10). Представляя содер |
|
|
|
|
|
|||||||||
жание |
компонентов |
|
в |
породе |
Компонент |
|
|
|
||||||
кодами |
Kj, |
можно |
составить |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||
комплексные |
|
диагностические |
|
|
|
|
|
|||||||
коды. Примеры этих кодов при |
Кварц |
|
0,2 |
|
0,5 |
|||||||||
ведены |
в табл. |
21. |
|
Сравнение |
Доломит |
0,2 |
|
0,5 |
||||||
фактических |
комплексных |
ко |
Ангидрит |
0,2 |
|
0,5 |
||||||||
Вода |
|
0,1 |
|
0,15 |
||||||||||
дов, |
отражающих |
содержание |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||
компонентов в породе, с таб |
|
|
|
|
|
|||||||||
личными позволяет |
определить |
(или уточнить) |
литологию |
породы. |
||||||||||
В качестве граничных значений могут быть использованы данные табл. 22.
Глава X
ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОИОСНОСТИ ПЛАСТОВ
26. У Д Е Л Ь Н О Е СОПРОТИВЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ
Оценка нефтегазоиосности пластов представляет конечный и са мый ответственный этап интерпретации промыслово-геофизических данных. Как известно, выделение нефтегазоносных пластов по дан ным каротажа основано на том, что в насыщенной нефтью или газом -породе основная часть порового пространства заполнена нефтью и газом и удельное сопротивление этой породы выше, чем при полном
187
заполнении пор водой. В соответствии с этим оценка нефтегазоносностп обычно сводится к следующему.
1. По пористости А;п пласта и удельному сопротивлению иласто-' вой воды подсчитывают удельное сопротивление р в п , которое имел бы пласт при полном заполнении пор водой. В случае отсутствия данных о пористости характер насыщения пластов можно определить, если имеется удельное сопротивление р з п зоны проникновения. Когда же удельное сопротивление р в п водоносного пласта известно, можно непосредственно воспользоваться его значением.
2. По величине отношения О = р п / р и п , называемого коэффи циентом увеличения сопротивления, подсчитывают коэффициент водонасыщсшюстп A-u.
3. Исходя из коэффициента водонасыщенности кв пли соответ ствующего ему коэффициента Ç, оценивают нефтегазоносность пласта (способность пласта отдавать нефть и газ в промышленных коли чествах).
В практических приемах интерпретации некоторые из указанных этапов объединяются или применяются в неявной форме. Это может создать ошибочное впечатление, что используется иная схема оценки нефтегазоностп пластов. Например, в некоторых случаях нефтегазо носность устанавливается но величине удельного сопротивления р п пласта путем сравнения его с критическим значением удельного сопротивления р к р нефтегазоносного пласта, определенного для место рождения. Указанные приемы интерпретации дают хорошие резуль таты при оценке нефтегазоносное™ чистых коллекторов. Оценка нефтегазоносностп коллекторов со значительным содержанием гли нистого материала по этой методике сильно осложняется из-за боль шого влияния глинистости на удельное сопротивление пласта [6, 21, 31 и др. ].
Наиболее распространены следующие модели глинистых коллек торов.
1. Глинистый песчаник со слоистым глинистым материалом. Удельное сопротивление для этого песчаника можно определить по известной формуле (М. Р. Вилли, С. Г. Комаров, В. Н. Дахнов)
|
1 |
^ТЛ. т |
i (І |
^ГЛ. т) |
7.71 |
С г л т |
I |
(1 |
СтЛ. т) 7.71 |
(А АО\ |
||
|
|
|
~Г |
""во — — |
|
і |
~ |
|
/ ь во> |
К±Ч6) |
||
|
Рп |
Ргл. т |
|
* ч Р п в |
|
Ргл. т |
|
Рвп. ч |
|
|
||
где Сг л . т |
— объемное содержание тонкослоистого |
глинистого мате |
||||||||||
риала (глинистой |
компоненты); |
р г л . т |
— удельное |
сопротивление |
||||||||
тонкослоистой |
глинистой компоненты; |
р в п |
. ч |
— удельное |
сопротив |
|||||||
ление водоносной чистой компоненты, равное .Рч РпВ ; |
|
— относи |
||||||||||
тельное сопротивление чистой компоненты; кпо |
— коэффициент водо |
|||||||||||
насыщенности |
чистой компоненты; |
р п в — удельное |
сопротивление |
|||||||||
пластовой воды; п — постоянная. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Рассчитанные по формуле (142) |
отношения р п /р Г л . г Д л я |
водонос |
||||||||||
ных и нефтегазоносных |
пластов |
при р п в = |
0,05 Ом-м показаны на |
|||||||||
рис. 74, |
б. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
188
2. Песчаник с рассеянным глинистым материалом. Его удельное сопротивление можно определить по формуле [31]:
|
1 |
(/>"п. ч |
Сгл. |
п -| |
|
|
|
р) Аво |
],т-і |
(143) |
|||
|
Рп |
Ргл. |
|
|
||
|
|
|
|
|
||
где Сгл, |
р — объемное |
содержание |
рассеянного глинистого |
мате |
||
риала; |
/сп. „ — межзерновая пористость |
(пористость чистой |
компо |
|||
ненты); |
m — постоянная. |
|
|
|
|
|
Значения удельного сопротивления песчаников с рассеянной гли
нистостью [Ап. „ = 0,32 (Рч |
10), Ав о |
= |
0,9 |
и р п в |
= 0,05 Ом-м], |
определенные по формуле (143), даны |
на |
рис. |
74, а, |
75, в. |
|
Рис. 7і. Зависимость от
ношения р п / р г л для неф тегазоносных (}) и водопоспых пластов (//) от объемной глинистости
с г л -
а— коллектор с рассеян ным ГЛИНИСТЫМ материа лом; б — тонкослоистый
глинистый |
коллектор. |
|
Шифр |
кривых — а — |
|
= ^ > ч | 3 пв'Ргл' |
*/^гл. т |
|
кривая предельного зна
чения Р п / Р г л _ |
т |
для пеф- |
тегазоносішх' |
|
пластов со |
слоистой глинистостью.
Удельное сопротивление этого типа глинистого песчаника при небольшой глинистости (Сг л . р < 0,2) можно определить также по формуле, полученной С. Г. Комаровым (рис. 75, б):
|
С2 |
1 - С , ГЛ. р |
Ав |
(144) |
Рп |
"^гл. р |
РчРпв |
||
ргл . р |
|
|
3. Песчаник со смешанной глинистостью. Удельное сопротивле ние этого песчаника при m = п = 2 определяется выражением [31]
|
|
Cr |
[кп, ч (1 — С г л . т) — С Г Л - |
р] |
i Ап |
(145) |
Рп |
Ргл |
' I Ргл. р |
- Рпв |
кво |
||
|
|
|
4. Глинистый песчаник с плотными прослоями высокого сопро тивления [1]. Влияние этих прослоев на удельное сопротивление коллекторов должно учитываться при оценке их нефтегазоносности.
189