Методика разработана С. Г. Комаровым и Э. Ю. Миколаевским для оценки характера насыщенности глинистых песчаников любого типа. Согласно этой методике песчано-глинистый коллектор представляется состоящим из двух компонент — глинистой и неглинистой (чистой). Остаточная водонасыщенность чистой компоненты в нефтегазонасыщенной породе мала, kво≈0,1. По формуле (1.50) получаем: Рно=kво-2≈100. Следовательно, значение электропроводности чистой компоненты в общей электропроводности нефтегазоносной породы на два порядка ниже значения электропроводности глинистого материала. Уже при содержании нескольких процентов глинистого материала влияние его на общую электропроводность нефтегазоносной породы будет значительным. Можно предполагать, что удельные сопротивления глинистых компонент нефтеносных и водоносных пород мало различаются между собой.

При оценке нефтегазонасыщенности глинистых коллекторов допускают, что нефтегазонасыщенность глин равна нулю. В этом случае фактическая нефтегазонасыщенность

Картинка

где kнг. ч — нефтегазонасыщенность чистой компоненты, в нефтегазоносной зоне пласта равная 0,8—0,9; kп. ч — пористость чистой компоненты.

Для песчано-глинистых коллекторов в большей части случаев kп≈kп. ч и

Картинка

Из (XIII.23) следует, что нефтегазонасыщенность песчано-глинистого пласта рассчитывается с учетом коэффициента нефтегазонасыщенности чистой компоненты и объемной глинистости. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности чистой компоненты в общем случае — сложная задача, как это следует из выражений (1.54) и (1.55). В связи с этим был сделан вывод о целесообразности оценки нефтегазонасыщенности глинистого песчаника не по коэффициенту увеличения сопротивления Рн, вычисленному обычным способом, а путем сравнения значений удельного сопротивления ρвп пласта при 100%-ной водонасыщенности и ρнг при предельной нефтегазонасыщенности, рассчитанных по (I.42), (I.44), (I.52) и (I.53). В этом случае необходимо располагать данными об объемной глинистости пласта kгл для каждого исследуемого интервала. Величину kгл рекомендуется определять по относительной естественной гамма-активности Jγ с помощью выражений (IV.2), (XI.7).

Обработку каротажных данных для оценки нефтегазонасыщенности песчано-глинистых коллекторов проводят в следующем порядке.

1.  По комплексу геолого-геофизических данных в разрезе выделяют пласты-коллекторы, которые разделяют на неглинистые (чистые) и глинистые.

2.  Для глинистых коллекторов определяют объемную глинистость kгл.

3.  Находят исходные данные коллекторов: ρп, ρв.ч (удельное сопротивление неглинистой части пласта при водонасыщенности 100%) и ρгл. Величину ρв.ч определяют по значениям Рпред и ρв: Рпред — по kп.ч. Приближенное значение ρв.ч можно вычислить по (I.29). За величину ρгл принимают удельное сопротивление глин, вмещающих рассматриваемый пласт.

4.  Значения ρвп и ρнг рассчитывают по формулам (I.42), (I.44), (I.52) и (I.53), руководствуясь характером размещения глинистого материала в пласте. При малых kгл глинистый материал чаще всего рассеян по породе. В случае kгл>30 % влияние различия в характере распределения глин на показания удельного сопротивления невелико и можно пользоваться любым вариантом. Если характер пласта не выяснен, целесообразно пользоваться средними значениями из двух вариантов.

5.  Удельное сопротивление пласта ρп сравнивают с расчетными значениями ρнг и ρвп и оценивают характер насыщения пласта. Если ρп приближается по величине к рнг или рвп, пласт считают соответственно нефтегазоносным или водоносным.

Когда ρвпп<<ρнг, выясняют промышленную нефтегазоносность пласта. Для этого в формулах (1.52), (1.53) вместо kво=0,1 используют значение критической водонасыщенности kво. кр≈0,4. Если в этом случае ρпнг, пласт считается нефтегазоносным, При ρпнг— водоносным.

6. По формулам (XIII.22) и (XIII.23) подсчитывают коэффициент нефтегазонасыщенности пласта.

Пример. Необходимо определить характер насыщения пласта при следующих исходных данных: ρп=6 Ом·м; ρв=0,025 Ом·м; ρгл=2,5 Ом·м; kп. ч=0,2; I=7,6·0,72·10-14 А/кг; Iγч=6,8·0,72·10-14 А/кг; Iγгл=8,3·0,72·10-14 А/кг. Для этого пласта среднее значение kгл ср=0,65; ρв.чвk-2п ч=0,025·0,2-2Ом·м.

Относительная величина естественной гамма-активности Iγ, вычисленная по (IV.2), (Х.7):

Картинка

Если за остаточную водонасыщенность чистой компоненты принять величину 0,1, то согласно (I.42), (I.52)

Картинка

Как видно, расчетная величина ρнг приближается к значению ρп. Следовательно, пласт нефтегазоносный, можно предположить, что он характеризуется тонким чередованием прослоев песков и глин.

По (XIII.23) определяем kнг=0,9(1—0,34)≈0,6.

На основе рассмотренной выше методики рекомендованы количественные критерии для оценки характера насыщения песчано-глинистого пласта, На этих критериях базируется методика разделения пластов на нефтегазоносные и водоносные с помощью автоматический обработки геофизической информации.

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)