Перечислите методы гис, используемые для оценки пористости коллекторов. Рассмотрите способы оценки пористости при индивидуальной интерпретации методов гис.

Основными методами определения коэффициентов пористости являются три независимых метода: стационарный нейтронный метод НМ, акустический АМ и гамма-гамма плотностной метод ГГМ-П. Показания этих методов определяются величиной коэффициента пористости и вкладом глинистого материала, присутствующего в г.п. В связи с этим при решении задач определения пористости по данным этих методов следует произвести учет влияния глинистого вещества в полезный сигнал каждого из них. Для этих целей необходимо оценить содержание глинистого материала в породе по показаниям методов ГИС и располагать информацией о свойствах глинистых минералов в породе – их минеральном составе и петрофизических свойствах, что определяется по результатам изучения образцов керна.

Различные геофизические методы позволяют определять разные виды пористости. По данным метода сопротивлений находят межзерновую пористость в терригенных и межзерновых карбонатных породах. По диаграммам методов рассеянного гамма-излучения и нейтронных определяют общую пористость к_{п, общ}, по диаграммам акустического метода – межзерновую пористость к_{п, мз}. По данным комплекса методов можно установить компоненты пористости. Так, по комплексу методов НМ, ГГМ, и АМ в сложныз карбонатных коллекторах определяются к_{п, общ} и компоненты к_{п, мз} и к_{п, вт}= к_п,к + к_п,т. Трещинная пористость находится по методу сопротивлений в варианте способа двух растворов или по комплексу методов сопротивлений и одного из методов пористости (нейтронный или ГГ) при вскрытии разреза на минерализованном глинистом растворе. Эффективную пористость коллекторов любого типа, кроме низкопористых трещинных, можно определить по диаграммам метода ЯМР, а в терригенных глинистых коллекторах - по комплексу методов пористости и глинистости.

Широкополосная модификация АК - АК_ш. Реализуется при исследованиях аппаратурой АКН-1 (низкочастотный) или модернизированный широкополосный вариант аппаратурной СПАК-4. В ней осуществляется регистрация волн различных типов – продольных, поперечных, лэмбовских и волн вторичного происхождения (отражающих, дефрагированных, обменных). Волна Лэмба – распространяется по стволу бурового раствора, имеет длину волны = d скв, характеризуется > низкой частотой колебаний и ν-ю, чем волна S. Обычно при отсутствии трещиноватости выполняется след. условие: А_L>A_s>A_p. С помощью упомянутой аппаратуры изучаются разрезы как необсаженных, так и обсаженных скв. При исследодвании метода АК_ш получают следующие материалы: 1) фаза корреляционной диаграммы (ФКД), 2) аналоговые кривые кинематич и динамич коэффициентов поглощения, параметров упругой волны., 3) видео-изображение волновой картины. Аналоговые кривые получают путем обработки на ЭВМ по спец программам данных ФКД. Эти программы также позволяют получать непрерывные кривые значений коэффициента Пуассона и сжимаемости пород, которые при необходимости могут быть также рассчитаны по спец формулам для отдельных пластов. По данным АК_ш решаются след. задачи:

1) литологическое расчленение разреза, > более детально, чем по материалам стандартного АК метода.

2) выделение в разрезе участков, представленных трещинными и кавернозно-трещинными коллекторами по характерным особенностям ФКД и волновых картинах (ВК).

3) расчет величины трещинной пористости к_п,т в интервалах коллекторов трещинных и смешанного типа по след формуле:

к_п,т= β_пт, β_мт – соответственно самой трещинной породы, плотной матрицы (блоков или мин скелета) трещинных пород и трещин.

4) получение информации об упругих свойствах разреза (акустич жесткость, коэф.Пуассона, модуль Юнга), которые используются в комплексе с детальной сейсморазведкой ВСП, данными наклономера и акустич телевизора для посторения 3-х мерной модели изучаемого месторождения.

5) в обсаженных скважинах с хорошим качеством цементирования по данным АК_ш полученным после полного расформирования зоны проникновения в коллекторах устанавливают характер насыщения коллекторов.

6) оценка проницаемости коллекторов по корреляционным зависимостям: α_S(S_L) =f(к_пp).

