Усовершенствование методики интерпретации кривых ПС

ТГНГУ
Кафедра прикладной геофизики
Зосимов Ф.Н.
Усовершенствование методики
интерпретации кривых ПС
Метод потенциалов самопроизвольной
поляризации (ПС) является самым
распространенным и обязательным в комплексе
геофизических исследований скважин любого
назначения (поисковых, разведочных,
эксплуатационных). Этим методом успешно
решаются задачи литологического расчленения
разреза и выделения коллекторов. Что касается
количественной интерпретации и, в частности,
определения по ПС фильтрационно-емкостных
свойств пород (ФЕС) – открытой пористости (Кп) и
проницаемости (Кпр) – то здесь возникают большие
проблемы.
Основой определения пористости и проницаемости
по диаграммам ПС являются корреляционные связи
Кп-пс и Кпр-пс , которые получают путем
сопоставления данных Кп и Кпр, найденных прямым
методом по керну, с величиной пс. Однако, как
показывает практика интерпретации диаграмм ПС по
скважинам
Западной
Сибири,
тесные
корреляционные связи получают в очень редких
случаях. При этом причину таких результатов
усматривают обычно в том, что входящие в выборку
интервалы пластов недостаточно освещены керном и
что средние значения величин Кп и Кпр найдены с
большими погрешностями, т.е., другими словами,
достоверность определения величин пс сомнению,
как правило, не подвергается. Однако, на самом
деле, недостатки методики интерпретации ПС и
ошибки в определении пс в большинстве случаев
имеют место.
Серьезным недостатком существующего способа и
практики определения величины пс является то,
что опорный пласт с Vmax (пс =1) не сохраняет
постоянство ФЕС в скважинах изучаемой
площади. Как правило, коллекторские свойства
опорного пласта в той или иной мере изменяются
от скважины к скважине.
Для исправления этого недостатка и с целью
повышения достоверности результатов
интерпретации ПС предлагается за опорный пласт
выбирать хорошо выдержанный на изучаемой
площади глинистый пласт (аргиллит),
характеризующийся постоянством величины
коэффициента диффузионно- адсорбционной
э.д.с.
Согласно Б.Ю. Вендельштейну /1, стр.72-87/, высокодисперсная
глинистая порода по электрическим свойствам эквивалентна
идеальной мембране и характеризуется предельным значением
коэффициента диффузионно- адсорбционной э.д.с. равным для
одновалентных солей:
Кда пред.=58мв.
В изучаемых разрезах Западно-Сибирских месторождений
условиям «идеальной мембраны» могут отвечать выдержанные по
площади мощные пласты глин (аргиллитов)..
Согласно стр. 75 /1/, величину диффузионно- адсорбционной э.д.с
опорной глины можно записать следующим образом
Едагл= 58*Lg(рф/рв),
(1)
где рф - у.э.с. фильтрата бурового раствора, рв- у.э.с. пластовой воды.
Значение диффузионно- адсорбционной э.д.с песчаного прослоя,
залегающего рядом с опорным , выразиться аналогично (1):
Едап=Кдап*Lg(рф/рв),
(2)
где Кдап – коэффициент диффузионно- адсорбционной э.д.с
песчаника.
Решая совместно (1) и (2), найдем:
Как известно, коэффициент диффузионноадсорбционной э.д.с (Кдап) песчано-глинистых пород
тесно связан с величинами глинистости и пористости
породы. Поэтому он и рекомендуется нами для
интерпретации ПС вместо параметра αпс..
Для опробования предлагаемой методики проведена
интерпретация кривой ПС по скважинам 35, 36, 37, 38
Южно-Русского месторождения (таблица 2). Выбор
указанных скважин определялся тем, что они
характеризуются очень высоким % выноса керна (9095%) и детальностью его анализа, в данном случае
определениями пористости. При таком большом
отборе керна надежность его привязки к данным ГИС
очень высока, также как высока надежность
определения среднего значения Кп в изучаемом
интервале (пласте).
№№ п/п
№ скв.
