Визначення коефіцієнту глинястості гірських порід за даними геофізичних досліджень свердловин

По Андрюхе. Оцінити глинистість можна за допомогою методів PS і ГК.

Метод PS дозволяє визначити ступінь заглинизованості пластів:

h_гл=К_гл/К_п+К_гл, де К_гл=С_гл(1-К_п), де С_гл - вагова глинистість, К_гл – об’ємна глинистість.

Для побудови статистичної моделі необхідна репрезентативна вибірка зразків керну. Для отримання залежності:

1) відбираються ті свердловини для яких є лабораторні визначення глинистості по керну і діаграми PS

2) проводять ув’язку даних по глибинах

3) проводять геофізичну обробку кривої PS: у виділених інтервалах проводять лінію нуля і знімають зареєстровані відліки DU_пс

Якщо пласт тонкий і високоомний то вводять поправку за потужність і опір. З цією метою вирішується пряма задача n_сп=DU_пс/E_pss, n_сп=f(r_п, h, d_c, Д_зп, r_вм). Результатом стали спеціальні поправочні криві:

Цю інформацію розбивають на дві частини: перша послужить для побудови моделі “керн-геофізика” y=f(x), ; друга для перевірки, підставляючи в це рівняння DU_пс замість х. При цьому замість DU_пс вводиться величина , далі будується залежність

Визначення глинистості по ГК. Побудова моделі (залежності) Іg«К_гл.

1) виділяються інтервали можливих колекторів,

2) беруть дані аналізу керну (С_гл або К_гл), відбираємо ті інтервали які зміщені геофізикою (2 статистики)

3) визначаємо потужність, знімаємо відліки Іg^max, вводимо необхідні поправки

4) вибираємо опорний пласт і проводимо стандартизацію

5) в системі координат Іg^випр будуємо залежність

По Маше. Дані PS дозволяють визначити ступень заглинизованності вивчаємих пластів, тобто коефіцієнт глинистості h=К_гл/(К_п+К_гл), де h - коефіцієнт відносної глинистості, К_гл – об’ємна глинистість (визначається ГК або К_гл=С_гл(1-К_п), де С_гл – вагова глинистість визначена в лабораторних умовах), К_п – пористість. Для отримання залежності h(DU_ps^¥): 1) видбираються ті св. на площі по яким є лабораторні визначення глинистості по керну і відповідний геофізичний матеріал – діаграми PS; 2) ув’язка даних керну по глибинам з відповідними діаграмами; 3) обробка та інтерпретація кривавих PS. Це означає, в ті, виділені інтервали ( ув’язані з керном, Криві PS) провести

Водонафтовий контакт (ВНК) і газонафтовий контакт (ГНК), способи їх визначення.

По Андрюхе. Положення водонафтового і газонафтового контакту визначають методом опорів, нейтронними і нейтронно-активаційними.

ВНК.

В необсаджених свердловинах положення водонафтового контакту визначають методом опорів, рідше іншими методами по ознаках, які дозволяють визначити нафтогазоносні колектори від водоносних (за водонафтовий контакт приймається також глибина залягання точки, в якій ρ_п=Р_н,крρ_вп).

Водонафтовий контакт приурочений до наступних точок:

1) на кривій ρк послідовного градієнт-зонда – до точки, розташованої на lг/2 нижче точки максимуму ρк

2) на кривій ρ_к потенціал-зонду – до точки, яка знаходиться на L_п/2 нижче точки найбільшого значення градієнта ρ_к

3) на кривій мікропотенціал-зонда до середньої точки ділянки підйому ρ_к, що визначає перехід від водоносної частини колектора до нафтоносної

4) на кривій трьохелектродного екранованого зонда до точки, в якій ρ_еф,гр.= ρ_еф,maxρ_еф,вм/(ρ_еф,max+ρ_еф,вм), де ρ_еф,max, ρ_еф,вм – максимальний ефективний опір в нафто насиченій частині пласта і опір в водонасиченій частині поблизу початку підйому кривої ρ_еф

5) на кривій σ_еф (ρ_еф) індукційного зонда – до точки, в якій σ_еф,сер=(σ_еф,min+ σ_еф,вм)/2.

Для виключення похибок, які виникають за рахунок зміни літології, необхідно, щоб на рівні ВНК не було аномалій на кривих ∆U_сп, ∆J_g, ∆ J _ng, ∆t_п,d_c і t_пр, які вказують на ущільнення колектора на ділянці водо нафтового контакту. При наявності вказаних аномалій для спростування можливої приуроченості положення ВНК до границі переходу від більш рихлих до більш щільних порід необхідно підтвердження нерівності

,

де ρ_{п, вище ВНК}, Р_{п, вище ВНК,} ρ_{п, нижче ВНК,} Р_{п, нижче ВНК} – значення ρ_п і Р_п для ділянок колектора, які залягають вище і нижче водонафтового контакту.

В свердловинах, які обсаджені стальними колонами, положення водо нафтового контакту визначають нейтронними методами і методом наведеної радіоактивності. Ефективність визначення водо нафтового контакту залежить від концентрації іонів хлору в порових водах, яка повина перевищувати, 5/k_п кг/м³ при умові вибору оптимальної методики дослідження і технології проведення роботи.

ГНК.

Положення газонафтового контакту встановлюють наступним чином:

1) шляхом співставлення діаграм І_ng (І_n), зареєстрованих після кріплення свердловини в процесі розформування зони проникнення фільтрату глинистого розчину

2) за даними вимірів І_ng з зондами двох розмірів

3) імпульсними нейтронними методами.

