Определение коэффициента пористости Содержание 1 Коэффициент пористости

Определение коэффициента пористости

Содержание: 1. Коэффициент пористости, типы пористости 2. Петрофизические связи 3. Определение пористости по данным отдельных методов (АК, НК, ГГКП, ПС, ЭК, ЯМР) 4. Определение пористости по комплексу ГИС 5. Рекомендации по определению пористости в различных условиях 6. Достоверность определения пористости

1. Коэффициент пористости – отношение объёма пор к общему объёму породы Типы пористости: • Межзерновая (гранулярная) • Трещинная • Каверновая • Эффективная Кп, эф = Кп(1 -Кво) • Динамическая Кп, д = Кп(1 -Кво-Кно) непостоянна, зависит от свойств нефти • Открытая – сообщающиеся пустоты • Закрытая – изолированные пустоты (обычно очень малая часть) • Первичная образуется при осадконакоплении - межзерновая • Вторичная образуется в результате тектонических, тепловых и химических процессах – трещинная и каверновая

2. Петрофизические связи Кп определяется на основе связей для выделенных литотипов между Кп и геофизическими характеристиками : • Индивидуальных (Кп – метод ГИС) • Комплексных (Кп – комплекс ГИС) • Интерпретационные модели – приближенные, желательно обоснование по результатам исследований керна • «Керн-керн» - при подъёме керна сохраняться свойства пород, а при измерениях имитироваться пластовые условия • «Керн-ГИС» - более надежны

2. Петрофизические связи Связи «керн-керн» Необходимо: • Сохранение коллекторских и физических свойств пород • Проводить измерения в термобарических условиях, имитирующих пластовые, либо пользоваться соответствующими поправками • В качестве насыщающей жидкости использовать пластовую воду или её модель

2. Петрофизические связи Связи «керн-ГИС» • Толщина пластов для надежного определения геофизических характеристик > 1. 5 м • Вынос керна > 80% • Плотность анализов > 3 -5 шт/м • Привязка керна к ГИС: - По сопоставлению измерений геофизической характеристики на керне с одноименной кривой ГИС (АК, ГК) - Сопоставление Кп по ГИС с Кп по керну - По сопоставлению литологического описания керна с диаграммами ГИС Примеры привязки керна к ГИС

2. Петрофизические связи Построение связей Количество используемых образцов должно обеспечивать получение надежной зависимости во всем диапазоне Кп, как правило, 30 – 100 штук. Для сокращения объема выборки, отбираются из области наиболее тесной связи между Кп и Кпр

2. Петрофизические связи Прямая, обратная и средняя регрессии Построение связей Чем сложнее уравнение, тем: лучше интерполяция но хуже экстраполяция Зеленый – МНК

3. Определение пористости по данным отдельных методов ГИС Акустический каротаж • Глинистость – увеличивает или уменьшает t в зависимости от характера распределения глинистых частиц в породе (чаще уменьшает) • Уплотнение породы уменьшает t • Каверновая пористость по АК занижена т. к. акустические волны огибают каверны. t в трещинах увеличивается т. к. сжимаемость трещин выше, чем у межзерновых пор. • Нефтенасышенность как правило влияет незначительно. Газонасышенность может оказывать значительное влияние в высокопористых породах при небольшой зоне проникновения Примеры: Уравнение среднего времени: t = tск *(1 -Кп) + tж *Кп Зависимость для неокомских отложений Западной Сибири учитывающая глинистость через пс: t = 0. 175 c. Кп^2( пс-0, 05)^0. 5+180 зависимость «керн-керн» :

3. Определение пористости по данным отдельных методов ГИС Нейтронный каротаж Показания НК зависят от поглощающих и замедляющих по отношению к нейтронам свойств пород. Основные элементы оказывающие наибольшее влияние – H, B, Fe, Cl. Содержание водорода: Вода, нефть Кп(НК) = Кп + w*Кгл Глинистые минералы w 0, 5 Другие минералы, газ при низких давлениях Единицы измерения: имп/мин усл. ед. Кп(НК) Для определения Кп(НК): • Вводятся поправки за влияние технологических и геологических факторов. Факторы, учет которых затруднен: содержание в породе глинистого, углистого материалов и гипса, газонасыщенность, минерализация пластовых вод. • Определяется двойной разностные параметр по НК • Сопоставление кривых по НК с пористостью по керну

