Главная страница | Контакты | Случайная страница Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

Определение пористости

Определение общей (нейтронной) пористости по НГК и однозондовому НКТ

Программа предназначена для определения общей пористости К_НК по кривым нейтронного гамма-каротажа НГК, измеренных аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3, СП-62, КУРА в необсаженном и обсаженном стволе скважины. Программа состоит из двух модулей определения нейтронной пористости: по условным единицам и по заданным опорным пластам. Постановка задачи: определение нейтронной пористости К_нк или водородосодержания по НК или НГК основано на существовании линейной зависимости между показаниями нейтронного каротажа и логарифмом общей пористости в интервале значений пористости от 3 до 5 и от 20 до 25%. Стандартный набор палеток позволяет определить коэффициент пористости, если условия замера и пористость опорных пластов совпадают с условиями построения палеток. Такими стандартными условиями являются: пласт состоит из чистого кальцита плотностью 2,71 г/см³; поры заполнены пресной водой плотностью 1 г/см³; скважина имеет диаметр 0,190 м и заполнена пресной водой; глинистая корка отсутствует, прибор прижат к стенке скважины, измерения проведены при температуре 20 градусов по Цельсию и давление 0,1 Мпа. Пористость опорных пластов при использовании двойного разностного параметра 1 из 100%. Таким образом полученная по палеткам пористость является кажущейся К_НК, в следствии отличия реальных скважинных условий и литологии пород от стандартных. После внесения технологических поправок за влияние условий измерения, связанных с изменением диаметра скважины, характеристик промывочной жидкости, толщины глинистой корки, термобарических условий, получается общая нейтронна пористость, которая совпадает с ее истинным значением только в интервалах неглинистых известняков без доломитизации, без газонасыщения, без углистого материала, без сульфатизации, без элементов с аномально высоким сечением поглощения тепловых нейтронов (например, бор и пирит в осадочных породах). Влияние скважины устраняется при использовании двойного разностного параметра, если минерализация бурового раствора и пластовой жидкости остаются постоянными в интервале обработки. Палетки зависимости двойного разностного параметра от пористости построены для опорных пластов один из 100%, поэтому при использовании в качестве опорных пластов с пористостью, отличающейся от стандартной, показания в них должны быть приведены к показаниям при К_п=1 из 100%. Если в качестве одного из опорных пластов используется пласт размытых глин, показания в нем должны быть исправлены за минерализацию раствора и размер каверны. Для всех пластов кроме глин, залегающих в доломитизированной и терригенной части разреза, в значение общей пористости вводятся поправки, если опорный пласт есть пласт известняка, а не песчаник и доломит.

Поправки в терригенную часть разреза вводятся с помощью поправочной кривой фирмы Шлюмберже, апроксимированной в виде линейного уравнения с коэффициентами А=0,986, В=2,5. Уравнение имеет вид:

Если имеется рассчитанная ранее кривая глинистости, то по программе рассчитывается коэффициент открытой пористости по формуле:

Где ω_глин – максимальное вдородосодержание глин (изменяется 0,25 – 0,27, 0,27 – в теригенной, 0,25 – в карбонатной).

РКС-3

В настоящее время аппаратура ДРСТ снята с производства, измерения ведутся аппаратурой РКС-3, СРК, которая регистрирует диаграммы объемного влагосодержания известняка, песчаника, доломита по показаниям двух зондов НК. Аппаратура РКС-3 – это аппаратура компенсационного нейтронного каротажа (КНК). Регистрируемое значение влагосодержания W_рег только для стандартных условий измерений соответствует К_п, в других случаях К_п можно определить после введения соответствующих поправок. Таким образом интерпретация результатов измерений аппаратуры РКС-3 сводиться к приведению скважинных условий к стандартным методом последовательного введения поправок. На первом этапе учитываются поправки за влияние технических условий измерения (учет диаметра скважины, учет влияния глинистой корки, учет минерализации скважинной жидкости, учет влияния минерализации пластовой жидкости, учет влияния обсадной колонны и цементного кольца). На втором этапе осуществляется переход от К_{п нк} к К_п путем внесения поправок за влияние литотипа и глинистости. При интерпретации не следует менять указанный порядок, т.к. это может привести к субъективным ошибкам в определении конечного результата.