В пластах, образующих каверны, получаемое микрозондами рк близко к сопротивлению ПЖ.
Интерпретация диаграмм индукционных зондов. Метод служит для определения удельной электрической проводимости пород и основан на изучении вторичного электромагнитного поля, возникновение которого обусловлено вихревыми токами, индуцированными в породах с помощью искусственного электромагнитного поля.
Важным свойством индукционных зондов являются радиальные и вертикальные характеристики, показывающие изменение геометрических факторов участков среды по мере удаления их от зонда. Радиальные характеристики определяют радиус исследования зонда и степень влияния на его показания скважины, зоны проникновения и неизменённой части пласта. Вертикальная характеристика зонда даёт представление о степени влияния на его показания вмещающих пород.
Обработка и интерпретация диаграмм включает в себя следующие основные этапы:
а) проверка качества материалов. Качество диаграмм предварительно оценивают в соответствии с требованиями технических инструкций. Расхождения между данными БКЗ и величинами сопротивления, определёнными по ИМ с внесением поправки за скважину и скин-эффект, не должны быть более ±10% для всех опорных пластов;
б) выделение объектов интерпретации и снятие значений кажущейся электрической проводимости. Базируется на анализе кривых кажущейся удельной проводимости σк, полученных для изучаемой среды разного строения.
Для пласта ограниченной толщины, залегающего в породах, имеющих одинаковое сопротивление снизу и сверху пласта, кривые σк имеют симметричную форму относительно середины пласта. При толщине пласта более 2 метров его границы проводят по точкам, соответствующим середине аномалии σк;
в) учет влияния скважин. Проводят при помощи палеточной зависимости геометрического фактора скважины Gc от её диаметра dc ;
г) учёт влияния скин-эффекта. Позволяет перейти от снятого с диаграммы значения σк к значению рк для того же пласта. Поправку за скин-эффект вводят после введения поправки за влияние скважин;
д) учёт влияния ограниченной толщины пласта. Необходим для приведения показаний индукционного метода к условиям пласта неограниченной толщины;
е) учёт влияния зоны проникновения. Осуществляется по специальным палеткам, представляющим собой семейство кривых зависимостей рк от рр или σк от σр
Потенциалы самопроизвольной поляризации, регистрируемые при исследовании газовых скважин, обусловлены естественными электрическими полями, которые возникают в результате электрохимических процессов, протекающих на границе между скважиной и породами, а так же пластами различной литологии в разрезе скважины.
Среди электрохимических процессов, формирующих потенциалы ПС в скважине, основную роль играют диффузия солей и течение жидкости, в результате которых возникают потенциалы (э.д.с.) диффузионного или фильтрационного происхождения.
Диаграмма ПС не имеет нулевой линии. Горизонтальный масштаб зарегистрированной кривой ПС показывают числом милливольт приходящихся на отрезок 2 см. Ввиду отсутствия на диаграмме ПС нулевой линии в качестве условной нулевой линии, от которой отсчитывают отклонение кривой ПС, используют линию глин. Подавляющая часть осадочных пород в терригенном, карбонатном, вулканогенном, гидрохимическом разрезах и различных их сочетаниях отмечается отклонением кривой ПС влево от линии глин. Границы пластов на кривой ПС соответствуют точкам перегиба зарегистрированной кривой ПС.
Для геологической интерпретации диаграмм ПС используют либо график скачка потенциала Еs или значения Еs в отдельных пластах, либо относительные значения αпс = Еs/ Еsmax, — максимальное значение Еs в изучаемом участке разреза.
При интерпретации диаграмм СП решают следующие задачи:
определение рв при температуре пласта и расчет минерализации пластовой воды Св, соответствующей рв для определения рв обычно используют аномалию ПС в пласте чистого песчаника или известняка, залегающего в плотных высокодисперсных глинах.
выделение коллекторов в терригенном разрезе, определение глинистости пород.
Интерпретация ГК. Гамма-метод позволяет судить о радиоактивности горных пород и используется для расчленения геологического разреза, оценки глинистости, выделения и оценки радиоактивности пород. Скважинный прибор ГК содержит детектор и электронную схему для регистрации числа импульсов за единицу времени. Показания прибора зависят от содержания U, Th, К в породе и среде, заполняющей скважину, от толщины и материала корпуса прибора, спектральной чувствительности детектора.
Важнейшие особенности кривой интенсивности гамма-излучения Iγ: аномалия симметрична, при h > 1м Iγ в середине пласта практически равна показаниям Iγ∞ при h = ∞. Влияние скважины на результаты ГК обусловлено поглощением излучения пласта скважины и вкладом в Iγ квантов, возникающих в скважине. Это влияние определяется коэффициентом линейного поглощения раствора μр, его плотность δр и удельной активности. Кроме поправки за скважину в измеренные значения вводят поправку за глинистую корку и исключают фон прибора. Геологической интерпретацией результатов ГК в данном случае будет являться литологическое расчленение пластов.
