Геофизические методы исследования скважин

     При наличии зоны проникновения для  определения относительного сопротивления Р используется отношение удельного сопротивления зоны проникновения ρ_зп к сопротивлению фильтрата бурового раствора ρ_ф. Величину пористости определяют по уравнению (1-4):

     

     (3)

      Для определения  пористости нефтеносных пород эту  формулу приводят к виду

     (4) 

или

(5)

где K_он – коэффициент остаточной нефтенасыщенности, который, по некоторым данным может иметь значения от 0,1 до 0,25.

     Перечисленные выше уравнения используются для  определения пористости по данным электрокаротажа, микрокаротажа, микробокового каротажа, бокового каротажа. При этом погрешность определения пористости по относительному сопротивлению зависит от точности определения величин, входящих в формулы (1-4). Погрешность определения пористости по электрокаротажным измерениям для водоносных песчаников составляет не менее +15% при пористости пласта до 20% и не менее ±27% при пористости пласта 20-30%. Для водоносных пластов с зоной проникновения и нефтеносных пластов с промытой зоной погрешности в определении пористости возрастают в следствие недостаточно точного определения ρ_ф и K_п.

     Так при определении пористости по МБК  по формуле (5) на месторождении Экофиск  в нефтеносных пластах с зоной  проникновения были получены резко  заниженные значения K_п. Поэтому были проведены определения пористости при K_он=30%, K_он=40% и K_он=50%. Оказалось, что только при остаточной при остаточной нефтенасыщенности K_он, равной 40%, имеет место наилучшая сходимость определяемых величин K_п с данными анализа керна и других методов каротажа.

     С помощью приведенных выше уравнений (1-5) можно определять первичную пористость пород при отсутствии проводящих глинистых частиц в скелете породы. Наличие проводящих частиц приводит к ошибочной интерпретации данных сопротивления. Это связано с тем, что наличие глинистого материала в песчаниках приводит к существенному снижению дифференциации пород по удельному сопротивлению независимо от характера насыщения пористости. 

     Акустический  коратаж.

     Для определения пористости пород по данным акустического каротажа предложен  ряд формул для определения пористости. Зависимость коэффициента пористости от величины интервального времени (скорости распространения) продольной волны в породе исследованы в ряде работ.

      В практике зарубежных промыслово-геофизических  исследований для определения коэффициента пористости по результатам акустического каротажа наиболее часто применяется эмпирическое уравнение среднего времени, предложенное Вилли. Оно имеет вид

     (6)

где v_п, v_ж, v_ск – скорости распространения упругих волн соответственно в пористой среде, в жидкости, заполняющей поровое пространство, и в скелете породы.

      Для практического  использования выражение (6) преобразуют  в

     (7)

где ΔT, ΔT_ск, ΔT_ж – интервальное время распространения продольной волны соответственно в исследуемом пласте, в скелете породы и в жидкости заполняющей поры пласта.

     Уравнение (7) широко применяется геофизиками  различных стран для определения  пористости пород. Использование других более сложных зависимостей для  определения пористости по данным АК имеет эпизодический характер и  часто не подтверждается результатами скважинных исследований.

      Для анализа  погрешности определения пористости с помощью уравнения (6) его преобразуют  к виду

где Δt – интервальное время пробега, определяемое по данным АК; A, B – причины, характеризующие скоростные характеристики пласта.

      Взяв от преобразованного уравнения (7) производные

по формуле  среднеквадратичной погрешности можно  определить ошибку в определении  K_п:

     

     (8) 

     В выражение (8) подставляют величины Δt, А и B, K_п, приведенные ниже в таблице.

     Таблица

 

      Таким образом  подсчитывают погрешность определения  пористости:

     Следовательно коэффициент пористости равен  K_п=0,14±0,04.

     Погрешности определения коэффициента пористости K_п по данным АК могут достигать значительных величин (~30%), если отсутствуют сведения о скоростях распространения упругих волн в жидкости, заполняющей поровое пространство и в скелете породы.

     С помощью уравнения среднего времени можно получить достаточно точные результаты определения K_п в сцементированных, слабоглинистых, межзерновых коллекторах с первичной пористостью (известняки, доломиты, сцементированные песчаники). Однако для глинистых песчаников, плохо и слабосцементированных пород использование уравнения среднего времени (6) приводит к значительным погрешностям в определении K_п. поэтому в него вводят поправки на давление (глубину залегания пласта), сцементированность, глинистость и нефтегазонасыщенность пород. 

     Нейтронный  каротаж.

     Нейтронный  каротаж является одним из наиболее распространенных методов, используемых зарубежными фирмами для определения  пористости.

     Для определения K_п применяется в основном три вида нейтронного каротажа: нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт) и нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт). Показания НК определяются, в основном, суммарным водородосодержанием породы. Вид пористости (гранулярная, кавернозная, трещинная) не влияет на показания НК.

