§ 42. ОЦЕНКА ПОРИСТОСТИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД ПО КОМПЛЕКСУ МЕТОДОВ СОПРОТИВЛЕНИЯ И НЕЙТРОННОГО ГАММА-КАРОТАЖА

Совместная интерпретация данных методов сопротивления и нейтронного гамма-каротажа осуществляется чаще всего графическим способом и способом нормализации.

ГРАФИЧЕСКИЙ СПОСОБ

Графический способ Р, I основан на определении общей пористости kп.общ по НГК (I), межзерновой (блоковой) kп.м по относительному сопротивлению Р и оценке вторичной пористости kп. вт=kп.общ-kп.м. Величина kп.общ характеризует пористость суммарного объема всех пустот (трещин, каверн, межзерновых пор), kп.м — объема межзерновых пор, a kп. вт — объема всех пустот вторичного происхождения (трещины, каверны и пр.) по отношению к объему породы. Более точно вторичную пористость находят из выражения

Картинка

Обработку величин Р и I проводят графическим способом, предложенным А. М. Нечаем. Для этого по результатам интерпретации геофизических изменений в каждой скважине на полулогарифмическом бланке строят кривые зависимости lgРм= f(I), lgkп.общ=f(I) и lgP'=f(I) (рис. 151). Здесь I — значения радиационного гамма-излучения, отсчитанные по кривой НГК и приведенные к среднему фактическому диаметру скважины; Рм — относительное сопротивление нетрещинной породы с межзерновой пористостью; Р' — условное относительное сопротивление трещиноватых пород, равное отношению ρп. трв вне зависимости от насыщенности породы нефтью или водой и от типа коллектора (гранулярный, трещинный, смешанный).

1. Кривую Рм=f(I) строят для плотных (нетрещиноватых) пород с межзерновой пористостью. На полулогарифмическом бланке кривая изображается в пределах двух опорных точек прямой линией. Верхняя опорная точка соответствует плотным породам, которые характеризуются высокими значениями Рм и I, а также отсутствием проникновения в них фильтрата глинистого раствора. Наиболее надежно плотный непроницаемый интервал определяют по отсутствию притока жидкости при опробовании. Положение нижней опорной точки определяется условно координатами lgРм≈2 и I=1 усл. ед. (при наличии в разрезе характерных и выдержанных по площади глинистых пластов положение нижней опорной точки определяется величинами I и lgРм против такого пласта1).

Картинка

О характере пластов-коллекторов судят по расположению точек lgP'=f(I) относительно линии плотных пород lgPм=f(I). Для трещинно-кавернозных пород, в которых вторичные поры содержат нефть и газ или заполнены пресным фильтратом ПЖ, а также для чисто кавернозных пород независимо от характера жидкости в кавернах точки располагаются левее и выше линии плотных пород. Это вызвано тем, что удельное сопротивление указанных пород мало отличается от удельного сопротивления их блоковой (нетрещиноватой) части. В то же время увеличение общей пористости за счет наличия вторичной влечет за собой снижение показаний I. В трещиноватых породах, содержащих высокоминерализованную воду, под влиянием трещин происходит снижение удельного сопротивления пласта и точки на графике располагаются правее и ниже линии плотных пород.

Таким образом, распределение точек на графике с координатами lgР′, I зависит от структуры порового пространства и удельного сопротивления жидкости, насыщающей пустоты, й в общем случае имеет сложный характер.

2.  Зависимость I=f(lgkп.общ) строят на основании установленной связи Pм=f(kп.м) с использованием кривой lgPм=f(I) (см. рис. 151). Зависимость Pм=f(kп.м) находят по данным керновых определений и величинам Рм для каждого района (рис. 152). Зависимость I=f(lgkп.общ) близка к прямой линии. Графическое построение связи kп.общ=f(I) поясним на примере.

Пример. По рис. 152 находим, что значениям Рм, равным 500 и 20, соответствуют kп.м, равные 4 и 19 %. Из указанных точек Рм на оси ординат (см. рис. 151) проводим горизонтальные линии до линии нетрещиноватых пород (сплошная). Точки пересечения этих линий соответствуют значениям I по оси абсцисс. Используя вспомогательную шкалу kп.общщ по оси ординат, наносим на бланк точки с координатами kп.общ, I через которые проводим искомую прямую линию (пунктирная).

3.  Семейство кривых зависимости lgP′=f(I) строят для водоносных трещиноватых пластов при различных значениях относительного сопротивления блоков Рм. В табл. 9 приведены расчетные данные такой зависимости для трещиноватых водоносных пород при относительном сопротивлении нетрещиноватого блока Рм=1000 и межзерновой пористости kп.м=2,8%.

