Файл: Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.04.2024
Просмотров: 142
Скачиваний: 0
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а 21 |
|
|
Диагностические коды для определения литологии пород |
|
|||||
|
|
|
по содержанию |
компонентов |
|
|
|
Индекс |
|
|
|
|
Содержание Ф(- |
|
|
1 |
Название |
породы |
|
|
|
|
|
породы |
кварца |
доломита |
ангидрита |
воды |
|||
|
|
|
|
||||
1 |
|
Коллектор |
10 |
00 |
00 |
01 |
|
|
|
|
|
10 |
. 00 |
00 |
10 |
|
|
|
|
00 |
10 |
00 |
01 |
|
|
Доломит |
плотный |
00 |
10 |
00 |
01 |
5 |
|
00 |
10 |
00 |
00 |
||
5 |
|
Плотиьгіі |
песча |
10 |
00 |
00 |
00 |
|
|
ник |
|
|
|
|
00 |
5 |
|
Ангидрит |
|
00 |
00 |
10 |
Предположим, |
что |
|
породы содеря^ат |
следующие |
компоненты: |
|||||||||
кварц, доломит, ангидрит, вода. Численные |
значения |
содержа |
||||||||||||
ния |
этих |
компонентов |
в |
по- |
|
|
|
Т а б л и ц а 22 |
||||||
роде |
заменим |
их |
приближен |
|
|
|
||||||||
Граничные значения Фі; и Ф2,- |
||||||||||||||
ной оценкой: малые (код 00), |
||||||||||||||
для |
определения |
кодов К Ф £ |
||||||||||||
средние |
(код |
01) |
и |
большие |
содержания компонентов в |
породе |
||||||||
(код 10). Представляя содер |
|
|
|
|
|
|||||||||
жание |
компонентов |
|
в |
породе |
Компонент |
|
|
|
||||||
кодами |
Kj, |
можно |
составить |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||
комплексные |
|
диагностические |
|
|
|
|
|
|||||||
коды. Примеры этих кодов при |
Кварц |
|
0,2 |
|
0,5 |
|||||||||
ведены |
в табл. |
21. |
|
Сравнение |
Доломит |
0,2 |
|
0,5 |
||||||
фактических |
комплексных |
ко |
Ангидрит |
0,2 |
|
0,5 |
||||||||
Вода |
|
0,1 |
|
0,15 |
||||||||||
дов, |
отражающих |
содержание |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||
компонентов в породе, с таб |
|
|
|
|
|
|||||||||
личными позволяет |
определить |
(или уточнить) |
литологию |
породы. |
В качестве граничных значений могут быть использованы данные табл. 22.
Глава X
ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОИОСНОСТИ ПЛАСТОВ
26. У Д Е Л Ь Н О Е СОПРОТИВЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ
Оценка нефтегазоиосности пластов представляет конечный и са мый ответственный этап интерпретации промыслово-геофизических данных. Как известно, выделение нефтегазоносных пластов по дан ным каротажа основано на том, что в насыщенной нефтью или газом -породе основная часть порового пространства заполнена нефтью и газом и удельное сопротивление этой породы выше, чем при полном
187
заполнении пор водой. В соответствии с этим оценка нефтегазоносностп обычно сводится к следующему.
1. По пористости А;п пласта и удельному сопротивлению иласто-' вой воды подсчитывают удельное сопротивление р в п , которое имел бы пласт при полном заполнении пор водой. В случае отсутствия данных о пористости характер насыщения пластов можно определить, если имеется удельное сопротивление р з п зоны проникновения. Когда же удельное сопротивление р в п водоносного пласта известно, можно непосредственно воспользоваться его значением.
2. По величине отношения О = р п / р и п , называемого коэффи циентом увеличения сопротивления, подсчитывают коэффициент водонасыщсшюстп A-u.
3. Исходя из коэффициента водонасыщенности кв пли соответ ствующего ему коэффициента Ç, оценивают нефтегазоносность пласта (способность пласта отдавать нефть и газ в промышленных коли чествах).
В практических приемах интерпретации некоторые из указанных этапов объединяются или применяются в неявной форме. Это может создать ошибочное впечатление, что используется иная схема оценки нефтегазоностп пластов. Например, в некоторых случаях нефтегазо носность устанавливается но величине удельного сопротивления р п пласта путем сравнения его с критическим значением удельного сопротивления р к р нефтегазоносного пласта, определенного для место рождения. Указанные приемы интерпретации дают хорошие резуль таты при оценке нефтегазоносное™ чистых коллекторов. Оценка нефтегазоносностп коллекторов со значительным содержанием гли нистого материала по этой методике сильно осложняется из-за боль шого влияния глинистости на удельное сопротивление пласта [6, 21, 31 и др. ].
Наиболее распространены следующие модели глинистых коллек торов.
