3.2 Выделение пластов коллектаров

№ Пл	Нк, м	Нп, м	h, м	dc, мм	dn, мм	ГК, мк Р/ч	ГГКп, г/см^3	ННКт, ус.ед.	БК, Ом*м	МБК, Ом*м	ПС, мВ	ИК, Ом*м	АК, Ом*м
1.	1739	1762	23	213	215,9	9	2,2	4	2,1	5,2	250	3	350
2.	1773	1775	2	217	215,9	8	2,4	3,9	1,7	3	280	2,5	320
3.	1776	1780	2	217	215,9	9	2,3	3,4	1,7	3,1	210	2,4	320
4.	1785	1788	3	219	215,9	9	2,3	3,3	1,6	3	220	2,3	310
5.	1806	1808	2	218	215,9	8	2,3	3,9	1,9	3,5	150	2,5	290
6.	1811	1813	2	218	215,9	7	2,1	3,8	1,8	4,2	150	2,3	310
7.	1814	1820	6	220	215,9	7	2,25	3,9	1,7	4	150	1,6	310
8.	1822	1828	6	217	215,9	7	2,3	3,5	1,6	5	150	1,3	320
9.	1859	1896	37	217	215,9	5	2,2	4,5	2,5	10	420	7	00
10.	1896	1915	19	220	215,9	5	2,25	4,5	2,5	5	390	1,5	280
11.	1923	1929	6	220	215,9	8	2,5	6,5	4	10	220	1,3	250

3.3 Оценка коэффициента глинистости

Необходимость определения содержания глинистых частиц в породе вызвана рядом причин:

1 На поверхности глинистых частиц формируется двойной электрический слой с аномальными свойствами, который влияет на физические свойства пород и может занимать значительную долю порового пространства;

2 Глинистые минералы содержат химически связанную воду и адсорбируют радиоактивные элементы, в результате чего влияют на нейтронные характеристики пород и их естественную радиоактивность;

3 С повышением глинистости резко ухудшаются коллекторские свойства пород, от чего зависит их способность быть коллекторами.

Существуют следующие способы для оценки глинистости: по данным керна (гранулометрический анализ) и по данным методов глинистости (СП, ГК).

Объемная глинистость определялась по палетке Ларионова с использованием двойного разностного параметра рассчитанного по кривой ГК, которая, в свою очередь, корректировалась за диаметр скважины; толщину пласта, скорость измерения и постоянную интегрирующей ячейки.

При количественной интерпретации показания ГК пересчитывались в двойной разностный параметр, как наиболее устойчивый. Оценка двойного разностного параметра гамма-метода (J_) проводилась по формуле:

J_= , ( 3.2)

где J_min, J_max – минимальное и максимальное показания гамма- метода в опорных пластах, J_ – показание ГМ в исследуемом пласте.

В качестве Jγ_min приняты показания ГМ в плотном чистом пласте известняка, который хорошо прослеживается по площади;

Jγ_max – показания ГМ в глинах, залегающих в подошве кунгурского яруса, которые повсеместно прослеживаются по площади.

В качестве критического значения ΔJ_гр принято 0.2. Пропластки обладающие ∆J≤ΔJ_гр, могут быть включены в разряд коллекторов, если при этом они имеют Кп ≥ Кп_гр.

Основным назначением гамма-метода при изучении разрезов скважин нефтяных и газовых месторождений являются литологическое расчленение разреза и определение глинистости. Осо­бенно важна роль гамма-метода как метода глинистости при изучении разрезов скважин, заполненных соленым раствором, когда метод СП малоинформативен.

Рисунок 3.2 Обобщенные зависимости ∆I_γ = f(C_гл)

Глинистость межзернового терригенного коллектора характеризуется долей минерального скелета породы, которая представлена глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции с размерами зерен d_з < 0,01 мм.

	№ Пл	Нк, м	Нп, м	h, м	dc, мм	dn, мм	Iɤ, мкР/ч	Iɤmax, мкР/ч	Iɤmin, мкР/ч	Δ Iɤ	Cгл ГК,д. ед.	Uпс (ОО), мВ	U пс, мВ	Е пс, мВ	α пс	C гл ПС, доли единицы
	1.	1739	1762	23	213	215,9	9	11,5	4,3	0,64	38	600	260	260	0,72	50
	2.	1773	1775	2	217	215,9	8			0,5	29		280	280	0,57	55
	3.	1776	1780	2	217	215,9	9			0,64	38		220	220	0,69	49
	4.	1785	1788	3	219	215,9	9			0,64	38		230	230	0,67	47
	5.	1806	1808	2	218	215,9	8			0,64	38		150	150	0,80	35
	6.	1811	1813	2	218	215,9	7			0,36	12		150	150	0,80	35
	7.	1814	1820	6	220	215,9	7			0,36	12		150	150	0,80	35
	8.	1822	1828	6	217	215,9	7			0,36	12		150	150	0,80	35
	9.	1859	1896	37	217	215,9	5			0,1	5		430	430	0,42	68
	10.	1896	1915	19	220	215,9	5			0,1	5		390	390	0,37	65
	11.	1923	1929	6	220	215,9	8			0,5	29		230	230	0,57	47

3.3 Оценка глинистости коллекторов

3.4 Оценка коэффициента пористости

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: k_п^общ (общая), k_п^эф (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) k_п.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 k_п с глубиной.

Величину к_п рассчитывают, зная плотность минерального скелета породы δ_ск, жидкости (или газа) δ_ж, насыщающей поры открытые и закрытые), и породы в целом δ_п:

(3.3)

Общая пористость характеризуется коэффициентом открытая коэффициентом к_по, закрытая — коэффициентом к_пз:

k_п=(δ_ск–δ_п)/(δ_ск – δ_ж), (3.4)

где δ_п – плотность породы, полученная по диаграмме гамма-гамма каротажа;

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

δ_ж – 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 k_п по электрическому удельному сопротивлению породы сводится к выполнению следующих операций: а) получению экспериментальной зависимости Р_п = ƒ(k_п) 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 Р_п и получению соответствующего ему значения k_п с учетом глинистости породы и термобарических условий естественного залегания.

Рисунок 3.3 Зависимости параметра пористости Р_и 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	δмин ск, г/см^3	δж, г/см^3	kп ГГКп	АК, мкс/с	∆Т мин ск	∆Т ж	∆ Т гл	k гл	k п АК	ННКтус.ед	Inɤ max	Inɤ min	∆ Inɤ	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