§ 42. Оценка пористости карбонатных пород по комплексу методов сопротивления и нейтронного гамма-каротажа

Совместная интерпретация данных методов сопротивления и нейтронного гамма-каротажа осуществляется чаще всего графическим способом и способом нормализации.

ГРАФИЧЕСКИЙ СПОСОБ

Графический способ Р, Inγ основан на определении общей пористости kп.общ по НГК (Inγ), межзерновой (блоковой) kп.м по относительному сопротивлению Р и оценке вторичной пористости kп. вт=kп.общ-kп.м. Величина kп.общ характеризует пористость суммарного объема всех пустот (трещин, каверн, межзерновых пор), kп.м — объема межзерновых пор, a kп. вт — объема всех пустот вторичного происхождения (трещины, каверны и пр.) по отношению к объему породы. Более точно вторичную пористость находят из выражения

Обработку величин Р и Inγ проводят графическим способом, предложенным А. М. Нечаем. Для этого по результатам интерпретации геофизических изменений в каждой скважине на полулогарифмическом бланке строят кривые зависимости lgРм= f(Inγ), lgkп.общ=f(Inγ) и lgP'=f(Inγ) (рис. 151). Здесь Inγ — значения радиационного гамма-излучения, отсчитанные по кривой НГК и приведенные к среднему фактическому диаметру скважины; Рм — относительное сопротивление нетрещинной породы с межзерновой пористостью; Р' — условное относительное сопротивление трещиноватых пород, равное отношению ρп. тр/ρв вне зависимости от насыщенности породы нефтью или водой и от типа коллектора (гранулярный, трещинный, смешанный).

1. Кривую Рм=f(Inγ) строят для плотных (нетрещиноватых) пород с межзерновой пористостью. На полулогарифмическом бланке кривая изображается в пределах двух опорных точек прямой линией. Верхняя опорная точка соответствует плотным породам, которые характеризуются высокими значениями Рм и Inγ, а также отсутствием проникновения в них фильтрата глинистого раствора. Наиболее надежно плотный непроницаемый интервал определяют по отсутствию притока жидкости при опробовании. Положение нижней опорной точки определяется условно координатами lgРм≈2 и Inγ=1 усл. ед. (при наличии в разрезе характерных и выдержанных по площади глинистых пластов положение нижней опорной точки определяется величинами Inγ и lgРм против такого пласта1).

О характере пластов-коллекторов судят по расположению точек lgP'=f(Inγ) относительно линии плотных пород lgPм=f(Inγ). Для трещинно-кавернозных пород, в которых вторичные поры содержат нефть и газ или заполнены пресным фильтратом ПЖ, а также для чисто кавернозных пород независимо от характера жидкости в кавернах точки располагаются левее и выше линии плотных пород. Это вызвано тем, что удельное сопротивление указанных пород мало отличается от удельного сопротивления их блоковой (нетрещиноватой) части. В то же время увеличение общей пористости за счет наличия вторичной влечет за собой снижение показаний Inγ. В трещиноватых породах, содержащих высокоминерализованную воду, под влиянием трещин происходит снижение удельного сопротивления пласта и точки на графике располагаются правее и ниже линии плотных пород.

Таким образом, распределение точек на графике с координатами lgР′, Inγ зависит от структуры порового пространства и удельного сопротивления жидкости, насыщающей пустоты, й в общем случае имеет сложный характер.

2. Зависимость Inγ=f(lgkп.общ) строят на основании установленной связи Pм=f(kп.м) с использованием кривой lgPм=f(Inγ) (см. рис. 151). Зависимость Pм=f(kп.м) находят по данным керновых определений и величинам Рм для каждого района (рис. 152). Зависимость Inγ=f(lgkп.общ) близка к прямой линии. Графическое построение связи kп.общ=f(Inγ) поясним на примере.

Пример. По рис. 152 находим, что значениям Рм, равным 500 и 20, соответствуют kп.м, равные 4 и 19 %. Из указанных точек Рм на оси ординат (см. рис. 151) проводим горизонтальные линии до линии нетрещиноватых пород (сплошная). Точки пересечения этих линий соответствуют значениям Inγ по оси абсцисс. Используя вспомогательную шкалу kп.общщ по оси ординат, наносим на бланк точки с координатами kп.общ, Inγ через которые проводим искомую прямую линию (пунктирная).

3. Семейство кривых зависимости lgP′=f(Inγ) строят для водоносных трещиноватых пластов при различных значениях относительного сопротивления блоков Рм. В табл. 9 приведены расчетные данные такой зависимости для трещиноватых водоносных пород при относительном сопротивлении нетрещиноватого блока Рм=1000 и межзерновой пористости kп.м=2,8%.

