Исходные данные:

SP_(i) = значения текущего потенциала естественного поля для разных глубин, мВ (см. таблицу 4)

SPss = значение естественного потенциала для чистых песчаников, мВ, 5

SPsh = значение естественного потенциала для глин, мВ, 70

Решение:

Рассчитать кривую глинистости Vsh по формуле (10) и результаты ввести в таблицу 4

Таблица 4

Глубина замера, i	SP(i), имп/мин	Ответ: Vsh(i)
750	6	0,02
760	25	0,31
770	35	0,46
780	60	0,85
790	70	1,00

3. Нейтронный каротаж, регистрирующий рассеянные ядрами водорода в пласте нейтроны. Так как глина содержит значительное количество связанной воды, объем которой может быть значителен (до 20% объема глин) то в терригенных породах водород в пластовой воде глин существенно влияет на замедление быстрых нейтронов. Поэтому в показаниях нейтронного каротажа при вычислениях пористости имеется влияние глинистости. Оно может быть измерено при нейтронном каротаже с помощью двух опорных пластов с минимальным и максимальным значениями глинистости – чистого песчаника и глин по формуле:

Vsh(i) = (NPHI(i) - NPHIss)/(NPHIsh - NPHIss), (11)

где

Vsh(i) = значение глинистости на глубине I

NPHI(i) = значение кривой нейтронной пористости на глубине i

NPHIss = значение нейтронной пористости пласта чистого песчаника

NPHIsh = значение нейтронной пористости пласта глин

Задача 4. Рассчитать объем глинистости по кривой нейтронной пористости, полученной при нейтронном каротаже

Исходные данные:

NPHI_(i) = значения кривой нейтронной пористости для разных глубин, % (см. таблицу 5)

NPHIss = значение нейтронной пористости для чистых песчаников, %, 25

NPHIsh = значение нейтронной пористости для глин, %, 2

Решение:

Рассчитать кривую глинистости Vsh по формуле (11) и результаты ввести в таблицу 5

Таблица 5

Глубина замера, i	NPHI(i), %	Ответ: Vsh(i)
750	6	0,83
760	10	0,65
770	15	0,43
780	20	0,22
790	25	0

1.6 Водонасыщенность пластов

Теоретическая часть

Водонасыщенность пластов необходима для вычисления нефтегазонасыщенности коллекторов. В промытой зоне пласта водонасыщенность существенно отличается от водонасыщенности в неизмененной зоне вследствие проникновения и вытеснения фильтратом промывочного раствора пластовых вод и углеводородов в глубь проницаемого пласта по трещинам и порам.

Поэтому до расчета нефтегазонасыщенности необходимо определить:

1. сопротивления фильтрата раствора,

2. водонасыщенность в промытой части пластов

3. сопротивление свободной пластовой воды.

4. насыщенность пластовой водой

Определение сопротивления фильтрата бурового раствора

Так как фильтрат проникает в ближнюю зону проницаемых пластов, вытесняя из пор пластовые флюиды, то он влияет на показания микрозондов сопротивления, поэтому для определения сопротивления фильтрата достаточны значения кривых микрозонда сопротивления и нейтронной или плотностной пористости и эмпирические параметры, связывающие сопротивления фильтрата с пористостью.

Общая процедура для вычисления фильтрата бурового раствора состоит в выборе методов для расчета. Ввода параметров, выбора кривых, необходимых для вычислений и вывода расчетных кривых.

Базовой формулой для вычисления сопротивления воды является общей для всех методов, изменения связаны с константой цементации (а) и показательной константой (m):

Rmfa(i) = Rxo(i)*(0,01*PNI(i)^m /a, (12)

где Rxo(i) – кривая микрозонда сопротивления на глубине I, PHI(i) – кривая нейтронной или плотностной пористости на глубине i

Константы a и m являются разными для разных методов, таких как следующие:

С использованием уравнения Арчи:

m = 2,0

a = 0,81

Для зернистых песчаников (Хамбл):

m = 2,15

a = 0,62

Для зернистых песчаников (Тиксье)

m = 2б0

a = 0,81

Для низкопористых карбонатов

m = 1,8 +0,19/PHI(i) если m>2,1 иначе m = 2,1

a = 1,0

Для глинистых песчаников (Фертл):

Rfma(i) = (0,01*PHI(i))²/(1/Rxo(i) – Vsh(i)/Rxo_sh). (13)

Задача 5. Рассчитать значения сопротивления фильтрата бурового раствора методом Арчи