Лабораторна робота №4 визначення коефіцієнта пористості колекторів за даними електричних методів

4.1 Мета та завдання роботи

Метою лабораторної роботи є ознайомитись із методикою визначення коефіцієнта пористості порід-колекторів за даними методів електричного каротажів.

Завданням лабораторної роботи є визначити коефіцієнт пористості порід-колекторів за даними комплексної інтерпретації БКЗ, БК, ІК із використанням АС “Геопошук”.

4.2 Теоретичні відомості

Коефіцієнт пористості гірських порід можна визначити за допомогою різних електричних або радіоактивних методів дослідження розрізів нафтових і газових свердловин. Однак ефективність цих розрахунків в конкретних геологічних умовах для різних методів неоднакова. При вивченні піщано-глинистих порід-колекторів достовірні результати отримують за даними електричних методів, а при вивченні гранулярних карбонатних порід – радіоактивних методів. Визначення коефіцієнта пористості тріщинних порід проводиться по результатам комплексної інтерпретації електричних і радіоактивних методів дослідження розрізів свердловин. Однак найбільш частіше для визначення коефіцієнта пористості використовують електричні методи.

Визначення коефіцієнта пористості за даними опору незміненої частини пласта. За таких умов пористість гірських порід визначається по кореляційній залежності Р_п=f(К_п) (рис. 4.1). В найпростішому варіанті дану залежність можна представити у наступному вигляді:

_, (4.1)

де Р_п – параметр пористості, або так званий відносний опір;

К_п – коефіцієнт пористості, д.од.;

а і m – структурні елементи, які залежать від типу породи, характеру її насичення та структури порового простору.

1 – рихлі пісковики; 2 – слабозцементовані пісковики; 3 – середньо-зцементовані пісковики; 4 – рихлі вапняки; 5 – вапняки та доломіти крупнокристалічні, середньо ущільнені; 6 – вапняки та доломіти щільні, тонкокристалічні

Рисунок 4.1 – Осереднені криві залежності параметра Р_п від коефіцієнта пористості K_п для піщаних (а)

І карбонатних (б) порід

Дані структурні елементи визначаються лабораторним шляхом. Для теоретичних розрахунків приймається, що а=1, а m=2.

Так званий параметр пористості, або як ще називають відносний опір для водоносних пластів визначають за формулою:

, (4.2)

де ρ_вп – опір водоносного пласта при його 100 %-вому насиченні водою, Ом·м;

ρ_в – опір води, яка насичує даний пласт, Ом·м.

Питомий електричний опір водоносного пласта знаходиться за даними таких методів, як БКЗ, БК та ІК, а пластової води – за даними лабораторних аналізів, або даних методу ПС.

Визначення коефіцієнта пористості за даними опору промитої зони пласта. При використанні опору промитої зони пласта ρ_пп для чистого неглинистого водоносного колектора параметр пористості Р_п визначається за формулою:

, (4.3)

де ρ_ф – опір фільтрату промивної рідини, Ом·м. Він визначається за допомогою спеціального графіка (рис. 4.2).

У глинистому колекторі параметр пористості рівний:

, (4.4)

де П_п – параметр поверхневої провідності, який враховує зміну параметра Р_п в залежності від мінералізації пластової води.

Параметр П_п визначається для заданого питомого опору фільтрата промивної рідини ρ_ф, враховуючи глинистість колектора С_гл, або геофізичні параметри (α_пс, ΔІ_γ), які побічно залежать від глинистості.

У чистому неглинистому нафтогазоносному колекторі параметр пористості рівний:

, (7.5)

де Р_нз – параметр залишкового нафтогазонасичення у промитій зоні пласта.

Шифр кривих – ρ_ф, Омм

Рисунок 4.2 – Залежність питомого електричного опору фільтрата промивної рідини від опору промивної рідини при різних тмпературах

Величина Р_нз визначається по формулі:

, (4.6)

де К_нз – коефіцієнт залишкового нафтогазонасичення у промитій зоні пласта-колектора. Зазвичай наближено К_нз=0,2–0,3.

Для заглинизованого колектора у формулу (4.5) в знаменнику вводять параметр П_п:

. (4.7)

Визначення коефіцієнта пористості за даними опору зони проникнення пласта. При визначенні пористості за даними питомого опору зони проникнення ρ_зп, параметр пористості Р_п розраховується за формулою для нафтогазонасиченого пласта-колектора:

. (4.8)

Для водоносного пласта-колектора:

. (4.9)

Параметр Р_нз зони проникнення визначається за формулою (4.6) з використанням величини К_нз=0,3–0,4.

Опір суміші води із фільтратом промивної рідини ρ_фв, яка заповнює пори у зоні проникнення, залежить від вмісту Z (0,06) залишку пластової води у зоні проникнення. Значення ρ_фв за даними ρ_ф і ρ_в визначається наступним чином:

. (4.10)

Також величину ρ_ф.в можна визначити за формулою:

. (4.11)