При цьому геофізична характеристика частини колектору, розташованої нижче газонафтового контакту, повина відповідати нафтоносному колектору.

По Маше. Положення водонафтового, газонафтового контакту (ВНК) визначають методоми опору, нейтронним та нейтронно-активаційним.

ВНК в необсажених св. визначається методом опору. ВНК прив’язується з наступними точками: 1) на кривій r_п послідовного градієнт-зонда – до точки, розташованої на l_г/2 нижче точки максимуму r_п; 2) на кривій r_п потенціал-зонда – до точки, яка розташована на l_п/2 нижче точки найбільшого значення градієнту r_п; 3) на кривих мікропотенциал-зонда до середньої точки ділянки підйому r_п, яка визначає перехід від водоносної частини колектора до нафтоносної; 4)на кривій трьохелектродного екранованого зонда – до точки, в якій r_еф,гр.= r_еф,max r_еф,вн/(r_еф,max+r_еф,вм), де r_еф,max, r_еф,вм – максимальне ефективний опір в нафтонасиченій частині пласта та опір у водонасиченій частині поблизу початку підйому кривої r_еф; 5)на кривій s_еф (r_еф) індукційного зонда – до точки, в якій s_еф,сер=(s_еф,max+s_еф,вм)/2. для виключення похибок, які виникають за рахунок зміни літології, необхідно, щоб на рівні ВНК не було аномалій на кривих DU_сп, DJ_g, DJ_ng, t_п, d_с і t_пр, які вказують на ущільнення колектора на ділянці водонафтового контакту. Наявність перехідної зони встановлюють по наступним признакам: 1)довжина ділянки зростання r_п від початку підйому до точки максимума r_п, яка перевищує в 1-2 рази розмір l_г послідовного градієнт-зонда; 2)точка максимального градієнту r_п на кривій r_п потенціал-зонда розташована на відстані від точки початку під’єму кривої r_п, яка перевищує 2-3l_п; 3)на кривих мікрозондів плавне прирощення Dr_п; 4)довжина ділянки від початку підйому кривої r_еф до точки r_еф,ср на кривій трьохелектродного екранованого зонда перевищує 0,75lе; 5)довжина ділянки від початку зниження s_еф до середнього значення s_еф,ср на кривій індукційного зонда перевищує три четверті його розміру.

У свердловинах, які обсажені стальними колонами, положення водонафтового контакту визначають нейтронними методами та методами наведеної радіоактивності. Ефективність визначення водонафтового контакту залежить від концентрації іонів хлору в порових водах.

Положення газонафтового контакту встановлюють так: 1)шляхом співставлення діаграм I_ng (I_n), які були зареєстровані після закріплення св. в процесі розформування зони проникнення фільтрату глинистого розчину; 2) по даним вимірювання I_ng з зондами двох розмірів; 3)імпульсними нейтронними методами. При цьому геофізична характеристика частини колектора, що розташована нижче ГНК, має відповідати нафтоносному колектору.

Гамма-гамма каротаж (ГГК)

Взагалі гамма-каротаж заснований на вивченні природного гамма-випромінювання порід. Основні ел-ти, що досліджуються: U, Th, К, Ra.

Радіоактивність порід зменшується в ряду : ультракислі, кислі, основні, ультра основні. Що стосується осадових порід, то чим більш дрібнодисперсна порода, тим вона більш радіоактивна. Тому пелітова фракція (<0,001 мм) в глинах вирізняє їх по радіоактивності. Радіоактивність зменшується в ряду глин так: глибоководні тонкодисперсні, прибережні, континентальні.. Серед осадового комплексу мінімально радіоактивні карбонатно-хемогенні породи (гіпси, ангідрити, солі, крам KCl), чисті вапняки і доломіти.

Техніка, мотоди ка вимірювань залежить від датчика, ймовірності радіоактивного розпаду і геометрії середовища. Основне поняття - інтегруючої комірки , сек.; це час, за який накопичується й осереднюється вимірювана величина.. Використ. Датчики газорозрядні (Гегеля-Мюллера), сцинтиляційні. Для якісного запису датчик повинен знаходитися в межах потужності пласта не мене 2 . Як правило,швидкість каротажу не перевищує 400 м/год.

Розрізняють спектральний гамма-метод - реєструє гамма-випромінювання, відповідне по спектру енергії певним хім.. елементам.

Розглянуті особливості зберігабться для ГГМ(ГГК).

ГГК вивчає розсіяне гамма-випромінювання,отримане після опромінення гірської породи джерелом первинних гамма-квантів. Як відомо, первинні гамма-кванти розсіюються в породі в результаті: фотоефекта, комптон-ефекта, ефектна утворення електрон-позитронних пар (див. також білет 22.3). В зв’язку з цим розрізняють різновиди ГГМ: рос. - плотностной ГГМ-П (порядковий номер елемента відноситься до атомного Z/A=0,5; використовують здебільшого для цементометрії, вивчення технічного стану свердл.), селективний ГГМ-С (головна залежність від Z, адже дає гамма-кванти <0,5 MeV, тому розбраковує рудні інтервали).

В ГГК-П джеремо є ізотоп Со-62, в ГГК-С ізотоп Cs=137. Методика проведення робіт: швидкість 400 м/год. Запис проводиться в імпульсах/хв або після еталонування в г/куб.см. Масштаб запису в нафтопромисловій геології 1:200, в рудному й вугільному каротажі - 1:50.

Визначають пористість через об’ємну щільність: . .