Определение пористости мезозойских отложений Среднего Приобья (По данным микрозондирования.)
Е. И. Леонтьев
Пористость горных пород по электрическим измерениям определяется по параметру Рп, который связан с коэффициентом пористости Кп формулой [2]:
где ап - коэффициент, изменяющийся от 0,4 до 1; m - показатель степени, характеризующий структуру порового пространства и сцементированность пород; имеет значения 1,3-3.
Параметр пористости Рп при микрозондировании определяется по удельному сопротивлению породы rпп, находящейся вблизи стенки скважины, и по удельному сопротивлению жидкости rф, заполняющей поровое пространство породы [2]:
где q -поправочный коэффициент, учитывающий остаточную воду в породе.
На рис. 1 приведена зависимость параметра Рп от коэффициента пористости Кп для водоносных песчаников нижнего мела и юры Среднего Приобья, полученная на основании анализа данных микрозондирования и кернового материала по скв. 1-Р Ново- Васюганской (23 образца) и скв. 1-Р Усть-Сильгинской (5 образцов).
Для определения параметра Рп, как указывалось выше, необходимо найти удельное сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора rпп, удельное сопротивление фильтрата бурового раствора rф и коэффициент остаточной водонасыщенности q. Первый параметр (rпп) определялся по кажущимся сопротивлениям rкп и rкг кривых микропотенциал- и микроградиент-зондов при помощи палеток ВНИИГеофизики [2]. На рис. 2 дан пример количественной интерпретации кривых микрокаротажа.
Значения удельного сопротивления глинистой корки rгк и rф брали из таблицы, составленной для буровых растворов различных удельных сопротивлений r0 и температур [1]. Сопротивление бурового раствора замерялось поверхностным резистивиметром, по данным БКЗ вводилась поправка за температуру, а также проверялось по значениям микрозондов в глинистых участках с большими кавернами; температура на интересующей нас глубине бралась с кривой геотермического градиента данной скважины. Значения r0, определенные по боковому электрическому зондированию и при помощи микрозондов, практически одинаковы.
Толщину глинистой корки hгк находили по палеткам и кавернограмме. Во втором случае значения hгк меньше, чем в первом, так как рычаги каверномера действуют на стенку скважины сильнее, чем рессоры микрозонда.
Поправочный коэффициент вычислялся по формуле [2]:
где z - часть порового пространства, из которого не вытеснена пластовая вода; условно принимается за 7,5%.
Удельное сопротивление пластовых вод определялось по данным химического анализа. Значения rв, вычисленные по методу собственной поляризации [2] в сравнении с rв, найденными по химическому анализу вод, завышены, что, по-видимому, объясняется влиянием фильтрационных потенциалов и недоучетом заглинизированности и цементации пород.
В разбираемом случае для нижнемеловых и юрских отложений принималась средняя поправка qcp = 0,15 при rb порядка 0,035-0,07 омм во избежание грубых ошибок из-за неточных определений минерализации пластовых вод; для верхнемеловых отложений поправка q имеет значение от 1 до 0,5.
Зависимость, представленная на рис. 1, удовлетворяет эмпирическому выражению: 
Структурный показатель m= 2,3 указывает на то, что сцементированность песчаников мезозоя выше средней.
Средняя относительная ошибка между определениями коэффициента пористости по построенной зависимости и по керновому материалу составляет 12%, максимальная относительная погрешность 33%. При увеличении толщины глинистой корки и при отклонении диаметра скважины от оптимального диаметра башмака микрозонда ошибка возрастает и особенно велика в песчаниках с низкой пористостью (менее 10%).
Разброс точек на рис. 1 можно объяснить недостаточным отбором керна из исследованных интервалов, неточным определением rгк, rф и rв; не совсем точным учетом остаточной пластовой воды (ее количество должно зависеть от коллекторских свойств пород), а также тем, что не вводилась поправка за глинистость.
Изучение коллекторских свойств перспективных отложений мезозоя Западно-Сибирской низменности - важный и актуальный вопрос, особенно в связи с открытием промышленной нефти в Тюменском административно-экономическом районе. На территории Среднего Приобья из скважин Назинской, Колпашевской, Ново-Васюганской разведочных площадей получены притоки нефти из юрских отложений. Данные микрозондирования могут существенно помочь в оценке нефтегазонасыщенности разрезов разведочных скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Вопросы промысловой геофизики. Сб. статей. Перевод с англ. Гостоптехиздат, 1957.
2. Дахнов В.Н., Долина Л.П. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. Гостоптехиздат, 1959.
Колпашевская промыслово-геофизпартия
Рис. 2. Ново-Васюганская площадь, скв. 1-Р (d0 = 7 3/4'', d0 =4мм при t = 70°).
1- КС (зонд В0,5А2М); 2 - СП; 3 - идеальный потенциал-зонд; 4 - микроградиент-зонд А 0,025 M1 0,025 М2; 5 - микропотенциал-зонд А 0,05 М. I - средняя пористость по микрозондам 18%, по керну 18,1%; II- средняя пористость по микрозондам 20,6%, по керну 23,7%.