Акустический картаж

Акустическим каротажем (АК) называют методы определения упругих свойств горных пород, пройденных скважиной. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и воспринимаются приемниками, расположенными в той же скважине. Зная расстояние между приемниками, по времени первых вступлений упругих колебаний определяют скорость их распространения (или время прихода сигналов), а также величины амплитуд принимаемых сигналов и их затухание.

По типу регистрируемых параметров выделяют следующие основные модификации акустического каротажа: акустический каротаж по скорости – для изучения скоростных характеристических пород, вскрытых скважинами; акустический каротаж по затуханию упругих волн – для определения поглощающих свойств горных пород.

Для выяснения физической сущности акустического каротажа рассмотрим в общих чертах особенности распространения упругих колебаний.

Если в элементарном объеме некоторой упругой среды в течение короткого времени действует внешняя возбуждающая сила, в среде возникают напряжения, вызывающие относительное перемещение ее частиц. В общем случае сложного воздействия, когда центральной (сферической) симметрии условий возбуждения не наблюдается, возникают два типа деформации: деформация объема (растяжения, сжатия) и деформация формы (сдвига). Процесс последовательного распространения деформации называется упругой сейсмической волной.

Упругая волна, распространяясь во все стороны, захватывает все более удаленные области. В то же время при кратковременном возбуждении вокруг места возникновения волны образуется все расширяющая область успокоения. Поверхность, отделяющая в данный момент времени область среды, в которой уже возникло колебание частиц, от той, где колебания еще не наблюдаются называется фронтом волны. Фронт волны для различных моментов времени совпадает с уровневыми поверхностями поля времени волны в среде – изохронами.

Л инии, нормальные к волновым поверхностям, носят название лучей. В однородной среде лучи прямолинейны, а в неоднородной они имеют криволинейную форму. Вдоль лучей изменение поля времен волны максимально, поэтому направление касательной к лучу в данной точке совпадает с направлением градиента поля времени. В геометрической сейсмике понятие луча связывают также с направление переноса энергии волны.

Рис. 6.1. Схема смешения частиц среды при распространении продольных (а) и поперечных (б) волн.

(Большие стрелки указывают направление движения волны)

Различают два типа волн – продольные Р и поперечные S. Продольные волны связаны с деформацией объема среды. Распространение продольной волны представляет собой перемещение зоны растяжения и сжатия, при котором частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, совпадающем с направлением распространения волны. Поперечные волны обусловлены деформациями формы среды и могут существовать только в твердых телах. Распространение поперечной волны представляет собой перемещение зоны скольжения слоев среды относительно друг друга; частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в плоскости, перпендикулярной к направлению распространения волны (рис. 6.1.).

О дной из важных характеристик кинематики упругой волны является скорость ее распространения по лучу. Это скорость зависит от упругих свойств среды и типа волны следующим образом:

(где δ_П – плотность породы; Е – модуль юнга; v – коэффициент поперечного сжатия (коэффициент Пуассона)).

Величина Е для горных пород изменяется в пределах 0,15·10⁵ – 0,6·10⁶ МПа; коэффициент поперечного сжатия v для горных пород близок к 0,25.

П осле подстановки средних значений упругих констант для горных пород получим

Следовательно, продольная волна, распространяется приблизительно в 1,75 раза быстрее поперечной, достигает удаленной точки раньше. Распространение фронта волны изучается при помощи известного в геометрической сейсмике принципа Гюйгенса – Френеля, согласно которому каждая точка фронта может рассматриваться как источник элементарных волн.

Е сли упругая волна достигает границы раздела двух сред с различными упругими свойствами, часть энергии волны отражается – образуется отраженная волна, а часть проходит через границу – проходящая волна (рис. 6.2).

Рис. 6.2. Прохождение волны через границу двух сред.

α – угол падения (угол между лучом падающей волны и перпендикуляром к границе раздела);

α' – угол отражения; β – угол преломления (угол луча проходящей волны с перпендикуляром к границе раздела); ₁ и ₂ – скорости распространения волн в средах I и II.

