К оглавлению

УДК 550.832

К методике учета влияния глинистости на данные акустического каротажа при определении пористости карбонатных пород

О. Н. КРОПОТОВ, А. Ю. ЮМАТОВ, С. Г. АСТОЯН (КО ВНИИГИС)

Содержание глины в карбонатных пластах влияет на показания почти всех видов каротажа, в том числе акустического. В настоящее время разработано довольно много методик определения глинистости пород [1], в основе которых лежат статистические зависимости геофизических параметров (одного или нескольких) от коэффициента объемной (или массовой, относительной) глинистости Кгл. Наиболее тесная связь между глинистостью и показаниями ГК наблюдается, когда в породе или насыщающей поровое пространство воде отсутствуют радиоактивные элементы [1].

При интерпретации материалов ГИС довольно часто в качестве эквивалента глинистости используют данные ГК, учитывая тесноту связи . Такая замена вполне оправдана, поскольку иногда важно знать не величину глинистости, а ее искажающее влияние на тот или иной геофизический параметр.

В работе [4] предлагается учитывать воздействие глинистости коллектора на данные АК по диаграммам ГК на основании корреляционных графиков, которые строятся по каждой скважине изучаемого месторождения. Такой способ предполагает линейную связь между Dt и  независимо от типа глинистости, однако подобное допущение вряд ли справедливо.

В зависимости от пространственного положения в породе глинистые частицы испытывают различные статические нагрузки, что является одной из причин изменения скорости распространения упругих колебаний в глинистой породе.

Выделяют [5] три основных типа пространственного распределения глинистых частиц в породе - рассеянный (дисперсный), слоистый и структурный. Рассеянная глина занимает только внутрипоровое пространство, слоистая находится в виде прослоев различной мощности и замещает как зерна породы, так и поровое пространство, структурная замещает только зерна породы без изменения (заполнения) порового пространства.

Влияние рассеянной глины на данные АК рекомендуется [1, 3] учитывать по уравнению

где Кп.эф - эффективная пористость; Кгл.а - объемное содержание агрегатов рассеянной глины в породе; Dtгл.а - интервальное время, соответствующее агрегатам глинистого материала с заданными минеральным составом и пористостью; Dtск и Dtж - время распространения упругих колебаний в скелете породы и в жидкости, заполняющей поровое пространство.

Однако вычислять пористость коллектора, содержащего рассеянную глину, по уравнению (1) неудобно из-за трудности определения величины Dtгл.а.

Рассеянная глина не испытывает горного давления и разуплотнена. Обладая довольно большим объемом порового пространства (Кп.гл >=50 %), она содержит значительное количество воды, и в первом приближении ее агрегатное состояние в коллекторе можно рассматривать как водный раствор соответствующей плотности. Расчеты показывают, что скорости распространения продольной волны в водонасыщенной породе и в породе, поровое пространство которой заполнено разуплотненной глиной с пористостью, изменяющейся от нуля до 30 %, отличаются незначительно. Это дает основание считать зависимости Dt =f(Кгл.а) и Dt = f(Кп) аналогичными для данного типа отложений. Определенное по АК значение коэффициента пористости глинистого коллектора, содержащего рассеянную глину, отличается от истинного на величину Кгл, т. е. Кп.АК = Кп+Кгл.а. Это равносильно увеличению Dt на поправку, обусловленную разницей между временем распространения упругих колебаний в глинистой и чистой породах с одинаковой пористостью, т. е. dDt = Dtгл.п - Dtч.п при равенстве коэффициентов пористости.

При определении коэффициента пористости по данным АК для коллекторов с рассеянной глинистостью значение интервального времени необходимо исправить на составляющую, обусловленную содержанием глин. Это можно выполнить по специально выведенной зависимости величины поправкиот коэффициента объемной глинистости или двойного разностного параметра () ГК.

На рис. 1 представлены зависимости идля известняков девона месторождения Пашшор (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция).

Влияние слоистой глинистости на данные АК(Dt) довольно обстоятельно рассмотрено в литературе. Для определения [2] коэффициента пористости Кп глинистого слоистого коллектора предлагается следующее выражение:

где Dtгл.сл - время распространения упругих колебаний в глинах; Кгл.сл - глинистость слоистого коллектора.