1. Глинистый песчаник со слоистым глинистым материалом. Удельное сопротивление для этого песчаника можно определить по известной формуле (М. Р. Вилли, С. Г. Комаров, В. Н. Дахнов)
|
1 |
^ТЛ. т |
i (І |
^ГЛ. т) |
7.71 |
С г л т |
I |
(1 |
СтЛ. т) 7.71 |
(А АО\ |
||
|
|
|
~Г |
""во — — |
|
і |
~ |
|
/ ь во> |
К±Ч6) |
||
|
Рп |
Ргл. т |
|
* ч Р п в |
|
Ргл. т |
|
Рвп. ч |
|
|
||
где Сг л . т |
— объемное содержание тонкослоистого |
глинистого мате |
||||||||||
риала (глинистой |
компоненты); |
р г л . т |
— удельное |
сопротивление |
||||||||
тонкослоистой |
глинистой компоненты; |
р в п |
. ч |
— удельное |
сопротив |
|||||||
ление водоносной чистой компоненты, равное .Рч РпВ ; |
|
— относи |
||||||||||
тельное сопротивление чистой компоненты; кпо |
— коэффициент водо |
|||||||||||
насыщенности |
чистой компоненты; |
р п в — удельное |
сопротивление |
|||||||||
пластовой воды; п — постоянная. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Рассчитанные по формуле (142) |
отношения р п /р Г л . г Д л я |
водонос |
||||||||||
ных и нефтегазоносных |
пластов |
при р п в = |
0,05 Ом-м показаны на |
|||||||||
рис. 74, |
б. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
188
2. Песчаник с рассеянным глинистым материалом. Его удельное сопротивление можно определить по формуле [31]:
|
1 |
(/>"п. ч |
Сгл. |
п -| |
|
|
|
р) Аво |
],т-і |
(143) |
|||
|
Рп |
Ргл. |
|
|
||
|
|
|
|
|
||
где Сгл, |
р — объемное |
содержание |
рассеянного глинистого |
мате |
||
риала; |
/сп. „ — межзерновая пористость |
(пористость чистой |
компо |
|||
ненты); |
m — постоянная. |
|
|
|
|
Значения удельного сопротивления песчаников с рассеянной гли
нистостью [Ап. „ = 0,32 (Рч |
10), Ав о |
= |
0,9 |
и р п в |
= 0,05 Ом-м], |
определенные по формуле (143), даны |
на |
рис. |
74, а, |
75, в. |
Рис. 7і. Зависимость от
ношения р п / р г л для неф тегазоносных (}) и водопоспых пластов (//) от объемной глинистости
с г л -
а— коллектор с рассеян ным ГЛИНИСТЫМ материа лом; б — тонкослоистый
глинистый |
коллектор. |
|
Шифр |
кривых — а — |
|
= ^ > ч | 3 пв'Ргл' |
*/^гл. т |
кривая предельного зна
чения Р п / Р г л _ |
т |
для пеф- |
тегазоносішх' |
|
пластов со |
слоистой глинистостью.
Удельное сопротивление этого типа глинистого песчаника при небольшой глинистости (Сг л . р < 0,2) можно определить также по формуле, полученной С. Г. Комаровым (рис. 75, б):
|
С2 |
1 - С , ГЛ. р |
Ав |
(144) |
Рп |
"^гл. р |
РчРпв |
||
ргл . р |
|
|
3. Песчаник со смешанной глинистостью. Удельное сопротивле ние этого песчаника при m = п = 2 определяется выражением [31]
|
|
Cr |
[кп, ч (1 — С г л . т) — С Г Л - |
р] |
i Ап |
(145) |
Рп |
Ргл |
' I Ргл. р |
- Рпв |
кво |
||
|
|
|
4. Глинистый песчаник с плотными прослоями высокого сопро тивления [1]. Влияние этих прослоев на удельное сопротивление коллекторов должно учитываться при оценке их нефтегазоносности.
189
Рассматривая зависимости удельного сопротивления от типа пес чаников и величины их глинистости можно установить следующие особенности.
1. Удельное сопротивление и коэффициенты увеличения сопро тивления глинистого коллектора изменяются в зависимости от гли нистости Сгя, соотношения удельных сопротивлений чистой и гли нистой компоненты а = Рчрпв/рп, и типа глинистого коллектора.
2. С увеличением глинистости Сгп удельное сопротивление нефте газоносных пластов и коэффициент увеличения сопротивления резко
|
|
|
Е Е З ^ |
|
|
|
|
Рис. 75. Сравнешіс областей изменения коэффициента Q и отношения |
р п / р г л для нефтегазонос |
||||||
|
|
|
ных пластов. |
|
|
|
|
а — тонкослоистый |
коллектор; б — ГЛИНИСТЫЙ коллектор |
с рассеянным глинистым |
материа |
||||
лом, р п |
определено по формуле |
(144); в — т о ж е , по |
формуле |
(143); / — Q, |
Р П в = |
||
= 0,05 |
Ом • ы; II |
— то же, р П в = |
0,2 Ом • м; III — р п / р г л |
Шифр кривых — а. |
|
||
уменьшаются. При значениях глинистости Сгл |
> 0,3 (слоистый кол |
||||||
лектор) и Сгл |
< 0,2 (рассеянная глинистость) |
и |
отношении |
а > 1 |
(пресная |
пластовая вода) величина коэффициента О уменьшается |
|||
до двух и ниже, |
а величина Q' = |
р п / р в п . ч Для слоистого песчаника |
||
может стать меньше единицы. |
|
|
||
3. Диапазон |
изменения коэффициента Q от величины а |
значи |
||
тельно |
больше, |
чем диапазон |
изменения отношения |
р п / р г л |
(см. рис. 75). Большой диапазон изменения коэффициента увеличения сопротивления глинистых коллекторов затрудняет оценку нефтегазо носное™ глинистых коллекторов по этому коэффициенту, особенно тонкослоистых.
4. Удельное сопротивление р п н нефтегазоносного песчаника с рас сеянной глинистостью всегда больше удельного сопротивления р п .г л
190