Пласт
Интервал
h.м
Ли
то
лог
ия
Еда
гл,
мв
Еда
п,
мв
К
д
а
п
,
м
в
αп
с
К
п
,
к
Кол-во обр.
1
2
3
4
1
36
Т2
819,6
823,
2
3,6
Але
вро
л.
458,
3
444
5
6
,
2
0,55
2
2
,
9
5
2
36
ПК1
953,6
957,
2
3,6
Пес
ч.
458,
3
432,
5
5
4
,
7
1
3
4
,
4
12
3
38
Т1
784,4
786,
9
2,5
Але
вро
л.
436
425
5
6
,
5
0,2
2
8
,
8
6
4
38
Т2
808
811,
4
3,4
Але
вро
л.
436
417
5
5
,
5
0,36
3
0
,
1
5
5
38
ПК1
880,2
882,
8
2,6
Пес
ч.
436
410
5
4
,
5
0,49
3
2
,
8
7
По данным, помещенным в таблице 2, построены
сопоставления параметров: Кдап – Кпк и αпс – Кпк
(рисунки 3, 4), где Кдап – коэффициент
диффузионно-адсорбционной активности прослоя –
коллектора, Кпк – среднее значение коэффициента
пористости прослоя по данным керна. Величина αпс
рассчитывалась принятым в настоящее время
способом. В последней колонке таблицы показано
количество исследованных образцов, по которым
находилось среднее значение Кпк в прослое
(интервале коллектора)
35
30
25
20
15
10
5
0
50
51
52
53
54
55
56
Кдап
Рис. 4 Сопоставление Апс - Кпк по
скважинам 35, 36, 37, 38 по Южно-Русской
площади. Пласты ПК17, ПК18, ПК19.
Кпк,%
Кпк
Рис. 3 Сопоставление Кдап-Кпк по скважинам 35, 36,
37, 38 Южно-Русского месторождения. Пласты ПК17,
y = -1,7654x + 117,22
ПК18, ПК19.
R2 = 0,6509
y = 2,2318x + 22,236
35
30
25
20
15
10
5
0
2
R 0,0408 =
0
0,5
1
Апс
1,5
На рис. 3 представлено сопоставление Кдап – Кпк по
данным пластов ПК17, ПК18, ПК19 четырех скважин.
Представленный рисунок показывает хорошую
корреляционную связь между сопоставляемыми
параметрами (R2 =0.65). В то же время сопоставление
параметров αпс – Кпк, построенное по той же выборке (рис.
4), показывает отсутствие значимой связи (R2 =0.04).
Можно с большой уверенностью предположить, что причина
здесь та же, что и отмечено выше: опорный пласт,
принимаемый для вычисления αпс в разных скважинах,
существенно различается по ФЕС.
Приведенные примеры показывают недостатки
существующей методики интерпретации кривой ПС и
преимущества предлагаемого параметра Кдап при
выполнении задачи количественного определения ФЕС
коллекторов.
Построены сопоставления Кп,к - Кда и Кп,к – αпс по данным
пласта Ю1 одного из Томских месторождений (рис. 5 и 6). Эти
сопоставления также показывают, что при обычном подходе
связь между Кп,к и αпс отсутствует (рис.6), в то же время
наблюдается отличная связь Кп,к -Кда.(рис. 5)
Рис. 5. Сопоставление Кда - Кп по данным
продуктивного пласта Ю10 Хвойного месторождения
•
25
20
Кп
15
y = -0,0024x 2 + 0,0336x + 19,181
R2 = 0,9939
10
5
0
0
10
20
30
40
50
60
Кда
Рис. 6 Сопоставление апс - Кп по данным
0
пласта Ю1
20
y = -9,5136x + 25,313
2
R = 0,2061
Кп
15
Ряд1
Линейный (Ряд1)
10
5
0
0
0,5
1
апс
1,5
Выводы
Разработанный способ интерпретации кривой ПС
может в значительной степени повысить
эффективность самого распространенного метода
исследования поисковых, разведочных и
эксплуатационных скважин.