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:

hгл=Кгл/Кп+Кгл, де Кгл=Сгл(1-Кп), де Сгл - вагова глинистість, Кгл – 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 DUпс

Якщо пласт тонкий і високоомний то вводять поправку за потужність і опір. З цією метою вирішується пряма задача nсп=DUпс/Epss, nсп=f(rп, h, dc, Дзп, rвм). 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 DUпс замість х. При цьому замість DUпс вводиться величина , далі будується залежність

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

1) виділяються інтервали можливих колекторів,

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

3) визначаємо потужність, знімаємо відліки Іgmax, вводимо необхідні поправки

4) вибираємо опорний пласт і проводимо стандартизацію

5) в системі координат Іgвипр будуємо залежність

 

По Маше. Дані PS дозволяють визначити ступень заглинизованності вивчаємих пластів, тобто коефіцієнт глинистості h=Кгл/(Кп+Кгл), де h - коефіцієнт відносної глинистості, Кгл – об’ємна глинистість (визначається ГК або Кгл=Сгл(1-Кп), де Сгл – вагова глинистість визначена в лабораторних умовах), Кп – пористість. Для отримання залежності h(DUps¥): 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 ρп=Рн,крρвп).

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 ρк потенціал-зонду – до точки, яка знаходиться на Lп/2 нижче точки найбільшого значення градієнта ρк

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

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

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

Для виключення похибок, які виникають за рахунок зміни літології, необхідно, щоб на рівні ВНК не було аномалій на кривих ∆Uсп, ∆Jg, ∆ J ng, ∆tп,dc і tпр, 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 ρп, вище ВНК, Рп, вище ВНК, ρп, нижче ВНК, Рп, нижче ВНК – значення ρп і Рп 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/kп кг/м3 при умові вибору оптимальної методики дослідження і технології проведення роботи.

ГНК.

Положення газонафтового контакту встановлюють наступним чином:

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

2) за даними вимірів Іng 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 rп послідовного градієнт-зонда – до точки, розташованої на lг/2 нижче точки максимуму rп; 2) на кривій rп потенціал-зонда – до точки, яка розташована на lп/2 нижче точки найбільшого значення градієнту rп; 3) на кривих мікропотенциал-зонда до середньої точки ділянки підйому rп, яка визначає перехід від водоносної частини колектора до нафтоносної; 4)на кривій трьохелектродного екранованого зонда – до точки, в якій rеф,гр.= rеф,max rеф,вн/(rеф,max+rеф,вм), де rеф,max, rеф,вм – максимальне ефективний опір в нафтонасиченій частині пласта та опір у водонасиченій частині поблизу початку підйому кривої rеф; 5)на кривій sеф (rеф) індукційного зонда – до точки, в якій sеф,сер=(sеф,max+sеф,вм)/2. для виключення похибок, які виникають за рахунок зміни літології, необхідно, щоб на рівні ВНК не було аномалій на кривих DUсп, DJg, DJng, tп, dс і tпр, які вказують на ущільнення колектора на ділянці водонафтового контакту. Наявність перехідної зони встановлюють по наступним признакам: 1)довжина ділянки зростання rп від початку підйому до точки максимума rп, яка перевищує в 1-2 рази розмір lг послідовного градієнт-зонда; 2)точка максимального градієнту rп на кривій rп потенціал-зонда розташована на відстані від точки початку під’єму кривої rп, яка перевищує 2-3lп; 3)на кривих мікрозондів плавне прирощення Drп; 4)довжина ділянки від початку підйому кривої rеф до точки rеф,ср на кривій трьохелектродного екранованого зонда перевищує 0,75lе; 5)довжина ділянки від початку зниження sеф до середнього значення sеф,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 Ing (In), які були зареєстровані після закріплення св. в процесі розформування зони проникнення фільтрату глинистого розчину; 2) по даним вимірювання Ing 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: . .