Определение пористости и нефтенасыщенности коллекторов по данным ГИС

Определение пористости терригенных пород. В настоящее время коэффициенты пористости K _п определяются, в основном, по следующим геофизическим методам:

– по удельному сопротивлению;

– по сопротивлению зоны проникновения;

– по абсолютным значениям аномалии ПС;

– по относительным значениям аномалии ПС (А_пс);

– по показаниям гамма-каротажа ГК.

В некоторых случаях пористость определяют по скорости распространения упругих продольных волн (АК), по показаниям плотностного гамма-каротажа (ГГК), по плотности нейтронов (ННК), по показаниям искусственного электромагнитного поля (ЯМК) и др., т. к. обычно эти методы ГИС проводятся в единич- ных скважинах изучаемых месторождений [9, 18, 42].

Применение двух первых основных методов ограничено, т. к. зависимость между параметром пористости Р _п (относительным сопротивлением) и коэффициентом пористости K _п получают в ре- зультате экспериментальных исследований и в терригенных отло- жениях с высоким содержанием глинистого материала. Величина Р _п существенно зависит от минерализации пластовой воды, что приводит к значительным ошибкам при определении K _п.

Из двух методов определения K _п по диаграммам ПС предпочте- ния заслуживает метод относительных значений аномалий ПС (А_пс), поскольку при использовании метода абсолютных значений ПС не удается избежать влияния погрешностей в установке масштаба за- писи кривых ПС и в замерах удельного сопротивления бурового раствора. В основе метода определения пористости по ГК лежат корреляционные связи между пористостью терригенных пород и глинистостью K _п= f (С _гл) с одной стороны, и между глинистостью и естественной радиоактивностью горных пород ∆ I _g = f (С _гл) – с дру- гой [9, 41]. Наиболее широко используется методы определения K _п по относительным показаниям ПС и ГК.

Определение K _п по ПС. В терригенных отложениях K _п опре- деляют по кривой ПС методом двух опорных горизонтов, в каче- стве которых выбираются глинистые породы, например малинов- ского надгоризонта, и карбонатные плотные породы (непроницае- мые известняки), например турнейского яруса. Для определения пористости используется относительная величина амплитуды ПС А_пс (рис. 61). Для учета влияния мощности пласта на величину ам- плитуды U _пс.пл вводится поправочный коэффициент k_h, получен- ный расчетным путем, для учета влияния нефтенасыщенности по- род на величину амплитуды U _пс.пл – поправочный коэффициент k _н, определенный по палетке.

 

Рис. 61. Кривая ПС в терригенных отложениях визейского яруса:

----- – кривая ПС в турнейских известняках;

— × — × – линия «чистых» глин

С учетом поправочных коэффициентов относительная ампли- туда ПС (А_пс) рассчитывается по формуле

A =  U пс.пл 1 1,

пс   U    k  k

пс.оп    h н

где U _пс.пл – аномалия ПС против исследуемого пласта; U _пс.оп – ано- малия ПС против опорного горизонта; k_h и k _н – поправочные ко- эффициенты на мощность и нефтенасыщенность.

U _пс можно брать в милливольтах, сантиметрах, клеточках диа- граммной бумаги и в других единицах. Для водонасыщенных кол- лекторов поправка k _н не вводится. Обычно ПС K _п определяется лишь в том случае, когда ρ_с больше 0,3 Ом×м. Если мощность неф- тенасыщенного пласта больше 3 м, то обязательно определяется величина ρ_п, если меньше 3 м, то вводят поправку k _н = 0,98.

Для определения пористости коллекторов ПС строится зави- симость А_пс = f (K _п) с использованием значения K _п, определенного по керну изучаемого месторождения, или зависимостей, характер- ных для соседних, более изученных месторождений.

Определение K _п по ГК. Для исключения влияния источника нейтронов в канале НГК, конструктивных особенностей измери- тельной аппаратуры, а также фона и скважинных условий на пока- зания ГК используются относительное значение гамма-активности пластов-коллекторов – двойной разностный параметр D J _γ. В каче- стве опорных пластов обычно принимаются, например, плотные известняки турнейского яруса с минимальными значениями ГК (J _{γ min}) и глины тульского горизонта с максимальными значениями ГК (J _{γ max}) (рис. 62).

Параметр D J _g рассчитывается по формуле

(J g п л -  J g mi n) ± d J g

D J g =

J g max

,

- J g min

где J _{γ пл}, J _{γ max}, J _{γ min} – значение интенсивности естественной радио- активности по ГК соответственно против пласта-коллектора, глин, плотных известняков; δ J _γ – поправка, учитывающая изменения

регистрируемой интенсивности g-излучения в зависимости от ско- рости движения прибора V, постоянной времени интегрирующей ячейки ∆ t и толщины пласта h. Поправки вводятся для пластов ма- лой мощности согласно формуле h ≥ 4 Vt / 3600.

