Density Porosity
| (1) | \rho_B = \rm \frac{GammaCount_{log}}{GammaCount_{freshwater}} |
В российской литературе исследование называется плотностным каротажом и используется аббревиатура ГГК.
В англоязычной литературе исследование называется density logging и используется аббревиатура RHOB.
Эффективная пористость пород \phi_e рассчитывается по данным ГГК с учетом коррекции на глинистость V_{sh} по следующей формуле:
| (2) | \phi_e = \frac{\rho_B - \rho_m}{\rho_{fl}-\rho_m} - V_{sh} \frac{\rho_{sh}-\rho_m}{\rho_{fl}-\rho_m} |
где
\rho_B – значение ГГК картоажа открытого ствола,
\rho_{sh} – опорное значение ГГК на глинах,
\rho_m – опорное значение ГГК на незаглинизированной матрице пород,
\rho_{fl} – значение ГГК насыщающего породы флюида.
Значение \rho_{fl} оценивают по формуле
| (3) | \rho_{fl} = s_{mud} \rho_{mud} + (1-s_{mud}) ( s_w \rho_w + s_o \rho_o + s_g \rho_g ) |
где
\rho_{mud} – опорное значение ГГК на буровом растворе,
\rho_o – опорное значение ГГК насыщающего породы нефти,
\rho_g – опорное значение ГГК насыщающего породы газа,
s_{mud} – степень промытия коллектора буровым раствором, которое может быть оценено на основе сравнения данных ближних и дальних датчиков резистивиметрии.
При бурении на репрессии значение \rho_{f} как правило соответствует плотности бурового раствора.
Происхождение формулы (2) основывается на линейной зависимости плотности горных пород от объемных компонентов пород и насыщающих его флюидов:
| (4) | \rho_B = (1- V_{sh} - \phi_e) \rho_m + V_{sh} \rho_{sh} + \phi_e \rho_{fl} |
которое является точным соотношением.
Значение \rho_m настраивается для каждой литофации или региона проницаемости отдельно и может быть рассчитано как вертикальная отсечка на кросс-плоте \rho_B и пористости \phi_{core} по кернам.
Если есть сведения о компонентном составе матрицы и опорных значениях нейтронного каротажа на компонентах, то \rho_m можно оценить по формуле
| (5) | \rho_m = \sum_i V_{mi} \rho_{mi} |
где
V_{mi} – удельный объем i-ой компоненты матрицы,
\rho_{sh} – опорное значение ГГК на i-ой компоненте матрицы,
\sum_i V_{mi} =1.
Neutron Porosity
| (6) | N = \rm \frac{NeutronCount_{near}}{NeutronCount_{far}} |
В российской литературе исследование называется нейтронным каротажом и используется аббревиатура НГК для общей категории приборов и 2НГК в частности для двух-зондового (компенсированного) прибора, который на сегодняшний день является стандартным прибором нейтронного каротажа.
На текущий момент однозондовые приборы не используются и под НГК понимается 2НГК.
В англоязычной литературе 2НГК исследование называется compensated neutron logging и используется аббревиатура CNL.
Эффективная пористость пород \phi_e рассчитывается по данным НГК с учетом коррекции на глинистость V_{sh} по следующей формуле:
| (7) | \phi_e = \phi_n - V_{sh} \frac{N_{sh}-N_m}{N_{fl}-N_m} |
где
N_{sh} – опорное значение НГК на глинах,
N_m – опорное значение НГК на незаглинизированной матрице пород,
\phi_n – так называемая нейтронная пористость, определяемая по данным НГК картоажа открытого ствола N_{log} по следующей формуле:
| (8) | \phi_n = \frac{N_{log} - N_m}{N_{fl}-N_m} |
где N_{fl} – опорное значение нейтронного каротажа насыщающего породы флюида.
Значение N_{fl} оценивают по формуле
| (9) | N_{fl} = s_{mud} N_{mud} + (1-s_{mud}) ( s_w N_w + s_o N_o + s_g N_g ) |
где
N_{mud} – опорное значение НГК на буровом растворе,
N_{hc} – опорное значение НГК насыщающего породы углеводорода (нефть или газ),
s_{mud} – степень промытия коллектора буровым раствором, которое может быть оценено на основе сравнения данных ближних и дальних датчиков резистивиметрии.
При бурении на репрессии значение \rho_{f} как правило соответствует плотности бурового раствора.
Происхождение формулы (7) основывается на предположении, что отношение счета нейтронов на ближнем и дальнем датчиках является линейной функцией объемных компонентов пород и насыщающих его флюидов:
| (10) | N_{log} = (1- V_{sh} - \phi_e) N_m + V_{sh} N_{sh} + \phi_e N_{fl} |
Хотя в общем случае это предположение неочевидно (более того – оно бывает неверным) тем не менее, в подавляющем большинcтве практических случаев оно вывполняетcя с удовлетворительной точностью и есть конкретные теоретические изычскания, поясняющие природу этого факта.
