Лабораторная работа 10

Лабораторная работа № 10

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ГЛИНИСТОСТИ, ПОРИСТОСТИ И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

Введение

Глинистость является важным петрофизическим параметром, определяющим качество коллекторов нефти и газа. Так как присутствие в коллекторах глинистого материала значительно усложняет интерпретацию данных ГИС, принято в разрезе скважины выделять чистые и глинистые коллекторы. Значение глинистости пород-коллекторов необходимо для определения их нефтенасыщенности и пористости.

Глинистость гранулярного коллектора определяется по данным гранулометрического анализа как фракция, размер зерен которой меньше 0.01 мм. Для характеристики глинистости в твердой фазе попроды используют ее количественную характеристику, называемую массовой глинистостью Сгл:

где Мгл.ф – масса глинистой фракции с размером зерен менее 0.01 мм; М – общая масса твердой фазы вместе с глинистой фракцией Мгл.ф.

Для оценки объемного содержания глинистых минералов в объеме породы используют другую количественную характери-

где Сгл – массовая глинистость; kп – коэффициент пористости породы, выраженный в относительных единицах.

Кроме указанных количественных характеристик глинистости, в нефтегазовой геофизике пользуются параметром, называемым относительной глинистостью ηгл:

щихся в породах осадочного чехла, обуславливает их высокую поверхностную активность, благодаря которой глинистые частицы адсорбируют молекулы воды и обменные катионы. Наличие в глинистой породе физически связанной (адсорбированной) воды и гидратированных обменных катионов значительно влия-

1

ет на физические характеристики пород – плотность, проницаемость, эффективную пористость и др. Другими словами, содержание в глинистом коллекторе тонкодисперсной глинистой фракции с размером зерен менее 0.01 мм существенно влияет на способность породы удерживать в пустотном пространстве промышленно значимые концентрации углеводородов.

В настоящее время для определения глинистости пород используют метод самопроизвольных потенциалов (СП) и метод естественной радиоактивности – гамма-метод (ГМ).

Различные геофизические методы позволяют определить различные виды пористости. По данным метода сопротивлений находят открытую межзерновую пористость в терригенных и межзерновых карбонатных породах. Общую пористость определяют по данным стационарных методов (ННМ-Т и НГМ) и ГГМ-П в межзерновых коллекторах и мезжерново-трещинно- кавернозных. Акустический метод используется для определения коэффициента открытой пористости межзерновых коллекторов, а также сложных коллекторов порового-трещинно- кавернового типа и однородных по литологическому составу коллекторов.

По данным комплекса методов можно установить компоненты пористости. Так, по комплексу методов НМ, ГГМ и АМ в сложных карбонатных коллекторах определяют общая пористость и компоненты трещинной и кавернозной пористостей. Трещинная пористость находится по методу сопротивлений в варианте способа двух растворов или по комплексу методов сопротивлений и одного из методов пористости (нейтронный или гамма-гамма) при вскрытии разреза на минерализованном глинистом растворе. Эффективную пористость коллекторов любого типа, кроме низкопористых трещинных, можно определить по диаграммам ЯМР.

Определение глинистости по гамма-методу

Для определения массовой глинистости по данным гаммаметода используют значения измеренной радиоактивности. В измеренные значения вводят поправки за плотность бурового раствора, диаметр скважины, влияние вмещающих пород и

2

инерционность аппаратуры (последняя – в случае необходимости).

Чтобы исключить вклад фона и уменьшить влияние аппаратурных факторов. Показания ГМ выражают в виде двойного разностного параметра:

Iγ = (Iγ.изм – Iγ.min)/(Iγ.max – Iγ.min), (4)

где Iγ.min и Iγ.max – показания в опорных пластах, с минимальной и максимальной интенсивность излучения, приведен-

ные к одинаковым скважинным условиям. Наблюдаются соответственно против чистых пород и против глин.

Рисунок 1 - Палетка для определения массовой глинистости Сгл по данным гамма-метода. Кривые Iγ = f(Сгл) [по В.В. Ларионову]. Шифр кривых – глинистость опорного пласта, характеризующегося максимальными значениями Iγ.max.

3

ИГиНГТ КФУ Лабораторная работа №10

При определении глинистости интерпретируемого пласта необходимо знать глинистость опорных пластов Сгл.min и Сгл.max. Величину массовой глинистости опорных пластов определяют по данным петрофизических исследований керна, отобранного в исследуемой скважине.

В том случае, если в изучаемом разрезе в опорных пластах глинистость иная, по сравнению с опорными пластами, для которых получена зависимость Iγ = f(Сгл) (рисунок 1), новая зави-

абсциссами Сгл.min и Сгл.max.

Переход от массовой Сгл к объемной глинистости kгл можно осуществить делением определенной массовой глинистости на плотность глин в соответствующих пластах или по формуле 2.

