Гамма-гамма метод. Метод заснований на залежності між щільністю і пористістю породи і на зворотній залежності між інтенсивністю розсіяного g-випромінювання і щільністю породи.
За діаграм ГГК визначають в пласті величину об'ємної щільності породи? П. мінерального скелета δск. флюїду δж.
Перевага методу в незалежності визначення Кп від залишкової нефтенасищенності і структури пористого простору.
На величину реєстрованого поля при ядерно-геофізичних дослідженнях впливають: природне гамма-випромінювання гірських порід,
Мал. 3.1. Визначення коефіцієнта пористості
по радіоактивному каротажу
зміна діаметра свердловини, мінералізація підземних вод, особливо, вплив наявності в водах елемента хлору.
3.2 Визначення ефективної (динамічної) пористості
Електрометричний метод. В основі визначення Кп.д. лежить зіставлення отриманого Кп .. за даними питомої опору колектора, виміряного при знаходженні в порах пластової води, а потім при заповненні пір рідиною різко відрізняється за властивостями від пластової води. Перший вимір дає загальну пористість, друге - динамічну. Передбачається, що закачується в породу стороння рідина заповнює тільки простір динамічної пористості.
Нейтронний метод. Перспективним є метод ІННК із закачуванням в поровое простір рідин з хорошою поглинаючою активністю (солі бору, кадмію, хлору). Тоді порівняння показань методу з різними наповнювачами порового простору дає можливість визначати динамічну пористість.
3.3 Визначення глинястості і коефіцієнта проникності
Визначення глинястості колекторів. Основними методами визначення глинястості є: гамма-каротаж ГК і поляризація порід свердловини ПС.
Між диффузионно-адсорбційною активністю породи і коефіцієнтом її глинястості існує кореляційний зв'язок. Дифузійно-адсорбційна активність визначається величиною потенціалів мимовільної поляризації свердловини.
Природне гамма-випромінювання породи пропорційно її глинястості. Метод особливо ефективний для визначення глинястості кварцових пісків, пісковиків, вапняків, доломіту.
Глинистість породи може бути визначена методом електричного опору. Глинисті мінерали в осадових породах присутні в тонкодисперсном стані і мають величезну поверхнею, яка адсорбує молекули води і гідратованих катіони. Ця вода має аномальними властивостями, що впливає на властивості колектора (щільність, проникність, пористість і ін.).
Визначення коефіцієнта проникності. Проникні породи досить чітко виділяються з геофізичних даних. У них проникає буровий розчин, що змінює фізичні властивості прискважинной зони, утворюється глиниста кірка на стінках свердловини, змінюється опір породи, її щільність, поглинаючі властивості нейтронів, швидкість поширення пружних хвиль.
Коефіцієнт проникності залежить від динамічної пористості, звивистості порових каналів, питомої поверхні. Ці параметри визначаються за комплексом геофізичних даних
де S ф - питома поверхня фільтруючих каналів, Кп - динамічна пористість.
Коефіцієнт проникності пропорційний співвідношенню коефіцієнта пористості і питомої поверхні пір.
Відомо рівняння козенят для пір з циліндричними паралельними каналами:
В реальному середовищі канали некруглого перетину, звивисті Т. з плівкою зв'язаної води на поверхні пір.
Для розрахунку Кпр кожного літологічного типу колекторів використовується своя емпірична залежність.
Розроблено універсальні, хоча і менш точні геофізичні способи визначення коефіцієнта проникності. Була встановлено кореляційний зв'язок між коефіцієнтом проникності і параметрами: коефіцієнтом глинястості, коефіцієнтом відносної глинястості. Встановлено багато інших емпіричні взаємозв'язки параметрів для конкретних територій нафтогазоносних басейнів.
Визначення коефіцієнтів нафто- і газонасичення. Для визначення цих параметрів використовують коефіцієнт водонасиченому пір κв Тоді в нефтенасищенних колекторі визначають коефіцієнт нефтенасищенних κн = 1 - κв. в газонасичених - коефіцієнт газонасичення:
Коефіцієнт воданасищенності колектора визначають по електрометричним методам з урахуванням визначення коефіцієнта пористості через визначення питомої опору пласта, пластової води і емпіричних кореляційних залежностей.
Визначення коефіцієнтів нафто-і газонасичення виробляють за даними нейтронних методів
Мал. 3.5. Криві високочастотного електричного каротажу
проти пластів різного насичення.
/ -коллектор; 2 - неколлекторов; 3 - нафта; 4 - прісна вода; 5 - пластова вода; завмер при початковому насиченні; 7 - завмер після заводнення пласта
Мал. 3.6. Криві теплових дифузійних нейтронних параметрів Т іZ
проти пластів різного насичення
1 колектор; 2 - неколлекторов; 3 - нафта; 4 - вода; 5 - газ; 6 - завмер при початковому: лсищеніі; 7 - завмер після заводнення пласта
Мал. 3.7. Криві низькочастотного акустичного каротажу проти
пластів різного насичення.
/ - колектор; 2 - неколлекторов; 3 - нафта; 4 - вода. Заміри КС, ПС - при i насиченні; виміри акустичного каротажу - після заводнення пласта