КС для неглинистых пород:
а) водонасыщенные породы изотропные
ρвп=Pп*ρв, Pп – параметр пористости
В чистых не глинистых г/п Р не зависит от ρв
Рп= ап / Кпm,
ап – коэф (0,4 – 1,4)
m – структурный показатель, зависящий от формы поровых каналов (1,3 – 2,4), хар-ет степень сцементированности г/п
график
б) Анизотропные водонасыщенные породы (В слоистых породах уд сопр в направлении, параллель наслоению ρвп||, отличается от его значения, измеренного в направлении, перпенд к наслоению ρвп,┴. Такие породы наз-ся анизотропными по уд сопр. Заметно в глин-х сланцах, мергелях др)
ρвп,┴> ρвп|| всегда
Степень анизотропии породы оцен-ся λа – коэф анизотропии
λа = √ ρвп,┴/ ρвп|| ,
а величина ее удельного сопротивления характеризуется:
ρвп.ср=√ ρвп,┴ * ρвп||
в) Нефтегазонасыщенные породы
ρн.п=f(Кв,Кн,Кг, хар распр в поровом пространстве, ρв, Кп, стр-ры г/п)
Рн= ρн.г / ρвп
ρн.г – уд сопр породы, поры которой заполнены нефтью (газом) и остаточной водой.
|
|
ρвп - уд сопр той же породы при условии 100 % - ного заполнения ее водой
Рн – показывает во сколько раз увел уд сопр породы насыщ н или г при частичном заполнении ее пор водой, и наз-ся коэф увеличения сопр. Для неглинистых пород Рн зависит не только от степени их насыщения водой, но и от хар распред-я в поровом проср воды, н и г. В связи с этим величина Рн часто наз-ся Параметром насыщения:
Рн=ап / Квп
Рн – параметр насыщения
ап –эмперический коэф близкий к 1
п –показатель, хар структуру токопроводящих каналов н/гнасыщ породы, зависит от хар-ки смачиваемости породы
Гидрофильные 1,8<п<2,1
Частичногидрофильные п>2 и 3-5
Гидрофобные п>5
ρн.п=Рн* ρвп=Рн*Рп* ρв
график
КС для глинистых пород:
П=Рп.пресн/Рп.пред
Рп.пред/Рп
П=f(Сгл, ρж)
П≤1
При ρж→0, П→1,
Рп.пресн=Рп,
ρвп.гл=Рп.гл* ρв=П*Рп*ρв
В чистых коллекторах П=1
ρнп.гл=Рн*Рп*ρв*П
П=f(глинистость,ρж)
график
Б)Нефте-газо насыщенные породы
ρ нп(гл)= Рп*Рн*П*ρв
в) слоистые коллекторы
тонкое переслаивание, анизатропная среда
1/ρп пач=χгл/ρгл+(1-χгл)/ρпесч
χ= hгл/Hпач
если водонасыщенный песчаник ρпесч заменяем на ρ нп
Определение ВНК в большинстве модификаций нейтронных методов основано на аномальных нейтронных свойствах хлора, содержащегося в пластовых водах. Различие в показаниях нейтронных методов против нефтеносного и водоносного пластов уменьшается с уменьшением хлоросодержания, т. е. с уменьшением пористости пласта или минерализации пластовой воды. Достаточно надежно определить водонефтяной контакт по данным ННМ-Т и НГМ можно лишь в высокопористых коллекторах (kП > 15 – 20 %) при минерализации вод не менее 150 — 200 г/л. При этом применять лишь один НГМ (или один ННМ-Т) можно только в пластах, однородных по пористости и глинистости. В этом случае эффект на водонефтяном контакте, обусловленный различием содержания хлора, не маскируется колебаниями показаний за счет изменения водородосодержания (пористости и глинистости) пород. Совместное применение НГМ и ННМ-Т позволяет выделить водонефтяной контакт в более неоднородных пластах. Это связано с тем, что изменение водоро-досодержания вызывает на диаграммах НГМ и ННМ-Т изменение одного знака, тогда как цри изменении содержания в породах хлора изменение на диаграммах может быть разного знака.
