2015-04-01
3064
Основой для определения коэффициента открытой пористости kп по данным метода сопротивлений является связь между удельным сопротивлением полностью водонасыщенной породы 
, параметром пористости (относительным сопротивлением) Рп и удельным сопртивлением воды 
, насыщающей породу.
Различают способы определения kп по удельному сопротивлению коллектора за контуром залежи, по удельному сопротивлению промытой зоны и зоны проникновения коллектора.
Определение k 
по величине
1. Определяют удельное сопротивление коллектора , полностью насыщенного водой, в одной из законтурных скважин по диаграммам электрических зондов с большим радиусом исследования.
2. Рассчитывают удельное сопротивление пластовой воды изучаемого продуктивного горизонта.
3. Вычисляют параметр Р по формуле Р 
.
4. По зависимости Р = f(k ), полученной для исследуемого класса коллекторов в лаборатории на водонасыщенных образцах породы с учетом пластовых условий, определяют значение k , соответствующее вычисленному параметру Р .
Определение k по величине 
1. Определяют величину по диаграмме одного из микроэлектрических методов, предпочтительнее МБК.
2. В продуктивном коллекторе полагают, что порода в промытой зоне насыщена фильтратом бурового раствора и остаточной нефтью или газом, содержание которых характеризуется коэффициентами остаточного нефтенасыщения kон или газонасыщения kог. В соответствии с этим величина выражается формулой
=P 
, (5.1)
где Pон - параметр остаточного нефтенасыщения (в газоносном коллекторе вместо Рон используют Pог - параметр остаточного газонасыщения), причем эти параметры связаны соответственно с kон или kог соотношениями
P 
, P 
. (5.2)
3. Рассчитывают параметр Рп по формулам:
P 
, P 
. (5.3)
4. Выбирают зависимость Рп = f(k ) для исследуемого класса коллектора, полученную экспериментально. По выбранной зависимости определяют величину k , соответствующую вычисленному параметру Рп. Для водоносных коллекторов решение задачи упрощается - величину Рп рассчитывают по формуле
Р 
, (5.4)
следовательно, информация о k 
и 
не требуется.
Определение k по величине 
Величину k по известному значению находят по той же схеме, что и по . Различия состоят в следующем.
1. Величину определяют по данным электрических методов с несколько большим радиусом исследования по сравнению с микрозондами - по диаграммам малых зондов БЗ или зонда ближней зоны.
2. В формулах (5.3) расчета Р вместо используют , а вместо 
- величину 
- удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора с остаточной пластовой водой, не вытесненной из зоны проникновения. Определение k по можно разбить на два этапа.
Сначала рассчитывают фиктивный параметр пористости Р 
по формуле 
, (5.5)
Затем находят истинное значение Р умножением Р на поправочный коэффициент q:
q= 
(5.6)
Для водоносного коллектора параметр Р по величине рассчитывают по формуле Р 
. (5.7)
Используемая в формулах (5.6), (5.7) величина определяется выражением 
, (5.8)
где z -доля остаточной пластовой воды в зоне проникновения.
Для расчета при заданных значениях и обычно используют эмпирические зависимости 
, составленные для различных классов межзерновых коллекторов.
Определение k по ГГК
Это определение проводят для пород известного минерального состава по соотношению k 
, связывающему общую 
и минералогическую 
плотности пород и плотность 
жидкости, насыщающей поры. Для водоносных и нефтенасыщенных пород принимают равной плотности фильтрата ПЖ в ЗП, так как глубинность исследований незначительна. В газонасыщенных породах влияние остаточного газа занижает вычисленные значения пористости.
В породах известного состава, поры которых заполнены жидкостью, абсолютная погрешность определения k составляет ±2%. По сравнению с другими видами каротажа значения пористости, вычисленные по ГГК, менее подвержены влиянию глинистости, вследствие близости плотностей кварца (2,65 г/см) и глин (2,2-2,5 г/см).
Определение k по АК
Это определение проводят по уравнению среднего времени k 
, где 
и 
- интервальные времена в минеральном скелете породы и жидкости, заполняющей поры.
Интервальное время имеет фиксированные значения: 170 мкс/м в чистых песчаниках с глинистым цементом, 182 мкс/м в песчаниках и алевролитах при объемной глинистости 5-30 %, 155 мкс/м в известняках, 142 мкс/м в доломитах. Для пород, сложенных двумя- тремя минералами, определяются промежуточные значения , если известно примерное содержание отдельных минералов.
В продуктивных интервалах найденные по уравнению значения kп исправляют за влияние остаточной нефти и газа, для чего их соответственно умножают на коэффициент 0,9-0,95 и 0,8. Абсолютная погрешность определения по АК пористости пород известного литологического состава составляет 1.5-2%.
