По 15 месторождениям в карбонатных отложениях башкирского и турнейско-фаменского ярусов рассчитаны зависимости DI_ng=f(K_п), результаты которых позволили сделать вывод о возможности получения обобщенных и региональных зависимостей по тектоническим структурам (табл. 1). При этом использован керн, представленный неглинистыми известняками различных структурно-генетических типов, иногда доломитизированных, что обусловило различие угловых коэффициентов в приведенных уравнениях.

Для доломитов получена зависимость: k_п= –11,8 lnDI_ng + 0,87, которая указывает на пониженные показания НГК по сравнению с известняками. Применение полученных зависимостей для определения величины k_п в коллекторах продуктивных пластов дало удовлетворительную сходимость с данными керна. В известняках расхождение не превышает 2 % абсолютных величин. Завышение на 3–4 % обычно связано с наличием доломитизированных разностей известняков и прослоев доломитов.

Для учета литотипа коллекторов рекомендуется [3] комплексное использование данных НГК, АК, ГГК. В рассматриваемых неглинистых коллекторах с содержанием нерастворимого остатка, не превышающего 5 %, исследована возможность совместной интерпретации данных НГК и АК. Предварительно изучена эффективность АК для определения пористости карбонатных пород [4]. Установлена линейная зависимость интервального времени прохождения упругой волны от пористости в карбонатных продуктивных пластах различных месторождений. Уравнения регрессии для них отличаются угловыми коэффициентами (рис. 1, б). Это расхождение на величину DT [2] связано с влиянием кавернозности, трещиноватости, структуры известняков и доломитизацией, что подтверждается исследованиями керна (рис. 1, а). Наблюдается снижение интервального времени прохождения упругой волны в поровых и кавернозных доломитах, в кавернозных известняках по сравнению с поровыми при одинаковой пористости. Существенное уменьшение величины DT в доломитах и кавернозных породах обусловлено различными физическими предпосылками. Если скорость в пористых доломитах выше, чем в известняках, из-за разного минерального состава, то в кавернозных породах наблюдается фильтрация упругого импульса и ее величина зависит от количества каверн в единице волны [1], соотношения расстояний между кавернами и длиной волны.

Ввиду случайности распределения каверн в карбонатных породах, где проходит упругая волна длиной 20–30 см (аппаратура СПАК), не исключено частичное влияние на ее скорость как этих каверн, так и вторичных пустот, сходных по строению с кавернами, что отражается на зависимостях DT=f(K_П) по месторождениям. Поэтому пористость, определенная по этим зависимостям, может представлять сумму пористостей межзернового типа, частично кавернозной, и вторичных пустот. Это приводит к ориентировочной оценке кавернозности по данным АК в комплексе с НГК.

Анализ кривых распределения величины k_п по АК и НГК по различным продуктивным пластам нефтяных месторождений (рис. 2) показывает, что 30–60 % пропластков представлены сложными коллекторами, в которых пористость, определенная по АК, может быть занижена по сравнению с НГК на 1–7 %. К сложным эти коллекторы отнесены ввиду наличия кавернозности, трещиноватости и доломитистости. Но эффективная трещиноватость не влияет на скорость упругих волн [2], а другие факторы влияют в одном направлении. Поэтому определение Кп по АК (см. рис. 1, б) при преимущественном распространении в пласте сложных коллекторов дает заниженные величины, что приводит к более низким средневзвешенным значениям по пласту при сравнении с данными НГК.

С целью учета искажающих геологических факторов на данные АК и НГК при определении пористости разработаны палетки DT–DI_ng (рис. 3, рис.4) на основе указанных зависимостей. Эти палетки составлены для двух карбонатных продуктивных толщ среднего карбона месторождений платформенной части Пермской области, представленных известняками, доломитами и их переходными разностями, в различной степени пористыми, кавернозными и трещиноватыми и различающимися по своим физическим и коллекторским свойствам. В районе Предуральского прогиба на Гежском месторождении в турнейско-фаменских отложениях распространены в основном кавернозно-пористые известняки.

Палетки рассчитаны для неглинистых карбонатных коллекторов, поэтому необходимо исключить влияние этого фактора на показания НГК и величину DT. Палетки нашли практическое применение при подсчете запасов Степановского, Уньвинского и Юрчукского месторождений. Хорошее совпадение коллекторских свойств и литологии пород, определенных по палеткам и керну, наблюдается и по другим месторождениям (табл. 2). Разработанные комплексные палетки позволяют не только оценить пористость коллекторов, но и разделить их на литотипы и оценить коллекторские свойства по структуре порового пространства, что повышает эффективность использования данных ГИС в геологических целях.

1. Исследование зависимости между скоростью продольных волн и пористостью карбонатных пород / В.И. Ищенко, В.Г. Чахмачев, Я.Н. Басин, В.А. Новгородов // Изв. вузов. Сер. Геология и разведка.– 1978.– № 3.– С. 136–141.
2. Итенберг С.С., Соколова Р.А. Влияние трещиноватости и структуры известняков на данные акустического каротажа по скорости // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ.– 1984.– № 5.– С. 7–10.
3. Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа (наставление по интерпретации с комплектом палеток) / И.В. Головацкая, Ю.А. Гулин, Ф.X. Еникеева и др.– Калинин.– ВНИГИК.– 1984.
4. Соколова Р.А. Методика определения пористости карбонатных сложных коллекторов по акустическому каротажу при низких эффективных давлениях // В сб.: Повышение эффективности поиска, разведки и разработки нефтяных месторождениях Пермского Прикамья.– М.: ИГиРГИ.– 1987.– С. 66–70.

In order to evaluate capacity properties and the lithotype of carbonate complicated reservoirs, recommended are integrated empencal charts DT–DI_ng developed on the basis of studying dependence of indications of neutron-gamma logging and acoustic logging on porosity in non-clayey limestones and dolomites with a different structure of pore space.

Таблица 1. Уравнения корреляционных зависимостей для определения пористости карбонатных пород по НГК

Таблица 2. Сопоставление пористости и литотипа коллекторов по ГИС и керну

Рис. 1. Зависимости DT=f(K_п) по керну (а) и по АК (б):

1 – поровый известняк, 2 – зернистый доломит, 3 – кавернозный доломит 4 – известняк порово-каверновый, 5 – доломит порово-каверновый. Пласт Бш по месторождениям: I – Чураковское, II – Баклановское, III – Уньвинское Ножовское, IV – Осинское; пласт Т+Фм: V – Гежское VI – Уньвинское, Пихтовое

Пласт Бш по месторождениям: а – Баклановское б – Ножовское; пласт Т+Фм: в – Чураковское, г – Уньвинское. Кривые: 1 – НГК, 2 – АК

Рис. 3. Палетка для определения пористости карбонатных коллекторов по комплексу АК, НГК. Шифр кривых – K_п, %; d_c=0,19 м.

1 – известняк, 2 – известняк доломитистый, 3 – доломит каверновый

Рис. 4. Палетка для определения пористости, типа коллектора и литологии в карбонатных породах фаменско-франского яруса Гежского месторождения по комплексу АК, НГК. Шифр кривых – Кп, %; d_c= 0,19 м.

Известняк: I – поровый, II – порово-каверновый, III – доломит каверновый