О траженная волна возникает в том случае, если волновое сопротивление, (произведение плотности на скорость) у одной среды больше чем у другой.

В олна, проходящая через границу раздела, изменяет свое направление – луч преломляется. Из законов геометрической сейсмики следует, что при υ₂ < υ₁ луч проходящей волны удаляется от границы раздела, при υ₂ > ι₁ приближается к ней и, начиная с некоторого критического угла падения ι, удовлетворяющего условию

скользит вдоль границы раздела, а угол преломления β становится равным 90º.

Начиная с критических точек, фронт проходящей волны двигается вдоль границы с постоянной скоростью υ₂, в то время как скорость движения фронта падающей волны по границе становится меньшей υ₂ и продолжает уменьшаться, стремясь, по мере увеличения угла падения, к значению истинной скорости в покрывающем слое, т.е. к υ₁. Фронт падающей волны продолжает возбуждать отраженную волну, но уже не вызывает проходящей волны. Наоборот, фронт проходящей волны, достигая последующих точек границы раньше, чем фронт падающей волны, порождает новую, так называемую преломленную (головную) волну.

Рис. 6.3. Распространение упругих волн от расположенного в скважине импульсного сферического излучателя.

(Фронты волн в последовательные моменты времени t₁, t₂, …, t_n+2 (изохроны волн): 1 – падающей (прямой) Рˆ, 2 – проходящей Рˆ, 3 – головной Р121> 4 – отраженный Р₁₁; 5 – ось скважины).

Рассмотрим распространение упругих волн в скважине от сферического излучателя И, расположенного на оси скважины против пласта неограниченной мощности (рис. 6.3). В момент t=0 от излучателя поступает импульс упругих колебаний и начинает распространяться падающая продольная волна Р₁, обладающая сферическим фронтом. В момент t фронт падающей волны достигает стенки скважины, что вызывает возникновение вторичных .волн-отраженной Р₁₁, проходящих продольной Р₁₂ (со скоростью υ_р) и поперечной Р)8з (со скоростью υ_s2), которая на рис. 6.3 не показана (υ₂ < υ₁)

В точку А в момент t₂ фронт падающей волны образует со стенкой скважины критический угол ι_р, фронт проходящей волны скользит вдоль стенки скважины и обгоняет падающую волну Р₁ и отраженную Р₁₁, так как (υ₂ < υ₁). Проходящая волна Р₁₂, скользя вдоль границы раздела, ведет к образованию новой волны Р₁₂₁ – головной. Фронт этой волны имеет коническую поверхность, наибольший диаметр которой совпадает с диаметром скважины, а ось – с осью скважины. Головные волны, регистрируемые приемником, первыми проходят от источника импульса до приемника по следующему пути: датчик импульсов – промывочную жидкость – породу – промывочную жидкость – приемник. Этот путь, сравнимый с путем головных (преломленных) волн в сейсморазведке, обозначен на рис. 6.3 лучом Л. В течении некоторого времени t к приемнику последовательно приходят следующие волны: головная Р₁₂₁ проходящая поперечная Р₁S₂Р₁ и продольная прямая по раствору Р_1­ со скоростью υ_1р, меньшей υ_р2 и υ_S2. Отраженные волны Р₁ обладают малой энергией и большим углом падения (а₁ ≈ 90º) и приемником не отмечается.

В действительности вследствие интерференции волн и отражений от границ пластов волновое поле имеет более сложный вид.

На рис. 6.4 графически изображено колебание частицы в виде зависимости модуля вектора смещения V от времени I. Полученная кривая носит название графика колебания волны. Как видно, в некоторый момент времени <0 частица приходит в движение. Первое отклонение ее от положения равновесия называют вступлением волны. Величины максимального отклонения называются амплитудами фаз волны, промежуток времени, разделяющий два соседних максимума или минимума, - видимым периодом волны Г. Преобладающей частотой волны является f=1/Т.

Рис. 6.4. Схематическая запись колебаний частицы среды.

