Зависимость параметра пористости от коэффициента пористости
Ш.С. МИКАЭЛЯН
Изучение коллекторских свойств пород имеет важное значение для подсчета запасов нефти и газа, выбора рациональной методики разработки месторождений и решения ряда вопросов, связанных с формированием залежей нефти и газа.
В настоящее время пористость и проницаемость определяют в основном путем лабораторных анализов керна, отобранного из скважин. Однако такой метод имеет ряд существенных недостатков [2] и его целесообразно дополнить геофизическими исследованиями скважин, проводимыми для определения коллекторских свойств пород.
Удельное сопротивление не глинистых пород при полном заполнении порового пространства водой зависит в основном от пористости их [4]. Это дает возможность определять пористость пород по их удельному сопротивлению. Для исключения влияния минерализации воды, насыщающей поровое пространство, обычно рассматривают не удельное сопротивление, а параметр пористости
Рп = ρвп/ ρв
где ρвп - удельное сопротивление водонасыщенного коллектора; ρв - удельное сопротивление насыщающей коллектор воды при температуре пласта.
Для установления зависимости параметра пористости Рп от коэффициента пористости Кп необходимо знать следующие величины: удельное сопротивление (минерализацию) воды, насыщающей коллектор, температуру пласта, удельное сопротивление водонасыщенного коллектора и его коэффициент пористости.
Зависимость Рп=f(Кп) устанавливают для каждого района по экспериментальным данным.
Такая зависимость была получена нами для продуктивной части разреза Березовского месторождения газа.
Величины минерализации, температуры и удельного сопротивления воды, насыщающей коллектор I (валанжин) и II (готерив- баррем) продуктивных горизонтов Березовского района, приведены в табл. 1.
Минерализация пластовых вод определялась ЦНИЛ Тюменского геологического управления.
Измерение температуры производилось максимальными термометрами против пластов при опробовании скважин. Полученные величины температур, замеренные максимальными термометрами, хорошо совпадают с данными измерений электротермометром.
Из табл. 1 видно, что минерализация пластовых вод для I и II продуктивных горизонтов изменяется незначительно.
Незначительное изменение минерализации пластовых вод является благоприятным фактором для оценки коэффициента пористости коллекторов по геофизическим данным.
Величины пористости, удельного сопротивления и параметра Рп для водоносной части I и II продуктивных горизонтов Березовского месторождения газа приведены в табл. 2.
Коэффициенты пористости определялись ЦНИЛ Тюменского геологического управления. Определение удельного сопротивления водоносного пласта ρвп производилось по материалам БЭЗ.
Зависимость Рп = f(Кп) для продуктивной части разреза Березовского месторождения газа по данным табл. 2 изображена на рисунке. По оси абсцисс отложена величина средней пористости Кп.ср по лабораторным данным и по оси ординат - параметр Рп.
При рассмотрении указанного графика видно, что между параметром Рп и коэффициентом пористости существует тесная связь.
Зависимость между параметром Рп и величиной коэффициента пористости определяется уравнением
Рп = 1/Кп1,85 (при Кп>0,2).
Погрешности в определении коэффициента пористости по параметру Рп приведены в табл. 3.
Среднее значение относительной ошибки в определении пористости по величине Рп составляет около 7%. Однако иногда погрешность доходит до 13-18% и более. Большое расхождение в определении пористости по величине Рп и керну зависит в основном от двух причин: точности определения коэффициента пористости коллектора по керну и точности определения этого коэффициента по данным удельного сопротивления пласта. Рассмотрим этот вопрос более подробно.
А.И. Леворсен считает, что если измерять пористость в каждых 0,3 м керна, отобранного при вскрытии коллектора, то даже у наиболее однородных на вид пород она резко и отчетливо изменяется.
На совещании по вопросам изучения коллекторов нефтяных и газовых месторождений, состоящемся в Баку летом 1958 г., Ю.С. Мельниковой (ВНИИ) было доказано, что для получения точных данных о пористости пласта необходимо производить анализ керна через 0,3 м (при сплошном отборе) и брать среднее значение
Как видно из табл. 3, коэффициент пористости определяли в среднем через 1-1,5 м разреза, что значительно снижает точность определения Кп.
Как было указано выше, величину параметра пористости определяли по материалам БЭЗ. Однако применение этой методики не всегда обеспечивало необходимую точность из-за сложности геологических условий, для которых интерпретация кривых БЭЗ недостаточно совершенна.
С целью повышения точности в определении удельного сопротивления пласта для изучения коллекторских свойств необходимо использовать более совершенные методы определения удельного сопротивления, например, экранированное зондирование, микрозондирование и др.
Приведенная кривая зависимости Рп = f(Кп.ср) для продуктивной части разреза Березовского месторождения газа может быть использована на практике.
ЛИТЕРАТУРА
1. Вопросы промысловой геофизики. Сб. статей. Перевод с англ., Гостоптехиздат, 1957.
2. Дахнов В.Н., Кобранова В. Н., Латышова М.Г., Ряполова В.А. Промысловая геофизика. Сб. статей. Гостоптехиздат, 1957.
