Оценка коэффициента пористости по каротажу скважины

Коэф.пористости определяют по данным каротажа сопротивления, акустического каротажа, нейтронного гамма-каротажа(НГК) и гамма-гамма- каротажа(ГГК), ПС

По каротажу сопротивления: в основе определения коэфф-та открытой пористости коллекторов лежит использование корреляционной связи между относительным сопротивлением пласта Р и коэфф-том пористости k_п : Р=f (k_п )

Величина Р может быть найдена по сопротивлениям: неизменной части водоносного пласта ρ_вп ;

зоны проникновения ρ_зп; промытой части ρ_пп продуктивного пласта.

1) Р= ρ_вп / ρ_в , где ρ_вп – уд.сопротивление пласта полностью насыщенного водой(за контуром залежи),определяют по диаграммам БКЗ, индукционного каротажа и больших градиент- или потенциал-зондов. ρ_в – уд.сопротивл. пластовой воды,вычисляют по данным хим.анализов отобранных проб.

На основании полученных результатов вычисляют Р и по кривым зависимости Р=f (k_п ) определяют k_п. Для данного способа характерен ряд погрешностей, связанных с точностью определения сопротивления ρ_вп малого значения и наличием в порах некоторого количества нефти и газа.

2) Р= ρ_зп / (ρ_вф Р_но)_, где ρ_зп -определяют по диаграммам БКЗ, малых градиент- и потенциал-зондов. ρ_вф – уд.сопротвл. смеси фильтрата глинистого раствора и остаточной пластовой воды, рассчитывается по ф-ле: ρ_вф= (ρ_ф/ ρ_в)/(z(ρ_ф /ρ_в -1)+1), где ρ_ф – уд.сопротивл. фильтрата глинистого раствора; z- фактор смешения, принимаемый в зависимости от коллекторских свойств пласта от 0,01 до 0,2.

3) Р= ρ_пп / ρ_{ф *}П_* Р_но , ρ_пп –определяют по диаграммам бокового микрокаротажа или микрозондов.

П- коэфф.поверхностной проводимости, находят по специальной палетке. Р_но- параметр остаточного нефтенасыщения, обычно = 1,6.

По кривой ΔТ акустического каротажа: k_п определяют на основе линейной связи между ΔТ и k_п:

k_п=(ΔТ- ΔТ_ск)/(ΔТ_ж – ΔТ_ск), где ΔТск-интервальное время для минерального скелета,которое получают применительно к данному типу разреза в пределах 141(доломит)-182 мкс/м (песчаник слабосцементированный); ΔТ-интервальное время против пласта по данным акустич-го каротажа; ΔТ_ж – интервальное время для жидкости в порах,которое выбирают с учетом концентрации воды в исследуемом объеме породы и температуры.

k_п может быть определена графически по линейной зависимости ΔТ =f (k_п ). Способ определения k_п по данным акустического каротажа дает наилучшие результаты в породах с k_п 15% при учете глинистости в порах, остаточного нефте- и газонасыщения и условий естественного залегания коллектора- давления, температуры на глубине залегания пласта.

По НГК: основой для определения k_п является прямое соответствие между водородосодержанием (пористостью) в пластах,не содержащих глинистого материала и минералов с химически связанной водой, и показаниями НГК. Поэтому с наибольшим успехом этот способ применяют для оценки коэф.пористости в карбонатных отложениях. Определения проводят с использованием зависимости I= f (k_п ),полученных путем измерения на моделях пластов различной пористости.

В терригенном глинистом разрезе (как и в карбонатном глинистом) для получения k_п по диаграммам НГК необходимо знать объемную глинистость k_гл (находят по диаграмме НГК)и содержание кристаллизационной воды в глинистом материале (в лаборатории). Для карбонатных пород сложного типа (трещинно-кавернозные,смешанные): определение k_{п общ} выражается в получении межзерновой пористости k_пмз ,которая неэффективна,т.к. содержит связанную воду, и вторичной пористости k_пвт – эффективной,служит аккумулятором нефти и газа. Разделение k_{п общ} на k_пвт и k_пмз выполняют на основании комплексной интерпретации НГК (определяют k_{п общ}) каротажа и акустического каротажа (определяют k_пмз). Отсюда k_пвт= k_{п общ} - k_пмз. Значительные погрешности в определении k_п могут быть из-за наличия в карбонатных отложениях включений гипса и присутствием в порах коллектора остаточного газа.

По ГГК: оценка коэф.пористости основана на связи плотности пород δ_п с коэф.пористости:

k_п=(δ_ск-δ_п)/(δ_ск-δ_ж), где δ_ск – минеральная плотность скелета породы(для песчаников=2,65 г/см³),

δ_п – плотность порды, полученная по диаграмме ГГК, δ_ж –плотность жидкости, заполняющей поровое пространство породы.

По ПС: Суть м-да заключается в наличии зависимости Кп.ч (чистого песчаника) и Кп гл от глубины залегания. На диаграммах ПС определяют положение линии глин и линии песчаника.

Традиционное обоснование: определение Кп по αпс. Оно основывается на установлении зависимости αпс от Кп. αпс=a*Кп+b. Физические основы: αсп рассматривается как функция глинистости αпс→f(Кгл) и Кп является f(Кгл). С увеличением Кп глинистость уменьшается.

Ограничения: 1.при Нпл<1,6-1,2м ампл-да ПС искажается и пористоть занижается;

2.метод не работает в интервалах карбонатизации (при карбон-ии 5-6% начинается искажение);

3.не применим для определения оценки Кп углей.

Гидрофобизация коллекторов приводит к занижению αпс и определений Кп.

(альфа пс=0 в глинах)