3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ
ГОРНЫХ ПОРОД
Физические свойства жидкостей и газов, заполняющих поры горных пород, существенно отличаются от свойств твердой фазы породы. Это дает возможность определять коэффициент пористости. Используются три параметра: значение для коллектора с заполненным флюидом пористым пространством, значение параметра скелета горной породы и значение параметра флюида. Чем меньше будет пористость горной породы, тем меньшее отличие будет наблюдаться между параметром горной породы и величиной этого параметра твердой фазы горной породы.
Метод электрического сопротивления.
Рассчитывается фиктивный параметр пористости Рп:
1) по отношению удельного сопротивления коллектора rвп к сопротивлению пластовых вод:
Рп= rвп / rв
Коэффициент пористости Кп определяют по величине фиктивного параметра пористости Рп. Удельное сопротивление коллектора rвп полностью насыщенного водой определяют по диаграммам больших зондов ненарушенной части пород. Удельное сопротивление пластовой воды rв горизонта измеряют лабораторными методами. По зависимости Рп=f (Кп), полученной в лаборатории в результате статистической обработки данных, определяют коэффициент пористости. Этот метод применим для определения коэффициента пористости в законтурной части залежи.
2) по отношению электрического удельного сопротивления промытой породы rпп к сопротивлению фильтра промывочной жидкости
Рп= rпп / rф.
Величину удельного сопротивления промытых пород rпп определяют по микрозонду. Удельное сопротивление фильтра rф определяют по палеткам построенным по экспериментальным данным удельного сопротивления бурового раствора.
3) по отношению удельного сопротивления зоны проникновения фильтрата rзп к сопротивлению промывочного фильтрата rф
Рп= rзп / rф
Указанные удельные сопротивления определяются по значениям кажущегося сопротивления измеренного различными зондами rк (rэф) и данным бокового каротажного зондирования. Удельное сопротивление фильтрата определяется в лаборатории по номограммам и графикам при интерпретации данных метода ПС.
При определении пористости различают три типа коллекторов:
1.чистый неглинистый коллектор
2. глинистый коллектор с рассеянным включением глинистых материалов
3. глинистый коллектор со слоистым включением глин.
В каждом случае учитывают влияние глинистости на сопротивление пород. Точность определения пористости коллектора по данным метода сопротивления составляет 10 – 20 %.
Метод ПС. Величина потенциала самопроизвольной поляризации пористого пласта прямолинейно зависит от диффузионно-адсорбционной активности породы и ее глинистости. Определяют параметр электрохимической активности:
αсп = Еs / Емах,
где Еs – значение потенциала самопроизвольной поляризации пласта равное DUсп при бесконечной мощности пласта, Е мах – максимальная статическая амплитуда ПС в чистом коллекторе.
Между параметром αсп и К п – существует тесная зависимость, построены палетки.
Нейтронные методы (ННК - НГК). Интенсивность замедления нейтронов в горных породах находится в прямой зависимости от содержания водорода (воды и углеводородов). Т.е. зависит от пористости породы и степени насыщения пор водой, нефтью или углеводородными газами. Так как глины содержат воду и заполняют пористое пространство, то глинистость породы является негативным фактором в определении пористости. Нейтроны с энергией в 14 МэВ в течение десятков (сотен) микросекунд сталкиваясь с ядрами химических элементов породы теряют энергию до теплового состояния 0,025 эВ. Процесс протекает 102 – 105 мкс.
Нейтроны поглощаются породой и испускают гамма-кванты. Процесс поглощения нейтронов характеризуется средним временем жизни тепловых нейтронов. Кроме водорода активными замедлителями нейтронов является хлор, марганец, ртуть.
Для определения коэффициента пористости породы применяют нейтронные методы. В породах, не содержащих в скелете минералов химически связанной воды (кристаллизационной) объемное влагосодержание wправно коэффициенту общей пористости Кп.общ.
wп = Кп.общ
При наличии кристаллизационной воды коэффициент общей пористости меньше влагосодержания на величину объема связанной воды. Связанную воду содержат глины, глинистые карбонаты, гипс.
К п.общ = wп - wгл Кгл,
где wгл – объемное содержание связанной воды в глине данной породы, Кгл – коэффициент объемной глинистости породы.
Для нахождения коэффициента пористости используют зависимость интенсивности принятого нейтронного или гамма излучения от коэффициента пористости (влагосодержания)
J = f (Kп)
При этом следует иметь в виду наличие зависимости поглощения нейтронов присутствием хлора в минерализованной воде.
Преимущество нейтронных методов определения пористости в возможности работы в обсаженных скважинах, нефтенасыщенных коллекторах, независимостью определения от структуры коллектора.
Недостаток нейтронных методов в зависимости точности оценки от содержания кристаллизационной воды, изменения диаметра скважины, толщины глинистой корки, наличия газонасыщенности.
Поглотителями нейтронов являются водород и хлор. В среде с 20% пористостью время жизни тепловых нейтронов 110 мкс, в нефтяных пластах оно значительно больше – до 300 мкс. Эта разница времени поглощения нейтронов водой и нефтью дает возможность применять импульсный нейтронный каротаж для отбивки ВНК.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.