К оглавлению

Опыт определения пористости пластов по параметру ПС

Н.В. ВИЛКОВ

Возможность успешного использования геофизических методов определения пористости пластов зависит главным образом от того, насколько тесно те или другие геофизические параметры связаны с пористостью. Характер связи между геофизическими параметрами и пористостью пластов наиболее просто и надежно может быть установлен их взаимным сопоставлением.

Автору удалось на основании сопоставления данных о средней пористости нефтеносных и водоносных пластов девонских отложений с характером кривых ПС против них установить и построить графики (рис. 1, 2) зависимости между ними. Для количественной характеристики ПС автором была избрана величина , характеризующая отношение средней величины потенциала самопроизвольной поляризации () к ее максимальному значению (). Общий характер приведенных зависимостей прослеживается на приведенных графиках вполне отчетливо, несмотря на разброс точек, происходящий в основном, вероятно, за счет ошибок в глубинах при отборе керна.

Коэффициенты корреляции, рассчитанные для точек графиков (см. рис. 1 и 2), соответствующих девонским песчаникам различных месторождений Башкирии и Татарии, равны соответственно 0,86 и 0,89, что указывает на наличие тесной связи между величиной А и средней пористостью пластов девона. Это обстоятельство открывает возможность оценки пористости нефтеносных и водоносных пластов по данным параметра ПС на большом интервале значений пористости (от 8 до 24%).

Для оценки пористости пластов по этому методу необходимо выполнить следующие операции:

1. Провести линию максимальных значений ПС на диаграммах в масштабе 1:200 или 1 : 500, которая служит нулевой линией для последующего отсчета  (рис. 3). В подавляющем числе случаев за наивысшие наиболее устойчивые значения ПС принимаются значения, наблюдаемые против шугуровских и кыновских глин, что легко объясняется их большой однородностью и чистотой по сравнению с пашийскими и живетскими глинами. Это правило за счет фациальных изменений пластов иногда может нарушаться, и в этом случае наивысшим значением ПС будут соответствовать значения, наблюдаемые против пашийских или живетских слоев.

2. Проводится минимальная линия естественных потенциалов (ПС) по «пикам» на рассматриваемом интервале кривой ПС.

Между отмеченными на каротажной диаграмме максимальной и минимальной линиями замеряется в сантиметрах (милливольтах) величина изменения (амплитуда) естественного потенциала DVт.

3.Против исследуемого пласта определяется среднее арифметическое значение естественного потенциала . Для этого проводят прямую, параллельную оси глубин, так, чтобы площадь, заключенная между ней и максимальной линией, равнялась площади, заключенной между кривой ПС и максимальной линией на участке против пласта. Среднее значение изменения естественного потенциала для пласта можно также определять как среднее арифметическое из значений ПС, отсчитанных через равные интервалы. Положение этой прямой и будет определять среднее значение изменения естественного потенциала данного пласта.

Величину DV рекомендуется определять по диаграммам ПС крупного масштаба, например 1 : 200.

4. Далее вычисляется отношение амплитуд и пористость m (в %) исследуемого пласта определяется по графикам рис. 1 и 2 или непосредственно численно путем умножения отношения амплитуд А на коэффициент m, равный для песчано-глинистых отложений Западной Башкирии 25, а для юго-восточной Татарии 26,7.

Рекомендуемый метод определения пористости пластов использует лишь отношение амплитуд ПС, что исключает появление ошибок в определении пористости нефтеносных и водоносных пластов за счет возможных неточностей горизонтальных масштабов в записи кривых ПС. По этой же причине не требуются поправки, обычно вводимые при расчете пористости нефтеносных и водоносных пластов по ПС, на сопротивление бурового раствора, температуру и мощность пластов, нефтенасыщенность, размыв скважин и литологию пластов, чем исключаются и всевозможные погрешности, вносимые этими поправками.

При разработке рекомендуемого способа определения пористости пластов по ПС были использованы данные изучения кернов по 111 скважинам (137 пластам) Западной Башкирии и 85 скважинам (131 пласту) юго-восточной Татарии.

Отклонения определения пористости пластов по предлагаемому способу от данных исследования кернов приведены в табл. 1.

Таким образом, в 55% случаев имелось расхождение в определении пористости до 5% и в 93% случаев до 15%.

Средняя квадратическая погрешность определения составляет в относительной мере 8%.

Точность определения пористости по ПС снижается, если пласты литологически неоднородны или имеют малую мощность (меньше 1 м).

Рекомендуемый метод определения пористости по ПС был испытан также по небольшому числу скважин в угленосной свите карбона.

Полученные результаты дают основание надеяться на возможность применения метода также и для терригенных отложений карбона.

Учитывая, что определение пористости по керну также страдает значительными погрешностями за счет ошибок глубин при отборе керна и других источников, можно предположить, что метод определения пористости пластов по ПС должен давать достаточно надежные результаты.

В табл. 2 приведены результаты проверки существующих методик определения пористости пластов по параметрам КС и ПС, выполненные по одним и тем же скважинам и пластам в Волго-Уральском филиале ВНИИГеофизика по материалам Туймазинского месторождения.

Таким образом, метод определения пористости пластов только по параметру ПС дает наилучшие результаты.

Для выяснения возможности применения рекомендуемого метода определения пористости пластов по диаграммам ПС в других районах необходимы специальные исследования.

Татнефтегазразведка

 

Таблица 1

Расхождение в определении пористости, %

0-5

5-10

10-15

15-20

20-25

Число определений (абс.)

147

65

37

15

4

Процент расхождений к общему числу изученных пластов

55

24,4

13 8

5,6

1,5

 

Таблица 2

Автор методики

Количество исследованных пластов

Средняя погрешность, %

Султанов

120

22

Морозов

121

19

Кринари

121

14

Перников

109

13

Шапиро

117

10

Вилков

119

8

 

Рис. 1. Зависимость коэффициента А от пористости m (в %) для песчано-глинистых отложений девона юго-восточной Татарии.

Рис. 2. Зависимость коэффициента А от пористости (в %) для песчано-глинистых отложений Западной Башкирии.

 

Рис, 3. Определения пористости пластов по диаграммам ПС.

1-диаграмма КС; 2 - диаграмма ПС.