Энергия упругой волны и амплитуда колебаний, наблюдаемых в той или иной точке, зависят от многих факторов. Основными из них являются: мощность излучателя, расстояние от него до данной точки и характер горных пород. В однородной среде при распространении волны со сферическим фронтом количество энергии, приходящейся на единицу объема, уменьшается пропорционально, квадрату расстояния от рассматриваемой точки до излучателя; амплитуда колебаний уменьшается обратно пропорционально этому расстоянию.

П ри акустическом каротаже граница раздела имеет цилиндрическую форму и для идеально упругой среды амплитуды головной .волны и вызвавшей ее скользящей волны

где А₀ – амплитуда вблизи излучателя; с – коэффициент зависящий от величины критического угла ι волновых сопротивлений (акустических жесткостей) промывочной жидкости и породы, Z – расстояние от излучателя до приемника; N – показатель степени, близкий к единице на больших удалениях от источника.

Горные породы не являются абсолютно упругими, поэтому в них происходят поглощение и рассеяние энергии упругой волны. Поглощается энергия волны вследствие взаимного трения слагающих породу частиц, а рассеяние обусловлено неоднородностями породы. Образование отраженных и преломленных волн в слоистой среде также ведет к расходованию части энергии. В связи с этим с удалением упругой волны от места возбуждения а мплитуда ее колебаний убывает значительно быстрее:

Коэффициент поглощения а_АК для всех пород в области ультразвуковых частот возрастает с частотой.

Графики колебаний, воспринимаемых приемниками глубинного прибора акустического каротажа, изображены на рис. 6.5. Для отделения на графике колебаний поперечной волны от продольной используются следующие признаки: амплитуда колебаний волны Р₁S₁Р₁ больше, чем Р₁₂₁ в некоторых породах из-за неравномерного распределения энергии излучателя в падающей волне возможны исключения из правил; видимая частота колебаний поперечной волны всегда меньше, чем продольной. Задний фронт поперечной волны на волновой картине обычно не отмечается из-за накладывания прямой Р₁ на конец импульса поперечной головной волны Р₁S₂Р₁. Длительность колебания прямой волны и ее интенсивность, как правило, больше, чем продольной и поперечной волн.

Рис. 6.5. Волновая картина, полученная при записи упругих колебаний приемниками трехэлементного зонда.

а – запись ближним приемником; б – запись дальним приемником; в – марки времени (через 100 мкс); пластовая скорость распространения волны v_пл=2700 м/с; расстояние между излучателем и приемником 1,36 м; расстояние между приемником 1,16 м. 1 – отметка импульса; 2 – первое вступление продольной волны; 3 – поперечные колебания и волна, идущая по промывочной жидкости.

Для акустического каротажа применяются зонды двух основных типов – двухэлементные и трехэлементные (рис. 6.6).

Двухэлементный зонд состоит из излучателя и отстоящего на некотором расстоянии от него приемника.

Трехэлементный зонд состоит из возбуждающего упругий импульс излучателя И и двух расположенных на некотором расстоянии от него приемников П₁ и П­₂, воспринимающих колебания и представляющих собой по существу сочетания двухэлементных зондов П₁И и П₂И с длинами L_з1 и L_з2.

В трехэлементном зонде вместо двух приемников могут быть установлены два излучателя И₁ и И₂. Излучатель соответственно заменяется приемником. При такой взаимной перемене мест излучателей и приемников сущность зонда сохраняется. Расстояние между приемниками в трехэлементном зонде акустического каротажа и от излучателя до приемника в двухэлементном является характерными величинами – базой S. Для двухэлементного зонда соответствует длина зонда L_з1, в трехэлементном зонде длине зонда L_з2­­ соответствует расстояние от средней точки между одноименными элементами до разноименного элемента.

Р ис. 6.6. Глубинная установка акустического каротажа.

L_з1 -, L_з2 - длина двухэлементны зондов;

1 и 2 – точки записи двухэлементных зондов И₁П и И₂П или П₁И и П₂И; S – база; L_з­ – длина трехэлементного зонда И₂И₁П или П₂П₂И; 3 – точка записи трехэлементного зонда; 4 – путь волны. d_пр и d_с – диаметры прибора и скважины.