Картинка

Заполнение граф табл. 9 производят следующим образом. Задаются коэффициентом трещинной пористости kп. тр. Величина

Картинка

Относительное сопротивление трещинных водоносных пород рассчитывают при заданных kп. тр и Рм

Картинка

где ρж и ρв — удельное сопротивление соответственно жидкости, заполняющей трещины, и воды межзерновых пор.

Величину I определяют по зависимости I=f(lgkп.общ) (см. рис. 151), согласно выбранному kп. тр и вычисленному kп.общ.

Таким же образом ведут расчет и для других значений Рм и kn. м. Полученный комплекс кривых lgP'=f(I) при Рм=const, I=f(lgkп.общ) и lgРм=f(I) является исходным для количественных определений общей и вторичной пористости. Рассмотрим способы оценки вторичной пористости kп.вт на конкретном примере.

Пример. Пласт А на рис. 151 характеризуется величинами Р'=397 и I=1,65 усл. ед. Приравниваем условное относительное сопротивление пласта А (Р'=397) к относительному сопротивлению блоковой водоносной части породы Рм и находим соответствующее ему значение I=1,695 усл. ед. Путем использования зависимости I=/(lgkп. общ) определяем общую kп. общ и межзерновую kп. м пористости: kп. общ=5,60%, kп. м=4,45%. При этом kп. вт=[(5,60-4,45): (100—4,45)]·100 =1,2 %.

Водоносный трещиноватый пласт В (см. рис. 151) характеризуется величинами Р=413 и I=1,78 усл. ед. По значению I с помощью кривой I=f(lgkп. общ) находим kп. общ=2,8%. Переносим точку В по кривой, параллельной кривым с Рм=1000 и 1500, на линию Pм=f(I) и, спускаясь по вертикали, находим значение I, а также соответствующее ему значение kп. м=2,55 %. Следовательно, kп. тр=[(2,8—2,55):(100—2,55)]·100=0,257%.

 

Результаты обработки измерений графическим методом для оценки общей и вторичной пористости показаны на рис. 153. По данным единичных определений параметров пористости рассчитывают средневзвешенные значения по каждой скважине и оценивают среднюю пористость пласта по площади.

Картинка

Графический способ имеет достаточное физическое и теоретическое обоснование и в определенных условиях может быть использован для оценки коллекторских свойств трещинно-кавернозных пород. Такими условиями являются: присутствие в разрезе плотных, гранулярно-непроницаемых, слабоглинистых или неглинистых пород, связь продуктивности пласта с его вторичной пористостью, насыщение межзерновых пор водой, относительно невысокая минерализация пластовых вод и их слабое изменение по площади и разрезу. Для применения этой методики оптимальным является заполнение трещин слабопроводящей жидкостью (нефтью, фильтратом пресной ПЖ).

В случае насыщения трещин высокоминерализованной водой методика позволяет оценить лишь трещинную пористость.

Математическим анализом погрешностей оценки вторичной пористости этой методикой установлено, что в единичных определениях могут быть допущены существенные ошибки, особенно значительные при kп. вт, доходящем до 0,5 % (наибольшее влияние на точность определения вторичной пористости оказывают ошибки определения I). Однако с учетом того обстоятельства, что ошибки в исходных параметрах носят случайный характер, при расчете средних значений вторичной пористости по большому числу интервалов получают удовлетворительные результаты. Поэтому настоящая методика должна рассматриваться как статистическая, предназначенная для определения средних параметров в пределах большой выборки, например месторождения.

Значительные трудности возникают при разделении гранулярно-непроницаемых пластов со вторичной пористостью на водоносные и нефтегазоносные. В общем случае из-за глубокого проникновения фильтрата пресной ПЖ в трещины решить эту задачу комплексной методикой не представляется возможным.

Описанный метод нашел широкое применение при изучении трещинно-кавернозных и карбонатных пород верхнемеловых отложений Северо-Восточного Предкавказья. Эффективная нефтенасыщенная емкость карбонатных коллекторов этих отложений определяется вторичной пористостью, которая изменяется

в пределах 0,25—1,05%. Трещинная пористость изменяется от 0,05 до 0,3 %, межзерновая — от 3 до 7 %. В формировании емкости этих коллекторов преобладающее значение приобретает кавернозная пористость, а трещиноватость обеспечивает фильтрационные свойства пласта.

 

1 Величина Рм в глинистом пласте определяется по его суммарному водородосодержанию, которое составляет 30—40 %.

Комментариев к статье нет..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)

Страницы раздела:
• Способ нормализации