Підрахункові параметри нафтогазонасичених колекторів. Основні способи їх визначення

Основні підрахункові параметри: 1) ефективна пористість, 2) коефіцієнт нафтогазонасичення,3) ефективна нафтогазонасичена потужність.

1) Як відомо, під ефективною пористістю розумієму ту, в якій міститься флюїд, який можемо вилучити.

Якщо пористість контроюється глиністістю, то можна визначити коефіцієнт пористості к_п за даними методу власної поляризації PS (одна падає, друга зростає)

к_гл - об’ємна глинистість, - відностна глинистість - активна складова пелітової фракції, що приймає участь в дифузійно-адсорбційних процесах.

Параметр пористості . В чистих колекторах глини нема, і метод PS не працює (к_гл≈const).

Визначають коефіцієнт пористості по питомому опору гірських порід (зе електричними методами). Некобхідно знати r_п(пласта), на 100% насиченого водою, тобто r_вп ; тоді r_в (води) - питомий опір електроліта, що насичує поровий простір. Або r_пп (промитого пласта) і r_ф (фільтрата бурового розчину). Або r_зп (зони проникнення) і r_D (суміші).

Р_п=r_вп/r_в=f(к_п); Р_п=r_пп/r_ф=f(к_п); Р_п=r_зп/r_D=f(к_п).

Повну пористість знаходимо через нейтронну пористість. Показання НГМ в загальному випадку визначають сумарним вмістом водню (рос. - водородосодержанием), то W_н=к_{п(повна)}+w_связк_гл+ w_{хим.связ}.=к_п(повна/нейтронна пористість).

Коефіцієнт повної пористості к_{п повн}= к_{п нейтр}, коли порода-колектор незаглинізована й незагіпсована. Метод найкраще працює в чистих карбонатних породах.

За даними акустичного методу АК визначаємо коефіцієнт пористості як ; рівняння середнього часу (для чистих незаглинизованих порід). Якщо породі мономінеральна, то к_п легко знайти. Але треба знати характер насичення.

(для заглинизованих порід).

Нарешті, за ГГМ . За відомими значеннями щільності можна визначити коефіцієнт пористості, але треба знати характер насичення.

Ефективна пористість є міжзерновою, або повною у випадку складнопобудованих колекторів (для її визначення застосовують методи Ларіонова, Віллі-Нечая та ін.)

2) Коефіцієнт нафтогазонасичення/водоначичення. Визначаєм r_породи по БКЗ, індукційним методом. /Див фактичні криві БКЗ: дво-, тришарові палетки - у Тані к конспекті стр.12-23/. Якісний розв’язок можна отримати так

МАЛЮНОК БУДЕ ОКРЕМО У ТАНІ

3) Ефективна потужність нафтогазонасичення. Видіялємо інтервали колектора. Вказуєм по кривим якісні ознаки колектора. Потім по мікрометодам вираховуєм непродуктивні глини Критичні значення НГМ к_{п повн} =к_{п нейтр} -w_связк_гл=0,2-0,3, з чого нафту і газ взяти неможливо, де w_связ - вмість зв’язщаної води в пелітовій фракції даного віку, вприятливо w_связ=0,1-0,35.

Всі ознаки:Стійкими ознаками простого колектора є практична рівність коеф-тів повної (загальної), відкритої та ефективної пористості і достатньо тісний кореляційний зв’язок між коеф-тами проникності й пористості.

Складно побудовані колектори характеризуються відсутністю стійких тісних взаємозв’язків між фізичними (геофізичними) колекторськими властивостями об’єкта вивчення. Для них існує різниця загальної і ефективної пористості (к_п≠к_{п еф}).

Якщо буріння йде з поглинанням і втратою циркуляції, то це ознака колектора із зяючими (рос. - зияющими) тріщинами.

Хорошою ознакою міжзернової пористості є утворення глинистої кірки.

Якщо є тріщини, то мікрометоди будуть пилоподібні.

Від’ємна аномалія власної поляризації ПС (при прямому ході), п понижені значення ГК, розходження МКЗ - теж ознаки колектора.