Значениена которое увеличивается время пробега упругих колебаний в глинистом слоистом коллекторе по сравнению с чистым (неглинистым), можно определить из уравнения (2), полагая, что Кп=0. При этом выражение (2) примет вид уравнения «среднего времени», в котором Кп заменено на Кгл.сл, а Dtж на Dtгл.сл, т. е.

Пользуясь последним, можно рассчитать величину поправкиза слоистую глинистость, если известны глинистость слоистого коллектора и время распространения упругих колебаний в глине. Очевидно, что слоистая глина испытывает такие же статические нагрузки, как скелет породы и перекрывающие или подстилающие глины, поэтому Dtгл.сл можно считать равным времени распространения упругих колебаний во вмещающих глинах (Dtгл.сл = Dtгл.вм). Величина зависит от свойств глин и уменьшается с повышением их плотности (рис. 2). Так, при Кгл.сл = 0,15,=19 мкс/м, если скорость продольной волны Vгл в глинах равна 3500 м/с, и = 52 мкс/м, если Vгл = 2000 м/с.

Для установления влияния структурной глинистости на показания АК было изучено распространение упругой продольной волны в модели среды, состоящей из известняка, пористость которого принималась равной 0,1 и 20 % с включением глинистых агрегатов, имеющих форму квадратов. Параметры глины изменялись следующим образом:

Vгл, м/с

rгл, кг/м3

2000

1,8

2500

2,1

3000

2,3

3500

2,5

Скорость распространения упругой волны в известняке плотностью 2,7 кг/м3 принималась равной 6400 м/с.

Анализ результатов расчетов (рис. 3) позволяет констатировать следующее.

1.    Независимо от упругих свойств глины (по крайней мере в рамках проведенных исследований) время прохождения продольной волны в породе, содержащей включения глин, больше, чем в чистой.

2.    Влияние структурной глинистости на скорость распространения продольной волны зависит от соотношения объемного содержания глины в породе и пористости матрицы. При одинаковом значении Кгл.ст величина поправки растет с повышением пористости.

3.    Влияние структурной глинистости на скорость распространения продольной волны меньше слоистой при низкой пористости матрицы и больше при пористости матрицы 10 % и выше и при Vгл = 2500 м/с (=2,1 кг/м3).

4.    Воздействие структурной глинистости на Dt меньше, чем рассеянной, причем оно снижается с увеличением плотности глин.

5.    В общем случае зависимость времени распространения упругих колебаний в породе со структурным типом глинистой и в чистой породе описывается уравнением

где С - коэффициент, зависящий от плотности глин и пористости коллектора.

Влияние структурной глинистости на показания АК проиллюстрируем на примере карбонатных отложений девона и силура месторождений Тимано-Печорской провинции. Данные ГК и АК сопоставлялись по пластам плотных известняков (Кп<=6%) с различной степенью глинистости (рис. 4). В качестве исходных величин использовались двойной разностный параметр ГК и-для данных АК.

В диапазоне относительной гамма-активности 0-0,42 более быстрому увеличению показаний ГК соответствует менее заметное изменение данных АК (Dt). Начиная со значений = 0,42, оно происходит интенсивнее. Зависимостьнами описана при помощи ступенчато-линейных функций

в области значений Dqгк =0-42 и

в области значений Dqгк >0.42

Коэффициент корреляции для обеих связей равен 0,8. Разброс точек относительно линий регрессии в основном обусловлен изменением коэффициента пористости рассматриваемых пластов. Полоса разброса точек в интервалеотносительной гамма-активности 0-42 (область коллекторов) ограничивается линиями. Сверху она ограничивается линией 3 (см. рис. 3, б), а снизу - линией 3 (см. рис. 3, а).

Уравнение (4) с учетом зависимости (5) для пород девона и силура Тимано-Печорской провинции и средней пористости Кп.гл = 0,4%, значение которой подтверждено лабораторными исследованиями, может быть представлено так:

где- время распространения упругих колебаний в глинистой породе, что согласуется с данными расчетов.

