Расчет пористости по ГИС

Слайд 2

Пористость горных пород (г.п.) один из важнейших параметров в нефтегазовой геологии. Знание K_п (коэффициент пористости) необходим для подсчетов запасов С_хН_у (углеводородов).

Пористость г.п. – совокупность пустот (пор), заключенных в г.п.. Объем породы составляет сумму объема скелета и пор породы.

V_п=V_ск+V_пор K_п= V_пор / V_п

Пористость подразделяется на общую (абсолютную) и открытую (взаимосвязанную). Общая – это сумма всех возможных пор в породе. Её чаще всего определяют методом Мельчера. Открытая – сумма взаимосообщающихся пор. Её определяют методом Преображенского. Наиболее ценной для нефтяников является эффективная пористость. Под ней понимают открытую пористость за вычетом объёма связанной воды. То есть тот флюид который потенциально можно извлечь. На сегодняшний день он извлекается на 30-40%. Пустотное пространство г. п. делится на: межзернистое, трещиноватое и кавернозное.

Слайд 3

При разведке нефтяных и газовых месторождений и оценке в них запасов используют результаты изучения пористости керна(что очень дорого и не совсем корректно, так как параметры керна измеряются в поверхностных условиях) и по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Определение пористости по ГИС производится следующими методами: Аккустический (АК), электрометрия (ПС, ПЗ, БКЗ, ИК, БК, МКЗ), радиоактивные (ННК, НГК, ГГКп), ЯМК. Каждый из методов «хорошо» работает при определённых условиях и определённом виде разреза.

Слайд 4

Электрометрия. Входит в стандартный каротаж, проводится во всех скважинах и не один раз. K_п определяется методами самопроизвольной поляризации СП, где принцип основан на связи K_п=f(α_пс) и методами сопротивления, где пористость находится на основании связи K_п=f(P_п).

Слайд 5,6

Подсчет К_п по методу СП поводиться при соблюдении следующих условий: постоянство минерализации пластовой воды, постоянство амплитуды ПС и постоянство цементирующего материала. Интерпретация ПС для определения К_п. проводиться по следующей схеме: сначала выделяем линию глин, проводим линию чисты песков, оцениваем ΔU_пс, вносим поправки ΔU_пс->E_пс(ΔU_пс^∞), считаем α_пс= E_пс/ E_пс^оп(max) , находим К_п по графику зависимости α_пс=f(К_п). К_п по ПС можно считать при соблюдении условия, что при 0,3< α_пс <0.6, это связано с нечеткой связью α_пс с К_п.

Недостатки ПС

1). Метод применяется в основном в терригенных разрезах с установленной связью К_п и К­_г

2). Для колл. высокой пористости точность определения К_п невелика из-за недостатка тесной связи между α_пс и К_п. при больших значениях последнего.

3). Существенное влияние на точность метода оказывает минеральный состав коллектора и вмещающих пород, что требует составления графика α_пс =f (К_п) для конкретных геологических условий.

Слайд 7

Подсчет К_п по методам сопротивления сводится к связи K_п=f(P_п.). Этот способ применяют для определения К_n межзерновых коллекторов терригенных и карбонатных отложений. Определение K_п производится различными методами сопротивления в зависимости от глубины проникновения фильтрата бурового раствора и от глубинности метода. Есть методики определения К_п по данным ρ_вп и ρ_в, ρ_пп и ρ_ф – проводится методами микрозондирования, ρ_зп и ρ_в.ф.- проводится методом БКЗ или при комбинации других методов сопротивления.

Слайд 8

Определение K_п по данным ρ_вп и ρ_в в водоносных коллекторах определяется преимущественно, когда проникновение фильтрата промывочной жидкости относительно невелико и такие методы как БКЗ, ИК, БК дают возможность оценить ρ_вп с достаточной степенью точности. Для коллекторов чистых и слабоглинистых, насыщенных водами высокой минерализации, поправка за глинистость не велика и часто не учитывается. Тогда вычисляем:

Р_п= ρ_вп / ρ_в = а/ K_п ^m - Арчи-Дахнова

(a,m эмпирические величины), определяем K_п по шкале номограммы.

Слайд 9

В случае глинистых коллекторов и насыщенных водами низкой минерализации K_п оценивается одним из следующих способов

По зависимости Р_п = f(К_п), полученной в лаборатории при насыщении образцов коллектора водами соответствующей минерализации.

По палеткам Р_{п. фикт} = f(К_п), рассчитанным с учетом влияния проводимости глинистых частиц и структуры коллектора.

Путем введения поправки за поверхностную проводимость и вычисления истинного значения Р_п по формуле: Р_п = ρ_вп / ρ_в*П_п с последующим расчетом K_п по палетки или номограмме для не глинистых коллекторов.

Слайд 11,12,13

Определение K_п по данным ρ_пп и ρ_ф определяется микрозондами или стандартным градиент- и потенциал-зондами небольших размеров, влияние глинистых частиц учитывается путем введения поправки за поверхностную проводимость П_{п. пп} и последующего расчета Р_п по формуле:

Р_п= ρ_пп / ρ_ф *П_{п. пп.}.

П_{п. пп} находится по палеткам.