Значение N_m настраивается для каждой литофации или региона проницаемости отдельно и может быть рассчитано как вертикальная отсечка на кросс-плоте N_{log} и пористости \phi_{core} по кернам.
Если есть сведения о компонентном составе матрицы и опорных значениях нейтронного каротажа на компонентах, то N_m можно оценить по формуле
| (11) | N_m = \sum_i V_{mi} N_{mi} |
где
V_{mi} – удельный объем i-ой компоненты матрицы,
N_{sh} – опорное значение нейтронного каротажа на i-ой компоненте матрицы,
\sum_i V_{mi} =1.
Sonic Porosity
Метод Вилли
Акустическая пористость \phi_s по методу Вилли определяется по данным акустического каротажа (АК) из уравнения:
| (12) | \frac{1}{V_{p \ log}} = \frac{1-\phi_s \ C_p}{V_{p \ m}} + \frac{\phi_s \ C_p}{V_{p \ f}} |
где
V_{p \ log} – кривая cкорости продольной звуковой волны по данным акустического каротажа,
V_{p \ m} – опорное значение cкорости продольной звуковой волны материала пород,
V_{p \ f} – опорное значение cкорости продольной звуковой волны насыщающего породы флюида,
C_p – коррекция на глинистость.
Модельные коэффициенты V_{p \ m} и V_{p \ f} настраиваются для каждой литофации или региона проницаемости отдельно.
При бурении на репрессии значение V_{p \ f} как правило соответствует плотности бурового раствора.
Значение V_{p \ m} может быть рассчитано как вертикальная отсечка на кросс-плоте V_{p \ log} и пористости \phi_{core} по кернам.
При бурении на репрессии значение \Delta t_{fl} как правило соответствует плотности бурового раствора.
Значение \Delta t_m может быть рассчитано как вертикальная отсечка на кросс-плоте \Delta t_{log} и пористости \phi_{core} по кернам.
Коррекция на глинистость рассчитывается по следующей формуле:
| (13) | C_p = \frac{\Delta t_{sh}}{\Delta t_{shс}} |
где
\Delta t_{sh} – транзитное время прилегающих к коллектору глин,
\Delta t_{shс} – транзитное время плотных глин (как правило 100 мкс/фут).
Метод Раймера-Ханта-Гарднера
Акустическая пористость \phi_s по методу Раймера-Ханта-Гарднера определяется по данным акустического каротажа (АК) из уравнения:
| (14) | V_{p \ log} = (1-\phi_s)^2 V_{p \ m} + \phi_s V_{p \ f} |
где
V_{p \ log} – кривая cкорости продольной звуковой волны по данным акустического каротажа,
V_{p \ m} – опорное значение cкорости продольной звуковой волны материала пород,
V_{p \ f} – опорное значение cкорости продольной звуковой волны насыщающего породы флюида.
Модельные коэффициенты V_{p \ m} и V_{p \ f} настраиваются для каждой литофации или региона проницаемости отдельно.
При бурении на репрессии значение V_{p \ f} как правило соответствует плотности бурового раствора.
Значение V_{p \ m} может быть рассчитано как вертикальная отсечка на кросс-плоте V_{p \ log} и пористости \phi_{core} по кернам.
Метод Гарднера-Гарднера-Грегори
Акустическая пористость \phi_s по методу Гарднера-Гарднера-Грегори определяется по данным акустического каротажа (АК) из уравнения:
| (15) | V_{p \ log} = 357 \big[ (1-\phi_s)\rho_m + \phi_s \rho_f \big]^4 |
где
V_{p \ log} – кривая cкорости продольной звуковой волны по данным акустического каротажа,
\rho_m – опорное значение плотности материала пород,
\rho_{f} – опорное значение плотности насыщающего породы флюида.
Модельные коэффициенты \rho_m и \rho_m настраиваются для каждой литофации или региона проницаемости отдельно.
В соотвествии с корреляцией Гарднера эти плотности могут быть рассчитаны из акустических свойств:
| (16) | \rho_m = 0.23 \ V_{p \ m}^{ \; 0.25} \; , \quad \rho_f = 0.23 \ V_{p \ f}^{ \; 0.25} |
где
V_{p \ m} – опорное значение cкорости продольной звуковой волны материала пород,
V_{p \ f} – опорное значение cкорости продольной звуковой волны насыщающего породы флюида.
При бурении на репрессии значение V_{p \ f} как правило соответствует плотности бурового раствора.
Значение V_{p \ m} может быть рассчитано как вертикальная отсечка на кросс-плоте V_{p \ log} и пористости \phi_{core} по кернам.