книги из ГПНТБ / Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин
.pdf6) H < Нг, рп определено неуверенно — данные неудовлетвори тельные, запись zny, Я ѵ и /І 1 Г = 0 (неопределенный характер насы щения) в таблицу ТН.
|
Рііс. 78. Блок-схема алгоритма оценки нефтегазоиосностн пластов. |
3. |
Определение глинистости пласта. В разработанных програм |
мах это производится по данным гамма-каротажа. |
|
4. |
Оценка предельного значения Сг л . п р глинистости по данным |
Р ч р п в / р г л при помощи кривых, изображенных на рис. 77.
5.Определение типа коллектора и оценка его нефтегазоносности
взависимости от величины Сг„ и типа глинистости.
200
|
|
Чистый |
коллектор |
(Сгл < СГЛш |
пр) |
|
|
|
|
6. В соответствии с наличием исходных данных вычисляют либо |
|||||||||
коэффициент |
увеличения |
сопротивления Q (даны р п |
и |
р в п ), либо |
|||||
водонасыщенность кв |
(даны р п , р п в и кп), либо оценочный |
параметр ß |
|||||||
(даны р п , р з п |
и р п в ) . |
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Определяют характер насыщения по формулам (152) и (153) |
|||||||||
при |
наличии |
величины |
р к р или р в п , по критериям |
(156)—(157), |
|||||
если |
известно |
кп, и |
по критериям |
(159)—(160), |
когда |
не |
известны |
||
Ркрі |
Рпп 1 1 ^п- |
|
|
|
|
|
|
|
|
8. |
При получении |
неопределенного решения |
(характер |
насыще |
|||||
ния оценить затруднительно) производят оценку по следующему
критерию (см. рис. 78 «следующий рв п », |
«следующий /сп» |
и «следу |
||
ющий ß»). |
|
|
|
|
Глинистый коллектор |
(Сгл |
^>СГ Л .П р) |
|
|
9. Для тонкослоистого и смешанного |
( С г л . т |
> Сгл) |
глинистого |
|
коллектора при а < 1 вычисляют р п р |
по формуле |
(168), a при а > 1 — |
||
по формуле (176). После этого проверяют выполнение критерия нефтегазоносное™ (169) и водоносности (170).
10. |
Для глинистого коллектора |
с рассеянным |
глинистым |
мате |
|||||||||
риалом |
вычисляют |
предельное |
удельное сопротивление по формуле |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
Рпр = |
Ргл. р- І / ^ . ч , |
|
|
(177) |
|||
если |
известны р г л . р |
и |
кп- ч , и |
определяют |
характер |
насыщения |
|||||||
пласта по условиям (169) и (170). |
|
|
|
|
|
|
|||||||
11. |
В тех случаях, |
когда р г л .р |
и |
/сп .ч не даны, |
определяют |
пре |
|||||||
дельный коэффициент |
увеличения |
|
сопротивления |
Qnp |
по формуле |
||||||||
(142) |
или по |
кривой |
Q = ср (Сг л ) |
с |
шифром ос = |
5 (см. рис. 76). |
|||||||
Для |
оценки |
ОпР |
используют |
глинистость |
Сгл, определенную |
для |
|||||||
пласта. Характер |
насыщения |
пласта оценивают по критериям |
(152) |
||||||||||
и(153).
12.Записывают данные о нефтегазоносное™ коллектора в таб лицы ТН и РИ.
13.После определения характера насыщения всех пластов (про слоев) продуктивного горизонта с единым водо-нефтяным контактом
(«горизонт тот же? — нет») проводят анализ данных таблицы ТН: а) прослоям с неопределенным характером насыщения, лежащим выше нефтегазоносных пластов, присваивают индекс нефтегазонос
ного пласта; б) прослоям, лежащим ниже водоносного пласта, присваивают
индекс водоносного пласта.
На основе этого алгоритма разработана программа, опробован ная в различных районах. Основной объем опробования программы оценки нефтегазоносное™ [24] проведен на глинистых коллекторах, поскольку эта задача является более сложной. Глинистость коллек торов изменялась в пределах 0,1—0,7. Величина глинистости
201
оценивалась по данным гамма-каротажа. Результаты определения характера насыщения глинистых коллекторов на ЭВМ оказались достаточно эффективными.
Уточнение нефтегазоносности коллекторов по данным газового каротажа
Алгоритм уточнения результатов выделения коллекторов по программе литологического расчленения разреза заключается в сле дующем (рис. 79).