3. Кейвсар З.И. О связи относительного сопротивления с пористостью, удельной поверхностью и проницаемостью породы. Сб. «Прикладная геофизика», вып. Ю. Гостоптехиздат, 1958.
4. Комаров С.Г. Определение пористости пород по удельному сопротивлению. Сб. «Прикладная геофизика», вып. 14, Гостоптехиздат, 1956.
5. Кринари А.И. О зависимости между удельным сопротивлением и коллекторскими свойствами водоносных терригенных пород. Геология нефти, 1957, № 7.
6. Морозов Г.С. Методика определения пористости, проницаемости и удельной поверхности водоносных пород по данным электрического каротажа. Сб. «Прикладная геофизика», вып. 19. Гостоптехиздат, 1958.
Тюменское геологическое управление
|
№ скважины |
Площадь |
Интервал опробования, м |
Минерализация с, г/ л |
Температура t пласта, °С |
|
I продуктивный горизонт |
||||
|
3-Р |
Березовская |
1326-1330 |
16,6 |
52,5 |
|
5-Р |
» |
1301-1307,5 |
12,0 |
52,5 |
|
6-р |
|
1312-1314 |
12,8 |
52,0 |
|
8-Р |
|
1344,5-1349 |
13,4 |
54,0 |
|
10-Р |
|
1293-1300 |
12,4 |
53,0 |
|
17-Р |
Деминская |
1299-1305 |
15,0 |
51,8 |
|
33-Р |
» |
1342-1349 |
14,8 |
53,0 |
|
|
|
|
сср = 13,8 |
tср = 52,9 |
|
II продуктивный горизонт |
||||
|
12-Р |
Березовская |
1105-1108 |
13,0 |
42,5 |
|
9-Р |
Деминская |
1088-1091 |
15,0 |
44,0 |
|
17-Р |
» |
1137,5-1139,7 |
14,С |
43,5 |
|
|
|
|
сср = 14,0 |
tср = 43,3 |
Примечание. Удельное сопротивление пластовой воды для валанжина и готерив-баррема составляло соответственно 0,27 и 0,28 ом м.
|
Площадь |
№ скважины |
Интервал, м |
Количество образцов |
Коэффициент пористости Кп,% |
Удельное сопротивление ρвп водоносного пласта по БЭЗ, ом м |
Параметр пористости Рп |
||
|
по лабораторным данным |
средний |
|||||||
|
Березовская |
I продуктивный горизонт |
|||||||
|
10 |
1288,69-1294,9 |
10 |
27,74 |
27,9 |
3,4 |
12,6 |
||
|
27,38 |
||||||||
|
28,94 |
||||||||
|
29,88 |
||||||||
|
26,48 |
||||||||
|
27,19 |
||||||||
|
27,46 |
||||||||
|
28,51 |
||||||||
|
27,49 |
||||||||
|
27,80 |
||||||||
|
11 |
1293,9-1298,6 |
5 |
29,59 |
29,3 |
3,6 |
13,3 |
||
|
29,66 |
||||||||
|
27,00 |
||||||||
|
28,23 |
||||||||
|
32,14 |
||||||||
|
1305,5-1306,2 |
1 |
22,77 |
22,8 |
4,2 |
15,5 |
|||
|
1309,2-1310,2 |
1 |
4,44 |
4,4 |
24,0 |
88,9 |
|||
|
1310,2-1314,5 |
2 |
32,62 |
30,9 |
3,1 |
11,5 |
|||
|
29,37 |
||||||||
|
1314,5-1316,0 |
3 |
14,59 |
10,6 |
10,0 |
37,0 |
|||
|
10,00 |
||||||||
|
7,30 |
||||||||
|
1324,0-1326,0 |
2 |
9,67 |
9,8 |
12,0 |
44,4 |
|||
|
10,01 |
||||||||
|
13 |
1296,9-1299,9 |
3 |
24,80 |
28,8 |
2,5 |
9,2 |
||
|
32,95 |
||||||||
|
28,67 |
||||||||
|
1302,9-1304 6 |
1 |
25,08 |
25,1 |
3,6 |
14,0 |
|||
|
1304,6 - 1308,2 |
2 |
27,85 |
26,4 |
3,4 |
12,6 |
|||
|
24,92 |
||||||||
|
1316,75 |
1 |
31,13 |
31,1 |
2,7 |
10,0 |
|||
|
15 |
1338,4-1342,4 |
1 |
17,97 |
18,0 |
4,5 |
16,7 |
||
|
Демянская |
28 |
1316,5-1320,7 |
3 |
25,66 |
25,6 |
3,4 |
12,6 |
|
|
25,26 |