      Для определения  пористости по данным НК строится график, связывающий значение логарифма  пористости (определенной по анализам керна, калибровки или другим данным) с отклонениями кривой НК. Этот график выражается уравнением

     (10)

где K_п – пористость; Nd – величина отклонения каротажной кривой; m – коэффициент наклона линии графика; K – постоянная величина.

     Уравнение (10) является основным для определения  пористости по данным ННК и НГК.

     Связь между показаниями НК Nd и K_п может быть также выражена уравнением:

      (11)

где m – величина, определяемая параметрами скважинного прибора: А – коэффициент, зависящий от конструкции скважины и свойств раствора, заполняющего ствол.

     Зависимости Nd=f(K_п), построенные на полулогарифмическом бланке по уравнению (11), представляет собой систему прямых линий, параллельных друг другу. При изменении конструкции скважины или характера жидкости, заполняющей ствол, кривая зависимости для новых условий может быть получена путем привязки диаграмм НГК или ННК к горизонту с известной пористостью. Для этого через точку с координатами I_НГК=b и K_п=a проводят прямую, параллельную линии, выражающей зависимость между показаниями НГК и пористостью в известных условиях.

     Для того, чтобы было возможно определять K_п по диаграммам НК, записанным различными приборами, в большинстве зарубежных фирм принята система калибровки в единицах АНИ. Одна нейтронная единица АНИ соответствует показанию прибора радиоактивного каротажа НГК или ННК в пласте известняка с пористостью 19%, деленному на 1000. Эта калибровка дополняется измерениями в эталонных пластах известняка с пористостью 26% и 2%. По результатам этих измерений можно получить график зависимости показаний АНИ от пористости и определять значения пористости непосредственно по диаграммам. Масштаб пористости при этом получается логарифмический.

     При отсутствии моделей с эталонной  пористостью калибровочный график зависимости показаний нейтронного  каротажа от пористости рекомендуют  строить для двух опорных горизонтов с известной пористостью (плотные известняки, ангидриты с пористостью 1-3% и глины, пористость которых принимается за 35-40%). Показания НК против этих пластов используются для построения калибровочных графиков. При отсутствии в разрезе опорных пластов с известной пористостью для построения калибровочного графика показаний НК от пористости предлагается также использовать результаты определения пористости по данным микрокаротажа.

     По  некоторым данным погрешность определения  пористости (материалы НГК) составляет в среднем ~11,5% для чистых известняков и песчаников, свободных от глинистых примесей. При этом величина этой погрешности для низких значений пористости (K_п<14÷16) несколько ниже, чем для более высоких значений пористости, где наблюдается слабая дифференциация пород по показаниям НГК.

     Величина  погрешности в определении пористости по данным НК может быть значительной в том случае, если порода содержит глинистый материал, содержащий химически  связанную воду. Для точного определения  пористости в показания НГК или  ННК вводят поправки на содержание глинистого материала. Величина поправки оценивается по кривой ГК.

     Показания НГК или ННК в значительной мере зависят от диаметра скважины, сопротивления и плотности бурового раствора, толщины глинистой корки, толщины обсадной колонны и эксцентриситета прибора. Все эти факторы в значительной мере влияют на результаты определения пористости и для их учета предложены палетки, позволяющие вносить поправки в регистрируемые значения показаний НГК или ННК.

     Для уменьшения влияния скважины на результаты измерений в США за последние годы была разработана модификация нейтронного каротажа по тепловым нейтронам с применением двух детекторов. Эта модификация получила название компенсационного нейтронного каротажа КНК-Т и предназначена для определения пористости пород. В скважинном приборе ННК-Т измерения нейтронного потока производится с помощью двух детекторов тепловых нейтронов, измеряемой величиной служит отношение R скоростей счета двух детекторов нейтронов, разнесенных на различное расстояние от источника нейтронов. По величине этого отношения R и калибровочному графику определяется коэффициент пористости, при этом для определенного типа пород зависимость показаний K_п от величины R близка к линейной. Скважинные испытания методики двухзондового каротажа подтвердили слабую чувствительность метода к изменениям диаметра скважины, эксцентриситета прибора, состава флюида в скважине и в пласте. Однако при испытании отмечено, что отклонение показаний нормализованной кривой K_п=f(R) для известняка в 2-3 раза больше, чем у однозондового прибора НК-Н с прижимным датчиком. Следовательно, при применении методики двухзондового каротажа для определения пористости необходимо знать литологический состав (известняк, доломит, песчаник) пород пласта. Указанную методику определения пористости было предложено использовать с небольшими изменениями при проведении импульсного нейтрон-нейтронного каротажа.

     Гамма-гамма-каротаж.

     Гамма-гамма-каротаж, так же, как и другие методы нейтронного  каротажа, широко применяется за рубежом  для определения пористости пород.

      Определение пористости по данным  ГГК проводят по формуле