Каротажный зонд (скважинный прибор) связан кабелем с наземными блоками станции АК, которые обычно выполняют функции усиления и фильтрации сигналов, а также их обработки, регистрации измеряемых данных и питания электроэнергией всей станции в целом.

Излучатель колебаний состоит из магнитострикционого вибратора (сердечника из никеля или другого сплава) с высоким коэффициентом магнитострикции, на который наложена обмотка. Расширение сплава при намагничивании электрическим током, подаваемым через обмотки, создает импульсы упругих (ультразвуковых) колебаний с частотой 20-50 кГц и более.

Излучатель отделен от приемника акустически изолятором, состоящим из звукопоглощающегося материала. Этим исключается возможность поступления упругой волны по скважинному прибору. В приемнике используется пьезоэлектрический эффект цирконата титаната свинцы (ЦТС-19). При каждом импульсе по жилам кабеля на поверхность подается синхронизирующий электрический сигнал от излучателя и сигнал с выхода усилителя, размещенного в глубинном приборе, к которому подключен приемник. Время между синхронизирующим сигналом и первым вступлением преобразуется в электрическое напряжение, пропорциональное осредненному за несколько импульсов времени пробега упругой волны между приемниками. Напряжение с выхода схемы поступает на регистрирующий прибор, записывающий диаграмму акустического каротажа.

Магнитострикционный эффект – способность тел из ферромагнитных металлов или сплавов менять форму и размеры при намагничивании.

Пьезоэлектрическим эффектом называется возникновение электрических зарядов на гранях кристаллов по воздействием механических деформаций. Этот процесс обратимый.

Аппаратура эталонируется с таким расчетом, чтобы по каротажным кривым можно было непосредственно отсчитать время ДГ или скорость пробега волны.

В настоящее время для изучения разрезов скважин методом акустического каротажа применяются различные типы аппаратуры. Наиболее широкое распространение в Советском Союзе получила аппаратура типа ЛАК и СПАК.

В станции типа ЛАК изображение сигнала имеет вид полос, яркость которых возрастает с увеличением амплитуды сигнала. Недостаток, заключающийся в низкой точности количественных отсчетов времени распространения колебаний.

При помощи СПАК можно регистрировать данные всех видов акустического каротажа.

С помощью этой аппаратуры обычным каротажным регистратором записываются диаграммы изменения с глубиной следующих параметров:

времен распространения продольной волны от излучателя до первого и второго приемников – t₁ и t₂ в мкс; времен пробега продольной волны на единицу длины (интервального времени) ΔТ=(t₁-t₂)/S в мкс/м; амплитуды волн, пришедших в произвольных единицах, например, в (мВ) или (В); отношение амплитуд в логарифмическом масштабе ln(A₁/А₂) = lnA₁ - lnA₂, ослабление продольной волны на единицу длины α_АК, выраженное в дБ/м или м^-1.

В аппаратуре СПАК используется трехэлементный зонд с двумя излучателями и одним приемником, обозначаемый сверху вниз – И₂0.5И₁1.5П. Расстояния между излучателем и приемником даны в метрах.

АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ ПО ЗАТУХАНИЮ

Упругие колебания ультразвуковой частоты (десятки килогерц) при прохождении через упругую породу ослабляются (затухают). Поглощение упругих колебаний породой происходит вследствие необратимых процессов преобразования энергии колебания в тепловую энергию, что приводит к уменьшению амплитуды принимаемых сигналов.

Способность горных пород к поглощению упругих колебаний оценивается при помощи акустического каротажа по затуханию упругих колебаний. Затухание обусловлено в основном следующими причинами: поглощением вследствие неидеальной упругой среды; расхождением энергии во все больший объем среды в результате расширения фронта волны при ее движении; рассеянием и дифракцией волн на неоднородностях среды и вследствие отражения и преломления на границах сред с различными скоростями распространения колебаний. На величину затухания упругих колебаний сильное влияние оказывает глинистость, характер насыщения, трещиноватость и кавернозность пород.

