Глинистый коллектор с межзерновой пористостью

Такой коллектор схематично можно представить состоящим из двух компонент — чистой, характеризующей эффективную пористость, и глинистой, характеризующей неэффективную пористость (рис. 157).

Против мощных полностью водонасыщенных глинистых песчаников по аналогии с (XIII.6) ЕПС гл может быть записана

Коэффициент αПС учитывает снижение амплитуды аномалий ПС против глинистого песчаника по сравнению с амплитудой против чистого песчаного пласта (1.25). Соотношение (XIII. 15) можно считать справедливым для диапазона изменения глинистости от αПС=0 (глина) до αПС=1 (чистые породы).

Для неглинистого полностью водонасыщенного пласта kв=kв.пз=1, следовательно, формула (XIII.15) принимает вид

где величину КПС Т определяют по (I.22) с учетом температуры пласта. Выражение (XIII. 16) с некоторым допущением справедливо и для глинистых водонасыщенных песчаников.

С помощью методики определения удельного сопротивления пластовой воды по кривой ПС, рассчитанной для неглинистых песчаников (см. гл. I), определяют величину ρв. к кажущегося удельного сопротивления пластовой воды. Таким образом,

Величина ρв. к больше истинного сопротивления пластовой воды ρв. Это следует из (XIII. 16) и (XIII. 17), где значение общего коэффициента диффузионно-адсорбционной ЭДС ПС при температуре Т КПС Т, рассчитанное для неглинистого пласта, завышено по сравнению с его значением в глинистом пласте. Превышение величины ρв. к над ρв свидетельствует о содержании в пласте глинистого материала.

Приравнивая правые части уравнений (XIII.16) и (XIII.17) друг к другу, получим

Следовательно, удельное сопротивление глинистого коллектора при его 100%-ной водонасыщенности определяется приближенно произведением Рпзρв. к. Соответственно приведенное относительное сопротивление для водоносного глинистого коллектора

Для нефтегазоносного глинистого пласта коэффициент остаточной нефтегазонасыщенности в зоне проникновения учитывается коэффициентом увеличения сопротивления Рно и приобретает вид

При использовании формулы (XIII.20) следует учитывать, что остаточная нефтегазонасыщенность приводит к увеличению Удельного сопротивления промытой зоны ρпз и к снижению ЕПС. Поэтому приведенное относительное сопротивление Рп. прив, определенное для нефтегазоносного пласта по (XIII.20), окажется завышенным. Соответственно приведенный коэффициент увеличения сопротивления

окажется несколько заниженным.

Следовательно, по формуле (XIII.21) можно вычислить лишь оценочные критерии нефтегазонасыщенности глинистого коллектора.

Пример. Глинистый песчаник имеет следующие параметры: ρп=14Ом·м; ρпз=20Ом·м; ρф т=0,7Ом·м; ρв т=0,02 Ом·м; ЕПС=-97,5 мВ; КПС Т=110 мВ. Для определения пористости и нефтегазонасыщенности песчаника воспользуемся известными выражениями. По (XIII. 17)

При показателе степени водонасыщенности n=2 (1.50) находим: 5,3=1:kв2; kв=0,43. Следовательно, kнг=1—kв=0,57. Для рассматриваемых отложений известно, что при критическом значении kв=0,5 пласт нефтеносен. Нефтеносность пласта была подтверждена его испытанием.

С целью оценки kп определяем по (XIII.20) величину Рприв при kно≈0,3 и соответственно Рно≈2:Рприв=ρпзρв. к/(ρфρвРно)=20·0,092/(0,7·0,02·2)≈65,1.

Для исследуемых отложений между kп и Рп экспериментально установлена зависимость: Рп=0,94/kп2,3, отсюда kп=0,161, что приблизительно соответствует данным лабораторных анализов керна.