Определение пористости горных пород по данным электрического каротажа

где Vn — суммарный  объем в образце данной породы; V — видимый объем образца этой породы.

Эффективная пористость — общий объем эффективных пор и пустот в горной породе (т. е. сообщающихся между собой). Эффективная пористость (в %) равна — (Vф/V)*100, где Vф — объем  аффективных пор в образце данной породы; V — видимый объем того же образца породы. При подсчетах промышленных запасов нефти и газа должен применяться коэффициент эффективной пористости, определяемый по методу Преображенского (насыщением).

Динамическая  пористость — объем только тех поровых пространств в породе, через которые возможно движение жидкостей под воздействием сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке в Эксплуатации нефтяных пластов.

 

Существуют следующие способы определения коэффициента - пористости:

	Терригенные породы			Карбонатные породы
	плотные	слабо сцементированные	сыпучие
Абсолютная пористость	Объемный способ, метод Мельчера, метод уд. весов	Метод Мельчера	Метод Преображенского	Объемный способ, метод Мельчера
	Электрокаротажный метод
Эффективная пористость	Метод Преображенского (метод поглощения)	—	—	Метод колонки, метод пикнометра

 

Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная - определяется объемом всех пор в породе, открытая – сообщающихся между собой. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца породы – коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пород – коллекторов. Расчет его производится по следующей формуле:

Кп = Vпор/ Vобр                                             

Кп = Vпор/ Vобр 100%                                             (XII.1)                                    

 

   где Кп – коэффициент пористости

    Vпор  – объем сообщающихся полостей;

    Vобр  – объем образца породы, см3

 

Значение коэффициента пористости зависит от размера и  формы зерен, степени их отсортированности  и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор – 0,508-2 мм; капиллярные - 0,0002 - 0,508 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных – при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных – движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. В зависимости от характера полостей выделяют три типа коллектора: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью в терригенных и карбонатных породах. Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах и терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречается редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизованных и изверженных породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа – порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация - увеличивающие емкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение – снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16 – 20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1 – 3%.

 

Определение пористости горных пород

 

Для определение  пористости горных пород ,необходимо знать  показатели истинной плотности и  средней плотности горной породы .Пористость горной породы определяется простейшим расчетом .

 

Пористость, характеризующая  степень заполнения объема образца горной породы порами, подсчитывают в процентах по установленным величинам истинной плотности и средней плотности по формуле

 

p = (1 −(ρ г.п/ρ в-ва)100 %,    (XII.2)                

 

где p − пористость горной породы, %;  ρ г. п – плотность  горной породы, г/см3; ρ в-ва − истинная плотность вещества горной породы, г/см3.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

 

Из методов  ЭК основным для определения пористости является метод сопротивления. Это  связано с зависимостью, установленной  между относительным сопротивлением Р и kп (см. § 3). Характер зависимости P=f(kп) неодинаков для пород различных типов. Поэтому в каждом отдельном случае необходимо пользоваться зависимостью Р от kп, полученной для исследуемого пласта. От того, каким способом определяют величину относительного сопротивления Р, различают метод определения пористости по сопротивлению.

 

Для заведомо водоносного  неглинистого пласта значение Р в  скважине может быть определено по удельному сопротивлению ρво  пласта и заполняющей его поры ρв, приведенным к температуре пласта. Однако из-за возможного содержания в пласте некоторого количества нефти и газа более точное определение Р достигается по данным удельного сопротивления промытой части пласта (промытой зоны) ρпз и фильтрата ПЖ, заполняющего поры коллектора в прискважинной части пласта ρф,

 

 

 

Для нахождения ρпз используют величины кажущегося сопротивления, измеренные различными способами: БКЗ, макроустановками (БМК, микрокаротаж) (см. гл. II).

 

Необходимым условием применения формулы (ХП.З) является наличие  зоны проникновения, размер которой  более 2dc. При расчете относительного сопротивления следует иметь  в виду, что фильтрат ПЖ не полностью занимает поровое пространство породы в зоне проникновения. В зоне проникновения водоносного пласта сохраняется некоторая часть (3—10%) пластовой воды, которая смешивается с фильтратом.

 

Для учета смешения фильтрата ПЖ с пластовой водой  в зоне проникновения водоносного пласта вводят коэффициент q. Для водоносного пласта Р=ρзп/ρфq; q=ρф.в/ρф, где ρф.в — удельное сопротивление смеси фильтрата ПЖ и пластовой воды, заполняющей поровое пространство в зоне проникновения. Если предположить, что доли электропроводности, обусловленные фильтратом и пластовой водой, пропорциональны их объему и обратно пропорциональны удельному сопротивлению, то

 

 

где z — доля объемного содержания пластовой воды в норовом пространстве породы в зоне проникновения. Следовательно

 

 

Величину z оценивают  по результатам обобщения данных каротажа и лабораторных исследований кернов. Как правило, ρф≥ρв, поэтому, несмотря на малое количество остающейся в порах породы пластовой воды, влияние ее велико. Наиболее вероятное значение z в чистых песчаниках при kп>18% составляет 0,2% при диапазоне изменений от 0,1 до 1,5%. В глинистых песчаниках при той же пористости z может достигнуть 10 %.

 

Величины z или q рекомендуется определять для каждого  района экспериментально путем установления зависимости между одной из них  и kп; с увеличением kп значение q возрастает (z уменьшается) (рис. 133).