Слайд 14

K_п по данным ρ_зп и ρ_в.ф определяется по данным БКЗ, а K_п считается по параметру пористости

Р_п= ρ_зп / ρ_в.фП_п(ρв.ф.)

К преимуществам определения K_п по данным электрометрии относятся: возможность измерения исходного геофизического параметр ρ_п, ρ_зп,ρ_пп различными модификациями метода (БКЗ, ИК, БК,МКЗ) и тем самым повышает точность его оценки. Возможность измерения ρ_п в различных объемах изучаемых пород, что позволяет установить характер неоднородности коллектора по пористости. Резкая связь Р_п =f(K_п) позволяет определить K_п с достаточно высокой точностью даже при больших погрешностях расчета Р_п (10-20%)

К недостаткам метода относятся: существенное влияние глинистости. Возможность больших погрешностей при оценке K_п газонефтенасыщенных коллекторов, влияние структуры порового пространства. Необходимость внесения множества поправок.

Слайд 15

Нейтронные методы определения К_п

По данным нейтронных методов НГК, ННКТ определяют объемное водородосодержание ω_п терригенных и карбонатных пород, коллекторов и не коллекторов с любой структурой порового пространства. В породе, не содержащей в скелете кристализационной воды ω= К_{п. общ.}

Слайд 16

В методе двойного разностного параметра К_п рассчитывается по следующим формулам

•

Где А`_ny значение в точке или по пласту, а и соответственно минимальное и максимальное значение в интервале исследования (должно быть выбрано в пределах одного стратиграфического горизонта или конкретно выбранном интервале для данного разреза), коэффициенты a, b, c, d эмпирические величины.

 

 

Слайд 17

В двухзондовом способе коэффициент пористости определяется по зависимости К_п от величины А_γ, полученного зондами различных размеров, и по величине α_п декремента затухания поля нейтронов

1. α_п=А_мз /А_бз ; К_п=f(α_п)

2. L величина кажущегося значения длины переноса нейтронов, и L=f(W)

К преимуществом 2-х зондового метода является то, что он позволяет избежать влияния глинистой корки, минерализации пл.вод.

Слайд 18

Определение К_п по ГГКп основан на тесной функциональной связью между δ_п и К_п и на обратной зависимостью между интенсивностями γ-излучения источника γ-квантов, рассеянной породой и её электронной плотностью

δ _п=(1- К_п)δ_ск+ К_пδ_ж

К_п=(δ_ск- δ _п)/(δ_ск- δ _ж)

 

Слайд 19

К преимуществам оценки К_п по данным нейтронных методов относятся: 1). Возможность определения К_п как в открытых так и обсаженных скв.;

2). Возможность оценки К_п в нефтенасыщенных коллекторах;

3). Независимость точности определения К_п от структуры коллектора

К недостаткам оценки К_п по данным нейтронных методов относятся:

1). Зависимость точности оценки К_п от содержания кристаллизационной и гидроскопической связанной воды;

2). Существенное влияние на измеряемые величины А_γ температуры, d_с,толщина глинистой корки, водородосодержание и минерализация промывочной жидкости

3). Ошибки в условиях газонасыщенных коллекторов

Слайд 20

Акустические методы определения пористости необходимы для оценки К_п трещиноватых коллекторов.

Δt= К_пΔt_ж+(1- К_п)Δt_ск

К_п=(Δt-Δt_ск)/(Δt_ж –Δt_ск)

Δt сильно зависит от глинистости

Δt=(1-К_п-К_гл) Δt_ск+К_глΔt_гл+К_пΔt_ж

К_п зависит от направленности трещин в породе.

Слайд 21,22

Ядерно-магнитный метод определения К_п

ЯМК – это уникальный метод спектральной пористости, позволяющий изучать структуру порового пространства и регистрировать сигнал непосредственно от пластовых флюидов. Начальная амплитуда ЯМК - область под кривой Т₂ или так называемое эхо-сигнала, пропорциональна числу протонов водорода, содержащихся в поровых флюидах. Пористость по ЯМК(суммарная, эффективная, связанная с глинистой компонентой) – основной результат исследования. В определенной степени она не зависит от матрицы породы, и является источником информации о спектральном распределении пустотного пространства. Данные по ЯМК служат в основном для расчета количества связанной воды и ИСФ (индекс свободно флюида). ЯМК калибруют так, что быстрые времена спада, связанные с микропористостью в глинах не регистрировались.

Сигнал записанный в скважине, разделяют на две составляющие с целью отделить поры не большого размера не пропускающие углеводороды. Для разделения используют граничное значение распределения времени спада Т₂. для песчаников Т₂=20-35 мкс, а для карбонатов Т₂ = 90-100 мкс

На ЯМК сильное влияние оказывают ферромагнитные минералы и каверны в скважине.

Слайд 23,24

 

Слайд 25

Заключение

Ни один из методов ГИС не является прямым методом определения пористости. Они измеряют поля, которые в разной степени являются функцией от пористости. Для увязки данных ГИС проводятся связи керн-ГИС. Каждый метод определения пористости ГИС имеет свои ограничения и технологические сложности измерения и интерпретации. Необходимо развивать и совершенствовать технологии определения К_п методами ГИС для более точного и достоверного определения пористости

 

 

---

Дата добавления: 2015-12-17; просмотров: 110; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!