3. Определение пористости по данным отдельных методов ГИС Плотностной каротаж = ск (1 -Кп) + ж Кп ж = фильтрата бурового раствора (при невысоких Кнго и достаточно широких зонах проникновения в продуктивных коллекторах) ск – от 2, 55 до 2, 87 г/см 3 Кп(ГГКП) = Кп + а*Кгл, а 0, 1 – 0, 2

3. Определение пористости по данным отдельных методов ГИС Каротаж ПС ПС позволяет проводить оценку Кп в терригенных глинистых коллекторах с рассеянной глинистостью применении глинистых ПЖ Благоприятные условия: • Постоянная минерализация и хим. состав пластовых вод и фильтрата ПЖ • Однородность минерального состава глинистого цемента • Наличие мощных пластов чистых песчаников и глин для определения пс Поправки: • За ограниченную мощность пласта • За соотношение УЭС пласта и вмещающих пород При больших и малых Кп наблюдается выполаживание. Перспективно использование комплекса пс и НК, ГГКП или АК для определения Кп и Кгл. ! Отрицательные аномалии наблюдаються в низкопористых песчаниках с карбонатным или силикатным цементами

3. Определение пористости по данным отдельных методов ГИС Электрический каротаж Определение в межзерновых коллекторах: Pп – параметр пористости, не зависит от в Глинистые коллектора: Pп – зависит от в Pп, ф = Pп П, П 1 • В водонасыщенных - по вп и в • В водонасыщенных и продуктивных - по зп и ф Недостатки: недоучет вытесниных флюидов, ненадежное определение параметров, используемых при расчете Определение в трещинных и каверновых: Приближенные формулы, необходимо знать УЭС матрицы породы Выполняются при Кп, тр и Кп, кав << Кп, м При заполнении трещин и пор пресным фильтратом оценка Кп, тр и Кп, кав невозможна

3. Определение пористости по данным отдельных методов ГИС ЯМР – единственный метод позволяющий получить информацию о распределении пор по размеру • Исследования керна методом ЯМР (информация для обработки диаграмм) • Получение исходной релаксационной кривой ядерной намагниченности • Её преобразование в дифференциальное распределение пористости • Преобразование в интегральное распределение пористости • Построение связей ЯМК-ЯМК (Кп - Кп, эф) и ЯМК-ГИС (Кп пс) Модификации: • В сильном искусственном поле • В поле Земли (только Кп, эф)

4. Определение пористости по комплексу ГИС Позволяет получить Кп и литологический состав, таким образом исключая влияние литологии Кп определяется на основе решения системы уравнений. Компоненты системы (компоненты скелета и цемента, флюиды, типы пористости) выбираются в зависимости от разреза Параметры компонентов определяются по теоретическим, экспериментальным данным, либо «настраиваются» по данным шлама и Кп по керну Палетки (АК-НК, НК-ГГКП, ГГКП-АК) это системы из трех уравнений В двух минеральных чистых межзерновых породах Кп по этим парам равны Используя три метода можно получить Кп и 3 минеральных компонента

Определение состава пород и выбор компонентов для моделей облегчается при использовании кросс-плотов величин, которые в меньшей спепени зависят от пористости.

5. Рекомендации по определению пористости в различных условиях • В слабо уплотненных неглинистых породах – ГГКП-НК (т. к. затруднительно оценивать по АК) • В терригенных глинистых – отдельно по ГГКП, по АК с учетом глинистости (например АК-ПС), ГГКП-НК с определением Кп и Кгл, как исключение по ПС, АК-НК – неэффективно из-за одинакового влияния глинистости • В карбонатных глинистых – по ГГКП-АК-НК, т. к. необходимо определять три компонента (известняк-доломит-Кгл) • В кавернозных – ГГКП-НК (т. к. каверны не влияют на АК, по АК можно определить долю межзерновой пористости)

6. Достоверность определения пористости На основе сравнения Кп по ГИС и керну В «хороших» условиях абсолютная погрешность определения пористости составляет 2 -2. 5 % Погрешность определения средней пористости – уменьшается в корень из количества единичных определений