foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Определение коэффициентов открытой пористости, кавернозности и трещиноватости

Коэффициенты, характеризующие пустотность коллекторов, определяются по керну и по геофизическим данным.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПУСТОТНОСТИ ПО КЕРНУ

 

Открытая пористость по керну наиболее часто определяется методом И.А. Преображенского. Метод основан на выражении коэффициента открытой пористости kпо через отношение объема сообщающихся пор V по в образце породы к объему этого образца V обр

 

k по = V по / V обр

 

Коэффициент кавернозности k кав может быть определен аналогичным образом.

 

Под коэффициентом трещиноватости kтр понимается доля объема сообщающихся трещин в объеме образца породы. kтр определяется как отношение произведения раскрытости трещин b и суммарной их длины l к площади шлифа S:

 

kтр = b l / S


 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПУСТОТНОСТИ ПО ДАННЫМ ГИС

 

Метод сопротивлений

 

Этот метод используется для определения коэффициентов пустотности поровых, трещинных, трещинно-каверновых коллекторов.

 

Определение коэффициента открытой пористости поровых коллекторов

 

В водоносных коллекторах величина k по определяется по удельному сопротивлению r вп коллектора, полностью насыщенного пластовой водой с удельным сопротивлением r в , по удельному сопротивлению промытой зоны   r пп или зоны проникновения r зп водоносного коллектора.

В продуктивных коллекторах величину k по  продуктивного коллектора при бурении скважин на РВО определяют по значениям r пл и r зп теми же способами, что и в случаях водоносных коллекторов.

 

Определение коэффициента трещиноватости k тр трещинных и трещинно-каверновых коллекторов

 

k тр можно определить :

1.По данным однократного замера методом сопротивлений при бурении скважины на минерализованном буровом растворе с rф  = rв;

2.По результатам исследований способом двух растворов.

 

Метод собственных потенциалов

 

Основой определения kпо  по диаграммам СП является корреляционная связь относительной амплитуды СП aсп и kпо. Корреляционную связь aсп=fп(kпо) получают, сопоставляя значения aсп и kпо по пластам, в которых значение kпо определено другим методом ГИС или по данным керна. Затем эта зависимость в виде графика или уравнения регрессии используется для определения величины kпо по значению aсп в пластах, где параметр kпо  неизвестен. Составляются связи aсп = fп(kпо) отдельно для продуктивных и водоносных коллекторов, ими пользуются для определения kпо соответственно в нефтегазоносных и водоносных пластах. Целесообразно комплексирование метода СП с одним из методов пористости (НМ, АМ, ГГМ) как в терригенном, так и в карбонатном разрезе, для одновременного определения коэффициентов общей (открытой) пористости и глинистости.

 

Стационарные нейтронные методы (методы радиометрии) и гамма-гамма метод (методы рассеянного гамма-излучения).

 

Для определения k пуст используются диаграммы нейтронных  методов со стационарным источником нейтронов (НГМ) в однозондовой и ННМ по тепловым нейтронам в двухзондовой модификации.

 

Акустический метод.

 

Наиболее надежно определение kпо по данным АМ в средне- и хорошо сцементированных породах порового типа в карбонатном  и терригенном разрезах. В слабосцементированных и несцементированных коллекторах определение kпо нецелесообразно, особенно, если коллекторы газонасыщенные (возможно систематическое завышение значений kпо).

Статистика



Яндекс.Метрика