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

 

§ 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, I_nγ основан на определении общей пористости k_п.общ по НГК (I_nγ), межзерновой (блоковой) k_п.м по относительному сопротивлению Р и оценке вторичной пористости k_{п. вт}=k_п.общ-k_п.м. Величина k_п.общ характеризует пористость суммарного объема всех пустот (трещин, каверн, межзерновых пор), k_п.м — объема межзерновых пор, a k_{п. 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 I_nγ проводят графическим способом, предложенным А. М. Нечаем. Для этого по результатам интерпретации геофизических изменений в каждой скважине на полулогарифмическом бланке строят кривые зависимости lgР_м= f(I_nγ), lgk_п.общ=f(I_nγ) и lgP'=f(I_nγ) (рис. 151). Здесь I_nγ — значения радиационного гамма-излучения, отсчитанные по кривой НГК и приведенные к среднему фактическому диаметру скважины; Р_м — относительное сопротивление нетрещинной породы с межзерновой пористостью; Р' — условное относительное сопротивление трещиноватых пород, равное отношению ρ_{п. тр}/ρ_в вне зависимости от насыщенности породы нефтью или водой и от типа коллектора (гранулярный, трещинный, смешанный).

1. Кривую Р_м=f(I_nγ) 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 Р_м и I_nγ, 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 lgР_м≈2 и I_nγ=1 усл. ед. (при наличии в разрезе характерных и выдержанных по площади глинистых пластов положение нижней опорной точки определяется величинами I_nγ и lgР_м против такого пласта¹).

О характере пластов-коллекторов судят по расположению точек lgP'=f(I_nγ) относительно линии плотных пород lgP_м=f(I_nγ). 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 I_nγ. 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′, I_nγ зависит от структуры порового пространства и удельного сопротивления жидкости, насыщающей пустоты, й в общем случае имеет сложный характер.

2.  Зависимость I_nγ=f(lgk_п.общ) строят на основании установленной связи P_м=f(k_п.м) с использованием кривой lgP_м=f(I_nγ) (см. рис. 151). Зависимость P_м=f(k_п.м) находят по данным керновых определений и величинам Р_м для каждого района (рис. 152). Зависимость I_nγ=f(lgk_п.общ) близка к прямой линии. Графическое построение связи k_п.общ=f(I_nγ) поясним на примере.

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

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

Заполнение граф табл. 9 производят следующим образом. Задаются коэффициентом трещинной пористости k_{п. тр}. Величина

Относительное сопротивление трещинных водоносных пород рассчитывают при заданных k_{п. тр} и Р_м

где ρ_ж и ρ_в — удельное сопротивление соответственно жидкости, заполняющей трещины, и воды межзерновых пор.

Величину I_nγ определяют по зависимости I_nγ=f(lgk_п.общ) (см. рис. 151), согласно выбранному k_{п. тр} и вычисленному k_п.общ.

Таким же образом ведут расчет и для других значений Р_м и kn. м. Полученный комплекс кривых lgP'=f(I_nγ) при Р_м=const, I_nγ=f(lgk_п.общ) и lgР_м=f(I_nγ) является исходным для количественных определений общей и вторичной пористости. Рассмотрим способы оценки вторичной пористости k_п.вт на конкретном примере.

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

Водоносный трещиноватый пласт В (см. рис. 151) характеризуется величинами Р′=413 и I_nγ=1,78 усл. ед. По значению I_nγ с помощью кривой I_nγ=f(lgk_{п. общ}) находим k_{п. общ}=2,8%. Переносим точку В по кривой, параллельной кривым с Р_м=1000 и 1500, на линию P_м=f(I_nγ) и, спускаясь по вертикали, находим значение I_nγ , а также соответствующее ему значение k_{п. м}=2,55 %. Следовательно, k_{п. 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 k_{п. вт}, доходящем до 0,5 % (наибольшее влияние на точность определения вторичной пористости оказывают ошибки определения I_nγ). 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 Р_м в глинистом пласте определяется по его суммарному водородосодержанию, которое составляет 30—40 %.