Геофизические методы исследования скважин

     (12)

где δ_с – плотность скелета породы; δ_ф – плотность флюида, заполняющего поры пласта; δ_изм – объемная плотность породы, определяемая по ГГК.

     Для повышения точности определения пористости в регистрируемые показания ГГК вводят поправки на диаметр скважины, плотность бурового раствора, толщину глинистой корки. Величину пористости, определенные по данным ГГК и керну, для литологически однородных пластов хорошо согласуются между собой. В пластах со сложным литологическим составом пород определение пористости по данным ГГК производится со значительными погрешностями. Поэтому определение пористости по данным ГГК производят в комплексе с данными других методов. 

     Ядерно-магнитный каротаж.

     Проведенные скважинные исследования методом ЯМК  показали, что каротаж свободной  жидкости в карбонатных отложениях можно использовать для непосредственного  определения общей пористости коллекторов  с точностью, сравнимой с точностью  лабораторных анализов керна. Калибровку показаний приборов ЯИК по пористости производят в баке с водой (K_п=100%) и сухой модели скважины (K_п~0). 

Методы  определения пористости, основанные на

использовании данных двух методов  каротажа 

     Определение пористости горных пород по данным отдельных методов каротажа (ННК, НГК, АК, ГГК) часто имеет большие погрешности из-за влияния литологического состава пород. Для устранения этого недостатка разработаны методы совместного использования данных каротажа для определения K_п, обеспечивающие более уверенное определение пористости терригенных и карбонатных пород, позволяющие судить об их минеральном составе.

     В настоящее время наиболее известным  приемом интерпретации является способ графического сопоставления  результатов ГГК-ННК, АК-ННК, АК-ГГК.

      Этот способ известен под названием метод  «двух минералов» или двухкомпонентного  метода и основан на предположении, что порода состоит из двух минералов  и насыщена водой. На рис. 1 показан  график сопоставления ННК и ГГК, применяемый в методе «двух минералов» для определения величины K_п, плотности породы и ее литологического состава.

     На  графике линии со шкалой относятся  к кварцу, известняку и доломиту, насыщенных жидкостью с пористостью  от 0 до 30%. Линии постоянной плотности  расположены между линиями основных минералов; они получены путем интерполяции. При нанесении на график точки с координатами А (K_п по данным ННК и δ по данным ГГК) можно получить уточненные значения пористости и плотности.

     Большинство пород-коллекторов состоит из одного или двух компонентов с различной  степенью глинистости. В большинстве  случаев карбонатные породы представлены двухкомпонентными смесями (например, известняк и доломит, известняк  и кварц, доломит и кварц, доломит и ангидрит). Для песчаников наиболее вероятными комбинациями являются кварц и доломит, кварц и известняк, кварц и сидерит. Встречаются и более компонентные составы.

     Характерной особенностью графика на рис. 1 является то, что точка А может быть проинтерпретирована относительно любого двухкомпонентного состава из четырех минералов: кварц, известняка, доломита и ангидрита, обладающие такими же значениями плотности материнской породы и пористости. Например, допускается следующие возможные варианты интерпретации точки А (различные минеральные пары):

1. известняк  и доломит (линия а-а),

K_п=10,2%;  δ=2,76 (известняк – 70%, доломит – 30%);

2. доломит и кварц (линия b-b),

K_п=10,7%; δ=2,77 (кварц – 45%, доломит – 55%);

3. кварц и ангидрит

K_п=11%; δ=2,78 (кварц – 60%, ангидрит – 40%).

     Следовательно, для точки А, если предположить, что в природе присутствует только четыре минерала (кварц, известняк, доломит, ангидрит), но состав неизвестен, пористость будет равна K_п=10,6±0,4% и плотность основной породы будет равна δ=2,77±0,1 г/см³. Отсюда погрешность определения при применении комплекса ННК-ГГК составит ~3,8%.

     Для любой смеси двух минералах, рассмотренных  выше, справедливого равенства

                                                     (15) 

где Δt_ск – интервальное время прохождения волны по скелету породы, состоящей из смеси двух минералов; Δt₁, Δt₂ – то же для скелета породы, сложенного минерала 1 или минералом 2; δ_м – плотность породы, состоящей из двух минералов; δ_м1 – плотность породы, состоящей из первого минерала; δ_м2 – плотность породы, состоящей из второго минерала.

     Выражение (15) используется для определения  Δt_ск и характеристика плотности. Если значение K_п по данным АК меньше, чем по данным комплекса ННК-ГГК, то порода имеет вторичную пористость, величина которой определяется разностью полученных значений. Это объясняется тем, что по данным АК определяют первичную или интергранулярную пористость, тогда как пористость, определенная по комплексу ННК-ГГК, является общей или суммарной.

      Если пористость по данным АК получается больше, чем по графику ННК-ГГК  для чистых пластов, то это указывает  на неправильный выбор пары минералов.

     Рис. 2. Сопоставление данных АК и ННК

     Для определения K_п и литологического состава пород используется также графическое сопоставление данных АК и ННК рис. 2. Наклонные линии на графике построены по экспериментальным данным для чистых пород с известной пористостью. Линии равной пористости определяются по уравнению

(16)

где A и B – постоянные величины, определяемые на основании опытных данных.

     Так же, как и для описанного выше графика ГГК-ННК, при использовании  сопоставления результатов АК-ННК, ошибки в выборе литологических пар минералов влияют на величину определяемого коэффициента K_п в незначительной мере.

     Если  заведомо известно, что порода состоит  из двух известных минералов, то этот график используется для определения  количественного соотношения этих минералов в породе.

     Для определения K_п может быть использовано графическое сопоставление данных АК и ГГК. Однако, эта методика имеет недостаточную разрешающую способность относительно пористости и ошибки в выборе пары минералов из группы кварца, известняка, доломита, ангидрита приводят к значительным погрешностям в оценке пористости породы. Сопоставление данных АК и ГГК широко применяется для определения пористости глинистых песчаников. Определение пористости и глинистости по этим двум методам основано на решении системы двух уравнений с двумя неизвестными

     (17) 

где p – глинистость пласта; δ – плотность пород пласта; Δt – интервальное время пробега по данным АК (индексы sh, f и g обозначают соответственно глины, насыщающие флюиды и песчаный скелет).

     Из  этих уравнений можно определить глинистость p и коэффициент K_п.

     На  практике решение этих уравнений  осуществляется с помощью вычислительного  устройства или графическим путем  с помощью номограммы, показанной на рис. 3. Определяемые координаты пористости и глинистости для пород находятся внутри треугольника АВС, где точка А соответствует песчанику с пористостью, равной нулю, точка В – 100%-ной жидкости, а точка С – чистым глинам.

     Эта методика применима тогда, когда  песчаник содержит глинистый материал в виде прослоек. Если глина находится в породе в рассеянном состоянии, то при помощи методики сопоставления результатов АК-ГГК можно получить приблизительные оценки K_п и глинистости.

Рис. 3. График для определения глинистости  и

пористости  по данным АК-ГГК