Рп = ρвп / ρв; ρвп = Рп•ρв; ρв = 0,075 Ом•м

ρвп=17,5*0,075= 1,3125 Ом•м

Кв=1,023•Рн-0.64; Рн=(1.023/Кв)1,5625;

Рн = ρнп / ρвп; ρнп = Рн•ρвп.

- чистая нефть: Рн= 7,57– 5,11; ρнп = 11,22- 7,57;

- нефть с водой: Рн = 5,11 – 2,79; ρнп = 7,57 – 4,14;

- вода с нефтью: Рн = 2,79 – 1,85; ρнп = 4,14 – 2,74;

- чистая вода: Рн < 1,85; ρнп < 2,74.

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

При интерпретации данных ГИС иногда возникают затруднения, связанные с расхождениями показателей свойств породы, оцениваемых по данным различных методов каротажа или по данным исследований, выполняемых в различное время.

Ранее уже отмечалось, что, в отличии от зарубежной технологии, в практике российского каротажа не всегда принимаются во внимание возможные изменения емкостных свойств пород в прискважинной области и связанные с этим расхождения показаний приборов.

Формирование - зон в прискважинной области пласта

При бурении горные породы подвергаются различным воздействиям, в результате которых свойства пород в прискаважинной области (-зоне) претерпевают различные изменения, характер и интенсивность которых определяются характеристкиками породы (литологический состав, пористость, характер насыщенности, глубина залегания и др.), условиями их вскрытия и временем с момента вскрытия бурением [3].

Ограничимся рассмотрением ситуаций, наиболее типичных для нефтенасыщенных терригенных пород. В коллекторах со значительным содержанием глинистого материала наиболее вероятно формирование в прискаважинной области зоны набухания (ЗН). Для песчаников, включая песчаники с незначительным содержанием рассеянной глины (kгл < 0,10 отн. ед.) в –зоне, кроме зоны проникновения (ЗП), возможно формирование зоны разуплотнения (ЗР) и зоны уплотнения (ЗУ). При формировании ЗН в – зоне глин увеличивается продольная электропроводимость (за счет ∆kпв) и возрастает анизотропия. При формировании ЗР в –зоне песчаников увеличивается величина пористости (kп = kп + ∆kп), а при формировании ЗУ увеличивается содержание рассеянной глинистости (kгл = kгл + ∆kгл). Формирование ЗУ в продуктивных пластах сопровождается образованеием на периферии - зоны окаймляющей зоны (ОЗ) пониженного УЭЭС [5].

Установлено, что при бурении эксплуатационных скважин породы в прискважинной области в различной степени преобразуются, и только незначительная их часть (~ 2%) сохраняет свои свойства неизмененными |2). Изменения свойств породы (∆kпв,∆ kП, ∆kгл) в -зоне происходят с различной интенсивностью во времени (рис. 1), зависящей от стадий формирования измененных зон (начальная, промежуточные, заключительная). В заключительной стали формирование V-зоны характеристики породы в фиксированных слоях прискважннной области стабилизируются и в дальнейшем изменяются очень медленно, в том числе и толщина слоя -зоны (rv), включая толщину слоя ОЗ (r*). На заключительной стадии формирования V-зон величины УЭС и rv в прискважинной области, как правило, значительно отличаются (в 2 и более раз) от тех же величин на начальной стадии.

Все возможные ситуации состояния прискважинной области со сходными геометрическими размерами V-зоны (rv) можно условно разделить на четыре группы: А, B, C и Д Ситуации, при которых в прискважинной области отсутствуют измененные зоны (гу = 0), отметены к группе А. К группам В и Д отнесены ситуации, при которых соответственно rv > 0,4 м и rv < 0.2 м Все остальные ситуации отнесены к группе С (0,2 м ≤ rv ≤ 0,4 м) Установлено, что наибольшее число ситуаций относится к группе С (~60%). Ситуации, относящиеся к группе В, составляют 26%.

Наличие V-зон и емкостные свойства пород

Установить наличие или отсутствие V-зон в прискважинной области и достоверно оценить емкостные показатели пород можно при использовании определенного набора методов ГИС. Используемые измерительные установки и приборы должны по информационной глубинности исследовании удовлетворять специальным требованиям [4].

При наличии V-зон пористость нефтенасыщенной породы оценивают с учетом принадлежности исследуемой ситуации к той или иной группе (А, В, С, Д) Прежде всего устанавливают, к какой группе относится состояние прискважинной области исследуемого пласта Это можно сделать, например, по результатам обработки данных электрометрии (ЭМ), позволяющих установить характер изменения электрических свойств породы в прискважинной области.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты обработки данных ВИКИЗ позволяющие установить, как изменяются электрические свойства породы (рпv, рп* рп), и определить толщины слоев V-зоны (rv = 0,3 м) и ОЗ (r* = 0.08 м). Исследуемая ситуация по данным ЭМ относится к группе ситуаций С.

Значения УЭС усредненные для V-зоны (pпv = 22 Ом*м), относят к расстоянию r1 = 0,4 • rv, усредненные значения УЭС для ОЗ

(pп* = 14 Om*m) - к расстоянию r2 = (rv - 0,5• r*). Значение УЭС для неизмененной части пласта (рп - 32 Ом • м) относят к расстоянию r3 = 1,3*rv. Все параметры и показатели породы, которые будут в последующем определяться с использованием показателей рпv,рп*,рп, необходимо относить к вышеуказанным расстояниям соответственно r1, r2 и r3. Кроме данных ЭМ (рпv,рп*,рп, rv и r*) а рассматриваемом примере для определения емкостных показателей породы в пределах V-зоны и за ее пределами используют данные трех методов пористости нейтронного (НМ. WпНМ), гамма-гамма-плотностного (ГГМ, δпГГМ) и акустического (AM. tпАМ). Для учета возможного содержания в порах породы рассеянной глины (kгл) привлекают данные стандартных методов (ПС, ГМ и т. п.), а также используют петрофизические и статистические данные, например, значения остаточной водонасыщенностн (kпво), коэффициенты набухания (α) глин и др.

Для рассматриваемого примера результаты определения емкостных показателей породы в V-зоне и за ее пределами приведены в табл 1 и 2. Варианты графического представления результатов интерпретации данных полного комплекса методов ГИС, приведенных в табл. 1 и 2 показаны на рис. 3. Как следует из представленных данных, V-зона пласта в слое rv = 0,3 м содержит ЗП (∆kпв = 0,04 отн. ед.), ЗУ (∆kп = 0.04 отн. ед.). ЗУ (∆kгл = 0,05 отн. ед.) и ОЗ толщиной r* = 0,08 м.

Полученные на момент проведении ГИС данные (табл. 1 и 2, рис. 3) надежно характеризуют состояние прискважинной области пород и позволяют с высокой достоверностью решать различные геолого-промысловые задачи.