Определение коэффициента пористости

Методика определения коэффициента пористости (Кп) по данным ГИС выбирается в зависимости от типа коллектора и характе­ристик промывочной жидкости.

Коэффициенты пористости (Кп) коллекторов опреде­ляются по материалам ГИС и на образцах пород, отобранных из керна при бурении скважины, либо из ее стенки сверля­щим керноотборником на кабеле.

В неглинистых терригенных и карбонатных коллек­торах, разбуренных на ПЖ различного состава, Кп определя­ется отдельно по материалам АК, НК, гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГКП) или в любом сочетании перечисленных методов. В скважинах, пробуренных на водных ПЖ, ориентиро­вочные сведения о Кп получают также по материалам ЭК по удельному сопротивлению промытой зоны (ρпп) или в водонасыщенных частях пластов ниже ВНК или ГВК и за конту­ром залежи.

В глинистых терригенных и карбонатных коллек­торах, разбуренных на пресной водной ПЖ (удельное сопро­тивление ρс ПЖ превышает 0,2 омм, а отношение ρс/ρв>5), пористость определяется по комплексу материалов АК, НК, ГГКП, ГК, ПС. Ориентировочные сведения о пористости по­род получают также по материалам ЭК. При бурении сква­жин на минерализованной (ρс <0,2 омм, ρс/ρв>5) или токонепроводящей ПЖ значения Кп определяются по комплек­су материалов АК, НК, ГГКП, ГК.

В коллекторах со сложной структурой порового пространства по материалам ГИС должны определяться об­щая пористость (Кп) и, при необходимости, пористость мат­рицы (Кп.м).

В полиминеральных порово-каверновых коллек­торах Кп и Кп.м определяются по комплексу материалов НК, ГГКП, АК или НК, ГГКП, ЭК.

В полиминеральных порово-трещинных коллекторах по комплексу материалов АК, НК, ГГКП определяется общая пористость (Кп). Ориентировочная оценка трещинной пористости может быть выполнена по материалам ЭК, полу­ченным на двух ПЖ различной минерализации.

В скважинах, пробуренных на токонепроводящих раство­рах, коэффициент пористости определяется по материалам ИК и диэлектрического каротажа (ДК).

Петрофизическое обоснование для определения Кп должно устанавливать зависимость геофизических характерис­тик (ά_пс, Δt, δ, W, ΔIγ, ρп) от величин обшей и меж­зерновой пористостей, минерального состава скелета породы, типов и объемов цементирующих минералов и от порозаполняюших флюидов (минерализованная вода, нефть, газ). Петро­физическое обоснование включает зависимости "керн-керн" и "керн-геофизика", в том числе полученные в условиях, моде­лирующих пластовые.

Значения пористости, найденные по материалам ГИС, должны быть обоснованы результатами ее измерения на представительных образцах керна из интервалов с высо­ким (более 80%) его выносом.

В случаях, когда определение Кп не реализуется по данным ГИС, коэффициенты пористости определяются на представительных образцах керна.