|
|
Другой способ учета и исключения влияния колебаний пористости или глинистости пласта на показания – это сравнение кривой НГМ (или ННМ-Т), зарегистрированных в разное время. Поскольку пористость и глинистость пород в процессе разработки месторождения не меняются, то правильно проэталонированные диаграммы, зарегистрированные в разное время, расходятся лишь против интервалов, которые обводнились за время между двумя замерами. Если кривые не эталонированы в сопоставимых единицах; их совмещают против явно непродуктивного интервала путем изменения масштаба и смещения одной из кривых. Пример выделения обводнявшихся интервалов таким способом приведен на рис. 2, б, где совмещены два замера НГМ с двухлетним интервалом. В промежутке между двумя замерами обводнился интервал 1815 – 1817,5 м.
Для повышения надежности выделения пластов, изменивших свое насыщение между двумя замерами, проводят графическое сопоставление показаний двух замеров. По совокупности 20 — 30 точек для пластов с существенно различными показаниями НГМ и ННМ-Т и явно одинаковым насыщением проводят среднюю линию I и подсчитывают среднеквадратическое отклонение точек от нее о. Ниже и выше средней линии на расстоянии двух значений о проводят еще две линии II и III. Если точка для исследуемого пласта лежит в полосе между линиями II и III, то считается, что его насыщение между двумя линиями II и III, то считается, что его насыщение между двумя разновременными измерениями не изменилось. Если точки для них лежат выше (для НГМ) или ниже (для ННМ-Т) этой полосы, то с вероятностью 95% пласт считается обводненным.
Импульсные нейтронные методы обладают большей чувствительностью к содержанию хлора в порода и позволяют определять ВНК при минерализации пластовых вод выше 40 — 50 г/л, а в благоприятных условиях — даже при минерализации 20— 30 г/л. Положение контакта четко отмечается как по кажущемуся среднему времени жизни нейтронов т, так и непосредственно по показаниям ИННМ при большом времени задержки (1,1 мс). Однако показания 1пп больше, чем t, подвержены влиянию изменений «ближней зоны» и литологии пласта.
При больших колебаниях пористости или глинистости пород ИННМ комплексируют с методами НГМ и ННМ-Т (или ГМ и СП). Так, при резких изменениях kП его значения по данным ННМ, ГГМ или другого метода ГИС сопоставляют с декрементом затухания плотности поля тепловых нейтронов λ. По совокупности точек для пластов с известным насыщением проводят линию λ, разделяющую продуктивные и водоносные пласты. Менее точно такую линию можно провести и теоретически, рассчитав зависимость λВП = f (kП) для водоносных пластов и отклонение Δλ, – за счет изменения состава скелета и погрешностей измерений.
Для выделения пластов, обводняемых пресной водой (ниже 20 г/л при kП = 30% и 50 — 70 г/л при kП ≈ 10%), описанные способы непригодны. Такие пласты могут быть обнаружены путем закачки активированных растворов, избирательно проникающих в водоносную и нефтеносную части пласта.
|
|
В пластах, обводненных пресной водой, фильтрат соленого раствора, контактирующий с пресной пластовой водой, опресняется быстрее по сравнению с нефтеносными пластами, в которых соленая вода в зоне проникновения сохраняется гораздо дольше. Поэтому, проводя измерения ИННМ или ИНГМ через время, достаточное для опреснения зоны проникновения в обводненных пластах, можно выделять нефтеносные части пласта по обратному эффекту, т. е. по более низкому значению среднего времени жизни нейтронов по сравнению с обводненными пластами.
Определение газонефтяного и газоводяного контактов нейтронными методами основано на меньшем содержании водорода в газе по сравнению с водой и нефтью. Благодаря этому на диаграммах всех нейтронных методов газоносный пласт отмечается повышенными показаниями по сравнению с нефтеносными или водоносным пластами. Однако повышенными показаниями на диаграммах нейтронных методов отмечаются также и низкопористые (плотные) породы. Чтобы отличить их от более пористых газонасыщенных коллекторов, можно использовать данные других методов, зависящие от пористости (ГГМ-П или AM).