Интерпретация данных НКТ. При интерпретации данных НКТ выделение пластов, у-, отсчет показаний и их исправление за влияние интегрирующей ячейки (поправка за υτя) проводят так же, как и при ГК. Затем вычитают естественный фон, определяют кажущеюся пористость пласта по палеткам зависимости I/Iв от kn для чистого водоносного известняка и соответствующего диаметра скважины, учитывают нестандартность скважинных условий (учитывается влияние ПЖ которое складывается из различных параметров: водородного индекса раствора юр, его плотности δр, излучающей способности υp и сечения поглощения тепловых нейтронов Σз.р, зависящего в основном то содержания хлора и железа, влияние промежуточного слоя - глинистая корка или отход прибора от стенки), учитывают особенности пласта (вводится поправка за основной минеральный состав скелета, за глинистость, за примеси элементов с высоким сечением поглощения нейтронов, за влияние остаточного газонасыщения в зоне проникновения, за температуру и давление в пласте и скважине).
Количественное определение коэффициентов газонасыщенности по данным стационарного НМ основано на использовании уравнения
kг = (kп – kп,K + kгл ωгл + Δωпл)/[ kп(1-ωг)]. (2.1)
Поскольку Δωпл зависит от kг и эта зависимость пока не аппроксимирована соответствующими формулами, kг находят методом последовательных приближений. Сначала определяют первое приближение kг полагая Δωпл — 0; далее вычисляют приближенные значения по формуле (2.1.) и находят первое приближение Δωпл и второе приближение kг. Подобный процесс продолжают до получения устойчивых значений kг.
Погрешность определения kп по стационарным нейтронным методам в разных условиях составляет примерно 1,5 - 3,5 %.
Интерпретация данных ГГП каротажа. ГГП используют для определения плотности горных пород δ, регистрируя относительно жесткое гамма-излучение (более 0,15 МэВ). Основное назначение ГГП в нефтяных и газовых скважинах - определение kп.
Если плотность твердой фазы δтв и заполнителя пор δж не зависит от kп, то
kп=(δск-δ)/( δтв - δж).
Если твердая фаза двухкомпонентная (скелет + примесь), то
kп = ( δск - δ)/( δск- δж)+(δприм-δск)• kприм/(δск-δж), где kприм - доля примеси
(глинизация, нерастворимый остаток, доломитизация и т.п.) в объеме породы; δск и δприм - плотность скелета и примеси.
В газоносных пластах следует учитывать остаточную газонасыщенность kг.о, зоны проникновения и вместо δж использовать δ ж = δж - kг.о (δж - δг), где δг - плотность газа.
Стандартный акустический метод.
Определение коэффициента пористости. Основа метода определения коэффициента пористости пород - наличие тесной взаимосвязи между величинами Vp (или Δτ) и kп. В однородной и изотропной идеально упругой среде скорость распространения упругих волн определяется значением модуля Юнга Е, коэффициента Пуассона υ, плотностью δп-Плотность пористой среды зависит от коэффициента пористости :
δп = δтв-(δтв- δ3)*kп, (2.2)
Где δтв - плотность твердой фазы, т.е. зерен , слагающих скелет породы;
δз - плотность заполнителя порового пространства.
В горных породах связь между фазами, слагающими породу, недостаточно совершенна. По этой причине зависимость Vp от υ и δп , а следовательно, и от kп отклоняется от закона.
На основании экспериментальных и теоретических исследований сред с несовершенными связями предложен ряд выражений, устанавливающих зависимость скорости (интервального времени) распространения продольных волн от пористости.
Наиболее простые из них следующие:
уравнение среднего времени, полученное М. Вилли, А. Грегори и Л. Гарднером,
Δτп = Δτтв + ( Δτ3 - Δτтв)•kп; (2.З.)
уравнение степенной связи, предложенное В.Н. Дахновым,
Δτп = Δτтв+kпmп(Δτз- Δτтв)+kглmгл •( Δτз- Δτтв) , (2.4.)
где Δτтв - интервальное время в твёрдой фазе породы; mп и mгл - показатели, зависящие соответственно от структуры и степени цементации коллектора, изменяющиеся от 0,7 до 1,5 и возрастающие с увеличением уплотнения.
В основу уравнений (2.З) и (2.4) положена линейная зависимость между скоростью (или интервальным временем) и пористостью. В них не учитывается влияние горного и пластового давлений, хотя их роль возрастает с уменьшением пористости.
Для пористых сред, содержащих глинистые включения в порах, получено уравнение, позволяющее учитывать особенности упругих свойств изучаемых пород и влияние всестороннего сжатия на скорость упругих волн:
, (2.5)
где μ - коэффициент, учитывающий относительное содержание и сжимаемость глинистых частиц; βтв , βп, βз - коэффициенты сжимаемости соответственно твёрдой фазы минералов, слагающих скелет породы, объёма порового пространства и его заполнителя.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29
