Методы интерпретации терригенных коллекторов
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
оэффициента[1]:
dW=10^(-0.7689*(lg(DS-Dnom))^2-1.5018*(lg(DS-Dnom))-0.5851).
3) Поправка же интервального времени пробега упругой волны имеет линейный характер:
=(DS-Dnom)*DTсл (2), где
DTсл - время пробега волны в буровом растворе (зависит от концентрации солей в растворе и текущей температуры, приближенно 580-600 мкс/м).
Рассчитывается статический потенциал собственной поляризации для определения параметра Альфа ПС, участвующего в дальнейших построениях модели пористости и насыщения:
Est=70.7*((273+t)/298)*log10(Rf/Rw) (3),
где t - температура пласта; Rf - УЭС фильтрата бурового раствора; Rw - УЭС пластовой воды.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССОВОЙ ГЛИНИСТОСТИ, ПОРИСТОСТИ И МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА ПОРОД
Зависимость метода естественной радиоактивности от глинистости осадочных пород изучалась многими отечественными и зарубежными исследователями. В.В. Ларионов, обобщая результаты анализа этой зависимости, установил, что для осадочных пород (в которых отсутствуют значительные примеси глауконитовых, монацитовых, карнотитовых и других высокорадиоактивных песков, песчаников и конгломератов, а также отсутствуют полимиктовые пески и песчаники, псаммитовая фракция которых характеризуется повышенным содержанием калия), зависимость показаний гамма-метода от массовой глинистости Сгл достаточно универсальна[2]. Эту зависимость можно представить в следующем виде dJгк = 1,9*(Сгл/Сгл.макс) - 0,9*( Сгл/Сгл.макс) (4), где dJгк - показания гамма-метода, выраженные в единицах так называемого двойного разностного параметра: dJгк = (Jгк-Jгк.мин)/( Jгк.макс-Jгк.мин), Jгк,Jгк.мин, Jгк.макс - соответственно показания против изучаемого интервала разреза, минимальные и максимальные показания гамма-метода, Сгл.макс - максимальная глинистость пласта глин, используемого для получения относительных показаний dJгк. Как видно, связь глинистости и dJгк нелинейная. Ее нелинейность была подтверждена работами В.В. Ларионова и М.Д. Шварцмана [2], показавших, что величина удельной радиоактивности глин Qгл уменьшается по мере возрастания количества глинистого цемента в терригенных породах или нерастворимого остатка в карбонатных породах. Разрешая данное уравнение относительно массовой глинистости, получена следующая зависимость: Сгл=Cгл.макс*(1-(1-dJгк)1/2) (5).
Таким образом, используя данные выражения, по показаниям метода естественной радиоактивности с помощью модели В.В. Ларионова определяется массовая глинистость пород, участвующая в дальнейших расчетах.
При наличии данных спектрометрического гамма-каротажа расчет производится согласно методике Урманова Э.Г. [3]. Данные СГК в таких случаях позволяют избежать грубой ошибки определения глинистости пласта в песчаниках с высоким содержанием ЕРЭ.
Выбор минерального состава изучаемых отложений производится по сопоставлению параметров плотности - интервального времени пробега волны - водородосодержания, тория - калия, с привлечением керновых данных. Для получения объемных содержаний выбранных компонентов в каждой точке решается система линейных уравнений. В качестве коэффициентов системы уравнений принимаются петрофизические коэффициенты содержания тория - калия рассчитываемых минералов. В качестве индикатора глинистости предлагается использовать так называемый калий-ториевый индекс JTh+K, при отсутствии установленных для конкретных отложений корреляционных связей, оценка глинистости производится по методике двух опорных пластов:
Сгл=(JTh+K-(JTh+K)min)/((JTh+K)оп.пл-(JTh+K)min) (6).
Далее в определяющие входные данные вводится поправка за глинистость, исходя из линейной связи этих данных с параметром глинистости:
= W-Wгл*Сгл= Q -Qгл* Сгл (7)= DT-DTгл*Сгл,
где Wгл, Qгл, DTгл - соответственно водородосодержание глин в изучаемом разрезе, минеральная плотность глинистого материала и интервальное время пробега упругой волны в опорном пласте глин.
Доля карбонатного цемента - коэффициент карбонатности породы рассчитывается по теоретической модели взаимосвязи карбонатности с показаниями методов СП и ГК Элланского М.М. [4]. Коэффициент общей пористости рассчитывается с учетом пористостей, оцененных по всем методам комплекса:
КпПС по методике Элланского М.М. [4];
КпАК по формуле Фоменко или коэффициентов петрофизической модели;
КпНК с введенными поправками за водородосодержание глин;
КпГГКП по данным плотности скелета породы или коэффициентов петрофизической модели.
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД
Нефтегазонасыщенность оказывает существенное влияние на удельные электрические сопротивления пород, и для ее оценки наиболее широко применяется каротаж по методу сопротивлений.
Удельное сопротивление нефтегазоносной породы зависит от коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг, минерализации пластовых вод, пористости, структуры порового пространства и др. Для исключения влияния различных факторов (минерализации пластовых вод, пористости и структуры порового пространства) используется отношение удельного сопротивления нефтегазоносного пласта снг (поры которого заполнены нефтью, газом и остаточной водой) к сопротивлению того же пласта свп при 100%-ном заполнении его пор водой той же минерализации. Коэффициент увеличения сопротивления, или параметр нефтегазонасыщенности Рн = снг/свп показывает во сколько раз увеличивается удельное сопротивление водоносного коллектора при частичном насыщении его пор нефтью или газом. Коэффициент увеличения соп?/p>