1. Вызываются данные газового каротажа (суммарное газопока
зание Г с у м , расход бурового |
раствора |
С ш х |
на |
выходе скважины, |
данные компонентного анализа |
С1, С 2 , |
. . ., |
Се п |
т. д.) и проверяется |
число обработанных точек і ' в интервале пласта, выделенного по программе литологнческого расчленения разреза скважины. Если все m точек пласта обработаны, то управление передается программе
литологического |
расчленения. |
|
|
|
|
||||
|
2. Выделяются |
точки |
с |
аномальными |
значениями |
Г с у м . Если |
|||
условие |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
A y „ > ^ y „ ^ - M , 2 a r c y M , |
|
(178) |
||||
где |
Г с у м . ф — фоновое |
значение |
газопоказашш; От |
— |
средне |
||||
квадратичное отклонение Г с у н |
от фонового значения, не'выполняется, |
||||||||
то |
выдаются индексы |
Ілг |
= |
0 п |
/,„. = 0, |
определяющие |
соответ |
||
ственно литологию ц нефтегазоносносгь (по данным газового каро тажа).
3. Вычисляется |
приведенное |
газопоказанпе |
Гпр |
[25] и |
прове |
||||
ряется |
условие |
|
/ 1 п Р >^пр . ф + 2 а Г п р , |
|
|
|
(179) |
||
|
|
|
|
|
|
||||
где Гпр. ф —фоновое значение Гпр; |
а Г п р |
— среднеквадратичное |
откло |
||||||
нение |
величины |
Г п р |
от фонового его |
значения. |
|
|
|
||
В случае выполнения условия (179) составляется комплексный |
|||||||||
код Кк, |
который |
сравнивается |
с табличными |
кодами |
(табл. |
24), и |
|||
определяется индекс характера насыщения пласта Ікг |
(компонент |
||||||||
ный по данным газового каротажа). |
|
|
|
|
|
||||
4. Если по |
программе литологического |
расчленения |
разреза |
||||||
скважины категория породы не определена (1 = |
0), то проверяется |
||||||||
выполнение условий (129) и (130): |
|
|
|
І„г = |
|
||||
а) оба условия |
выполняются — выдается |
индекс |
6 кол |
||||||
лектора неопределенного типа: характер насыщения его опреде
ляется индексом / н г , |
устанавливаемым в соответствии |
с индексом |
Ікг |
(/ н г = 0 при / к г = |
0 — результаты компонентного |
анализа |
не |
совпадают с табличными кодами, неопределенный характер насыще
ния; / н г = 2 при Ікг = |
3 — нефтеносный пласт; |
/ н г = 3 при / к г = |
= 2 — нефтегазоносный |
пласт; / и г = 4 при 7К Г = |
1 •— газоносный |
пласт); |
|
|
202
Вызов Ванных газового каротажа
Выход 6 |
программу |
|
|
|
|
литалагического |
|
|
|
|
|
расчленения |
~~ |
6 = m |
Счетчик |
m' |
|
|
|
||||
|
|
|
|
||
|
|
-| |
Определение Znr$ |
и ИГІ_І |
-«-1 |
|
|
нет |
|
|
|
|
|
|
Определение |
Fr или Far |
|
|
|
Нет |
|
|
|
Составление нода Кн- блок <? про граммы литологического расчлене ния
X
Сравнение Кп с к'н-определение If
Да ІлГ(0;і}/нг=(0;2;3;<г)
Рис. 79. Блок-схема алгоритма комплекспой интерпретации данных газового каротажа. Граничные значения даны для районов Саратовского Поволжья.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
24 |
|
|
Табличные |
комплексные коды |
для |
определения |
нефтегазоносности |
|
|||||||||
|
|
|
|
по данным |
газового |
к а р о т а ж а |
|
|
|
|
|||||
|
|
Характеристика пласта, |
|
|
|
Комплексный код |
К'к |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
'кг |
по компонентному |
|
|
|
Кг |
|
|
|
|
|
|
|||
|
составу газа |
К, |
|
|
к . |
|
к< |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
•1 |
Газосодержащіш |
10 |
|
00 |
|
|
00 |
|
00 |
00 |
|
|||
|
•1 |
|
|
» |
10 |
|
01 |
|
|
00 |
|
00 |
00 |
|
|
|
1 |
|
|
» |
01 |
|
01 |
|
|
00 |
|
00 |
00 |
|
|
|
1 |
