Настоящий способ является разновидностью графического Р, I и заключается в комплексной интерпретации материалов нейтронного гамма-, бокового и индукционного каротажа. Этот способ предложен Н. 3. Заляевым и основан на линейной зависимости логарифма удельного электрического сопротивления пород от показаний НГК, что подтверждается следующими простыми расчетами. Согласно (1.30)

Картинка

Для некоторого известного комплекса пород можно допустить, что lg(αρв)= const, т. е. lgρп=—mlgkп.м + C.

Интенсивность радиационного гамма-излучения I также обусловлена пористостью (см. гл. IV):

Картинка

В частном случае для пород с межгранулярной пористостью kп.общ=kп.м. Следовательно, при надлежащим образом подобранных масштабах регистрации значений I и lgρп для относительно чистых коллекторов с межзерновой пористостью, поры которых полностью заполнены слабоминерализованной водой, величины I и lgρп могут быть совмещены. Этот вывод имеет практическое значение и используется для совмещения диаграммы НГК и удельного сопротивления, трансформированных в соответствующий логарифмический масштаб. В качестве диаграмм удельного сопротивления наиболее приемлемыми являются диаграммы, зарегистрированные зондами бокового и индукционного каротажа.

Совмещению диаграмм удельного сопротивления и НГК предшествует обработка диаграммного материала — нормализация диаграмм, заключающаяся в выборе логарифмического масштаба, трансформации кривых сопротивления, т. е. в условном приведении величин ρп и I к единому масштабу пористости. Для выбора масштаба в изучаемом разрезе выявляют опорные пласты, для которых в определенном диапазоне сохраняется линейная зависимость изменения геофизических параметров и пористости.

Опорными пластами могут служить чистые неглинистые и незагипсованные водонасыщенные карбонатные породы с межзерновой пористостью мощностью не менее 2—3 м, против которых соблюдается соответствие формы кривых удельного сопротивления и НГК. Для этих пластов вместо предельного относительного сопротивления Рп допускается использовать удельное сопротивление ρп, так как предполагается, что в исследуемом интервале удельное сопротивление пластовой воды ρв и температура изменяются мало, сохраняясь практически неизменными.

Чтобы определить модуль логарифмирования, строят зависимости lgρп=f(I) по опорным водоносным пластам (не менее двух) с заметно различающейся пористостью. В качестве ρп принимают ρэ ИК (при повышающем проникновении) и ρэ БК (при понижающем проникновении) с введением соответствующих поправок за мощность пласта, влияние скважины и др. (см. гл. II). Показания I откладывают на оси абсцисс в том масштабе, в каком зарегистрирована диаграмма НГК (рис. 154, а).

Картинка

Модуль логарифмического масштаба определяют (в мм) по оси абсцисс; он соответствует 10-кратному изменению удельного сопротивления по оси ординат. Диаграммы удельного сопротивления по известному модулю перестраивают в логарифмическом масштабе и совмещают с диаграммами НГК. При вычерчивании диаграмм добиваются наилучшего их совмещения против водоносных пород. Логарифмический масштаб удельного сопротивления калибруется также в масштабе пористости по зависимости Pп= f(kп), установленной для рассматриваемых пород.

Интерпретация нормализованных диаграмм сводится к выявлению в разрезе нефтеносных пластов. Против них нормализованные диаграммы удельного сопротивления и диаграммы НГК расходятся (показания на кривых удельного сопротивления значительно выше показаний на кривой НГК). Расхождение будет тем больше, чем выше нефтенасыщенность пласта. В используемом логарифмическом масштабе фиктивные (приближенные) значения коэффициента увеличения сопротивления Рн. фп.ф/ρ′вп.

Условное (фиктивное) удельное сопротивление ρп.ф отсчитывают против нефтеносного пласта по диаграммам ρНК(БК), а значение ρ′вп снимают по диаграмме НГК, условно считая ее эквивалентной диаграмме удельного сопротивления при 100%-ной водонасыщенности пласта (это соответствует основному положению метода, допускающему для водоносных неглинистых и незагипсованных коллекторов совпадение амплитуд нормализованных диаграмм удельного сопротивления и НГК).

Для оценки нефтенасыщенности Рн. ф сравнивают с критическим значением этого параметра Рн. кр. При Рн. фн. кр пласт относится к категории промышленно нефтеносных. Коэффициент Рн. ф определяется расстоянием между диаграммами НГК и КС, что способствует визуальному выделению интервалов, для которых Рн.ф>1. Расхождения между действительным значением коэффициента увеличения сопротивления и его фиктивной величиной может быть вызвано: наличием повышающего проникновения, снижающего точность определения удельного сопротивления ρэ БК(НК) наличием кавернозности, завышающей удельное сопротивление пласта, несоответствием исходной зависимости ρп=f(I); из-за литологических и структурных факторов (тип коллектора, глинистость, загипсованность и др.).

Для водоносных, неглинистых и незагипсованных пластов с межзерновой пористостью (типа опорных) нормализованные диаграммы удельного сопротивления и НГК совпадают. В этом случае нормализованные диаграммы могут рассматриваться как кривые пористости; для них применима зависимость ρп=f(kп).

Снижение точности оценки пористости наблюдается при изменении литологии коллектора, а также вследствие того, что калибровку шкалы удельного сопротивления производят не по истинным значениям ρп, а по приближенным ρэБК и ρэ ИК. С целью повышения точности интерпретации кривые эталонируют по керновым данным. Для оценки общей пористости kп.общ нефтеносных пластов с межзерновой пористостью, а также других типов коллекторов (трещинных, кавернозных, смешанных) независимо от характера насыщенности (нефть, вода) используют диаграмму НГК. Наиболее приемлемые результаты оценки пористости при этом возможны в диапазоне изменения kп= 2÷16 %.

Разделение коллекторов по типам с помощью нормализованных диаграмм базируется на различном влиянии структуры пор на величину удельного сопротивления рп (трещиноватость приводит к снижению удельного сопротивления, кавернозность — к ее завышению). На нормированных диаграммах против трещинных коллекторов наблюдается смещение кривой удельного сопротивления влево от показаний на диаграмме НГК, а против кавернозных — вправо.

Методику нормализации в комплексе с другими методами используют главным образом при выделении трещинных коллекторов и оценке их нефтегазонасыщенности в карбонатных разрезах. Этой методике свойственны те же ограничения, что и графической методике Р, I.

На рис. 154, б в интервале 1108—1138 м, характеризуемом как нефтенасыщенный (Рн=5÷18), при испытании получен приток нефти с дебитом 19,2 м3/сут, kп=8÷10%. В интервале 1138—1151 м (Pн=2÷2,5) получена вода с пленкой нефти, а в интервале 1170—1175,2 м (Pн≈1) — вода. Водоносные пласты-коллекторы характеризуются расхождением кривых бокового и индукционного каротажа. Превышение сопротивления ρБК над ρИК свидетельствует о наличии здесь повышающего проникновения.

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)