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

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

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

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

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.

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 ЮС1, Имилорского+Западно-Имилорского месторождения: а) с ограничениями h>0.8 м и количество образцов керна более двух; б) без ограничений