ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ, НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ И ПРОНИЦАЕМОСТИ по геофизическим данным

Определение коллекторских свойств пластов по геофизическим данным обычно проводят по эталонным кривым зависимостей показаний геофизиче­ских методов от рассматриваемого параметра, которые составляют для каж­дого района и каждого типа горных пород отдельно. Построение таких кри­вых возможно двумя способами: 1) по данным лабораторных исследований физических и коллекторских свойств пород, отобранных из параметриче­ских и разведочных скважин; 2) по результатам статистических сопоста­влений показаний геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными значениями последних. В обоих случаях точность количественной оценки определяют числом точек п, по которым строят эталонную кривую, их разбросом, а также достоверностью сведений о чис­ленных значениях параметров, лежащих в основе построения эталонных кривых. Согласно теории математической обработки статистических данных связь считается достаточно тесной и надежной, если коэффициент корреля­ции г превышает значение г > 0,8, а число точек .

Достоверность сведений о средних значениях параметров пласта опре­деляют числом исследованных образцов керна, отобранных из пласта. При­нято считать, что для достаточно однородных пластов сведения о величине средних значений его параметров достаточно достоверны, если на 1 м раз­реза приходится одно или более определений. С повышением неоднород­ности пласта число образцов керна должно быть увеличено. При построении эталонных кривых и при последующей интерпретации показания геофизических методов предварительно приводят к единым скважинным условиям измерений и к условиям пласта бесконечной мощности. Численные значения параметров пласта, определенные по данным ка­кого-либо геофизического метода, при возможности обязательно контро­лируют данными других геофизических методов, особенно таких, которые базируются на различии физических свойств пород. Определение коэффициента пористости ( ) Коэффициент пористости пород Ап принципиально возможно опреде­лять с помощью многих электрических и радиоактивных методов исследо­вания скважин. Однако эффективность таких определений в конкретных геологических условиях для разных методов неодинакова. Обычно в песчано-глинистом разрезе наилучшие результаты дают электрические, а в карбонат­ном — радиоактивные методы.

По данным БЭЗ

Пористость пород определяют по корреляционным кривым зависимости , составленным для водоносных пород исследуемого района. Для отложений, насыщенных пластовыми водами резко различной минера­лизации, кривые зависимости составляют раздельно. Параметр пористости Рп рассчитывают как отношение (3)

Величину удельного сопроти­вления водоносного пласта опре­деляют по данным БЭЗ. Числен­ные значения удельного сопро­тивления пластовых вод в пре­делах одного месторождения для рассматриваемого комплекса отло­жений чаще всего бывают постоян­ными и определяются одним из следующих методов: а) по лабораторным исследо­ваниям удельных сопротивлений образцов пластовых вод с учетом температуры на глубине залегания пласта;

Рис. 56. Зависимости и применяемые для оценки удельного сопротивления пластовых вод.

б) по солевому составу пластовых вод с помощью номограмм, приве­денных на рис. выше, также с учетом температуры пласта; в) по данным метода СП. В последнем случае наиболее точные результаты получаются при ис­пользовании двух кривых СП, зарегистрированных в одной скважине при ее заполнении растворами с резко различными сопротивлениями. По зна­чениям и , снимаемым с этих кривых против исследуемого пла­ста, и по сопротивлениям фильтрата бурового раствора и строят зависимость В полулогарифмическом масштабе эта зависимость выражена прямой. Искомую вели­чину находят как абсциссу точки пересечения этой прямой с осью . дельное сопротивление фильтрата бурового раствора определяют по величине бурового раствора . При отсутствии двух кривых СП, зарегистрированных в скважине с различным буровым раствором, величина может быть найдена по кри­вым зависимости

, приведенным на рис. 56, а для разных значений .

Здесь: — амплитуда аномалии против исследуемого пласта с учетом влияния мощности пласта и его сопротивления; — поправоч­ный коэффициент за мощность h и удель­ное сопротивление пласта (численные значения находят по палетке. — коэффициент приведения уравнения к линейному виду. Численные значе­ния находят по величине отношения предполагаемого значения концентра­ции солей в пластовых водах и в фильтрате бурового раствора (рис.57), б); - коэффи­циент э. д. с. собственной поляризации; dt — температурный коэффициент, чи­сленные значения которого прибли­женно могут быть рассчитаны по фор­муле (где Т = 273°); t — тем­пература в скважине на глубине иссле­дуемого пласта. Величина изменяется в зави­симости от химического состава пласто­вых вод, насыщающих исследуемые отложения, и от степени заглинизированности последних. Для чистых незаглинизированных песков и песчаников, залегающих среди тонкодисперсных глин, в практике за величину при­ближенно принимаются 70 мв.