|
|
» |
01 |
|
00 |
|
|
00 |
|
00 |
00 |
|
|
|
2 |
Нефтегазосодержа- |
10 |
|
01 |
|
|
01 |
|
01 |
01 |
|
|||
|
2 |
|
гцпіі |
10 |
|
00 |
|
|
01 |
|
01 |
01 |
|
||
|
|
|
» |
|
|
|
|
|
|||||||
|
2 |
|
|
» |
01 |
|
00 |
|
|
01 |
|
01 |
01 |
|
|
|
2 |
|
|
» |
01 |
|
01 |
|
|
01 |
|
01 |
01 |
|
|
|
3 |
Нефтесодержащіш |
00 |
|
10 |
|
|
10 |
|
10 |
10 |
|
|||
|
3 |
|
|
» |
01 |
|
10 |
|
|
10 |
|
10 |
10 |
|
|
С5 + |
П р и м е ч а н и е . |
Jd —код C t , |
2vs —код |
|
К а — код |
С3 . Kt—код |
C j , К 5 — к о з |
||||||||
С0 . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б) оба условия не выполняются — ІЛГ |
= 0 и / н г |
— 0, |
неопреде |
|||||||||||
ленная порода, характер насыщения которой неясен; |
|
|
|
||||||||||||
Ілѵ |
в) |
условие |
(129) выполняется, |
условие |
(130) не |
выполняется |
— |
||||||||
= |
6 и / н г |
= |
0, коллектор |
неопределенного |
типа |
с |
неопределен |
||||||||
ным характером |
насыщения; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
г) |
условие |
(129) не выполняется, |
условие |
(130) |
выполняется |
— |
||||||||
/ л г |
= |
0, возможно продуктивный пласт с характером |
насыщения, |
||||||||||||
определяемым |
индексом / н г (7Н Г = |
0; |
2; |
3; |
4). |
|
|
|
= 5 (плот |
||||||
|
5. |
Если по программе литологического |
расчленения / |
||||||||||||
ная порода), то проверяется выполнение тех же условий (129) и (130): а) оба условия выполняются — 7Л Г = 4, возможно трещинный коллектор, продуктивный, характер насыщения которого опреде
ляется индексом / н г (7НГ = 0; 2; 3; |
4); |
|
|
|
|
|
|
|
|||
б) оба условия |
не выполняются — І л г |
= |
0 |
и |
/ н г |
= 0, |
неопре |
||||
деленная порода, характер насыщения которой неясен; |
|
|
|||||||||
в) |
условие |
(129) |
выполняется, условие (130) не выполняется — |
||||||||
/ л г = |
4 и 7Н Г |
= 0 , |
возможно трещинный |
коллектор с неопределен |
|||||||
ным характером насыщения; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
г) |
условие |
(129) |
не выполняется, условие (130) выполняется — |
||||||||
7Л Г = 0, возможно |
продуктивный |
пласт |
с характером |
насыщения, |
|||||||
определяемым |
индексом / н г (7Н Г = 0; 2; 3; 4). |
|
|
|
|
|
|||||
6. |
Проверяется |
смена индексов литологии ІЛГ |
и |
насыщения |
Іпг. |
||||||
Если один из них расходится с индексом І'лг |
или І'нг |
в |
предыдущей |
||||||||
точке, |
то находят |
границу пласта, |
определяют |
ее |
глубину |
z n r v |
и |
||||
мощность предыдущего пласта Нп~г |
по числу |
точек т' в |
пласте, |
||||||||
выделенном по данным газового каротажа. |
|
|
|
|
|
|
|||||
204
7. |
Для |
газосодержащих |
пластов |
(7К Г |
= |
1) определяют |
величину |
||||||||||||||
остаточного газосодержания Fr, |
или |
|
(если |
известна |
пористость) |
||||||||||||||||
величину |
остаточной |
газонасыщенности |
пласта |
F0. г |
[25]. |
|
сле |
||||||||||||||
8. |
Для |
чистого коллектора (7 = |
1) проверяется |
выполнение |
|||||||||||||||||
дующих |
критериев |
нефтегазоносное™: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
а) |
Fr |
^ |
1% |
пли |
|
f o |
r ^ |
5% |
—водоносный |
коллектор |
(7Л Г |
= О, |
|||||||||
/„г = |
1); |
< Fr ^ 6% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
б) |
1% |
|
пли |
5% |
< |
^о.г s; |
30% |
— газоносный |
хо |
||||||||||||
рошо |
проницаемый |
коллектор ( / л г |
= |
О, Інт |
= |
5); |
|
|
|
|
|||||||||||
в) |
6% |
< i ? r = s ; |
11% |
или 30% <^0 "г =5? 55% — газоносный кол- |
