Гамма-гамма метод. Метод основан на зависимости между плотностью и пористостью породы и на обратной зависимости между интенсивностью рассеянного g-излучения и плотностью породы.
По диаграммам ГГК определяют в пласте величину объемной плотности породы δп, минерального скелета δск , флюида δж .
К п.общ = (δск - δп )( δск - δж )
Преимущество метода в независимости определения Кп от остаточной нефтенасыщенности и структуры пористого пространства.
На величину регистрируемого поля при ядерно-геофизических исследованиях влияют: естественное гамма-излучение горных пород,
Рис. 3.1. Определение коэффициента пористости
по радиоактивному каротажу
изменение диаметра скважины, минерализация подземных вод, особенно, влияние наличия в водах элемента хлора.
3.2 Определение эффективной (динамической) пористости
Электрометрический метод. В основе определения Кп.д. лежит сопоставление полученного Кп.. по данным удельного сопротивления коллектора, измеренному при нахождении в порах пластовой воды, а затем при заполнении пор жидкостью резко отличающуюся по свойствам от пластовой воды. Первое измерение дает общую пористость, второе – динамическую. Предполагается, что закачиваемая в породу посторонняя жидкость заполняет только пространство динамической пористости.
Нейтронный метод. Перспективным является метод ИННК с закачкой в поровое пространство жидкостей с хорошей поглощающей активностью (соли бора, кадмия, хлора). Тогда сравнение показаний метода с разными заполнителями порового пространства дает возможность определять динамическую пористость.
3.3 Определение глинистости и коэффициента проницаемости
Определение глинистости коллекторов. Основными методами определения глинистости являются: гамма-каротаж ГК и поляризация пород скважины ПС.
Между диффузионно-адсорбционной активностью породы и коэффициентом ее глинистости существует корреляционная связь. Диффузионно-адсорбционная активность определяется величиной потенциалов самопроизвольной поляризации скважины.
 |
Естественное гамма-излучение породы пропорционально ее глинистости. Метод особенно эффективен для определения глинистости кварцевых песков, песчаников, известняков, доломитов.
Глинистость породы может быть определена методом электрического сопротивления. Глинистые минералы в осадочных породах присутствуют в тонкодисперсном состоянии и обладают огромной поверхностью, которая адсорбирует молекулы воды и гидратированные катионы. Эта вода обладает аномальными свойствами, что влияет на свойства коллектора (плотность, проницаемость, пористость и др.).
Определение коэффициента проницаемости. Проницаемые породы достаточно четко выделяются по геофизическим данным. В них проникает буровой раствор, изменяющий физические свойства прискважинной зоны, образуется глинистая корка на стенках скважины, изменяется сопротивление породы, её плотность, поглощающие свойства нейтронов, скорость распространения упругих волн.
Коэффициент проницаемости зависит от динамической пористости, извилистости поровых каналов, удельной поверхности. Эти параметры определяются по комплексу геофизических данных
Кпр= 4,8 · 10 19 Кп3/ Sф3,3,
где Sф -- удельная поверхность фильтрующих каналов, Кп --динамическая пористость.
Коэффициент проницаемости пропорционален соотношению коэффициента пористости и удельной поверхности пор.
Известно уравнение Козени для пор с цилиндрическими параллельными каналами:
Кпр=Кп3 / 2 Sф
В реальной среде каналы некруглого сечения, извилисты Т, с пленкой связанной воды на поверхности пор.
Кпр=Кп.эф3 / 2Т2·S2ф
Для расчета Кпр каждого литологического типа коллекторов используется своя эмпирическая зависимость.
Разработаны универсальные, хотя и менее точные геофизические способы определения коэффициента проницаемости. Была установлена корреляционная связь между коэффициентом проницаемости и параметрами: коэффициентом глинистости, коэффициентом относительной глинистости. Установлены многие другие эмпирические взаимосвязи параметров для конкретных территорий нефтегазоносных бассейнов.
Определение коэффициентов нефте- и газонасыщения. Для определения этих параметров используют коэффициент водонасыщенности пор κв Тогда в нефтенасыщенном коллекторе определяют коэффициент нефтенасыщения κн = 1 - κв, в газонасыщенном – коэффициент газонасыщения:
κ = 1 - κв
Коэффициент воданасыщенности коллектора определяют по электрометрическим методам с учетом определения коэффициента пористости через определения удельного сопротивления пласта, пластовой воды и эмпирических корреляционных зависимостей.
Определение коэффициентов нефте-и газонасыщения производят по данным нейтронных методов
Рис. 3.5. Кривые высокочастотного электрического каротажа
против пластов разного насыщения.
/—коллектор; 2 — неколлектор; 3 — нефть; 4 — пресная вода; 5 — пластовая вода; замер при начальном насыщении; 7 — замер после заводнения пласта
Рис. 3.6. Кривые тепловых диффузионных нейтронных параметров Т и Z
против пластов разного насыщения
1— коллектор; 2 — неколлектор; 3 — нефть; 4 — вода; 5 — газ; 6 — замер при начальном: лсыщении; 7 — замер после заводнения пласта
Рис. 3.7. Кривые низкочастотного акустического каротажа против
пластов разного насыщения.
/ — коллектор; 2 — неколлектор; 3 — нефть; 4 — вода. Замеры КС, ПС — при i насыщении; замеры акустического каротажа — после заводнения пласта
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.