|
УДК 550.832 |
Литологическое расчленение и определение пористости карбонатных пород по данным ГИС
О.Н. КРОПОТОВ, С.Г. АСТОЯН (ВНИГИК)
Широко распространенная методика определения литологического типа пород и пористости (как межзерновой, так и каверновой) по комплексу нейтронного гамма-(НГК) и акустического (АК) каротажа имеет существенный недостаток. Набор из двух этих методов позволяет установить литологический тип породы только в случае ее двухминерального состава и отсутствия каверновой составляющей порового пространства. В более сложных случаях (двух- или полиминеральный состав порово-кавернозного коллектора) литологический тип породы и пористость оцениваются весьма приближенно. Это происходит потому, что набор методов НГК и АК в ряде случаев несет недостаточную информацию об изменении литологии и соотношении коэффициентов межзерновой и каверновой пористости.
Более точную оценку пористости и литологического состава полиминеральных порово-кавернозных пород можно дать по комплексу данных АК, НГК, ГГКП. В этом случае задача литологического расчленения и установления пористости пластов в карбонатном разрезе сводится к решению системы линейных уравнений, связывающих определяемые по НГК, АК и ГГКП параметры с объемным содержанием в породе литологических разностей, их минералогической плотностью, коэффициентом пористости и нефтенасыщенности [2]. Решение этой системы уравнений обычно реализуется на ЭВМ.
При «ручной» интерпретации данных НГК, АК и ГГКП можно получить информацию о литологическом составе и пористости пород изучаемого разреза, используя описанные ниже методические приемы. В этом случае интерпретация материалов проводится поэтапно.
На первом этапе изучаемые отложения расчленяются по литологический типам и выявляется вторичная (каверновая) пористость пластов. Для этого целесообразно использовать широко применяемый за рубежом прием построения корреляционных графиков М - N (М и N - литологические параметры, о которых будет сказано ниже). На втором этапе проверяется правильность принятых решений построением корреляционных графиков «плотность - нейтронная пористость». Это особенно необходимо при наличии пластов со вторичной пористостью. На третьем этапе определяются величины общей, межзерновой и вторичной пористости по данным методов НГК и АК с учетом полученной информации о литологическом составе пород. Рассмотрим более подробно каждый этап. Параметры М и N свободны от влияния межзерновой пористости, и поэтому графическое сопоставление этих величин позволяет более четко разделить породы по литологическому составу и выявить зоны со вторичной (каверновой) пористостью. Литологические параметры М и N рассчитываются по формулам [1]
где 
- время распространения упругой
волны соответственно в жидкости, заполняющей поры, и в породе; 
- плотность породы и жидкости,
заполняющей поры; 
-
пористость породы, определенная по данным НГК по зависимости для известняка.
По вычисленным
значениям строят корреляционные графики М - N,
на которые наносят опорные точки для мономинеральных пород (известняк, доломит,
кварц и т. д.) при Кп=0. При определении координат опорных точек по формулам
(1), (2) значения 
принимают равными
расчетным, соответствующим данному разрезу, а 
- «скелетному» времени, 
- минералогической плотности в данной литологической
разности. Отметим, что значение 
зависит от геологических особенностей залегания
изучаемых пород и меняется в довольно широких пределах, поэтому при
установлении координат опорных точек его величину необходимо брать с учетом
конкретного объекта.
На рис.
1 представлен корреляционный график М - N для рифогенных отложений девона
(скв. 52) Харьягинского месторождения (Тимано-Печорская нефтегазоносная
провинция). При расчете координат опорных точек (не залитые тушью точки)
значения геофизических параметров принимались равными для доломита 
= 142 мкс/м; 
= 2,87*103
кг/м3; 
=0;
известняка - 
=155
мкс/м; 
=2,71*103
кг/м3;
=0;
для обоих случаев
принималось равным 1*103 кг/м3. Залитые тушью точки
соответствуют фактическим пластам вскрытого разреза. Как следует из графика,
вся совокупность пластов располагается между опорными точками известняк -
доломит. Очевидно, что такое расположение точек не случайно и характеризует
изменение литологического состава пород рассматриваемого разреза. Разрез
рифогенных отложений в скв. 59 представлен карбонатными породами, включающими
известняк, в различной степени доломитизированный, и отдельные прослои доломита.
Разделив расстояние между точками известняк - доломит на равные части, можно оценить степень доломитизации известняка и выделить основные литологические разности. Отход точек вверх от линии известняк - доломит свидетельствует о наличии в коллекторах каверновой пористости.
