К оглавлению

УДК 550.832

Определение коэффициента пористости по данным акустического и нейтронного гамма-каротажа

О.Н. КРОПОТОВ, Т. А. СОРОКИНА (ВНИГИК)

Определение коэффициента пористости Кп песчаников по АК или НГК может привести к ошибочным результатам, если не учитывать факторы, обусловленные сменой литологии или содержанием в коллекторе глинистого материала. Поэтому для оценки Кп удобнее использовать несколько геофизических методов в комплексе.

Ниже рассматривается методика определения Кп с помощью АК и НГК, которая основывается на совместном решении системы уравнений, описывающих связь между кажущейся пористостью и коллекторскими характеристиками пласта.

Известно [3, 5], что кажущаяся пористость по АК Кп(ак) для глинистого коллектора включает пористость коллектора и объем субкапиллярных пор глин, или объемное содержание глин.

В зависимости от пространственного положения в породе глинистые частицы испытывают различные статистические нагрузки, что является одной из причин изменения скорости распространения упругих колебаний и объема субкапиллярных пор.

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 глина замещает только зерна породы без изменения (заполнения) порового пространства.

При отождествлении рассеянной глины с пластовой водой (раствор глины в воде) можно записать следующее соотношение:

где- объемы, занимаемые соответственно рассеянной, слоистой и структурной глиной;- коэффициент пористости глины, установленный по АК;- пористость коллектора. Аналогично можно записать выражение для кажущейся пористости, определенной по НГК:

где- объемная глинистость; - водородосодержание в глинах; - поправка, учитывающая различие химического состава скелета и плотности горной породы и эталонной среды, для которой построена палетка зависимости показаний НГК от водородосодержания.

Решая систему уравнений (1) и (2), при известных значениях глинистости и водонасыщенности можно рассчитать истинную пористость пласта.

На практике удобнее пользоваться графическим способом. Поясним это на конкретном примере. На рис. 1 показано сопоставление кажущихся значений коэффициентов пористости, определенных по данным АК и НГК для коллекторов кварцевого глинистого песчаника и пластов глин девона месторождения Югидское (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). При таком сопоставлении четко выделяются две области точек. Область точек, соответствующих коллекторам, располагается вдоль линии равных значений пористостей, отходя от нее в сторону как увеличения значений , так и уменьшения. Область точек, соответствующих глинам, находится вдоль линии, соединяющей начало координатс точкой В, координаты которой определены значениямидля глин. Такое расположение точек имеет физический смысл. Главными составляющими терригенного коллектора девона без учета содержания УВ являются минеральный скелет породы, пластовая вода и глина. Скелет породы представлен кварцем, для которого0. При заполнении порового пространства пластовой водой соотношение значений, определенных по АК и НГК, остается постоянным, т.е. . Максимальные значения(точка А, см. рис. 1) для чистого коллектора равны величине скелетной пористости. Появление в пласте-коллекторе глинистого материала изменяет кажущееся значение Кп, определенное по АК и НГК, причем более интенсивное изменение Кп можно оценить методом НГК. Поэтому и наблюдается смещение точек вправо или влево от линии равных значений пористости, величина которого зависит от количества глинистого материала и его пространственного распределения в коллекторе.

Если пласт содержит рассеянную глину, то соответствующая ему точка на графике будет находиться левее линии равных значений пористости, так как кажущаяся пористость равна скелетной пористости, а меньше ее на величину минеральной глинистости за вычетом связанной воды, содержащейся в глинах, т.е. выдерживается соотношение .

Для пластов со слоистой глинистостью значениебудет меньше на величину эквивалентной пористости, обусловленной содержанием в глинах химически связанной воды.

Такое же соотношение кажущихся значений пористости сохранится и для пластов со структурной глинистостью.

Вышеизложенное и анализ уравнений (1) и (2) позволяют выделить некоторые признаки, присущие пластам, содержащим только рассеянную, слоистую или структурную глину. Соответственно можно записать следующие выражения:

Глины в основном представляют собой смесь глинистых минералов, воды и алеврита, состоящего из мелкозернистого кварца и примесей различных минералов. В среднем алеврит и матричный кварц коллектора имеют одинаковые характеристики по данным АК. и НГК при полном замещении глинистых минералов и порового пространства алевритом. При отсутствии в глинах алевритовых примесей значениебудет равно водородосодержанию глин, а объему субкапиллярных пор, заполненных связанной водой. Очевидно, точки, соответствующие промежуточным разностям глин, т. е. глин с различным содержанием алеврита, будут располагаться вдоль линии, соединяющей точки с координатами и,(точка В, см. рис. 1). Таким образом, на корреляционном графике можно выделить три области точек, которые соответствуют различным литологическим типам пород и разному пространственному распределению глин в коллекторе.

Отмеченные закономерности расположения точек на рис. 1 позволяют построить номограмму для определения коэффициентов пористости и глинистости коллекторов. Пример такой номограммы для кварцевых песчаников девона Югидского месторождения приведен на рис. 2.

Для построения номограммы необходимо определить местоположение четырех основных точек, соответствующих пористости: скелета (точка А), естественно влажных глин в условиях залегания изучаемого разреза (В), породы при замещении ее порового пространства рассеянной глиной (С), породы при полном замещении матрицы глиной без изменения скелетной пористости (точка М не обозначена, она определяется пересечением линий в правой верхней части рисунка).

