Metoda gamma-gamma. Metoda se bazează pe relația dintre densitatea și porozitatea rocii și relația inversă dintre intensitatea radiației ga dispersate și densitatea stâncii.
Valorile densității volumetrice a pietrei δp sunt determinate în formarea diagramelor GCS. scheletul mineral. fluid дж.
Avantajul metodei este independența determinării lui Kp de saturația uleiului rezidual și structura spațiului poros.
Valoarea câmpului înregistrat în cercetarea geofizică nucleară este influențată de: radiația naturală gamma din roci,
Fig. 3.1. Determinarea coeficientului de porozitate
privind exploatarea radioactivă
schimbarea diametrului puțului, mineralizarea apei subterane, în special efectul prezenței clorului în ape.
3.2 Determinarea porozității eficiente (dinamice)
Metoda electrometrică. Baza definiției lui Kp. compararea Rn obținută cu datele rezistivității colectorului, măsurată atunci când apa de formare este în pori și apoi când porii sunt umpluți cu un lichid care diferă brusc în proprietățile din apa produsă. Prima măsurare dă porozitatea totală, cea de-a doua - dinamica. Se presupune că materia străină pompată în rocă umple doar spațiul de porozitate dinamică.
Metoda neutronică. Promițătoare este metoda INK cu lichide de pompare în spațiul poros cu o activitate de absorbție bună (săruri de bor, cadmiu, clor). Apoi, compararea indicațiilor metodei cu agregate diferite de spațiu poros face posibilă determinarea porozității dinamice.
3.3 Determinarea argonului și a coeficientului de permeabilitate
Determinarea lutului rezervor. Principalele metode de determinare a lutului sunt: înregistrarea razelor gamma și polarizarea puțurilor PS.
Între activitatea de difuzie-adsorbție a stâncii și coeficientul de argilă, există o relație de corelație. Activitatea de adsorbție a difuziei este determinată de magnitudinea potențialelor polarizări spontane ale puțului.
Radiația naturală a rocii este proporțională cu conținutul său de argilă. Metoda este deosebit de eficientă pentru determinarea conținutului de argilă din nisip quartz, gresie, calcar, dolomită.
Argila rocii poate fi determinată prin metoda rezistenței electrice. Mineralele argiloase din rocile sedimentare sunt prezente într-o stare fin divizată și au o suprafață uriașă care absoarbe moleculele de apă și cationii hidratați. Această apă are proprietăți anormale, care afectează proprietățile rezervorului (densitate, permeabilitate, porozitate, etc.).
Determinarea coeficientului de permeabilitate. Pietrele permeabile se disting destul de clar prin date geofizice. Fluidul de foraj le penetrează, modificarea proprietăților fizice ale aproape bine zona formată turta de filtrare pe pereții găurii de sondă variază rasa de rezistenta, densitatea sa, proprietățile de absorbție de neutroni, viteza de propagare a undelor elastice.
Coeficientul de permeabilitate depinde de porozitatea dinamică, tortuozitatea canalelor de pori, suprafața specifică. Acești parametri sunt determinați de complexul de date geofizice
unde Sφ este suprafața specifică a canalelor de filtrare, Кп este porozitatea dinamică.
Coeficientul de permeabilitate este proporțional cu raportul dintre coeficientul de porozitate și suprafața specifică a porilor.
Știm ecuația Caprei pentru pori cu canale paralele cilindrice:
În mediul real, canalele de secțiune transversală non-circulară, tortuous T. cu un film de apă legată pe suprafața porilor.
Pentru a calcula KTP-ul fiecărui tip litologic al rezervorului, se folosește propria sa dependență empirică.
Au fost dezvoltate metode geofizice universale, deși mai puțin precise, pentru determinarea coeficientului de permeabilitate. A fost stabilită o corelație între coeficientul de permeabilitate și parametrii: coeficientul de lut, coeficientul de argilă relativă. Au fost stabilite multe alte relații empirice de parametri pentru zone specifice bazinelor de petrol și gaze.
Determinarea coeficienților de saturație a uleiului și gazului. Pentru a determina acești parametri, se folosește coeficientul de saturație a porilor, apoi în rezervorul cu saturație cu ulei, coeficientul de saturație a uleiului este determinat de κn = 1 - κB. în coeficientul de saturație a gazului:
Coeficientul de saturație a apei din rezervor este determinat prin metode electrometrice, luând în considerare determinarea coeficientului de porozitate prin definirea rezistivității rezervorului, a apei de formare și a dependențelor de corelare empirică.
Determinarea coeficienților de saturație a petrolului și gazului se efectuează conform metodelor neutronice
Fig. 3.5. Curbele de exploatare electrică de înaltă frecvență
împotriva cusăturilor de saturație diferite.
/ -collector; 2 - neselector; 3 - ulei; 4 - apă proaspătă; 5 - apă de formare; măsurată la saturația inițială; 7 - măsurarea după inundarea cu apă
Fig. 3.6. Curbele parametrilor neutroni de difuzie termică T și Z
împotriva cusăturilor de saturație diferite
1- colector; 2 - neselector; 3 - ulei; 4 - apă; 5 - gaz; 6 - măsurarea inițială: disiparea; 7 - măsurarea după inundarea cu apă
Fig. 3.7. Curbele de înregistrare acustică cu frecvență joasă
straturi de saturație diferite.
/ - colector; 2 - neselector; 3 - ulei; 4 - apă. Măsurătorile CS, PS - la saturația i; măsurători ale exploatării acustice după inundarea cu apă
Articole similare
Trimiteți-le prietenilor: