К оглавлению

УДК 550.832

Влияние глинистости на показания акустического каротажа в сцементированных песчано-глинистых породах

И. В. ГОЛОВАЦКАЯ, В. Ф. КОЗЯР, А. В. РУЧКИН (ВНИГИК)

В известных методиках определения пористости сцементированных песчаноглинистых пород по данным акустического каротажа (АК) учитывается, влияние глинистого вещества на измеряемые значения интервального времени Dt [1, 2, 5]. Наиболее широкое распространение получило эмпирическое уравнение среднего времени:

или

где Dtж , Dtгл.а и Dtск - интервальное время соответственно в жидкости, заполняющей поры, агрегатах глинистого вещества и в непористом и неглинистом скелете породы; Кп.ч - коэффициент пористости чистого неглинистого минерального скелета породы, представляющий собой объем заполненных флюидами пор в породах с рассеянной глинистостью и пористость неглинистых прослоев в породах со слоистой глинистостью; Кгл - объемное содержание агрегатов глинистых минералов.

Как следует из уравнения (1), влияние глинистости на величину Dt линейно связано с ее объемным содержанием. Для нахождения Кп.ч нужно из общей пористости Кп, определяемой первым членом выражения (2), вычесть объемное содержание глин с коэффициентом , отражающим агрегатное состояние глинистого вещества. По аналогичным формулам определяется и Кп.ч при использовании статистических зависимостей, установленных для отдельных месторождений (залежей).

Агрегатное состояние глин в формулах (1) и (2) учитывается с помощью различных значений Dtгл.а в зависимости от характера расположения глинистых частиц по отношению к минеральному скелету и поровому пространству породы: а) глинистые частицы, расположенные в порах, не подвержены воздействию горного давления и содержат максимальное количество связанной воды; их упругие свойства близки к свойствам пластовой воды, а Dtгл.а~Dtж. [3]; б) частицы, находящиеся на контактах между зернами породы, улучшают сцепление зерен, а по упругим свойствам приближаются к свойствам минерального скелета. Малый объем цемента (первые проценты) позволяет принимать Dtгл.а~Dtск; в) в отдельных слоях на глинистые частницы воздействует давление, равное разности горного и пластового. Величина Dtгл.а определяется минеральным составом и глубиной залегания Изучаемых пород. Она равна 500-550 мкс/м для разуплотненных глин вблизи дневной поверхности и стремится к значениям 217 мкс/м для каолинита, 250 мкс/м для гидрослюды и 285 мкс/м для монтмориллонита на глубине 5000 м вследствие уменьшения с глубиной пористости глинистых агрегатов; г) глинистые частицы, присутствующие в виде отдельных гранул или линз, контактируют с зернами минерального скелета и частично испытывают горное давление. Величина Dtгл.а в них имеет значения промежуточные между установленными для рассеянной в порах и слоистой глинистости. В карбонатных породах с более жестким минеральным скелетом упругая волна может распространяться, минуя глинистые включения в виде гранул, подобно тому как это происходит в кавернозных породах; поправка за глинистость в этом случае будет стремиться к нулю.

Реальные трудности определения Кп.ч по АК связаны с отсутствием в настоящее время обоснованной методики выявления по материалам ГИС характера распределения глинистого вещества в терригенных породах. Для их преодоления проведена статистическая оценка влияния глинистости на показания АК. С этой целью были сопоставлены значения общей пористости Кп, найденные по уравнению (2), без учета второго члена, со значениями Кп.ч и глинистости Кгл, установленными по комплексу данных гамма-гамма-каротажа плотностного (ГГКП) и нейтронного (НК) и по керну. Общая пористость по АК рассчитана при Dtск=165 мкс/м, что соответствует среднему значению интервального времени в зернах кварцево-полевошпатовых песчаников и алевролитов, и Dtж=610 мкс/м, соответствующему условию проникновения в пласты фильтрата пресной промывочной жидкости.

