Пористість колекторів газу може бути визначена за допомогою комплексу методів радіоактивного каротажу (РК) як середнє арифметичне зважене значення позірних пористостей за густинним гамма-гамма каротажем (ГГК) і за нейтрон-нейтронним каротажем (ННК). Показано, що вагові множники усереднення залежать від термобаричних умов залягання пластів (у першу чергу, від пластового тиску) через густину та водневий індекс газу, а також від літотипу колектора.
Запропоновано спосіб визначення коефіцієнта газонасиченості як величини, пропорційної відношенню різниці позірних пористостей за ГГК і ННК до істинної пористості за комплексом РК з фактором пропорційності, розрахованим аналогічно вказаним ваговим множникам. Виконано оцінку залежності досліджуваних параметрів від термобаричних умов залягання пластів до глибин [приблизно]8 км; наведено приклади впливу аномально високих пластових тисків для газових покладів Дніпровсько-Донецької западини.
Ефективність та інформативність розроблених підходів продемонстровано наприкладі метановугільної обсадженої свердловини (Донбас). Виконано оцінку літотипу пластів, виділено газонасичені колектори, визначено їхню істинну пористість і коефіцієнт газонасиченості.
The porosity of the gas reservoir can be determined using a complex of radioactivity logging (RL) as the weighted arithmetic average of the apparent porosities from density log (DL) and neutron-neutron log (NNL). It is shown that the weight factors of averaging depend on the thermobarometric conditions of beds occurrence (primarily from the formation pressure). Weight factors depend on the density and the hydrogen index of gas, and also depend on lithologycal properties.
A method for determination of gas saturation factor is proposed. Gas saturation factor is proportional to the ratio of the difference between apparent porosities of DL and NNL to the true porosity of the RL, with proportionality factor calculated similarly to weight factors of averaging. The parameters under investigation were estimated depending on the temperature and pressure conditions of beds occurrence to a depth of 8 km. Examples of the effect of abnormally high formation pressures for gas deposits of the Dnieper-Donets Depression are given.
The effectiveness and informativeness of the developed approaches are demonstrated on an example of methanecoal cased well (Donets basin). Formation lithology is estimated, gas-saturated reservoirs are resolved, true porosity and gas saturation factor of reservoirs are determined.
Пористость коллекторов газа может быть определена с помощью комплекса методов радиоактивного каротажа (РК) как среднее арифметическое взвешенное значение кажущихся пористостей по плотностному гамма-гамма каротажу (ГГК) и по нейтрон-нейтронному каротажу (ННК). Показано, что весовые множители усреднения зависят от термобарических условий залегания пластов (в первую очередь, от пластового давления) через плотность и водородный индекс газа, а также от литотипа коллектора.
Предложен способ определения коэффициента газонасыщенности как величины, пропорциональной отношению разницы кажущихся пористостей по ГГК и ННК к истинной пористости по комплексу РК с фактором пропорциональности, рассчитанным аналогично указанным весовым множителям. Выполнена оценка зависимости исследуемых параметров от термобарических условий залегания пластов (РТ-условий) до глубин [приблизительно]8 км; приведены примеры влияния аномально высоких пластовых давлений для газовых залежей ДДВ.
Эффективность и информативность разработанных подходов продемонстрированы на примере метаноугольной обсаженной скважины (Донбасс). Выполнена оценка литотипа пластов, выделены газонасыщенные коллекторы, определены их истинная пористость и коэффициент газонасыщенности.