 

 

По данным анализа  кернов, полученных из девонских отложений  месторождений Татарии, установлено, что количество невытесненной пластовой  воды z в водоносных пластах в среднем составляет 1,5—2, а в нефтегазоносных 3,5—4%.

 

В промытой нефтегазоносной  части пласта кроме остаточной воды сохраняется ещё и остаточная нефтенасыщенность, равная 2,5—4%. Исходя из этого оценка параметра пористости для нефтегазоносного пласта в зоне проникновения (промытой зоне) определяется выражением

 

 

где Рно —  коэффициент увеличения сопротивления  в ЗП за счет остаточного нефтегазонасыщения kно. В общем случае для неглинистых песчаников kно принимается равным 0,2, соответственно (1.51)

 

 

В глинистых  коллекторах относительное сопротивление Р зависит от минерализации воды, заполняющей поры коллектора (ρв в неизмененной части пласта, ρф в зоне проникновения) и степени глинистости. В этом случае для определения kп надо рассчитать величину предельного относительного сопротивления РП = Р/П, где П — поправка за глинистость (поверхностную проводимость) (см. § 3). Определение П выполняют по номограмме (см. рис. 22). Для этого массовую глинистость Сгл или объемную kгл находят по двойному разностному параметру Jγ (IV.2) или αПС— по коэффициенту снижения ΔUпс против глинистого коллектора (см. рис. 121).

 

 

 

 

 

 

 

Согласно изложенному, для нефтегазонасыщенных терригенных  глинистых коллекторов (XII.5) запишется  в виде

 

 

Для песчано-глинистых  пород Рно для промытой зоны в  ряде случаев находят по экспериментальной  зависимости kнo = f(kп), используя формулу (XII.6). На рис. 134 приведен пример такой  зависимости, полученный для нижнемеловых песчано-глинистых продуктивных отложений Ставропольского края. Подобные исследования проводят путем моделирования процессов вытеснения пластовых жидкостей на образцах керна с известными параметрами. Они выполнены для пород, представленных песчано-алеврито-глинистыми коллекторами с дисперсным распределением глинистого материала (5—30% по массе). При изменении коэффициента пористости kп в пределах 10—32 % коэффициент остаточной нефтегазонасыщенности kнo изменяется в диапазоне 0,38—0,16.

 

Оценку Рно  производят методом приближений. Для  этого. допустив, что Рно=1,6 [см. (XII.6)], по (ХII.7) рассчитывают значение Р'п и определяют приближенно величину k'п. По k'п, используя график (см. рис. 134), находят Р'но. Таким же способом расчет повторяют для получения Р"но. После двух-трех приближенных вычислений (итераций) значения Рно практически остаются неизменными.

 

В настоящее  время на керновом материале установлены  экспериментальные зависимости Pп=f(kп) для большинства продуктивных горизонтов основных нефтегазовых месторождений  страны. Для практического использования полученные результаты представляются в виде графических или аналитических зависимостей.

 

При небольших  глубинах скважин (200 м и более) удельные электрические сопротивления пород, полученные в скважине и на кернах в лаборатории при атмосферном давлении, различаются между собой. Для учета расхождений проводят экспериментальные исследования кернов при моделировании термобарических пластовых условий для данной глубины и вводят соответствующие поправки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Литература

 

Калинникова М. В., Головин Б. А., Головин К. Б. Учебное пособие по геофизическим исследованиям скважин . — Саратов, 2005. — ISBN 5-292-01892-9

Хмелевской В. К. Геофизические  методы исследования земной коры. Часть 1 . — Международный университет  природы, общества и человека «Дубна», 1997.

Мейер В. А. «Геофизические исследования скважин» 1981 г.

Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в  нефтяных и газовых скважинах. Москва 2002 г.

Техническая инструкция по проведению ГИС на скважинах при подземном скважинном выщелачивании Алмата

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН. Справочник мастера по промысловой  геофизике. Мартынов В. Г., Лазуткина  Н. Е., Хохлова М. С., Н. Н. Богданович, А. С. Десяткин, В. М. Добрынин, Г. М. Золоева, А. И. Ипатов, К. В. Коваленко, Д. А. Кожевников, М. И. Кременецкий, В. И. Кристя, В. В. Кульчицкий, А. Н. Малев, В. Д. Неретин, В. В. Стрельченко, В. Г. Цейтлин. — Издательство «Инфра-Инженерия», 2009 г.

Практические аспекты  геофизических исследований скважин (Т. Дарлинг). — М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008.г

Лит.: Энгельгардт В., Поровое  пространство осадочных пород, пер. с нем., М., 1964; Исследования физико-механических свойств горных пород, М., 1961; Справочник физических констант горных пород, М., 1969; Леворсен А. И., Геология нефти и газа, пер. с англ., 2 изд., М., 1970.

Интернет- GOOGLE сайты:

1.http://bse.sci-lib.com/article091594.html

 

2.http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%BE%D1%80%D0%B8%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C_%D0%B3%D0%BE%D1%80%D0%BD%D0%BE%D0%B9_%D0%BF%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%8B

 

3.http://xn--90afcnmwva.xn--p1ai/?p=11961

 

4.http://allfuel.ru/dict/4604

 

5.http://www.geonda.ru/interpretaciya_rezuljtatov_geofizicheskih_issledovanij_skvazhin/chastj_2/glava_xii__opredelenie_poristosti_kollektorov/_38_opredelenie_poristosti_po_dannym_yelektricheskogo_karotazha