Пористость по ГГКП определялась с абсолютной среднеквадратической погрешностью ±2 %, а глинистость - по комплексу ГГКП-НК с погрешностью ±5 % независимо от минерального состава глин [4, 6].

Статистически обработаны более 2000 пластов, представленных кварцевыми песчаниками и алевролитами карбона ДДВ и Волго-Уральской провинции, а также кварцево-полевошпатовыми породами неокома Западной Сибири и Юго-Восточной Туркмении, с глубины 1500-4500 м, при пластовых температурах 30-140 °С. Количественным показателем влияния глинистости на Dt служили разности:

Для всех районов получены одинаковые зависимости  от Кгл, свидетельствующие о наличии стабильной закономерности в характере влияния глинистости терригенных отложений на Dt. Пример такой зависимости показан на рис. 1. Три характерных участка на статистической зависимости и перечисленные выше варианты расположения глинистых частиц в породе позволяют рекомендовать следующую модель песчано-глинистых отложений применительно к интерпретации материалов АК.

1.              Для пластов с Кгл<13 %, характеризующихся на кривых других видов исследований (ПС, микрозондирование, кавернометрия) и по керну наилучшими коллекторскими свойствами, значения  равны в среднем нулю и изменяются в пределах погрешностей определения пористости по АК и ГГКП. Следовательно, для таких пород величины Dt в глинистом веществе и скелете породообразующих минералов примерно одинаковы (Dtгл.а=Dtск), а глинистые частицы находятся преимущественно на контактах между зернами породообразующих минералов. Объемная глинистость менее 13% не влияет на результаты АК и может не учитываться при определении пористости.

2.               Для пластов с Кгл от 13 до 35 % разности  линейно изменяются с увеличением Кгл. По данным полного комплекса ГИС и по керну в эту группу входят пласты-коллекторы и неколлекторы. По наклону усредняющей линии Dtгл.a равно 370 мкс/м, что существенно выше интервального времени в пластах глин на глубинах залегания изучаемых разрезов. Можно считать, что избыток глинистых частиц, остающихся после заполнения зон контактов между зернами породообразующих минералов, частично находится в межзерновых порах, а большая часть - в виде слоев. Соотношение между рассеянной и слоистой глинистостью сохраняется примерно постоянным. Для определения Кп.ч справедливо выражение

3.      При глинистости выше 35 % зерна породообразующих минералов полностью окружены глинистыми частицами; значения  постоянны и равны 10-11 %. На этом участке графика статистических зависимостей располагаются преимущественно пласты аргиллитов, состоящие из глинистых частиц с высоким содержанием алеврито-псаммитовых материалов. При такой высокой глинистости оценка пористости пород по АК нецелесообразна.

Эта интерпретационная модель позволяет использовать различные варианты определения пористости песчано-глинистых пород по кривой Dt (рис. 2). В самом общем случае (см. рис. 2, А) для этого необходимо знать измеренное в породе значение Dt и объемную глинистость Кгл, установленную по материалам других видов ГИС либо по керну. На рис. 2, Б показан график определения Кп.ч по данным комплекса АК-ННКт-50, широко используемого на месторождениях Западной Сибири; в нижней части графика, согласно работе [4], приведены кривые для исправления данных ННКт-50, полученных аппаратурой ДРСТ-3, за влияние диаметра скважины dc, плотности промывочной жидкости  и толщины глинистой корки . Использование графика затруднено вследствие примерно одинакового влияния глинистости на кривые Dt и ННКт-50 при Кгл>13 %. Однако график позволяет уверенно выделить пласты с Кгл<13 %, пористость которых может быть определена по данным одного АК без учета глинистости.

При определении Кп.ч по комплексу АК-ПС (см. рис. 2, Г) необходимо предварительно установить связь между относительной аномалией  и объемной глинистостью Кгл либо с величиной (см. рис. 2, В). Зависимости, показанные на рис. 2, Г для песчаноглинистых отложений неокома Уренгойского месторождения, требуют уточнения в каждом новом районе или в других горизонтах того же района.

