Расчёт коэффициентов пористости, глинистости и нефтенасыщенности

Выделение коллекторов В карбонатных отложениях Припятской впадины встречаются коллекторы различного типа. Имеются коллекторы с преобладанием кавернозной и межзерновой емкости. Они условно делятся на две среды: поровую и трещинную. Преобладает смешанный тип коллектора — поровокаверново-трещинный. В ряде случаев по комплексу геофизических данных представляется возможным оценить, какая емкость преобладает.

Коллекторы, с преобладанием межзерновой пористости, характеризуются совпадением значений пористости, полученных по данным методов сопротивления, НГК и АК. На диаграммах МБК им соответствуют невысокие значения сопротивления (2 — 15 Омм). На кривых АК по затуханию упругих волн в карбонатных коллекторах с межзерновой пористостью обычно наблюдаются высокие значения амплитуд. В случае водонасыщенности коллекторов такого типа наблюдается хорошая нормализуемость диаграмм БК, АК и НГК.

Для Сосновской площади основным типом коллектора является коллектор смешанного типа (каверново-порово-трещинный).

Коэффициент глинистости.

Глинистость определялась по данным радиометрии (ГК, НГК) и акустического каротажа (Т). В основу метода положено наличие корреляционных связей между суммарным водородосодержанием (W) карбонатных пород-коллекторов и показаниями геофизических методов.

Тематической партией объединения «Западнефтегеофизика» составлена палетка для определения объемной глинистости (К^о_гл).

По каждой скважине для достоверно установленных пластов неколлекторов находились значения К_гл и сопоставлялись с соответствующими им показаниями кривой гамма-каротажа (J).

В качестве значений нулевой глинистости принимались показания пластов галита или ангидрита. На основании этих данных для каждой скважины составлялись индивидуальные зависимости: К_гл = f (J).

Значения объемной глинистости пород-коллекторов отображаются на графике глинистости по диаметру скважины с использованием показаний гамма-каротажа.

Пользуясь графиком зависимости J от К_гл напротив пластов коллекторов определяем водородосодержание глинистой фракции [3].

Коэффициент пористости.

Пористость пород продуктивных межсолевых отложений Сосновского месторождения определена по данным радиоактивного каротажа (НГК, ГК) с привлечением материалов акустического каротажа (Т).

Для интерпретации кривых, определения коллектор или неколлектор используется палетка, для определения К^п_п с соответствующим диаметром скважины.

По коллектору каротажных кривых выделялись пласты и определялись значения J_n = f (K_п) и Т находилась кажущаяся пористость по палетке.

Открытая пористость продуктивных пластов (К^о_п) по данным ГИС рассчитывается по формуле:

К ^о_п = К ^п_п — К_гл * W,.

Где W — содержание кристаллизационной воды в глинистых минералах равна 0,42;

К ^п_п — коэффициент полной пористости;

К_гл — коэффициент глинистости.

Коэффициент нефтегазонасыщенности.

Нефтегозанасыщенность пород-коллекторов определялась по коэффициентам увеличения сопротивления и балансу пористости. Против пласта снимаем кажущееся сопротивление _к и умножаем на поправку за диаметр скважины. Параметр насыщения (Р) находится по формуле:

Р = _п/0,03,.

где 0,03 — удельный вес пластовой воды по Припятской впадине. Затем по графику оценки нефтенасыщенности определяем коэффициент водонасыщенности (К_в) с учетом коэффициента пористости (К_п).

Коэффициент нефтегазонасыщенности (К_н) определяется по формуле:

К_н = 1 — К_в

К_н измеряется в % [12].