Определение глинистости по методу потенциалов собственной поляризации

Для определения объемной глинистости kгл породколлекторов по диаграмме потенциалов собственной поляризации отсчитывают от условной линии глин значения амплитуд Ei и Emax против исследуемого пласта и опорного пласта с максимальной амплитудой СП. В качестве опорного пласта выбирают чистый незаглинизированный пласт большой толщины. При этих условиях полагают, что для опорного пласта kгл = 0, глинистые пласты представлены чистыми, не содержащими примеси других минералов. В снятые с диаграммы отсчеты вводят поправки за толщину и сопротивление изучаемого пласта, вмещающих пород и бурового раствора. Так как в пределах одного месторождения отношение ρф/ρр в различных скважинах не является величиной постоянной, то полученные таким образом значения статической амплитуды могут отличаться в разных скважинах для пластов с одинаковой литологией и коллекторскими свойствами. Поэтому вводиться понятие относительной амплитуды СП – αсп, которая становиться сопоставимой для разных

скважин:

αсп = Есп.пл/ΔЕmaxсп,

4

ИГиНГТ КФУ Лабораторная работа №10

представленные чистыми неглинистыми породами, обычно это песчаники с нулевой адсорбционной способностью, и пласты с максимально возможной для данного разреза глинистостью –

рассчитывается по формуле:

Есп. = -Ксп*lg(ρф/ρр).

Рисунок 2 – Палетка для определения объемной глинистости Кгл по

данным метода СП. Кривые αсп = f(Кгл) [по В.Н. Дахнову]: 1 - ρп˂2ρгл,

ρзп˂0.5ρгл; 2 - ρп ≈ ρзп ≈ ρгл; 3 - ρп˃ρгл, ρзп˃ρгл; 4 - ρп˃ρгл˃10ρгл.

Значение Ксп = |Кд| + |Кда| определяется в результате лабораторных измерений Кд и Кда на образцах пород. В случае от-

5

сутствия лабораторных данных Ксп принимается типичным для рассматриваемого литологического типа отложений, взятым из литературных источников. Обычно эта величина составляет 65-

70 мВ при t°=20°C.

При наличии петрофизических зависимостей по методу СП можно оценить объемное, относительное содержание глинистости породе.

Определение пористости по методу СП

В ряде районов, где пористость связана со степенью заполнения пор коллекторов глинистым цементом, т.е. когда имеются корреляционные связи между Кп и Кгл, определение коэффициента пористости возможно по методу СП. В этом случае необходимо иметь корреляционную зависимость αсп = f(Кп).

Следует отметить, что в случае отсутствия связи между Кп и Кгл, что имеет место при наличии слоистого типа коллектороа или при изменении пористости, обусловленном влиянием алевритовой компаненты, определение пористости с помощью методов глинистости нецелесообразно. Оценить возможность использования метода глинистости для решения задачи определения пористости можно, используя результаты определения коэффициентов пористости и глинистости, выполненные на образцах керна.

Определение пористости по НМ или НГМ

Величина регистрируемой интенсивности излучения зависит от водородо- и хлорсодержания горных пород. Породы с высоким содержанием водорода отмечаются низкими показаниями, а породы с малым водородосодержанием – высокими показаниями.

Общее содержание водорода в горных породах пропорционально суммарному содержанию в них воды и нефти и оценивается водородным индексом ω (эквивалентной влажностью), который равен отношению объемной концентрации водорода в данной среде к его концентрации в пресной воде при нормальных условиях.

6

ИГиНГТ КФУ Лабораторная работа №10

На практике величину эквивалентной влажности горных пород часто именуют нейтронной пористостью Кп,n. При измерениях однозондовыми приборами коэффициент пористости Кп,n можно определить, пользуясь зависимостями двойного разностного параметра I от Кп,n. Вычисление параметра Inγ ( Inn) производиться по формуле:

Inγ = (Inγ.изм – Inγ.min)/(Inγ.max – Inγ.min),

где Inγ.изм , Inγ.min и Inγ.max – показания в исследуемом и опорных пластах с известными значениями Кп,n. В качестве

опорных пластов чаще всего выбирают глины с каверной dк˃40 см (Кп,n ≈ 40%) и плотные породы (чистые известняки, ангидриты), в которых Кп,n ≈ 1-2%.

Определение нефтегазонасыщения коллекторов

Из косвенных методов ГИС для разделения коллекторов по характеру насыщения применяется главным образом электрометрия, т.е. определение удельных электрических сопротивлений. Это обусловлено тем, что УЭС наиболее динамичный параметр из всех измеряемых при геофизических исследованиях скважин параметров, зависящий от соотношения количества углеводородов и воды в поровом пространстве коллектора. Также успешно применяются для определения характера насыщения импульсные модификации ННМ-Т или НГК, где измеряемые параметры (сечение захвата и время жизни нейтронов) водоносного и продуктивного пластов в идеале различаются в разы. Однако вследствие небольшой глубинности этих методов, не достаточной для преодоления ближней зоны вскрытого бурением пласта, они не находят применения при исследовании скважин в открытом стволе. Зато они широко используются для исследований разрезов обсаженных скважин.

