Точные сведения о литологической характеристике изучаемых разрезов в первую очередь необходимы для выделения по геофизическим данным коллекторов и оценки их емкостных свойств. Песчано-глинистые толщи, состоящие из мощных однородных пластов, сравнительно легко расчленяются на литологические разности по каротажным диаграммам. Вещественный состав тонкопереслаивающихся пород, особенно карбонатных, определяют с помощью графического сопоставления показаний акустического, плотностного и нейтронного гамма-каротажа (АК, ГГК-П, НГК) или величин пористости, полученных по данным АК, НГК и БК [1, 4]. Для эффективного применения указанных методов нужна некоторая предварительная информация (например, зависимость геофизический параметр-пористость). Ниже рассмотрен способ интерпретации, позволяющий выполнять литологическое расчленение сложных разрезов пород в нефтяных и газовых скважинах непосредственно по величинам геофизических параметров (без перехода к значениям пористости).

Способ заключается в графическом сопоставлении показаний АК (DT) и обратных величин вызванной гамма-активности (sng =1/Ing). Физической основой для этого служит противоположное влияние литологического состава на упомянутые параметры и практически линейная зависимость последних от пористости пород [2, 3, 6]. Зависимости s_ng = f(Kп) и DT = f (Kп), приведенные на рис. 1, а, б, наглядно иллюстрируют высказанное положение. Графическое сопоставление величин DT и s_ng при равных значениях пористости (см. рис. 1,в) показывает, что зависимости DT = f (s_ng) для различных пород близки к линейным и больше удалены друг от друга, чем исходные кривые. Началу каждой кривой DT =f(s_ng) отвечают координаты DTск и s_ngСК, характеризующие упругие и нейтронные свойства скелета данной породы.

Упомянутые особенности графиков DT = f (s_ng) можно использовать для литологической разбивки осадочных разрезов самых различных типов: карбонатных, гидрохимических, терригенных, смешанных. Реализация рассмотренного способа включает следующие операции: выделение интересующих пластов на диаграммах АК и НГК(Показания НГК должны быть приведены к единым скважинным условиям.), отсчет характерных значений, вычисление параметра s_ng, графическое сопоставление DT - s_ng и его истолкование.

Описанный способ апробирован при изучении отложений различного возраста и литологического состава на ряде нефтегазоносных структур ДДВ. Правильность отнесения рассматриваемых пластов к той или иной литологической разности контролировалась по всему комплексу геофизических диаграмм, учитывались также керновые данные.

На рис. 2, а приведено сопоставление величин DТ и s_ng для пород нижнепермской гидрохимической толщи, вскрытой скв. 111 на Машевском газовом месторождении. Трудность расчленения подобных разрезов общеизвестна и тем значительнее преимущество рассматриваемого способа. Помимо соли, ангидритов, известняков и аргиллитов на упомянутом графике четко выделяются две линии (вернее, полосы), вдоль которых группируются точки хорошо и плохо сцементированных песчаников (DTск соответственно 170 и 182 мкс/м). Между областями названных пород имеются достаточные просветы, что позволяет однозначно определить литологический состав пород, а также свидетельствует об его однородности.

Не менее показательно сопоставление DT и s_ng для терригенных и карбонатных отложений каменноугольного возраста, пройденных скв. 12 на Малодевицком нефтяном месторождении ДДВ. Области аргиллитов, алевролитов и плохо сцементированных песчаников четко обособлены. Также однозначно выделяются доломиты, в том числе кавернозные (их точки смещены вправо от основной линии). Между линиями чистых песчаников и известняков находятся точки, соответствующие переходным разностям: известковым песчаникам и песчаным известнякам,

С помощью графического сопоставления интервального времени пробега упругой волны с обратными величинами вызванной гамма-активности производилась литологическая разбивка гидрохимической толщи по другим скважинам Машевского месторождения, а также нижнекаменноугольных терригенно-карбонатных отложений в пределах Богатойской, Лычковской, Коробочкинской и других структур ДДВ. Полученные результаты свидетельствуют, что кроме достоверного определения литологического состава указанным способом можно оценить степень цементации, а следовательно уточнить коллекторские свойства песчаных пород. Таким путем выделяются засолоненные породы (ангидриты, песчаники), а также чистые карбонатные пласты, используемые в качестве опорных для приведения каротажных диаграмм к единому масштабу пористости [4] (на рис. 2 их точки заключены в кружок).

