Пласти низького опору (градієнт та потенціал зонди)
Під пластами низького опору розуміють пласти, опір яких значно менший, ніж опір порід.
Рис. 9.6 – Криві у при перетині пластів низького питомого опору.
а—обернений градієнт-зонд; в – обернений потенціал-зонд
Як видно із рисунка 9.6, конфігурація кривих уявного опору для градієнт зондів при h5L складається із відповідних сегментів інтегрального інформаційного сигналу. У міру зменшення протужності пласта площадки постійних значень у над пластом і в підошві пласта (під пластом і в покрівлі пласта) стають нахиленими, опір зростає в точках мінімуму. Із рисунка 9.6 видно, що пласт низького опору виділяється на кривих у градієнт-зондів асиметричною аномалією понижених значень уявних опорів.
Покрівля пласта відмічається на кривих оберненого зонда — точкою мінімуму, а на кривих послідовного зонда — точкою максимуму. Підошва пласта, відмічається відповідно точками максимуму (обернений зонд) і мінімуму послідовний зонд.
При значній величині lг, границі пласта зміщуються відносно точок максимуму і мінімуму кривих на величину Lг/2 від непарного електроду А(М).
При зменшенні потужності пласта площадки рівних значень у на кривих потенціал зондів є нахиленими. Для тонких прошарків мінімальне значення у в центрі пласта зростає і при hLг в зоні мінімуму появляється локальний максимум у.
Запитання за змістом лекції:
Геологічні задачі, які вирішуються за результатами електричних методів?
Які типи провідності притаманні гірським породам?
На які класи діляться гірські породи по величині питомого опору?
Фізична суть, що лежить в основі інтерпретації даних електричних методів.
Від чого залежить форма кривих отриманих в результаті електрометрії свердловин?
6. Які існують способи виділення пластів-колекторів?
ЛЕКЦІЯ № 10
ПОХИБКИ ПРИ ВИЗНАЧЕННІ КОЕФІЦІЄНТА
НАФТОГАЗОНАСИЧЕННЯ ЗА ПАРАМЕТРОМ
НАСИЧЕННЯ (Рн)
Обернено-ступенева залежність між параметром Рн і коефіцієнтом водонасичення Кв=1-Кн робить можливим визначення Кн за параметром насичення (Рн) з високим ступенем точності. Похибка кв при оцінці Кв у n раз (n – показник змочувальності) менше похибки яка виникає при визначенні Рн. Поскільки Кв характеризує об’єм води, як правило, менший за об’єм нафти у порах, то точність визначення Кн ще є більшою.
Наприклад, якщо похибка визначення Рн велика, тобто Рн=50% і Кн=80%, то коефіцієнт Кв для гідрофільних колекторів буде визначений з похибкою (-15)-(+35)%. Ця похибка по відношенню до коефіцієнта Кн забезпечить точність його визначення з відносною похибкою (+3.8) (-9)%. При більш достовірному визначенні Рн похибка відповідно зменшиться. Чим вище коефіцієнт нафтогазонасичення порового простору, тим менша похибка у вимірюванні Кн при заданій допущеній похибці при визначенні параметра Рн.
Мала похибка визначення Кн за даними Рн досягається підвищеною точністю визначення Кн за рахунок більшого числа методів, при допомозі яких визначають коефіцієнт нафтонасичення (Кн).
Визначення коефіцієнта нафтонасичення іншими способами не забезпечує такої точності, як визначення Кн по методу опорів, за такими причинами:
При відборі керну із нафтоносних і газоносних колекторів проникнення фільтрату глинистого розчину у пласт обумовлює зміну коефіцієнта нафтонасичення у декілька раз. При аналізі керну Кн близьке до Кнз, а не до його першопочаткового нафтонасичення.
При бурінні свердловини з використанням розчинів на прісній основі, коефіцієнт Кн достатньо точно визначається тільки у випадку, коли відсутня у колекторі гравітаційна вода, що частково може відтіснятись буровим розчином.
Способи визначення Кн за кількістю зв’язаної води, встановленої методами лабораторного аналізу (центрифугування, капілярного просочування і осушення), у більшості випадків не відповідає умовам нагромадження нафти у поровому просторі колектора, що не забезпечує необхідної точності оцінки Кн.
Коефіцієнт нафтонасичення (Кн), який встановлюється за геофізичними даними, відноситься до об’єму колектора, який у десятки і сотні разів перевищує об’єм керну досліджуваного у лабораторії. Величина Кн, одержана за геофізичними методами, повніше характеризує колектор у цілому.
Коефіцієнт нафтонасичення (Кн) геофізичними методами визначається при термобаричних умовах залягання колектора.