Правильность
выделения основных литологических типов подтверждается корреляционным графиком 
(рис. 2). Поскольку влияние вторичной пористости на данные НГК
и ГГКП одинаково, расположение точек между линиями известняка и доломита
обусловлено различным содержанием этих компонентов в породе. Литологический тип
и степень доломитизации породы определяются по местоположению точки
относительно линий известняк - доломит. Правильность определения
литологического типа изучаемого пласта контролируется совпадением принятого
решения с результатами, полученными по корреляционному графику М - N. Исправленные
из-за влияния условий измерения и литологического состава пород показания НГК
не зависят от структуры порового пространства и отражают общий объем пустот
(общую пористость), который включает как межзерновую, так и вторичную
(каверновую, трещинную и т. д.) пористость породы. Оцененная по данным АК
пористость порово-кавернозной породы в основном соответствует интергранулярным
пустотам. Физической предпосылкой этому служит низкая чувствительность АК по
скорости к присутствию в породе отдельно расположенных крупных каверн, размер
которых приближается к длине упругой волны или превышает ее. Следовательно,
разность между Кп, определенными по данным НГК и АК, соответствует коэффициенту
вторичной пористости. Но поскольку некоторая часть малых по размерам вторичных
пустот все же влияет на скорость распространения продольной волны, найденная
разность значений Кп, очевидно, будет соответствовать минимально возможной
величине вторичной (каверновой) пористости.
С учетом изложенного выше проведенное описанным способом расчленение разреза позволяет произвести дифференцированное определение коэффициентов общей, межзерновой и вторичной пористости графическим методом, используя в качестве опорной линию, соответствующую данной литологической разности.
Способ нахождения
Кп по данным методов АК и НГК показан на рис. 3. Для этого
составляют палетки, выражающие зависимость 
с учетом влияния литологических разностей, с
нанесением опорных линий для чистого известняка и доломита с межзерновой
пористостью. Пространство между опорными кривыми известняк - доломит равномерно
разбивают на несколько областей линиями условного процентного содержания
доломита в известняке, которые также проградуированы в единицах пористости. Далее
для каждого пластового пересечения (номер точки), учитывая установленный ранее
литологический тип, по соответствующей ему опорной линии на палетке 
снимают значения общей
и межзерновой пористости. Величина общей пористости находится путем восстановления
точки вверх до пересечения с опорной линией, соответствующей ее литологическому
типу. Перенесение этой же точки на опорную линию параллельно оси абсцисс
определяет показатель межзерновой пористости. Наблюдаемый на рис.
3 отход точек вправо и вниз от опорных линий обусловлен наличием вторичной
(каверновой) пористости. Например, пласт 28 состоит из известняка с небольшим
содержанием доломита, его общая пористость соответствует значению пористости по
НГК - 10,8 %, межзерновая - 7,5 %, а каверновая - 3,3 %. Без предварительной
литологической характеристики изучаемого разреза рассматриваемый пласт по
данным АК, НГК можно принять за доломит с общей пористостью 9,2 %, а каверновая
составляющая пористости в этом пласте отсутствует. Как видно, оценки значении
пористости значительно расходятся между собой, что еще раз подчеркивает
важность определения литологического типа изучаемого пласта. Геофизическая
характеристика разреза с результатами литологического расчленения и оценкой пористости
пород приведена на рис. 4 (цифрами обозначены номера
пластов, соответствующие точкам на рис. 1, 2, 3) и сведена в таблицу,
в которой также приведены результаты литологического определения структуры
порового пространства и Кп только по данным НГК, АК.
Из изложенного следует, что по данным методов АК, НГК, ГГКП, используя предлагаемую этапность интерпретации, можно устанавливать литологический тип породы и коэффициенты межзерновой и каверновой пористости.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами; М., Недра, 1979.
2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.
