Определение пористости терригенных пород

В настоящее время коэффициент пористости К_п определяется в основном по удельному сопротивлению; по сопротивлению зоны проникновения; по абсолютным значениям аномалии ПС; по относительным значениям аномалии ПС (А_пс) и по показаниям гамма-каротажа ГК (DI_γ). Два последних метода определения пористости по ГИС наиболее широко используются при подсчете запасов нефти и газа. В настоящей контрольной работе пористость пластов-коллекторов будет определяться по диаграммам ГК.

 

Определение К_п по ПС в терригенных отложениях осуществляют по кривой ПС по методу двух опорных горизонтов, в качестве которых выбираются глинистые породы и карбонатные плотные породы (непроницаемые известняки).

Для определения пористости используется относительная величина амплитуды ПС – А_пс. Для учета влияния мощности пласта на величину амплитуды U_пс.пл вводится поправочный коэффициент k_h, полученный расчетным путем. Для учета влияния нефтенасыщенности пород на величину амплитуды U_пс.пл вводится поправочный коэффициент k_н, определенный по палетке.

С учетом поправочных коэффициентов относительная амплитуда ПС (А_пс) рассчитывается (рис.13) по формуле

 

U_пс.пл 1 1

А_пс = ------- × --- × ---- ,

U _пс.оп k_h k_н

 

где U_пс.пл – аномалия ПС против исследуемого пласта,

U _пс.оп – аномалия ПС против опорного горизонта,

k_h и k_н – поправочные коэффициенты на мощность и нефтенасыщенность.

U_пс можно брать в мВ, сантиметрах, клеточках диаграммной бумаги и в других единицах. Для водонасыщенных коллекторов поправка k_н не вводится. Обычно К_п по ПС определяется лишь в том случае, когда r_с больше 0,3 Ом×м. Если мощность нефтенасыщенного пласта больше 3 м, то обязательно определяется величина r_п, если H < 3 м, то вводят поправку k_н = 0,98.

Для определения пористости коллекторов по ПС строится зависимость А_пс=f(К_п) с использованием лабораторных определений К_п по керну изучаемого месторождения или используются зависимости по соседним (более изученным) месторождениям.

Примечание: К_п = 16,32 А_пс – 0,08 – региональная зависимость А_пс=f(К_п) для терригенных коллекторов С1 месторождений Пермской области.

 

 

Рис.13. Диаграмма ПС в терригенных отложениях визейского яруса:

─ ─ ─ кривая ПС в турнейских известняках, · ─ · ─ · ─ линия «чистых» глин

Определение К_п по ГК. В основе метода определения пористости по ГК лежат корреляционные связи между пористостью терригенных пород и глинистостью К_п=f(С_гл) с одной стороны, и между глинистостью и естественной радиоактивностью горных пород DIg = f(С_гл) – с другой.

Для исключения влияния источника нейтронов в канале НГК, конструктивных особенностей измерительной аппаратуры, а также фона и скважинных условий на показания ГК используются относительные значения гамма-активности пластов-коллекторов – двойной разностный параметр DJg (рис.14). В качестве опорных пластов обычно принимаются, например, плотные известняки турнейского яруса с минимальными значениями ГК (J_gmin) и глины тульского горизонта с максимальными значениями ГК (J_{g max}).

Параметр DJg рассчитывается по формуле

(J_{g пл} – J_{g min} ) ± dJg

DJg = -----------------------------,

J_{g max} – J_{g min}

где J_{g пл} – значение ГК против пласта-коллектора;

J_{g max} – максимальные значения ГК против глин;

J_{g min} – минимальные значения ГК против плотных известняков;

dJg – поправка, учитывающая изменения регистрируемой интенсивности гамма-излучения в зависимости от скорости движения прибора V, постоянной времени интегрирующей ячейки Dt и толщины пласта h. Поправки вводятся для пластов малой мощности согласно формуле h ³4V t / 3600.

 

Рис.14. Расчет DJg по ГК: 1 – глина; 2 – алевролит; 3 – коллектор; 4 – известняк

 

Примечание: К_п = – 32DJg³ +52.5DJg² – 45DJg + 24 – зависимость для терригенных коллекторов месторождений Куединского вала.

 

 

5.2. Определение пористости карбонатных пород