Отметим, что зависимость (4) хорошо описывает данные скважинных и лабораторных исследований вплоть до значений Кгл = 0,2-0,3, для которых характерна связь (5). При более высокой глинистости зависимость  резко меняется, что объясняется нарушением целостности структуры известкового скелета и заменой его глинистым, т. е. гранулы глин соединяются между собой, вызывая резкое изменение упругости породы в целом и, как следствие, наклона линии dDt = f(Кгл). Количественное описание этого процесса пока сделать невозможно, хотя в конкретных условиях, используя связи двух геофизических параметров (Dqгк и dDt), удается отметить области такой замены (см. рис. 4 и формулы (5) и (6)).

На основании вышеизложенного предлагается следующая схема исправления данных АК (Dt) за влияние глинистости. Вначале необходимо оценить характер пространственного распределения глинистости в объеме породы, а затем выбрать методический прием исправления данных АК. Наиболее надежная информация о типе глинистости может быть получена при тщательном изучении кернового материала. По результатам лабораторных исследований последнего создается интерпретационная модель, которая затем должна быть положена в основу методического приема введения поправки за глинистость в данные АК. В случае слоистой глинистости по известной величине Кгл регистрируемое значение Dt корректируется по уравнению среднего времени. Исправление данных АК (Dt) за влияние структурной глинистости может быть произведено описанным выше способом (см. рис. 3, формулу (4)), а воздействие рассеянной глинистости может быть оценено или с помощью комплексного определения коэффициента пористости по данным АК и НК, или по номограммам (см. рис. 1). Если же пространственное распределение глины в породе неизвестно, то введение поправки за глинистость в данные АК по графикам корреляционной зависимости геофизического параметра (например, ГК), эквивалента глинистости с Dt может привести к существенным ошибкам. Так, если Кгл = 0,2, Vгл = 3,5 км/с,=2,5 г/см3, то в случае слоистой модели величина поправки в Dt составит 27 мкс/м, при структурной глинистости 37 мкс/м при Кп=10 % и 43 мкс/м при Kп = 20%, т. е. величина поправки изменяется от 1,4 до 1,6 раза, что в единицах пористости соответственно равно 2,3 и 3,6 абс.%.

При изучении коллекторов с наличием структурной, слоистой и рассеянной глинистости необходимо оценить их долю в общем коэффициенте глинистости и исправлять данные АК раздельно, учитывая содержание в коллекторе каждого типа глинистости.

Из изложенного следует, что величина поправки в данные АК (Dt) за влияние глинистости зависит от характера пространственного распределения глины в породе, и это требует дифференцированного исправления показаний АК, игнорирование которого может привести к существенным погрешностям при оценке коэффициента пористости.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.       Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.

2.       Дебранд Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин. М., Недра, 1972.

3.        Козяр В.Ф., Белоконь Д.В., Щербакова Т.В. Акустический каротаж нефтяных и газовых скважин. - Обзор. Сер. Per. разв. и промысл. геофиз. М., ВИЭМС, 1972.

4.       Сталенный Я.Т., Яценко Г. Г. Способ учета глинистости при определении пористости коллекторов по данным акустического и нейтронного каротажа. - Нефтегаз, геол. и геофиз., 1980, № 5, с. 25-27.

5.       Log analysis of sand-sahl sequen ces - systematic approach / A. Poufan, C. Clarrier, J. Dumancir, R. Gaymard, A. Mist. - J. of Petrol. Technology. 1970, N 7, p. 867-881.

Поступила 13/VII 1982 г.

 

Рис. 1. Номограмма для введения поправок за содержание рассеянной глинистости в данные АК по гамма-каротажу или известному значению Кгл.р

 

Рис. 2. Расчетные зависимостии для карбонатных пород со слоистой глинистостью.

Шифр кривых:

1 - Vгл =2000 м/с;=1,8 кг/м3; 2 -Vгл=2500 м/с; = 2,1 кг/м3, 3 - Vгл=3000 м/с;=2,3 кг/м3, 4 - Vгл=3500 м/с;=2,5 кг/м3

 

Рис. 3. Расчетные зависимостиидля карбонатных пород со структурной глинистостью и при пористости матрицы, равной 0 (а), 10 % (б), 20 % (в).

Шифр кривых см. на рис. 2

 

Рис. 4. График зависимостиидля карбонатных отложений девона и силура Тимано-Печорской провинции