Об определении проницаемости по данным потенциалов собственной поляризации
С. А. СУЛТАНОВ
Метод определения проницаемости по относительной величине диаграмм собственной поляризации основан на предположении, что между коэффициентом проницаемости (Кпр) и пористостью (Кп) существует непосредственная коррелятивная зависимость [1].
Однако многочисленные эксперименты показывают, что такой коррелятивной связи (не говоря уже о функциональной зависимости) между пористостью и проницаемостью не существует.
Сопоставление карт пористости с картами проницаемости по месторождениям платформенного типа также показывает почти полное отсутствие какой-либо связи между этими параметрами. Хотя площади распространения высокой проницаемости в общем характеризуются большими величинами пористости, но последняя изменяется в весьма широких пределах.
Попытки найти связь между проницаемостью и данными измерения потенциалов собственной поляризации имеются и в других работах. Так, А.М. Нечай [5] в результате экспериментальных исследований на образцах песчано-глинистых пород миоцена Грозненского нефтеносного района установил коррелятивную зависимость между отношением пористости Кп в третьей степени к коэффициенту проницаемости Кпр и диффузионно-адсорбционным коэффициентом Кда, т. е.
Однако способ определения проницаемости по указанной зависимости в районах Волго-Уральского нефтеносного района не применяется.
В.Н. Дахнов и Л.П. Долина [3,4] показали, что между потенциалами собственной поляризации и проницаемостью в области коэффициентов проницаемости, превышающих 100 миллидарси, т.е. в наиболее интересной в практическом отношении области, существует очень слабая связь.
И.Л. Дворкин, сопоставив приведенные величины амплитуд Uсп с коэффициентом проницаемости по материалам Туймазинского нефтяного месторождения, также показал отсутствие связи между Uсп и Кпр в породах с высокой проницаемостью. Эти выводы противоречат утверждению Н.В. Вилкова о том, что зависимость
может служить для количественного определения коэффициента проницаемости.
В связи с этим необходимо отметить, что Н.В. Вилков в своей работе допустил ряд методических ошибок.
Дело в том, что относительная амплитуда (А) потенциалов собственной поляризации может быть определена лишь тогда, когда в разрезе продуктивных отложений, вскрываемых скважиной, присутствуют пласты с пористостью выше 24-26%, для которых величина потенциалов собственной поляризации - максимальная (DUспmax).
В разрезе продуктивных отложений девона Ромашкинского нефтяного месторождения такие пласты встречаются очень редко. Поэтому величина, принимаемая Н. В. Вилковым за DUспmax, в действительности меньше и зависит от пористости и проницаемости.
Кроме того, в рассматриваемом методе не учитывается влияние удельного сопротивления пород и ограниченной мощности пласта на величину амплитуды DUсп. Поэтому в пластах малой мощности способ определения пористости, предложенный Н. В. Вилковым, как правило, резко занижает величину пористости (см. таблицу).
При определении пористости Кп [2] и проницаемости Кпр [1] Н.В. Вилков использует данные замеров потенциалов собственной поляризации, т.е. применяет в общей форме зависимость вида: А= f (Кп, Кпр).
Установить характер такой зависимости раздельно для Кп и Кпр можно, если учитывать влияние одного из этих параметров на А, чего Н.В. Вилков, однако, не делает.
Сопоставление пористости Кп пород с проницаемостью Кпр по 2182 образцам керна пластов ДI и ДII Туймазинского нефтяного месторождения (рис. 1), а также по 1208 образцам керна горизонта ДI Ромашкинского нефтяного месторождения (рис. 2) показывает весьма слабую зависимость между этими величинами в области проницаемости от 300 миллидарси и ниже, а также почти полное отсутствие такой зависимости при более высоких ее значениях. Средние кривые Кп = f(Kпр), предложенные Н.В. Вилковым, не удовлетворяют наблюдаемому распределению точек на этих диаграммах. Явно выраженной зависимости потенциалов собственной поляризации от пористости в области свыше 100-300 миллидарси не существует.
Изложенные выше недостатки и методические ошибки, допущенные Н.В. Вилковым при разработке способов определения пористости и проницаемости по данным потенциалов собственной поляризации, не позволяют рекомендовать эти способы для применения в практике.
ЛИТЕРАТУРА
1. Вилков Н.В. Определение проницаемости нефтеносных и водоносных пластов по ПС. Геология нефти и газа, 1959, № 7.
2. Вилков Н.В. Опыт определения пористости по параметру ПС. Геология нефти, 1958, № 12.
3. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Гостоптехиздат, 1955.
4. Дахнов В.Н., Долина Л.П. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. Гостоптехиздат, 1959.
5. Нечай А.М. Определение литологических свойств горных пород по результатам исследований в скважинах. Прикладная геофизика, 1954.
ТатНИИ
|
№ скв. |
Площадь |
Интервал пласта, м |
DUсп, мв |
Пористость |
|
|
по керну |
по методу Вилкова |
||||
|
483 |
Миннибаевская |
1730,0-1735,0 |
1,6 |
17,4 |
7,7 |
|
37 |
В.-Сулеевская |
1633,0-1640,0 |
1,6 |
22,3 |
12,9 |
|
23 |
Абдрахмановская |
1772,7-1574,2 |
3,2 |
22,2 |
11,3 |
|
529 |
То же |
1766,0-1772,0 |
2,8 |
20,1 |
13,8 |
