Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторо (стр. 22 из 33)
Интерпретация данных НКТ. При интерпретации данных НКТ выделение пластов, у-, отсчет показаний и их исправление за влияние интегрирующей ячейки (поправка за υτя) проводят так же, как и при ГК. Затем вычитают естественный фон, определяют кажущеюся пористость пласта по палеткам зависимости I/Iв от knдля чистого водоносного известняка и соответствующего диаметра скважины, учитывают нестандартность скважинных условий (учитывается влияние ПЖ которое складывается из различных параметров: водородного индекса раствора юр, его плотности δр, излучающей способности υp и сечения поглощения тепловых нейтронов Σз.р, зависящего в основном то содержания хлора и железа, влияние промежуточного слоя - глинистая корка или отход прибора от стенки), учитывают особенности пласта (вводится поправка за основной минеральный состав скелета, за глинистость, за примеси элементов с высоким сечением поглощения нейтронов, за влияние остаточного газонасыщения в зоне проникновения, за температуру и давление в пласте и скважине).
Количественное определение коэффициентов газонасыщенности по данным стационарного НМ основано на использовании уравнения
kг = (kп – kп,K+kгл ωгл + Δωпл)/[ kп(1-ωг)].(2.1)
Поскольку Δωпл зависит от kги эта зависимость пока не аппроксимирована соответствующими формулами, kгнаходят методом последовательных приближений. Сначала определяют первое приближение kгполагаяΔωпл— 0; далее вычисляют приближенные значения по формуле (2.1.) и находят первое приближение Δωпл и второе приближение kг.Подобный процесс продолжают до получения устойчивых значений kг.
Погрешность определения kппо стационарным нейтронным методам в разных условиях составляет примерно 1,5 - 3,5 %.
Интерпретация данных ГГП каротажа. ГГП используют для определения плотности горных пород δ, регистрируя относительно жесткое гамма-излучение (более 0,15 МэВ). Основное назначение ГГП в нефтяных и газовых скважинах - определение kп.
Если плотность твердой фазы δтв и заполнителя пор δж не зависит от kп, то
kп=(δск-δ)/( δтв- δж).
Если твердая фаза двухкомпонентная (скелет + примесь), то
kп = ( δск - δ)/( δск- δж)+(δприм-δск)• kприм/(δск-δж), где kприм - доля примеси
(глинизация, нерастворимый остаток, доломитизация и т.п.) в объеме породы; δск и δприм- плотность скелета и примеси.
В газоносных пластах следует учитывать остаточную газонасыщенность kг.о, зоны проникновения и вместо δж использовать δ ж= δж - kг.о (δж - δг), где δг - плотность газа.
Интерпретация акустических методов
Стандартный акустический метод.
Определение коэффициента пористости. Основа метода определения коэффициента пористости пород - наличие тесной взаимосвязи между величинами Vp (или Δτ) и kп. В однородной и изотропной идеально упругой среде скорость распространения упругих волн определяется значением модуля Юнга Е, коэффициента Пуассона υ, плотностью δп-Плотность пористой среды зависит от коэффициента пористости :
δп = δтв-(δтв- δ3)*kп,(2.2)
Где δтв - плотность твердой фазы, т.е. зерен , слагающих скелет породы;
δз - плотность заполнителя порового пространства.
В горных породах связь между фазами, слагающими породу, недостаточно совершенна. По этой причине зависимость Vp от υ и δп , а следовательно, и от kпотклоняется от закона.
На основании экспериментальных и теоретических исследований сред с несовершенными связями предложен ряд выражений, устанавливающих зависимость скорости (интервального времени) распространения продольных волн от пористости.
Наиболее простые из них следующие:
уравнение среднего времени, полученное М. Вилли, А. Грегори и Л. Гарднером,
Δτп = Δτтв + ( Δτ3 - Δτтв)•kп;(2.З.)
уравнение степенной связи, предложенное В.Н. Дахновым,
Δτп = Δτтв+kпmп(Δτз- Δτтв)+kглmгл •( Δτз- Δτтв) ,(2.4.)
где Δτтв - интервальное время в твёрдой фазе породы; mп и mгл - показатели, зависящие соответственно от структуры и степени цементации коллектора, изменяющиеся от 0,7 до 1,5 и возрастающие с увеличением уплотнения.