Заполнение граф табл. 9 производят следующим образом. Задаются коэффициентом трещинной пористости kп. тр. Величина

Относительное сопротивление трещинных водоносных пород рассчитывают при заданных kп. тр и Рм

где ρж и ρв — удельное сопротивление соответственно жидкости, заполняющей трещины, и воды межзерновых пор.

Величину Inγ определяют по зависимости Inγ=f(lgkп.общ) (см. рис. 151), согласно выбранному kп. тр и вычисленному kп.общ.

Таким же образом ведут расчет и для других значений Рм и kn. м. Полученный комплекс кривых lgP'=f(Inγ) при Рм=const, Inγ=f(lgkп.общ) и lgРм=f(Inγ) является исходным для количественных определений общей и вторичной пористости. Рассмотрим способы оценки вторичной пористости kп.вт на конкретном примере.

Пример. Пласт А на рис. 151 характеризуется величинами Р'=397 и Inγ=1,65 усл. ед. Приравниваем условное относительное сопротивление пласта А (Р'=397) к относительному сопротивлению блоковой водоносной части породы Рм и находим соответствующее ему значение Inγ=1,695 усл. ед. Путем использования зависимости Inγ=/(lgkп. общ) определяем общую kп. общ и межзерновую kп. м пористости: kп. общ=5,60%, kп. м=4,45%. При этом kп. вт=[(5,60-4,45): (100—4,45)]·100 =1,2 %.

Водоносный трещиноватый пласт В (см. рис. 151) характеризуется величинами Р′=413 и Inγ=1,78 усл. ед. По значению Inγ с помощью кривой Inγ=f(lgkп. общ) находим kп. общ=2,8%. Переносим точку В по кривой, параллельной кривым с Рм=1000 и 1500, на линию Pм=f(Inγ) и, спускаясь по вертикали, находим значение Inγ , а также соответствующее ему значение kп. м=2,55 %. Следовательно, kп. тр=[(2,8—2,55):(100—2,55)]·100=0,257%.

Результаты обработки измерений графическим методом для оценки общей и вторичной пористости показаны на рис. 153. По данным единичных определений параметров пористости рассчитывают средневзвешенные значения по каждой скважине и оценивают среднюю пористость пласта по площади.

Графический способ имеет достаточное физическое и теоретическое обоснование и в определенных условиях может быть использован для оценки коллекторских свойств трещинно-кавернозных пород. Такими условиями являются: присутствие в разрезе плотных, гранулярно-непроницаемых, слабоглинистых или неглинистых пород, связь продуктивности пласта с его вторичной пористостью, насыщение межзерновых пор водой, относительно невысокая минерализация пластовых вод и их слабое изменение по площади и разрезу. Для применения этой методики оптимальным является заполнение трещин слабопроводящей жидкостью (нефтью, фильтратом пресной ПЖ).

В случае насыщения трещин высокоминерализованной водой методика позволяет оценить лишь трещинную пористость.

Математическим анализом погрешностей оценки вторичной пористости этой методикой установлено, что в единичных определениях могут быть допущены существенные ошибки, особенно значительные при kп. вт, доходящем до 0,5 % (наибольшее влияние на точность определения вторичной пористости оказывают ошибки определения Inγ). Однако с учетом того обстоятельства, что ошибки в исходных параметрах носят случайный характер, при расчете средних значений вторичной пористости по большому числу интервалов получают удовлетворительные результаты. Поэтому настоящая методика должна рассматриваться как статистическая, предназначенная для определения средних параметров в пределах большой выборки, например месторождения.

Значительные трудности возникают при разделении гранулярно-непроницаемых пластов со вторичной пористостью на водоносные и нефтегазоносные. В общем случае из-за глубокого проникновения фильтрата пресной ПЖ в трещины решить эту задачу комплексной методикой не представляется возможным.

Описанный метод нашел широкое применение при изучении трещинно-кавернозных и карбонатных пород верхнемеловых отложений Северо-Восточного Предкавказья. Эффективная нефтенасыщенная емкость карбонатных коллекторов этих отложений определяется вторичной пористостью, которая изменяется в пределах 0,25—1,05%. Трещинная пористость изменяется от 0,05 до 0,3 %, межзерновая — от 3 до 7 %. В формировании емкости этих коллекторов преобладающее значение приобретает кавернозная пористость, а трещиноватость обеспечивает фильтрационные свойства пласта.

1 Величина Рм в глинистом пласте определяется по его суммарному водородосодержанию, которое составляет 30—40 %.