|||||||||||||||||
лектор |
(Ід, |
= 0 , |
7Н Г |
= |
4); |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
г) Fr äs 11% или For |
й= 55% |
— газоносный плохо |
проницаемый |
||||||||||||||||||
коллектор |
(7Л Г = 0, |
|
7,|Г = |
6). |
|
|
3) и глинистой породы ( 7 = 2) |
||||||||||||||
9. |
Для глинистого коллектора (7 = |
||||||||||||||||||||
проверяются |
условия |
(132) |
и лндекс 7 |
|
породы: |
|
|
|
|
|
|||||||||||
а) |
7 = |
3 и |
условие |
выполняется — водоносный |
глинистый |
кол |
|||||||||||||||
лектор (7Л Г = |
0, |
7Н Г |
|
= |
1); |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
б) I Ф 3 и условие |
выполняется — глинистая порода |
(7Л Г |
= 0, |
||||||||||||||||||
/нг = |
0); |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в) |
I = 3 и условие |
не |
выполняется — газоносный |
Г Л И Н И С Т Ы Й |
|||||||||||||||||
коллектор |
(7ЛІ. = |
3, |
|
/ н г |
= |
4); |
|
|
|
|
— возможно |
газоносный |
|||||||||
г) |
I |
Ф 3 |
и |
условие |
не |
выполняется |
|||||||||||||||
глинистый коллектор |
(7Л Г — 3, |
7Н Г |
= |
4). |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
10. |
Для нефтегазосодержащих (нефтесодержащпх) пластов (71(Г ф |
||||||||||||||||||||
Ф 1) |
определяют |
величину остаточного |
нефтегазосодержания |
7 ^ |
|||||||||||||||||
или (если известна пористость) величину остаточной нефтегазонасы
щенности пласта F0. ІІГ. |
|
|
|
(7 = 1) |
производится |
проверка |
|||||||||||
|
11. Для |
чистого |
коллектора |
||||||||||||||
следующих |
критериев: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
/яг |
а) |
FHr |
< |
5% или |
|
н г |
< |
25% — водоносный коллектор |
(7Л Г = |
0, |
|||||||
= |
і); |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
б) FHr > |
5% или Р0ѣ |
н г |
^ |
25% |
— нефтеносный коллектор (7л Г |
= |
||||||||||
= |
0, |
7Н Г |
= |
2) при 7К Г = |
3 и нефтегазоносный |
коллектор |
(7Л Г |
= |
О, |
||||||||
/нг |
= |
3) |
при 7К Г = 2 . |
|
коллектора |
(7 = |
3) или |
глинистой породы |
|||||||||
|
12. Для |
глинистого |
|
||||||||||||||
(7 = |
2) |
проверяется |
выполнение |
условия |
(131) и |
индекс |
породы: |
|
|||||||||
|
а) 7 = 3 и условие |
выполняется — водоносный глинистый |
кол |
||||||||||||||
лектор |
(7Л Г |
= 0, 7Н Г |
= |
1); |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
б) I Ф 3 и условие |
выполняется — глинистая |
порода |
(7Л Г |
= |
0, |
|||||||||||
/„г |
= |
0); |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в) 7 = 3 и условие |
|
не |
выполняется — нефтеносный |
глинистый |
||||||||||||
коллектор (7Л Г = 3, 7Н Г |
= 2) при |
7К Г = 3 и |
нефтегазоносный |
гли |
|||||||||||||
нистый коллектор (7Л Г |
= |
3, 7Н Г = |
3) |
при |
7К Г |
= 2; |
нефтеносный |
||||||||||
|
г) 7 ф 3 и условие |
не |
выполняется — возможно |
||||||||||||||
глинистый коллектор (7Г Л = 3, 7Н Г = 2) при 7К Г = 3 и возможно |
|
||||||||||||||||
нефтегазоносный глинистый коллектор (7Л Г = |
3 и 7Н Г = |
3) при 7К Г |
= |
2. |
|||||||||||||
|
Критерии нефтегазоносности должны уточняться для каждого |
||||||||||||||||
района |
путем обобщения данных |
газового |
каротажа. |
|
|
|
|
||||||||||
205
30. О П Р Е Д Е Л Е Н И Е ПОРИСТОСТИ
Надежность определения нефтегазоносности коллекторов в зна чительной степени зависит от наличия данных о пористости. Пори стость является одним из основных факторов, влияющих на скорость распространения упругих -волн. Это создает благоприятные предпо