Эффективность определения Кп.ч с помощью комплексов АК-ГГКП-НК и АК-ПС оценена для неокомских и юрских отложений Западной Сибири сравнением полученных результатов со значениями открытой пористости, измеренными на образцах керна в интервалах с высоким его выносом (рис. 3, А), и с результатами определения Кп по ГГКП (см. рис. 3, Б, В). При использовании комплекса АК-ГГКП-НК абсолютная среднеквадратическая погрешность определения Кп.ч не превышает ±2 % для 80 % исследованных пластов, для комплекса АК-ПС она составляет ±3 %, а для отдельных пластов достигает ±7 %. Однако и в этом случае точки располагаются равномерно около линии равных значений пористости как при низких, так и при высоких значениях Кп.ч. Это свидетельствует об отсутствии систематических погрешностей определения Кп.ч, свойственных методикам, применявшимся ранее.

Таким образом, в результате статистической обработки материалов по четырем нефтегазоразведочным районам установлено неравномерное влияние глинистости на интервальное время в сцементированных песчано-глинистых породах. Объемная глинистость менее 13 % не оказывает существенного влияния на Dt и не должна учитываться при определении пористости по АК. При глинистости 13-35 % линейно увеличивается Dt, а Dtгл.а принимает значения промежуточные между установленными для рассеянной и слоистой глинистости. В породах, для которых Кгл>35-40 %, интервальное время зависит от минерального состава и степени уплотнения глин; определение пористости таких пород по АК нецелесообразно.

Различное влияние глинистости на Dt, вероятно, обусловлено характером расположения глинистых частиц в породе: в пластах с Кгл<13 % они находятся на контактах между зернами породообразующих минералов, при Кгл 13-35 % примерно треть глинистых частиц пребывает в рассеянном состоянии, а остальные - в виде слоев; при Кгл>35% все неглинистые зерна окружены пелитовыми частицами. Эти предположения необходимо проверить целенаправленными литологическими исследованиями пород с различной глинистостью. Их подтверждение позволит оценивать характер распределения глинистых минералов в породе и степень ее сцементированности по данным комплекса АК-ГГКП-НК.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

2.       Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях. М., Недра, 1983.

3.       Кропотов О.Н., Юматов А.Ю., Астоян С.Г. К методике учета влияния глинистости по данным акустического каротажа при определении пористости карбонатных пород.- Геология нефти и газа, 1983, № 4, с. 9-14.

4.       Методика определения литотипа песчано-алевролитовых пород кварцевого состава по результатам радиоактивного каротажа / И.В. Головацкая, Ю.А. Гулин, Ф.X. Еникеева и др.- Нефтегаз, геол. и геофиз., 1983, вып. 11, с. 3-5.

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

6.       Результаты промышленного опробования аппаратуры РГП-2 для плотностного каротажа нефтяных и газовых скважин / И.В. Головацкая, Ю.А. Гулин, Р.Т. Хаматдинов и др.- ЭИ ВИЭМС. Сер. Peг., разв. и промысл. геофизика, 1981, № 10, с. 7-19.

 

Рис. 1. Сопоставление величин  (А) и  (Б) с объемной глинистостью в кварцево-полевошпатовых отложениях неокома Уренгойского месторождения.

Пунктиром показаны значения  (" равные ±2 % -погрешности определения пористости по данным ГИС

 

Рис. 2. Графики для определения пористости песчано-глинистых пород по данным АК.

А - при известной объемной минеральной глинистости (шифр); Б - по комплексу АК-ННКт (пунктир - зависимость Dt= f (N-1, уел. ед.) для пласта Кгл= 13 %); Г - по комплексу АК-ПС, шифр aпс; В – сопоставление  с aпс (неокомские отложения Уренгойского месторождения)

 

Рис. 3. Сопоставление значений пористости, определенных по комплексам Dt-Кгл и Dt-aпс, с данными керна (А) и пористостью по ГГКП (Б, В) для сцементированных песчано-глиннстых отложений неокома Западно-Сибирской низменности