Коллекторов по данным ГИС

Определение пористости терригенных пород

 

В настоящее время коэффициент пористости К_п определяется по следующим геофизическим методам:

1. по удельному сопротивлению пласта ρ_п;

2. по удельному сопротивлению зоны проникновения ρ_зп;

3. по абсолютному значению аномалии ПС;

4. по относительным значениям аномалий ПС А_пс;

5. по показаниям ГК (ΔJ_γ).

Применение первых двух методов ограничено, т.к. зависимость между параметром пористости P_п и коэффициентом пористости К_п получают в результате экспериментальных исследований, т.к. величина P_п очень сильно зависит от минерализации пластовой воды, К_п определяется не точно.

В методах ПС и А_пс предпочтение заслуживает метод А_пс, поскольку в этом случае удается избежать погрешностей в установке масштаба записей.

K_п=f(А_пс)

k_h – поправочный коэффициент за мощность пласта,

k_н – поправочный коэффициент за нефтенасыщенность пласта

Апс определяется по методу двух опорных горизонтов, в качестве которых выбираются плотные непроницаемые породы турнея и глинистые породы малиновского надгоризонта.

U_пс может быть в мВ, в мм, в клеточках. Если пласт нефтенасыщен толщиной менее 3 м, то k_н = 0,98, а если толщина более 3 м, то в пласте определяется его удельное сопротивление ρ_п, затем по специальным палеткам находится k_н. k_н вводится из таблицы поправочных коэффициентов, в ней дается мощность пласта и диаметр скважины.

 

Определение К_п по ГК

 

Определяется двойной разностный параметр ΔJ_γ, два опорных горизонта, снимаются значения ГК против тульских глин и против известняков и доломитов турнея. Определение пористости по ГК осуществляется по зависимости ΔJ_γ=f(К_п^керн). ΔJ_γ – двойной разностный параметр.

,

 

J_γ^пл – значение естественной радиоактивности горных пород против пласта-коллектора,

J_γ^min – наименьшие показания ГК против чистых неглинистых карбонатных пород,

J_γ^max – максимальные показания против глинистых пород,

δJ_γ – поправка за мощность пласта.

 

Определение К_п в карбонатных породах по НГК

 

Обычно пористость в карбонатных коллекторах определяется по НГК по способу двух опорных горизонтов и по кривой водородосодержания. С помощью диаграммы можно определить коэффициент пористости, но с использованием палетки РКС-3. Эта палетка создана на базе моделей коллекторов. . Во все эти значения вводится поправка за глинистость кривой ГК.

K – аппаратурный коэффициент. Для аппаратуры ламповой типа ВС K=0,625, ДРСТ-1 K=0,3, ДРСТ-3 K=-0,2. Все эти значения для имп/мин.

 

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности

 

Определение коэффициента нефтенасыщенности К_н по данным ГИС, как для терригенных, так и для карбонатных пород, чаще всего проводится с помощью данных электрометрии.

По величине пористости нефтенасыщенного пропластка определяется значение параметра пористости Р_п. Р_п=f(К_п). Функция получена по керновым данным в лаборатории физики нефтяного пласта. Далее по известному значению удельного сопротивления пластовой воды ρ_в рассчитывается удельное сопротивление прослоя ρ_вп при условии его 100%-го водонасыщения. ρ_в=0,045 Ом·м. ρ_вп=Р_п·ρ_в.

По удельному сопротивлению нефтенасыщенного прослоя ρ_нп, определенному по кривым кажущегося сопротивления и по рассчитанному значению ρ_вп определяется параметр насыщения этого прослоя

Далее по зависимости Р_н=f(К_ов), определяемой в лаборатории физики нефтяного пласта определяется коэффициент нефтенасыщенности К_н этого прослоя. К_н=1-К_ов.