Р егистрируемое ослабление продольной волны на единицу длины связано с амплитудами колебаний от ближнего А₁ и дальнего А₂ излучателей, регистрируемых приемниками, соотношением

и отражает уменьшение амплитуды колебаний из-за поглощения и расхождения энергии продольной волны.

Амплитуда колебаний продольной волны, воспринимаемая приемником, измеряется в условных единицах, например в милливольтах. В некоторых случаях пользуются относительной амплитудой колебаний – отношением амплитуды А регистрируемой волны к наибольшему значению амплитуды опорного пласта А_оп, т.е. А₁/А_оп. За опорный пласт принимается мощный пласт плотных пород с наибольшей амплитудой А_оп.

Ослабление и затухание упругих колебаний особенно сильно проявляется при ультразвуковой частоте 15-35 кГц, используемой в акустическом каротаже. Коэффициент поглощения в интервале ультразвуковых частот для различных пород изменяется в широких пределах (от 0,05 до 2,5 м^-1). Особенно заметное снижение энергии упругих колебаний наблюдается с удалением от излучателя.

Поглощающие свойства пород связаны с литологией еще более тесно, чем скорость распространения упругих волн. Интенсивность поглощения породой упругих колебаний зависит также от характера жидкости, заполняющей поровое пространство. В слабосцементированных нефтеносных и газоносных породах с хорошей пористостью затухание колебаний происходит более интенсивно, чем в таких же породах, но водоносных. Это особенно заметно в газоносных породах из-за большой разницы скоростей распространения упругих волн в минеральном скелете породы и заполняющем поровое пространство газе. Наибольшее затухание претерпевают упругие волны в трещиноватых и кавернозных породах. В связи с этим акустический каротаж по затуханию весьма эффективен при изучении разреза скважин, скрывающих карбонатные породы.

Основной помехой при применении акустического каротажа по затуханию является наличие акустического сопротивления при переходе упругой волны на границах: скважинный прибор – окружающая среда и промывочная жидкость – порода. Это сопротивление характеризуется сильной изменчивостью и оказывает значительное влияние на величины измерений, которые не поддаются учету.

Для приема продольной головной волны в одинаковых условиях по всему разрезу глубинный прибор акустического каротажа необходимо строго центрировать в скважине или прижать к ее стенке.

Рассмотрим критерии определения литологии некоторых разновидностей пород по данным акустического каротажа.

Песчаники слабосцементированные обладают наибольшим диапазоном скорости распространения и затухания упругих волн. Скорость для таких песчаников изменяется в пределах 1500-2500 м/с. еще в более широких пределах в зависимости от сцементированности изменяется величина затухания. Для рабочих частот 20-30 кГц затухание в слабосцементированных песчаниках определяется величиной 0,1-10 м^-1. В хорошо сцементированных песчаниках скорость распространения колебаний увеличивается до 3000-6000 м/с, а затухание снижается до 0,07-2 м^-1.

Глины имеют акустическую характеристику, близкую к характеристике слабосцементированных песчаников: скорость 1200-2500 м/с, затухание 0,1-10 м^-1. С уплотнением глин и переходом их в аргиллиты скорость распространения упругих волн возрастает.

При тонком переслаивании песчано-глинистых пород скорость распространения продольных волн заметно снижается.

Известняки характеризуются большим диапазоном колебания скорости – от 2300 до 6000 м/с, что вызвано значительной изменчивостью их пористости. Величины затухания упругих колебаний в известняках сравнимы с их величинами в сцементированных песчаниках. Исключение составляют особо пористые и кавернозные участки. Наличие глинистого материала в известняках снижает скорости распространения продольных волн.

ФОРМА КРИВОЙ ПРИ АК И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАНИЦ ПЛАСТОВ

При АК измеряется скорость распространения упругих волн в породе в интервале базы зонда. Породы, залегающие за пределами базы, не влияют на измеряемые величины.