Таблица Результаты литологического расчленения, определения общей, межзерновой и каверновой пористости карбонатных коллекторов по скв. 52
|
Интервал исследования, м |
Пористость, % |
Литологический состав |
||||||
|
НГК, АК, ГГКП |
НГК, АК |
НГК, АК, ГГКП |
НГК, АК |
|||||
|
общая |
межзерновая |
вторичная |
общая |
межзерновая |
вторичная |
|||
|
2618,4-2620,4 |
1,2 |
1,2 |
|
1,2 |
1,2 |
_ |
Известняк доломитовый |
Известняк |
|
2620,4-2624,6 |
2,0 |
2,0 |
- |
2,1 |
1,3 |
0,8 |
То же |
» |
|
2624,6-2627,6 |
2,8 |
2,8 |
- |
3,0 |
1,7 |
1,3 |
» |
» |
|
2627,6-2628,8 |
7,0 |
7,0 |
- |
8,2 |
5,2 |
3,0 |
Доломит известковистый |
» |
|
2628,8-2634,8 |
3,4 |
3,4 |
- |
3,5 |
2,0 |
1,5 |
Известняк доломитовый |
» |
|
2634,8-2636,6 |
4,0 |
3,3 |
0,7 |
4,0 |
2,0 |
2,0 |
Доломит известковый |
» |
|
2639,6-2644,6 |
4,7 |
4,7 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,5 |
То же |
» |
|
2644,6-2646,0 |
6,3 |
3,0 |
3,3 |
5,7 |
5,7 |
- |
Известняк доломитовый |
» |
|
2646,0-2648,0 |
5,2 |
4,3 |
0,9 |
6,0 |
2,6 |
3,4 |
Доломит известковый |
» |
|
2648,0-2650,0 |
6,8 |
5,8 |
1,0 |
7,6 |
4,9 |
2,7 |
Известняк доломитовый |
» |
|
2650,0-2652,4 |
3,9 |
3,9 |
- |
4,5 |
1,9 |
2,4 |
Доломит известковый |
» |
|
2652,4-2655,6 |
6,2 |
3,6 |
2,6 |
6,2 |
3,3 |
2,9 |
Доломит |
Доломит |
|
2655,6-2657,2 |
3,3 |
3,3 |
- |
3,5 |
2,0 |
1,5 |
Известняк доломитовый |
Известняк |
|
2657,2-2661,8 |
4,6 |
3,6 |
1,0 |
5,0 |
2,3 |
2,6 |
Доломит известковый |
» |
|
2661,8-2663,2 |
5,7 |
4,0 |
1,7 |
5,7 |
4,0 |
1,7 |
Доломит |
Доломит |
|
2663,2-2666,0 |
4,5 |
2,2 |
2,3 |
4,2 |
3,0 |
1,2 |
Доломит известковый |
» |
|
2666,0-2670,4 |
6,0 |
3,7 |
2,3 |
5,8 |
4,8 |
1,0 |
То же |
» |
|
2670,4-2671,6 |
10,0 |
4,0 |
6,0 |
10,0 |
4,0 |
6,0 |
» |
» |
|
2671,6-2672,8 |
7,3 |
3,0 |
4,3 |
6,2 |
5,0 |
1,2 |
Известняк доломитистый |
» |
|
2672,8-2676,2 |
14,8 |
6,2 |
8,6 |
14,8 |
6,2 |
8,6 |
Доломит |
» |
|
2676,2-2678,4 |
9,8 |
3,8 |
6,0 |
9,8 |
3,8 |
6,0 |
» |
|
|
2678,4-2679,6 |
5,7 |
3,0 |
2,7 |
5,7 |
3,0 |
2,7 |
» |
» |
|
2679,6-2682,4 |
16,0 |
11.3 |
4,7 |
16,0 |
11,3 |
4,7 |
Доломит известковистый |
» |
|
2682,4-2684,0 |
5,1 |
4,6 |
0,5 |
5,0 |
4,2 |
0,8 |
Доломит |
» |
|
2684,0-2686,4 |
5,8 |
4,0 |
1,8 |
5,3 |
4,3 |
1,0 |
Доломит известковистый |
» |
|
2687,2-2688,0 |
3,4 |
0,8 |
2,6 |
3,0 |
3,0 |
- |
Известняк доломитовый |
» |
|
2688,0-2688,8 |
4,8 |
2,0 |
2,8 |
5,2 |
1,8 |
3,4 |
То же |
Известняк |
|
2688,8-2691,0 |
10,5 |
7,3 |
3,2 |
11 |
7,0 |
4,0 |
» |
» |
|
2691,0-2692,6 |
6,5 |
4,7 |
1,2 |
6,5 |
4,6 |
1,9 |
Известняк |
» |
|
2692,6-2694,4 |
5,0 |
3,4 |
1,6 |
5,0 |
4,0 |
1,0 |
» |
» |
|
2694,4-2698,4 |
1,2 |
1,2 |
- |
1,2 |
1,2 |
- |
» |
» |
Рис. 1. График М-N определения минеральных компонентов и наличия каверновой пористости в карбонатных породах со сложным минеральным составом скелета.
Породы (цифры в треугольниках): 1 - известняк доломитистый, 2 - то же, доломитовый, 3 - доломит известковый,4 - то же, известковистый
Рис.
2. Корреляционный
график 
выделения основных литологических типов.
Шифр кривых - содержание доломита в породе, %.
Рис. 3. Палетка для определения пористости по данным АК, НГК с учетом литологического типа карбонатных пород.
Шифр кривых - содержание доломита в породе, %
Рис. 4. Пример оценки пористости и результатов литологического расчленения рифогенных отложений девона по скв. 52 Харьягинского месторождения (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция).
1 - известняк , 2 - доломит: 3 - межзерновая пористость; 4 - каверновая составляющая