Определение коэффициентов пористоти по данным АК, ПС И ГККп Имилорского месторождения

1.

• Петрофизической основой для определения коэффициента пористости по данным ГИС
служат корреляционные парные или многомерные зависимости типа керн – ГИС или керн
– керн. В настоящее время коэффициент пористости Кп определяются в основном по
относительным значениям аномалии ПС (Апс) В некоторых случаях пористость
определяют по скорости распространения упругих продольных волн (АК), по показаниям
плотностного гамма- гамма каротажа (ГГКп).
Метод ПС в условиях разреза месторождений Западной Сибири используется достаточно
широко. Основой определения Кп по данным ПС служит корреляционная зависимость
керн – ГИС между Кп и aПС, получаемая при поинтервальном сопоставлении aПС со
средними значениями пористости по данным представительного керна.
Рисунок 1 Корреляционная связь между параметрами Апс и Кп для терригенных
продуктивных отложений девона.

2.

Интерпретационным параметром при определении пористости по данным акустического каротажа (АК)
является интервальное время Δt. Интервальное время Δtск устанавливается по зависимостям
Δt=f(Кп), построенным по данным анализа керна и ГИС. При оценке коэффициента пористости по
данным АК широко применяется методика В.Г. Фоменко, С.Г. Шальновой и друих .
Таблица 1 Значения интервального времени
Δt , установленные для некоторых пород .
Рисунок 2 Зависимости между интервальным
временем продольной волны и пористостью песчаников

3.

• Определение пористости по данным гамма-гамма плотностного каротажа осуществляется
по обычной схеме с использованием текущей объемной плотности S, которая линейно
меняется при изменяющийся пористости пород и связана с Кп соотношением:
Кп = (δ м – δоб)/(δ м – δж),
где δоб – объемная плотность пород; δм – минеральная плотность пород; δж – плотность
флюида, заполняющего поровое пространство
.
Таблица 2 Значения ΔWck, σск, Δtck для некоторых
мономинеральных пород и пластовых флюидов

4.

Определение коэффициентов пористоти по данным АК , ПС И ГККп Имилорского месторождения .
Определение коэффициента пористости по данным ГГКП
• Расчет величин пористости будет осуществляться по стандартной зависимости:
Кп=(δск – δп)/(δск – δж), где δж – плотность фильтрата бурового раствора, δск – значения скелетной
пористости коллекторов.
• Полученные значения плотности скелета для коллекторов пласта составляет ЮС1 – 2,68 г/см3
Рисунок 3 Сопоставление плотности
влажных образцов с пористостью
жидкостенасыщением для продуктивных
пластов ЮС1 Имилорского месторождения
Рисунок 4 Сопоставление плотности
влажных образцов с пористостью
жидкостенасыщением для продуктивных
пластов ЮС1 Имилорского месторождения

5.

При определении пористости коллекторов Имилорского месторождения по данным АК была
использована методика В.Г. Фоменко и др.
• Статистические связи между Кп (по керну) и Δt (по ГИС) с учетом глинистости пород (по СП) по
этой методике выражаются уравнением вида:
• Кп =[(Δt - tск)*(αсп - D)0.5/ C]0.5,. Величина C=0,175 и D=0,05 в уравнении рекомендованы, как
константы для всех стратиграфических комплексов Западной Сибири..
• В результате проведенных расчетов для продуктивных пластов Имилорского месторождения были
уточнены коэффициенты C и D:
ЮС1 С=0,195,D=0,02. при Кп=0, юрские отложения имеют незначительные отличия – Δtск =
172,6 мкс/м.
Рисунок 5 Сопоставление интервального времени (в пластовых условиях) от
пористости для продуктивных пластов Имилорского+Западно-Имилорского месторождения: юрских
отложений.

6. Определение коэффициента пористости по данным ПС Используемое уравнение имеет вид: ЮС1

Кп=22,15*αсп^3-52,27*αсп^2+43,08*αсп+5,16 R2=0,746
а)
б)
Рисунок 6 Зависимости относительного параметра метода СП с данными керна для пластов ЮС 1,
Имилорского+Западно-Имилорского месторождения: а) с ограничениями h>0.8 м и количество
образцов керна более двух; б) без ограничений

7.

20,0
18,0
16,0
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
ГГкП
0,0
20,0
40,0
График 1 Соотношение значений пористоти
ПС с ГГкП