||||||||
|
26,11 |
||||||||
|
33 |
1349,0-1356,0 |
7 |
29,85 |
26,7 |
3,8 |
14,0 |
||
|
28,70 |
||||||||
|
26,72 |
||||||||
|
21,92 |
||||||||
|
27,88 |
||||||||
|
24,86 |
||||||||
|
26,31 |
||||||||
|
1356,0-1362,2 |
3 |
16,88 |
18,3 |
6,0 |
22,2 |
|||
|
18,51 |
||||||||
|
19,65 |
||||||||
|
Алясовская |
20 |
1292,2-1294,2 |
2 |
28,04 |
27,8 |
2,8 |
10,4 |
|
|
27,50 |
||||||||
|
22 |
1356,0-1358,0 |
1 |
26,92 |
26,9 |
2,6 |
9,6 |
||
|
23 |
1342,5-1346,5 |
2 |
17,4 |
18,1 |
5,5 |
20,4 |
||
|
18,94 |
||||||||
|
1353,15-1361,1 |
4 |
22,74 |
25,2 |
2,8 |
10,4 |
|||
|
22,42 |
||||||||
|
27,87 |
||||||||
|
27,92 |
||||||||
|
26 |
1367,8-1373,78 |
2 |
16,66 |
16,6 |
5,5 |
20,4 |
||
|
16,54 |
||||||||
|
37 |
1341,85-1343,2 |
4 |
25,89 |
25,8 |
3,0 |
11,1 |
||
|
26,08 |
||||||||
|
27,04 |
||||||||
|
24,24 |
||||||||
|
II продуктивный горизонт |
||||||||
|
Березовская |
1 |
1135,35-1139,50 |
3 |
25,07 |
24,5 |
3,2 |
11,4 |
|
|
24,11 |
||||||||
|
24,24 |
||||||||
|
1159,7 |
1 |
20,6 |
20,6 |
4,5 |
16,0 |
|||
|
13 |
1120,0-1123,5 |
3 |
21,42 |
22,8 |
4,0 |
14,3 |
||
|
20,53 |
||||||||
|
26,4 |
||||||||
|
Деминская |
33 |
1148,5-1152,0 |
1 |
23,46 |
23,5 |
4,0 |
14,3 |
|
|
Площадь |
№ скважины |
Интервал, м |
Количество образцов |
Коэффициент пористости, % |
Погрешность в определении пористости |
||
|
средний по лабораторным данным |
по кривой Рп = f(Кп) |
абсолютная |
в % |
||||
|
Березовская |
1 |
1135,35-1139,50 |
3 |
24,5 |
27,0 |
-2,5 |
10,2 |
|
1159,7 |
1 |
20,6 |
20,0 |
+0,6 |
2,9 |
||
|
10 |
1288,69-1294,9 |
10 |
27,9 |
26,0 |
+1,9 |
6,8 |
|
|
и |
1293,9-1298,6 |
5 |
29,3 |
25,3 |
+4,0 |
13,7 |
|
|
1305,5-1306,2 |
1 |
22,8 |
21,5 |
+1,3 |
5,6 |
||
|
1309,2-1310,2 |
1 |
4,4 |
5,2 |
-0,8 |
18,2 |
||
|
1310,2-1314,5 |
2 |
30,9 |
27,5 |
+3,4 |
11,0 |
||
|
1314,5-1316,0 |
3 |
10,6 |
11,0 |
-0,4 |
3,8 |
||
|
1324,0-1326,0 |
2 |
9,8 |
9,5 |
+0,3 |
3,3 |
||
|
13 |
1120,0-1123,5 |
3 |
22,8 |
23,0 |
-0,2 |
0,9 |
|
|
1296,9-1299,9 |
3 |
28,8 |
32,0 |
-3,2 |
11,1 |
||
|
1302,9-1304,6 |
1 |
25,1 |
24,0 |
+1,1 |
4,4 |
||
|
1304,6-1308,2 |
2 |
26,4 |
26,0 |
+0,4 |
1,5 |
||
|
1316,75 |
1 |
31,1 |
30,2 |
+0,9 |
2,9 |
||
|
15 |
1338,4-1342,4 |
1 |
18,0 |
20,2 |
-2,2 |
12,2 |
|
|
|
28 |
1316,5-1320,7 |
3 |
25,6 |
26,0 |
-0,4 |
1,5 |
|
Деминская |
33 |
1148,5-1152,0 |
1 |
23,5 |
22,8 |
+0,7 |
3,0 |
|
1349,0-1356,0 |
7 |
26,7 |
24,0 |
-2,7 |
10,1 |
||
|
1356,0-1362,2 |
3 |
18,3 |
16,0 |
+2,3 |
12,5 |
||
|
Алясовская |
20 |
1292,2-1294,2 |
2 |
27,8 |
29,5 |
-1,7 |
6,1 |
|
22 |
1356,0-1358,0 |
1 |
26,9 |
30,5 |
-3,6 |
13,4 |
|
|
23 |
1342,5-1346,5 |
2 |
18,1 |
17,2 |
+0,9 |
5,0 |
|
|
1353,15-1361,1 |
4 |
25,2 |
28,5 |
-3,3 |
13,1 |
||
|
26 |
1367,8-1373,78 |
2 |
16,6 |
17,2 |
-0,6 |
3,6 |
|
|
37 |
1341,85-1345,2 |
4 |
25,8 |
28,0 |
-2,2 |
8,5 |
|
Рисунок Зависимость Рп= f(Кп) Для продуктивной части разреза Березовского месторождения газа.