Рассмотрим форму кривых АК для одиночных пластов различной мощности, размещенных в однородной вмещающей среде. Кривые получены для трехмерного зонда, точка записи отнесена к середине его базы S. В качестве существенных значений на кривых АК принимаются точки у основания аномалии максимума или минимума и точки перегиба. В целом при АК пласт, залегающий в однородной среде, отмечается на кривых симметричным максимумом или минимумом.

Мощный пласт (мощность h больше базы трехэлементного зонда S) характеризуется симметричной аномалией. Ширина аномалии между точками отхода равна сумме мощности пласта и базы зонда (h+S). Зоны, переходные от вмещающей среды к пласту, имеют протяженность кривой, равную базе зонда S, с точками перегиба, расположенными у границы пласта. Расстояние между точками перегиба (серединами наклонных линий) соответствует мощности пласта. Вертикальный участок характеризует истинное время пробега волны. Для пласта с пониженной скоростью распространения колебаний аномалия времени АГ будет положительной (рис. 6.7, а).

Тонкий пласт (мощность пласта равна или меньше базы зонда) в однородной толще характеризуется симметричной аномалией. Если мощность пласта h=S, значение ДГ в максимуме (минимуме) дает представление об истинной пластовой скорости. Границы пластов, в которых скорости распространения колебаний различны, отмечаются средними значениями скоростей в этих пластах.

Для тонких пластов, мощность которых меньше длины зонда (h<S), измеренная скорость распространения волн меньше их скорости в пласте.

Р ис. 6.7. Кривые интервального времени для пластов различной мощности.

а – мощный пласт (h>S); б – тонкий пласт (h<S).

1 – известняк; 2 – глина; 3 – ось скважины.

Ширина аномалии между точками отхода равна h+S. Расстояние между точками на уровне середин наклонных кривых равно длине (базе) зонда (рис. 6.7, б).

Фактические кривые АК

Для неглинистых плотных песчаников и карбонатных пород характерны минимальные значения интервального времени и максимальные амплитуды колебаний продольных волн. С повышением пористости пород, также как и глинистости, происходит увеличение интервального времени ДГ и уменьшении величины регистрируемых амплитуд. Максимальными значениями АГ и минимальными амплитудами характеризуются глины и аргиллиты.

Наличие каверн в глинах вызывает возрастание АГ за счет удлинения пути пробега волн по кавернам, заполненным жидкостью. Это затрудняет определение скорости распространения упругих волн и коэффициента затухания в размытых глинистых пластах, против которых образуются каверны.

Песчаники и алевролиты, обладающие значительной пористостью, характеризуются промежуточными значениями интервального времени и амплитудных показаний.

П ри АК по затуханию обычно регистрируются две кривые А₁/А_оп и коэффициента поглощения α_АК.

Рис. 6.8. Влияние глинистости пород на затухание упругих волн.

1 – песчаник; 2 – глины; 3 – песчаная глина; 4 – известняк.

Запись производится таким образом, что отклонение кривой А₁/А_оп влево, а кривой α_АК вправо указывает на ослабление амплитуды колебания волны. Глинистые пласты отмечаются максимумом на кривой α_АК и минимумом на кривой А₁/А_оп­.

Рис. 6.8 иллюстрирует влияние глинистости пород на показания АК. Повышение глинистости ведет к увеличению интервального времени распространения волн ДГ и затухания упругих волн. Максимальное ослабление амплитуд продольных головных волн происходит против каверн в размытых глинистых пластах (1706-1724 м).

Трещинные, кавернозные и трещинно-кавернозные коллекторы выделяются среди гранулярных неглинистых пород, так же как и глинистые, по значительному уменьшению амплитуд А и увеличению коэффициента поглощения α_АК, который возрастает с повышением трещиноватости и кавернозности.

На рис. 6.9 дан пример выделения трещинно-кавернозных пород комплексом методов. В представленном разрезе каверны и трещины развиты повсеместно. Трещинно-кавернозные породы различаются по интенсивному затуханию продольных волн и расхождению значений пористости, вычисленных по НГК, ДГ и сопротивлению БК. Нижний предел каверной пористости, определенной по разности k_пНГК - k_пАК, составляет 12-15%, гранулярная пористость по АК равна 4-6%.

