Оценка глинистости коллекторов - Геологическое строение месторождения

Под пористостью горной породы понимается совокупность пустот (пор) между частицами ее твердой фазы в абсолютно сухом состоянии. Пористость в основном определяет содержание в породах жидкостей и газов и является одним из основных параметров, характеризующих их коллекторские свойства. Количественно пористость оценивается коэффициентами: kПОбщ (общая), kПЭф (эффективная).

Различают пористость общую (абсолютную, физическую), представленную всеми пустотами (как открытыми, так и закрытыми), открытую, образованную открытыми пустотами, сообщающимися между собой и составляющими единую систему пор, и закрытую, образованную изолированными пустотами, не сообщающимися друг с другом и с основной системой открытых пор.

По своему происхождению пористость может быть разделена на первичную и вторичную. Первичная пористость (межзерновая) kП. м представляет собой пустотное пространство между зернами или кристаллами породы, а также между раковинами простейших организмов. Она характерна для всех пород. В процессе диагенеза под влиянием уплотнения отложений и повышения степени цементации первичная пористость пород снижается. Этим объясняется закономерное уменьшение коэффициента пористости kП с глубиной.

Величину кП рассчитывают, зная плотность минерального скелета породы дСк, жидкости (или газа) дЖ, насыщающей поры открытые и закрытые), и породы в целом дП:

(3.3)

Общая пористость характеризуется коэффициентом открытая коэффициентом кПо, закрытая -- коэффициентом кПз:

KП=(дСк-дП)/(дСк - дЖ), (3.4)

Где дП - плотность породы, полученная по диаграмме гамма-гамма каротажа;

ДСк - минеральная плотность скелета породы (для песчаников - 2,65г/см3), определяемая по литологическим данным разреза или по результатам комплексной интерпретации НГК и ГГК;

ДЖ - плотность жидкости заполняющей поровое пространство породы.

Определение объемной плотности по диаграммам ГГМ.

Коэффициент пористости нефтегазоносного коллектора характеризует его емкость. Разработаны геофизические способы определения коэффициента пористости в условиях естественного залегания коллектора, основанные на индивидуальной интерпретации диаграмм отдельных методов и на комплексной интерпретации данных нескольких геофизических методов. Наиболее широко применяются следующие способы определения коэффициентов: 1) общей пористости по данным нейтронного гамма-метода (с учетом глинистости по диаграммам гамма-метода) и гамма-гамма - метода (рассеянного гамма-излучения); 2) открытой пористости по данным метода сопротивлений (с учетом глинистости по диаграммам собственных потенциалов) и по диаграммам собственных потенциалов (в глинистых терригенных коллекторах); 3) общей или открытой (в зависимости от типа коллектора) пористости по данным акустического метода.

Определение межзерновой пористости. Результаты исследований методом сопротивлений используют в основном для определения коэффициента межзерновой пористости гранулярных карбонатных и терригенных коллекторов.

Определение kП по электрическому удельному сопротивлению породы сводится к выполнению следующих операций: а) получению экспериментальной зависимости РП = ѓ(kП) для изучаемого геологического объекта или выбору одной из известных зависимостей, наиболее соответствующих данному объекту; б) установлению электрического удельного сопротивления породы, полностью насыщенной водой, и электрического удельного сопротивления воды, насыщающей породу в зоне исследования геофизическим методом; в) расчету параметра РП и получению соответствующего ему значения kП с учетом глинистости породы и термобарических условий естественного залегания.

зависимости параметра пористости ри от коэффициента пористости а,,, рассчитанные по формуле (ii.7) для различных значении т (шифр кривых)

Рисунок 3.3 Зависимости параметра пористости Ри от коэффициента пористости А,,, рассчитанные по формуле (II.7) для различных значении т (шифр кривых)

№

Пл

НК, м

НП, м

Dc, мм

ГГКп, г/см^3

Дмин ск, г/см^3

Дж, г/см^3

Kп ГГКп

АК, мкс/с

?Т мин ск

?Т ж

? Т гл

K гл

K п АК

ННКтус. ед

In? max

In? min

? In?

Kп ННК

Kп общ

1.

1739

1762

213

2,2

2,6

1,0

0,4

350
    1 170

610

350

27,1

11,3

4

6,5

3,1

0,3

18

9,9

2.

1773

1775

217

2,4

0,2

320

28,3

27,5

3,9

0,25

19

15,6

3.

1776

1780

217

2,3

0,3

320

10,5

27,5

3,4

0,1

30

19,2

4.

1785

1788

219

2,3

0,3

310,

27,3

26,5

3,3

0,1

30

19

5.

1806

1808

218

2,3

0,3

290

22,2

21,5

3,9

0,25

19

13,6

6.

1811

1813

218

2,1

0,5

310

15,4

26,5

3,8

0,2

22

16,3

7.

1814

1820

220

2,25

0,3

310

7,7

26,5

3,9

0,25

19

15,3

8.

1822

1828

217

2,3

0,3

320

8,6

27,5

3,5

0,12

28

18,6

9.

1859

1896

217

2,2

0,4

300

4,5

3,8

4,5

0,4

13

5,8

10.

1896

1915

220

2,25

0,3

280

2,1

1,51

4,5

0,4

13

5

11.

1923

1929

220

2,5

0,12

250

18,1

17,5

6,5

1

1,8

6,5

Похожие статьи




Оценка глинистости коллекторов - Геологическое строение месторождения

Предыдущая | Следующая