При АК по ν рассматривают ν распространения упругих волн в околоскважинной породе путем измерения интервала времени. При измерениях в скв. с 2-мя П и одним И время пробега волны определяется по разности времени вступления волны в П., т.е. ΔТ=Т₂-Т₁. На результаты измерений в данном случае не оказывает влияние пж и глинистая корка, что является преимуществом метода. Разность путей до П₁ и П₂ = длине этого отрезка П₁П₂ – база зонда S. Т.о. для однородного пласта можно определить пласт. ν. ν _п= – пластовая ν. Тогда интервальное время или время распространения (в мсек/м) упругой волны в среде на расстоянии 1 м будет = ΔТ=Т₂-Т₁=1/ ν _п. При проведении АК по ν наи> интерес представляет зависимость ν _п от пористости г.п. (к_п). Экспериментально установлено, что в однородной породе с межзерновой пористостью интересующая нас зависимость выражается уравнением ср. времени. ΔТ= к_п ΔТ_ж+(1- к_п) ΔТ_м. где, ΔТ - время пробега упругой волны, ΔТ_ж – время пробега в промывочной жидкости, ΔТ_м – в минеральном скелете, к_п – коэффициент пористости. Данное уравнение справедливо только для чистых неглинистых пород с межзерновой пористостью.

Для выделения коллекторов в разрезах скважин по материалам ГИС можно использовать:

- прямые признаки, основанные на результатах непосредственного опробования и гидродинамических исследований пластов приборами на кабеле (ОПК, ГДК);

- прямые качественные признаки, основанные на проникновении фильтрата в пласт (кавернометрия, микрокаротаж, изменения сопротивлений пластов по каротажу БКЗ, БМК-БК-ИК);

- косвенные количественные критерии, основанные на граничных значениях различных геофизических параметров (и прежде всего связанных с проницаемостью). Узловым этапом при выделении коллекторов по косвенным количественным критериям является обоснование величин геофизических параметров, соответствующих нижнему пределу коллектора. Граничные величины геофизических параметров устанавливаются раздельно для газо-, нефте- и водонасыщенных пластов.

Установление косвенных количественных критериев коллектора по результатам испытания пластов может осуществляться на завершающем этапе разведки, когда имеются качественные опробования пластов с различными ФЕС, в том числе и неколлекторов. В поисковых и в первых разведочных скважинах можно пользоваться критериями, установленными для аналогичных отложений на соседних площадях. Особые затруднения при выделении коллекторов возникают в случае их малой толщины (менее 1,5 м) и отдельного залегания среди глинистых пород-неколлекторов. Такие тонкие пропластки имеют четкую характеристику коллекторов по данным ГИС, но при испытании оказываются "сухими".

Эффективная толщина пластов-коллекторов (суммарная Σh_эф, нефтенасыщенная Σh_эф.н, газонасыщенная Σh_эф.г) оценивается по результатам выделения коллекторов.

Эффективной толщиной (hэф) пласта-коллектора называется суммарная толщина всех прослоев в пределах пласта, характеризующихся признаками коллекторов, то есть h_эф=h_пл– h_вк, где h_пл– общая толщина пласта, h_вк– суммарная толщина прослоев неколлекторов в пласте. При подсчете запасов нефти и газа для каждого продуктивного разреза обосновываются признаки и критерии коллекторов и неколлекторов. Минимальная толщина прослоев-коллекторов, выделяемых по материалам ГИС, равна 0,4 м.

В терригенных отложениях проницаемые пласты выделяют по кри­вым (СП, ГК, НГК, МК, БК, БКЗ,), и вызванных потенциалов. Проницаемым разностям соответствуют: отрицательные аномалии ΔU_сп, низкие значения Јγ, расхождение кривых микропотенциал- и микроградиент-зондирования и низкие значения аномалий на кривых ВП. На проницаемость пластов указывает также проникновение фильтрата бурового раствора, отмечаемое по БКЗ.

В карбонатных отложениях выделение коллекторов более сложно и зависимости от их структурно-текстурных особенностей проводится по определенному комплексу геофизических методов (ГК, НГК, АК, МК, БК, кавернометрия, БКЗ).

В отложениях с первичной (гранулярной) пористостью проницаемые карбонатные разности выделяют по низким кажущимся сопротивлениям на кривых малых зондов (в том числе микрозондов); дополнительно проницаемые высокопористые карбонатные разности характеризуются пониженными интенсивностями естественного Ј_γи радиационного Ј_nγгамма-излучения и уменьшением диаметра скважины. На кривых СП этим разностям часто соответствуют отрицательные аномалии

В тех случаях, когда текстурные особенности карбонатного разреза не известны, проницаемые разности выделяют по результатам совместной интерпретации данных электрических и радиоактивных методов с привлечением и других геофизических методов.