Для определения K _п по ГК используют зависимость ∆ J _γ = f (K _п)

для изучаемого месторождения.

 

 

Рис. 62. Расчет D J g по диаграмме ГК: 1 – глина, 2 – алевролит, 3 – коллектор, 4 – известняк

Определение пористости карбонатных пород. Пористость пластов-коллекторов в карбонатных отложениях чаще всего опре- деляется по диаграммам НГК способом двух опорных горизонтов и по ННК-Т по кривой объемного влагосодержания W. В первом случае в качестве опорных горизонтов принимаются показания НГК против плотных карбонатных пород (непроницаемых извест- няков и доломитов) интенсивностью J_{n g плот}, например против из- вестняков башкирского и турнейского ярусов, и показания НГК против глинистых пород интенсивностью J_{n γ глин}, например против

глинистых пород верейского и тульского горизонтов. Пористость определяется обычно для проницаемых прослоев (показания J_{n γ пл}) с h = 1 м, для которых не требуется введения поправок на инер- ционность аппаратуры при расчете разностного параметра ∆ J_{n γ}. В принципе, для пластов малой мощности (h £ 3 V /3600) может быть введена поправка на инерционность аппаратуры.

Для получения значения ∆ J_{n g} используют формулу

∆ J n γ = (J n γ пл – J n γ глин)/(J n γ плот – J n γ глин).

Во все эти величины вводятся поправки на глинистость с кри- вой ГК:

J n γ пл = J n γ пл – k J γ пл; J n γ плот = J n γ max – k J γ min; J n γ глин = J n γ min – k J γ max,

где J_{n γ пл} и J _{γ пл} – текущие показания НГК и ГК против интерпрети- руемого пласта-коллектора; J_{n γ max} – максимальные показания НГК против плотных пород; J_{n γ min} – минимальные показания НГК про- тив глин; J _{γ max} – максимальные показания ГК против глин; J _{γ min} – минимальные показания ГК против плотных пород, k – аппаратур- ный коэффициент.

При использовании радиокаротажной аппаратуры с ламповыми счетчиками (ВС) k = 0,625, со сцинтилляционными счетчиками k = 0,3 (аппаратура ДРСТ-1) или k = 0,2 (аппаратура ДРСТ-3).

Полная формула определения ∆ J_{n g} (с поправками) имеет вид

(J n g п л -  kJ g п л) - (J n g mi n -  kJ g m a x)

.

D J n g =

(J n g max -  kJ g min) - (J n g min -  kJ g max)

Все значения J_{n γ} и J _γ переводятся в имп/мин согласно коэф- фициенту перехода, выдаваемому для каждой скважины. При оперативном расчете ∆ J_{n γ} по вышеприведенной формуле показа- ния J _{γ пл} обычно заменяют на фоновые значения J _{γ min}. Для опреде- ления K _п по НГК используют зависимость ∆ J_{n γ} = f (K _п), построен- ную для изучаемого месторождения.

При определении K _п по диаграммам ННК-Т используются мето- дические указания по определению пористости по данным радиока-

ротажа, выполненным аппаратурой РКС-3. При этом интерпретиру- ют не саму кривую ННК-Т, а кривую водородосодержания W.

Определение нефтенасыщенности коллекторов. Определе- ние коэффициента нефтенасыщенности K _н по данным ГИС как для терригенных, так и карбонатных пластов-коллекторов чаще всего проводится по данным электрометрии следующим образом:

По величине пористости нефтенасыщенного прослоя опреде- ляется значение параметра пористости по зависимости Р _п = f (K _п), полученной по керновым данным в лаборатории физики нефтяно- го пласта (см. рис. 10). Далее по известному значению удельного сопротивления пластовой воды ρ_в рассчитывается удельное сопро- тивление прослоя ρ_вп при условии его 100%-ного водонасыщения: ρ_в = Р _п ×ρ_п, где ρ_в – удельное сопротивление пластовой воды, равное 0,045 Ом×м для Пермского Прикамья.

По удельному сопротивлению нефтенасыщенного прослоя ρ_нп (определенному по кривым сопротивления БКЗ или БК) и по значению ρ_вп рассчитывается параметр насыщения этого про- слоя: Р _н = ρ_нп / ρ_вп.

По зависимости Р _н = f (K _о.в), полученной в лаборатории физи- ки нефтяного пласта, определяется коэффициент нефтенасыщен- ности K _н = 1 – K _о.в проницаемого прослоя (см. рис. 11).

ЧАСТЬ ЧЕТВЕРТАЯ