сылки для определения |
пористости по данным акустического |
каро |
|
тажа. |
|
|
|
О п р е д е л е н и е |
п о р и с т о с т и ч и с т ы х |
к о л л е к |
|
т о р о в . Результаты |
лабораторных измерений на образцах |
керна |
|
и опыт определения пористости по диаграммам акустического |
каро |
||
тажа показывают, что для определения пористости чистых сцементи |
|||
рованных гранулярных коллекторов, залегающих на глубине более
1000 м, можно использовать уравнение среднего времени |
[54] |
Д* = АП Д*Ж + (1~А П ) Д * С К , |
(180) |
где At— интервальное время, измеренное в пласте; А/с к |
и Аіж — |
то же, измеренное соответственно в скелете породы и жидкости,
заполняющей |
ее поровое пространство. |
|
|
Время AtK |
может |
быть определено по формуле |
|
|
|
Д * ж = 650-0.356', |
(181) |
где С—минерализация |
заполняющей пласт |
жидкости, г/л. |
|
В большинстве случаев радиус исследования акустического зонда
меньше |
радиуса зоны проникновения фильтрата бурового раствора |
в пласт. |
Поэтому за величину минерализации С обычно принимают |
минерализацию бурового раствора. Формула (181) для определения Аіж получена опытным путем.
Чтобы оценить интервальное время AtCK, применяют следующие способы.
1.Сопоставление величин интервального времени пробега волны
ппористости, определенной по керну. Значения кп и соответству ющие им величины At, снятые с кривой акустического каротажа по скорости, наносят на бланк с прямолинейной системой координат.
Полученные точки At и кп осредняют и проводят через них прямую линию. По пересечению этой прямой с осью времени At определяют интервальное время AtCK в скелете породы.
Если пористость керна изменяется мало, то за величину AtCK принимают среднее значение
п |
|
At - 1 V А/,—*п.А<ж |
/ , о о \ |
д ' с к - т 2 і — і = ь Г і — * |
( 1 8 2 ) |
Указанный способ применяют при хороших выносе керна и привязке его по глубине. Определение AtCK этим способом произво дится раздельно для песчаных и карбонатных пород.
2. Сравнение At со значениями пористости, полученными по данным других видов каротажа (НГК, ГТК, БКЗ).
206
3. Сопоставление величин интервального времени с удельным
сопротивлением |
р п , полученным по боковому |
каротажу. |
Значения |
||
интервального |
времени A i и |
удельного сопротивления |
р п наносят |
||
на бланк: A i по оси абсцисс в линейном масштабе, а р п |
по осп орди |
||||
нат в функциональном ( р - 0 ' 5 ) |
масштабе. Через |
нанесенные |
точки |
||
проводят прямую до пересечения с прямой р п = |
оо- В точке пере |
||||
сечения отсчитывают |
интервальное время Ді с к . |
||
Значения |
Ді и р п |
против глинистых, трещинных п нефтегазонос |
|
ных |
пластов |
не используют для определения Ді с к . |
|
4. |
Для приближенной оценки Д і с к используют средние значения |
||
интервального времени в скелете, определенные для следующих пород.
|
|
Порода |
Atem ы к с |
|
Песчаники |
|
180 |
|
|
Известняки |
|
160 |
|
|
Доломпты |
|
140 |
|
|
Более точные значения времени |
Д і с к можно получить сопоставле |
|||
нием величин интервального времени A i и пористости а- п , определен |
||||
ной по |
керну. |
|
|
|
О п р е д е л е н и е п о р и с т о с т и г л и н и с т ы х |
к о л |
|||
л е к т о р о в . На |
показания акустического каротажа |
большое |
||
влияние |
оказывает |
содержание |
глинистого материала в |
породе. |
В связи с этим определение пористости глинистых пород по данным акустического каротажа вызывает значительные трудности.