На рис. 1 и 2 константы s_ng СК однотипных пород для всех графиков значительно отличаются друг от друга. Это обусловлено регистрацией показаний НГК разнотипной аппаратурой, а также плохой их воспроизводимостью вследствие эталонирования в условных единицах (показания в баке с водой) [5]. Таким образом, при недостаточно строгом эталонировании радиометрической аппаратуры литологические линии оказываются привязанными толькопо координате DТ_СК и их положение приходятся устанавливать отдельно для каждой серии измерений АК и НГК. Методика их проведения дается ниже.

Из рис. 1, в следует, что в диапазоне значений пористости 0-20 % геометрические места точек, соответствующих различным породам, близки к прямым линиям, почти параллельным друг другу. В условиях заполнения скважины и пласта слабоминерализованной жидкостью это свойство проявляется более четко, что существенно облегчает интерпретацию фактических графиков DT = f (D s_ng ). Ha последних всегда удается установить положение одной-двух кривых, наилучшим образом усредняющих точки, соответствующие какому-либо типу пород (см. рис. 2, а, хорошо и плохо сцементированные песчаники). Линии остальных пород проводятся параллельно упомянутым через большинство точек рассматриваемой литологической разности с учетом их взаимного расположения на соответствующей палетке (см. рис. 1, в). Начало каждой из кривых должно иметь ординату DТск (см. линию известняков на рис. 2, а). Если показания НГК выражены в единицах двойного разностного параметра [2, 5], необходимость в выполнении только что описанной процедуры отпадает. Интерпретация графиков DТ = f(s_ng ск) значительно упрощается, если изучаемые породы литологически однородны или достаточно охарактеризованы керном по нескольким основным пластам.

Описанный способ целесообразно совершенствовать для расширения круга решаемых задач (стратиграфическое расчленение разрезов, оценка пористости пород одновременно по показаниям двух методов), а также повышения точности регистрации показаний НГК и выражения последних в сопоставимых единицах. Наличие диаграмм НГК, зарегистрированных радиометрической аппаратурой, эталонированной по двум опорным средам, позволит составить набор универсальных палеток, содержащих кривые зависимости интервального времени DT от обратных величин относительного разностного параметра DIng [2] для интересующего нас диапазона эффективных давлений, температур и минерализации пластовых вод. Это гарантирует достоверное определение литологического состава изучаемых пород, их пористости и нефтегазонасыщенности.

1. Александров Б. Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами. М., Недра, 1979.
2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазоносных коллекторов. М., Недра, 1978.
3. Дебранд Р. Теория и интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Пер. с франц. М., Недра, 1972.
4. Заляев Н.З. Интерпретация геофизических материалов путем функционального преобразования диаграмм и интеграции их в информационные петрофизические системы. - В кн.: Припятская впадина. Геофизические исследования скважин. Минск, 1976, с. 22-37.
5. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф. Способ статистической обработки и контроля качества промыслово-геофизических данных по месторождениям нефти и газа. - Нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1978, с. 40-48.
6. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. / Ф.А. Алексеев, И.В. Головацкая, Ю.А. Гулин и др.). М., Недра, 1978.

а - зависимость s_ng =f(kп). Кривая известняка получена путем обращения зависимости I_ng = f(Кп) (ВНИИЯГГ, 1977 г.). Остальные построены с учетом данных [4], б - зависимость DT = =f(Кп) рассчитана по уравнению среднего времени при DTж = 570 мкс/м [2, 3], в - сопоставление величин DT и s_ng для различных пород (по данным а, б). 1 - доломиты; 2 - известняки; песчаники: 3 - хорошо сцементированные, 4 - плохо сцементированные; 5 - ангидриты

а - гидрохимическая толща нижней перми Машевского газового месторождения ДДВ (скв. 111, интервал глубин 2800-3170 м); б - терригенно-карбонатные породы каменноугольного возраста (С3-C1v+t) Малодевицкого нефтяного месторождения ДДВ (скв. 12, интервал глубин 2550-3028 м). 1-5 - см. на рис. 1; 6 - алевролиты; 7 - аргиллиты; 8 - соль