При сравнении кривых пористости, полученных различными методами, легко заметить, что наибольшее расхождение наблюдается против трещинно-кавернозных пород.

Р ис. 6.9. Выделение и оценка трещинно-кавернозных коллекторов по данным различных методов.

1 – известняк плотный; 2 – известняк трещинно-кавернозный; I, II, III – суммарная (общая) пористость пород, вычисленная соответственно по данным АК, НГК и БК.

Это легко объяснить, если учесть специфику отражения, трещинной и каверзной пористости различными методами.

Трещины обладают повышенной проводимостью по сравнению с такими же по объему межзерновыми порами, поэтому пористость порово-трещиноватой породы, определенная по сопротивлению, является завышенной; с другой стороны, каверновая пористость мало влияет на проводимость породы и методом сопротивления не учитывается. На скорость распространения упругих волн вертикальные трещины и каверны оказывают небольшое влияние, следовательно, пористость трещинно-кавернозного коллектора, полученная методом АК, соответствует в основном межзерновой пористости. Пористость, определенная по НГК, не зависит от структуры первого пространства, отражая суммарную общую пористость коллектора.

Выделение трещинно-кавернозных зон по данным АК в рассмотренном разрезе оказалось возможным благодаря отсутствию здесь заглинизированных пород, что следует из показания кривой ГК, так как заглинизиродалные и трещинно-кавернозные породы по данным АК не различаются (см. рис. 6.8). Для отличия трещинно-кавернозных зон от заглинизированных и количественной интерпретации диаграмм АК привлекают данные других методов (ЭК, РК и др.).

При интерпретации диаграмм АК следует учитывать, что при наличии в растворе газа акустическая связь излучателя приемников с окружающей средой ненадежна.

Выбор зонда и применение АК

Расстояние между приемниками (база S) характеризует разрешающую способность зонда. Чем меньше база, тем более тонкие слои могут быть выделены на диаграмме АК.

При необходимости детального расчленения разреза база должна быть выбрана меньше мощности самого тонкого из интересующих нас слоев. В противном случае кривая скорости (или времени ЛГ) искажается. Однако надо иметь в виду, что уменьшение базы ведет к снижению точности измерения и производительности работ.

Очень важным является также выбор длины зонда L_з. Минимальная длина зонда определяется необходимостью регистрации первых вступлений головной волны, проходящей по породам, а не по промывочной жидкости.

По воздействием промывочной жидкости долота в прискважинной части пласта могут возникнуть зоны искусственного разрушения породы. В нарушенной части пласта скорость распространения упругих колебаний будет меньше, чем в неизменной его части. Снижение скорости распространения волн в радиальном направлении обусловлено изменением механических напряжений в горной породе и электрохимическими процессами, происходящими под воздействием промывочной жидкости. Такое же явление наблюдается при проникновении фильтрата глинистого раствора в нефтегазоносный и особенно в газоносный пласты. Наличие пузырьков газа и жидкости, заполняющей скважину, вызывает резкое уменьшение амплитуд регистрируемых волн до полного исчезновения сигналов. Такие интервалы выделяются без особого труда.

При исследовании разреза скважины АК длина зонда должна быть выбрана с таким расчетом, чтобы зона нарушения как можно меньше влияла на результаты определения скорости распространения волн в неизмененной части пласта.

Если считать, что скорость распространения упругой волны в зоне разрушения и промывочной жидкости равна 1600 м/с, а радиус зоны разрушения при зонде, прижатом к стенке скважины, 0,5 м, то длина зонда при v_п=6000-2000 м/с должна составлять 1,25 м; при меньших значениях v_п (в глинистых породах) возможно влияние зоны разрушения.

Применение зонда большого размера вызывает уменьшение разрешающей способности АК.

Расстояние от излучателя до приемника и между приемниками должно быть согласовано с мощностью источника для обеспечения уверенного выделения преломленных волн первого вступления и точности приема сигналов, поступивших от ближнего и дальнего излучателей.