В случае слоистого распределения глинистого материала в породе величина интервального времени может быть определена по формуле
Милликена |
|
Ai = (1 - кп - Сгл) Аі с к + Сгл Аі г л + К Ді ж , |
(183) |
где Сг л — объемная глинистость; Ді г л — интервальное время |
для |
вмещающих глин. |
|
Уравнение (183) может быть использовано для определения пори стости глинистых песчаников с рассеянным глинистым материалом [54]. Величины скорости упругой волны, полученные на моделях пород и рассчитанные по формуле (183), различаются между собой не более чем на 10%. Это позволяет считать, что уравнение (183) удовлетворительно отражает зависимость интервального времени от пористости и глинистости породы, а следовательно, пригодно для практического применения.
Анализ уравнения (183) показывает, что при небольшой весовой глинистости породы (Сг л .в < 1 0 % ) интервальное время A i зависит главным образом от пористости породы. В этих условиях по данным акустического каротажа можно определить пористость без учета глинистости. В случае большой глинистости (Сг л . „ > 1 0 % ) и малоизменяющейся пористости пласта по данным интервального
времени целесообразно |
учитывать |
глинистость породы, принимая |
за величину пористости |
ее среднее |
значение. |
207
Разработан алгоритм определения пористости пластов по данным акустического каротажа при помощи ЭВМ (см. рис. 80 и 81). Алго ритм рассчитан на применение его в системе оперативной интерпрета ции промыслово-геофпзнческнх данных на ЭВМ. Исходные данные для нахождения пористости (границы пластов, интервальное время At it др.) определяются программами этой системы.
Рис. SO. Блок-схема алгоритма определения интервальных времен в скелете карбонатных п песчано-г.ишпетых пород п в жидкости, заполняющей их.
С — минерализация жидкости; А ' ^ — интервальное время скелета карбонатных пород; Д і п к — то же, песчаных пород; г — порядковый номер керна; г к — то же, для карбонатных пород; і л — то же, для песчаных пород; К'— число карбонатных н песчаных кернов; А —
вход в программу определения пористости.
Блок-схема программы оценки интервальных времен At.M и AtCK для карбонатных и песчано-глинистых пород разреза отдельно пока зана на рис. 80. Оценка этих величин состоит из следующих операций.
1. |
Вызывают таблицы с данными кп, At, Atx и AtCK. |
||||
2. |
Интервальное |
время Аіж |
неизвестно (не задано |
интерпретато |
|
ром) — определяют |
величины |
Аіж по формуле (181). |
|
||
3.- Известно интервальное |
время AtCK — переходят |
к определе |
|||
нию |
пористости |
по акустическому каротажу. |
|
||
4. |
Время AtCK |
неизвестно. Выясняют, есть ли в таблице данные |
|||
окерне.
5.Данных о керне нет. Определяют корреляционную зависимость интервального времени от удельного сопротивления р п для неглини-
208
стых пород [ A i = ер (рп ) ]. Для этого используют величины At и р п из таблицы результатов интерпретации, полученных по программе литологического расчленения разреза скважины.
6. Данные о керне есть. Вычисляют интервальное время в скелете породы по формуле (182).
7. Суммируют вычисленные значения AtCKlu определяют сред ние значения отдельно для карбонатных и песчано-глинистых пород,
которые |
используют в качестве интервальных времен Ді£к и At"K |
скелета |
этих пород при определении пористости пород. |
Рис. 81. Блок-схема алгоритма определения пористости породы по акустическому каротажу.
V — номер пласта в таблице результатов интерпретацип по программе литологи ческого расчленения разреза; N — число пластов в таблице; — коэффициент
пористости пласта, не исправленный на влияние нефтегазоносности
Блок-схема алгоритма определения пористости коллекторов по данным акустического каротажа показана на рис. 81. Определение пористости пород заключается в следующем.
1. Вычисляют среднее значение интервального времени для |
|||
пластов глин и коэффициент Аг |
по формуле |
|
|
л .. |
320 |
(184) |
|
г ~ |
Д«гл. TG * |
||
|
|||
где G — поправочный коэффициент на плотность пород; AtrjI. т — |
|||
среднее значение интервального |
времени глин. |
|
|
2. |
Определяют пористость пласта А„ по формуле (180), используя |
при |
этом значение интервального времени скелета песчаника А і п к |
14 Заказ 111 |
209 |