За даними опору зони проникнення пласта

При визначенні пористості за даними питомого опору зони проникнення ρ _зп, параметр пористості Р _п розраховується за формулою для нафтогазонасиченого пласта-колектора:

 

. (2.8)

 

Для водоносного пласта-колектора:

 

. (2.9)

 

Параметр Р _нз зони проникнення визначається за формулою (2.6) з використанням величини К _нз=0.3–0.4.

Опір суміші води із фільтратом промивної рідини ρ _фв, яка заповнює пори у зоні проникнення, залежить від вмісту Z (0.06) залишку пластової води у зоні проникнення. Значення ρ _фв за даними ρ _ф і ρ _в визначається наступним чином:

 

. (2.10)

 

Також величину ρ _ф.в можна визначити за формулою:

 

. (2.11)

Визначення коефіцієнта пористості за даними комплексу методів

Розв’язання поставленого завдання, яке базується на залежностях між фізичними властивостями колекторів, їх глинистістю та нефтегазонасиченям, проводиться наступними способами:

1. За даними методу опору та потенціалів самочинної поляризації. Розв’язання вирішується за допомогою палетки, яка наведена на рисунку 2.3. Вихідними даними є величини K _{п r}= K _{п р}+ K _гл× r _в/ r _гл і a _ПС=D U ^¥_ПС/D U ^¥_{ПС гл=0}=1- h _гл при r _в/ r _гл= const.

Рисунок 2.3 – Палетка залежностей a _ПС= f (K _{п r}) при фіксованих значеннях K _гл й K _{п р}

2. За даними ультразвукового та гамма-гамма-методів. Для рішення задачі використається палетка, одна із варіантів якої наведена на рисунку 2.4, а для випадку, коли K _{п gg} і K _{п АК} зв’язані з K _п і K _гл наступними залежностями: K _{п gg}= K _п+0,1× K _гл і K _{п АК}= K _п+0,6× K _гл, характерними є для досить ущільнених піщаних колекторів з розсіяним включенням глинистого матеріалу. Розміщення точки з координатами K_{п gg} і K_{п АК} у полі координатної сітки K_п= const і K_гл= const визначає невідомі K_п і K_гл.

Рисунок 2.4 – Палетки для визначення коефіцієнтів K_п і K_гл за K_{п gg} і K_{п АК} (а) і K_{п gg} і K_{п n} (б)

3. За даними нейтронного гамма-каротажу та гамма-гамма-каротажу.

Палетка для визначення K _п і K _гл за значеннями K _{п gg} і K _{п n} (Рис. 2.4, б) складена для рихлих колекторів і умов, коли K _{п n}= K _п+0,4× K _гл і K _{п gg}= K _п+0,2× K _гл.

У випадку нафтогазонасичених колекторів при використанні палеток для оцінки коефіцієнта пористості за даними нейтронних і гамма-гамма-методів рекомендується вносити виправлення у величини d _п і K _{п n} за вплив нафтогазонасченя пор. Для цього замість вимірюваних величин d _п і K _{п n} беруться їх виправлені значення:

 

; (2.12)

, (2.13)

де

 

; (2.14)

. (2.15)

 

В останніх двох формулах d і H – густина і водневий еквівалент вуглеводнів; d _ф і H _ф – густина і водневий еквівалент фільтрату промивної рідини; C _V — об’ємна концентрація солей у даній суміші.

Виправлення K_{п n d} вводиться за зміну густини газонасиченої породи щодо її значення при заданому водневому вмісті у водонасиченому стані. Поправка K_{п n d} зростає зі збільшенням коефіцієнта пористості та перебуває в складній залежності від водневого еквівалента заповнювача порового простору H _з=(1- K _г) H _ф+ K _г H _г (при K _н=0). За даними Ф. Сегесмана і О. Ліу дана поправка задовольняє рівнянню наступного виду:

 

(2.16)

 

і сягає максимуму в області H _з»0,5. Виправлення K_{п n d} може бути розрахована за наведеною формулою або представлена у вигляді палеток.

У неглинистих газоносних породах із внесенням виправлення K_{п n d} і густину заповнювача порового простору:

 

(2.17)

 

за даними нейтронного та гамма-гамма- методів отримаємо:

 

(2.18)

і густина заповнювача:

 

(2.19)

 

де H _ф і d _ф – водневий еквівалент і густина фільтрату промивної рідини. Отже,

 

, , (2.20)

, (2.21)

 

звідки

 

. (2.22)

 

Остання формула для колекторів, що не містять рідких і твердих вуглеводнів, може бути приведена до наступного виду:

, (2.23)

 

що дозволяє уточнити значення коефіцієнта пористості.

У тих випадках, коли зона проникнення фільтрату промивної рідини містить у поровом просторі нафту і газ у невідомих співвідношеннях, то для виключення їх впливу на визначення K _п за даними K _{п n} і K _{п gg} наближено припускають:

 

(2.24)

4. За величинами K_{п n} і a _ПС за номограмою, яка приведена на рисунку 2.5, при досить близьких значеннях електричних питомих опорів колектора, вміщуючих порід і промивної рідини оцінити K _п за відомими параметрами K _{п n}, w _гл і a_ПС (при a_ПС=0,4, K _{п n}=25 %, w _гл=0,4 маємо K _п=15,6 % (побудова abcde)).

Комплексування різних геофізичних методів дозволяє істотно підвищити точність визначення K _п у неоднорідних за літології колекторах та одночасно встановити ймовірну їх літологію.

---

Дата добавления: 2016-01-04; просмотров: 15; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!