К прямым методам определения нефтегазонасыщения относятся такие методы как газовый каротаж, отбор образцов пород, испытание пластов аппаратами на трубах или кабеле.

Практическая часть

Каждый студент должен выполнить следующие задания: рассчитать массовую глинистость по методу ГК объемную гли-

7

нистость Кгл; рассчитать пористость по нейтронному методу; рассчитать насыщение в зависимости от глинистости по имеющимся петрофизическим зависимостям:

1. Рассчитать объемную глинистость Кгл по ГМ. Для этого необходимо снять максимальные значения Iγ max против пласта глин в вашем разрезе по ГК, в которую введены аппаратурные поправки и поправки за влияние скважины. Для опорного пласта минимальных значений использовать значения, представленные в таблице 1.

Таблица 1 Выбор значения Iγ.min по вариантам

Для автоматического расчета двойного разностного параметра:

необходимо воспользоваться геофизическием калькулятором («Кривые» → «Преобразования кривых» → «Вычисления с кривыми»);

в открывшемся окне в качестве x1 выбрать кривую гамма метода;

в качестве кривой x2 вбить Agk и поставить напротив нее галочку;

в окне ввода ввести формулу расчета ΔIγ используя Iγ max снятое вами с показание ГК на вашем планшете и в каче-

стве Iγ min. данные в таблице 1 в соответствии с вашим вариантом;

нажать «счет» и посадить на планшет рассчитанную кри-

вую Agk.

Для расчета глинистости по петрофизической зависимости Кгл = c*Aγd , где c и d петрофизические параметры (c = 1, d = 2) необходимо:

пройти в пункт «Кривые» → «Преобразования кривых» → «Вычисления с кривыми»;

8

в открывшемся окне в качестве x1 выбрать кривую рассчитанного двойного разностного параметра;

в качестве кривой x2 вбить Кгл и поставить напротив нее галочку;

в окне ввода ввести формулу расчета глинистости;

нажать счет и посадить на планшет рассчитанную кривую

Кгл.

2.Рассчитать Кп по петрофизической зависимости по НГМ

(НМ). Для этого необходимо снять минимальные значения Inγ min против пласта глин в вашем разрезе с кривой НМ (НГМ) в котору введены поправки. Для опорного пласта максимальных значений использовать значения, представленные в таблице 2.

Таблица 2 Выбор значения Inγ mах по вариантам

Для расчета двойного разностного параметра ΔInγ:

пройти в пункт «Кривые» → «Преобразования кривых» → «Вычисления с кривыми»;

в открывшемся окне в качестве x1 выбрать кривую нейтронного метода;

в качестве кривой x2 вбить Angk и поставить напротив нее галочку;

в окне ввода ввести формулу расчета ΔInγ используя Inγ min снятое вами с показание НГМ (НМ) на вашем планшете и в

качестве Inγ.max данные в таблице 2 в соответствии с вашим вариантом;

нажать счет и посадить на планшет рассчитанную кривую

Angk.

Для расчета пористости по петрофизической зависимости Кп = a* e –b*Ang – c*Aγd, где a и b также петрофизические коэф-

фициенты (a=0.34, b=2.37) необходимо также воспользоваться геофизическим калькулятором («Кривые» → «Преобразования кривых» → «Вычисления с кривыми»).

9

3.Для расчета насыщения пластов коллекторов необходимо

пользоваться следующей петрофизической зависимостью:

Кн = 1 – (a*b*ρв/ρп*Кпm)1/n,

где при Кгл ≤ 0.02

a=1, b=1, ρв=0.045, m=1.778, n=2.114

при Кгл ˃ 0.02

a=1, b=1, ρв=0.045, m=1.813, n=2.176.

Результаты рассчитанного насыщения представить в виде кривой.

4.Результаты работы занесите в таблицу

Контрольные вопросы

1.В чем заключается физическая основа определения глинистости по ГМ?

2.Назовите методы ГИС для оценки глинистости.

3.Назовите методы ГИС для оценки пористости.

4.В чем заключаются особенности определения коэффициента общей пористости глинистых коллекторов?

5.Назовите косвенные и прямые методы определение нефтегазонасыщения пород.

Список использованных источников

1.Золоева Г.М., Петров Л.П., Хохлова М.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин/Москва: МАКС Пресс, 2009 – 180 с.

2.Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин/

Москва: «НЕДРА», 1981. – 182 с.

3.Булгаков Р.В. Геофизические исследования и работы в скважинах: в 7 т. Т.2 Исследования геологического разреза скважин. – Уфа: Информреклама, 2010. – 240 с., ил.

10