Коэффициент пористости скелета находится по статистической связи , выведенной по данным анализов керна, при условии, что . Полученное значениеприводится к термобарической обстановке залегания изучаемого пласта. Величина определяет положение точки А при

Координаты точки В находят следующим образом. Определяемпо зависимости

Для глинистых пород рассматриваемого месторождения она описывается выражением

Поскольку значениедля глин эквивалентно их водородосодержанию Wгл, последнее можно определить в лаборатории на образцах керна. Так, в рассматриваемом разрезе Wгл чистых глин девона принимают за 40 %. Местоположение точки С находят по значениям, а , где- объемное содержание глинистых минералов. И, наконец, координаты четвертой точки вычисляют из соотношения;.

Определив координаты точек и соединив их прямыми линиями, получим три треугольника (ОАС, ОАВ, АВМ). Для точек, расположенных внутри DОАС, выполняется условие 1 (пласты содержат рассеянную глину), для точек DОАВ - условие 2 (пласты со слоистой глинистостью), а для точек DАВМ - условие 3 (пласты со структурной глинистостью). Поскольку вдоль линии ОВ (см. рис. 1) располагаются точки пластов глин с различным содержанием алевритов, разделив линию ОВ на равные отрезки, можно узнать процентное содержание глинистых минералов в пласте (аналогично и для линии АС).

Значениедля песчаников, а также для глин, определяют по зависимости с учетом поправки за литологический состав [2]. Величину этой поправки при оценкев первом приближении можно считать тождественной и для полимиктовых песчаников. Хотя строго говоря, она зависит от минералогического состава глин.

Точками на номограмме показаны фактические значенияи для коллекторов и глинистых пластов девона по скв. 54 Югидского месторождения.

В табл. 1 приведены сопоставления средних значений kn, определенных с помощью АК и НТК (см. рис. 2) и по керну.

Геофизическая характеристика разреза и изменение пористости пород показаны на рис. 3 и в табл. 2.

Таким образом, по комплексу методов АК-НГК можно определить пористость песчано-глинистых коллекторов, глинистость и пространственное распределение глинистых частиц в породе. Рассмотренная методика может быть рекомендована при интерпретации данных ГИС.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

2.     Гулиц Ю.А., Еникеева Ф.X., Журавлев Б.К. Учет влияния литологии, минерализации пластовых вод и промывочной жидкости при определении пористости пород по результатам НГК - И. Л. ВИЭМС, 1978, № 101.

3.     Дебрант Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин. М., Недра, 1972.

4.    Определение коэффициента пористости терригенных коллекторов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по данным акустического каротажа и ПС / О.Н. Кропотов, С.Г. Астоян, Л.И. Орлов, В.Г. Топорков - Геология нефти и газа, 1980, № 1, с. 59-61.

5.     Poupon A. Log analysis of sand-shale sequences a systematic approach. Journ. PT v. 22, № VII, July, 1970.

Поступила 24/X 1983 г.

 

Таблица 1 Сопоставление средних значений Кп, определенных по ГИС и керну (скв. 54, Югидское месторождение)

Глубина, м

Среднее значение пористости

Кп.керн, %

Кп(ГИС), %

2868,0-2872,0

11,5

11,8

2876,0-2881,0

10,6

11,8

2882,8-2883,6

11,5

11,2

2883,6-2884,8

13,5

13,0

2884,8-2887,8

12,5

12,0

2887,0-2888,8

8,5

8,8

2891,1-2894,9

11,0

10,5

 

Таблица 2 Результаты комплексной оценки коэффициентов пористости и глинистости по скв. 54 Югидского месторождения

Номер пласта

Глубина, м

h, м

нгк, уел. ед.

КпНГК, %

Dt, 10-6 с/м

Кп(АК), %

Кп, %

Кгл, %

1

2864,8-2866,4

1,6

2,69

17,5

200

5,8

 

40,0

2

2866,4-2868,0

1,6

4,32

7,4

210

6,8

6,5

3,0

3

2868,0-2872,0

4,0

3,30

11,7

199

11,8

11,8

-

4

28 72,0-2874,4

2,4

1,88

28,5

208

7,2

-

73,0

5

2874,4-2876,0

1,6

3,30

18,8

196

5,4

-

48,0

6

2876,0-2881,0

5,0

2,91

15,0

199

11,8

10,6

11,0

7

2881,0-2882,8

1,8

2,56

18,8

194

5,2

-

45,0

8

2882,8-2883,6

0,8

2,73

16,2

202

12,5

11,0

13,0

9

2883,6-2884,8

1,2

2,66

17,0

214

14,0

13,0

10,0

10

2884,8-2887,6

2,8

2,84

15,6

205

13,0

12,0

10,0

11

2887,6-2888,8

1,2

3,62

10,0

187

9,2

8,8

4,0

12

2888,8-2891,0

2,2

2,80

16,0

194

5,2

-

38,0

13

2891,0-2894,8

3,8

3,37

11,6

194

10,8

10,5

2,0

14

2894,8-2897,6

2,8

2,65

17,5

199

11,8

9,5

20,0

15

2897,6-2898,8

1,2

3,16

13,0

192

10,2

9,0

10,0

16

2902,0-2903,2

1,2

1,53

35,0

306

12,2

-

80,0

 

Рис. 1. Сопоставление кажущихся значений коэффициентов пористости, определенных по АК и НГК в терригенных отложениях девона на Югидском месторождении.

а - песчаники; б - глины

 

Рис. 2. Номограмма для определения коэффициентов пористости и глинистости в терригенных отложениях девона на Югидском месторождении.

1 - 16 - пласты песчаников и глин, выделенные на рис. 3; ост. уел. обозн. см. на рис. 1

 

Рис. 3. Геофизическая характеристика разреза и результаты определения коэффициента пористости по данным АК-НГК и керну.

а - коллектор; Кп, определенный по: б - керну, в - ГИС