В основу уравнений (2.З) и (2.4) положена линейная зависимость между скоростью (или интервальным временем) и пористостью. В них не учитывается влияние горного и пластового давлений, хотя их роль возрастает с уменьшением пористости.
Для пористых сред, содержащих глинистые включения в порах, получено уравнение, позволяющее учитывать особенности упругих свойств изучаемых пород и влияние всестороннего сжатия на скорость упругих волн:
,(2.5)где μ - коэффициент, учитывающий относительное содержание и сжимаемость глинистых частиц; βтв, βп, βз - коэффициенты сжимаемости соответственно твёрдой фазы минералов, слагающих скелет породы, объёма порового пространства и его заполнителя.
Уравнение (2.5) определяет зависимость между скоростью Vpи кппород с совершенной связью между твёрдой и жидкой фазами. Условие совершенства связи хорошо удовлетворяет низкопористым трещинным, трещинно-кавернозным карбонатным коллекторам.
Коэффициент пористости в неглинистых коллекторах можно определить одним из следующих способов.
1. Устанавливают величину kп по экспериментальным зависимостям VP = f(kn),полученным по представительной коллекции керна, с учётом эффективного давления и температуры, характерных для данного разреза.
2. Применяют статистические уравнения, выражающие зависимость интервального времени от пористости и глубины залегания пород, которая служит косвенным показателем термобарических условий изучаемого разреза.
Предложенные способы дают возможность оценивать коэффициент пористости с высокой точностью. При подсчёте запасов предпочитают второй способ, поскольку при использовании статистических уравнений систематические ошибки минимальны.
Погрешность оценок kпи Δτп может быть существенно снижена до (1.5-2%) при использовании данных нескольких методов ГИС ,т.е. путем применения уравнений множественной корреляционной связи.
3.Используют уравнения (2.4) с дальнейшим введением поправок за уплотнение (эффективное давление) и нефтегазонасыщенность.Данный способ наиболее распространен на практике. Получают следующее выражение для kп:
kn= (Δτп - Δτтв)/( Δτз- Δτтв),(2.6)
которое справедливо для пород с мономинеральным составом скелета при насыщении пор одним флюидом.
Степень влияния различных параметров, входящих в уравнение (2.6), на точность оценки kпне одинакова, интервальное время в заполнителе порового пространства зависит от состава флюидов и изменяется в зависимости от температуры и давления (глубины залегания). Для водных растворов оно определяется достаточно точно по эмпирическому выражению:
Δτ = 710•(1-1,2-10-3•p)/(1+2,2•10-3-1,65•10-5•t2)•(1+5.5•10-4•Св),(2.7)
где Св - минерализация, кг/м3; р- давление, МПа; t- температура 0С.
Наибольшие ошибки при определении kпвозникают из-за неверной оценки интервального времени в твердой фазе породы, соответствующего скорости Vp при kп —> 0.
Существует несколько способов определения Δτтв:
1. Использование значений Δτтв, полученных для определенных минералов в атмосферных условиях. Однако такой подход в некоторых случаях может привести к значительным погрешностям, поскольку диапазон изменения скоростей в твердой фазе литологически однотипных пород даже при атмосферных условиях довольно широк и может изменяться в зависимости от состояния поверхности зерен и акустическогоконтакта между ними.
2. Линейная экстраполяция зависимости Δτ=f{kп)к нулевой пористости, основанная на сопоставлении скорости, измеренной в скважине, с величинами kп, определенными на керне при сплошном его отборе.
3. Сопоставление интервального времени и удельного электрического сопротивления породы, полученного по результатам записи экранированным зондом. В этом случае по оси абсцисс откладывают Δτп в линейном масштабе, а по оси ординат - значения ρк в масштабе у = ρк–1/2. Интервальное время Δτтв находят в результате экстраполяции полученной зависимости до пересечения с осью ординат в точке ρк >∞. Такой способ рекомендуется использовать для глинистых, нетрещиноватых пород.
Опыт использования уравнения (2.З) показывает, что оно дает удовлетворительные результаты для сцементированных слабоглинистых пород (Сгл<5-10%) с межзерновой пористостью более 20% при насыщении пор водой и эффективном давлении ≥40МПа. Если же эти условия не соблюдаются, то необходим учёт влияния названных факторов на изменяемые величины скорости (или интервального времени).