В практике применятся трехэлементные зонды И₂0,5И₁4,5П и эквивалентный ему зонд П₂0,5П₁1,5И (расстояние между элементами выражено в метрах).

С помощью АК решаются следующие задачи:

1. Определение коллекторских свойств, главным образом пористости пород, вскрываемых скважиной;

2. Выделение зон трещиноватости и кавернозности в карбонатном разрезе;

3. Оценка литологии разреза;

4. Определение средних и пластовых скоростей распространения колебаний для интерпретации данных сейсморазведки;

5. Контроль технического состояния скважин (высоты подъема цементного кольца в затрубном пространстве и качестве цементации скважин).

Данные АК в комплексе с диаграммами других видов каротажа способствуют выделению нефтегазоносных пород. С наибольшей достоверностью это делается в чистых высокопористых гранулярных коллекторах при неглубоком проникновении фильтрата глинистого раствора в пласт.

Важной областью применения АК является оценка пористости. Упругие волны очень чувствительны к изменению пористости и трещиноватости пород, степени их насыщенности, смене типа флюида.

По результатам исследования разреза скважины АК можно найти средние пластовые скорости распространения колебаний по всему разрезу и построить вертикальный годограф. Средние пластовые скорости, вычисленные по диаграммам АК, совпадают с данными обычных сейсмических измерений; расхождения не превышают ­±5% (пределы точности замера прибором). Благодаря этому диаграммы АК могут быть использованы для анализа сейсмограмм и выделения отражающих горизонтов (обычно наблюдается тесная связь между отражением, зарегистрированным на сейсмической ленте, и резкими отклонениями сейсмических скоростей от средних значений на диаграмме АК).

Располагая диаграммами АК, можно сократить объем экспериментальных сейсмических исследований в районе проведения сейсморазведочных работ с целью выделения отражающих горизонтов и оценки качества отражений.

Определение пористости по ультразвуковому каротажу.

В настоящее время на основных горизонтах Украины установлены многомерные корреляционные связи между коэффициентом пористости пластов, с одной стороны, и интервальным временем пробега продольной волны, относительно амплитудной ПС и другими геофизическими параметрами – с другой. Недостатками этой связи является необходимость в дополнительной геофизической информации и трудностей идентификации разреза при поисковом и разведочном бурении. Кроме того, для установления данных связей, требующего около двух лет, необходима большая коллекция керна с хорошим его выносом и привязкой к разрезу.

П ри определении открытой пористости по акустическому каротажу используем уравнение среднего времени

(1)

где Δt_п, Δt_ск, Δt_ж – интервальное время пробега продольной волны соответственно в пласте, в скелете породы и в жидкости, насыщающей прискважинную зону пластов; A – коэффициент, учитывающий влияние нелитового материала (цемента) на Δt_п; k_гл – объемная глинистость; k_пф – фиктивная пористость.

Анализ формулы (1) показывает, что точность определения k_п зависит не только от точности регистрации Δt_п, но и от точной оценки Δt_ск, Δt_ж, А, k_гл. Так как для расчета этих параметров нет достаточно убедительных рекомендаций, нами разработана методика их определения по терригенным отложениям Украины.

При расчете Δt_ск средне- и крепкосцементированных песчаников и алевролитов установлена его корреляционная связь с глубиной залегания Н в интервале 500-7500 м.

(2)

К орреляционное отношение Э=0,8; среднеквадратическая ошибка при определении δΔt_ск равна ±4 мкс/м.

(3)

где С – минерализация, г/л.

В основу уравнения (3) положены результаты лабораторных определений Δt для воды и нефти, а также данные о содержании остаточной нефти в прискважинной зоне коллекторов Украины, минерализация пластовых вод и буровых растворов.

Для определения А используем формулу

(4)

Коэффициент корреляции равен 0,75; δА=+0,06.

При определении объемной глинистости были использованы равенства k_гл=f(α_пс) и k_гл=f(ΔJ­_γ), установленные для конкретных литолого-стратиграфических комплексов горных пород, где α_пс – относительная амплитуда потенциалов естественной поляризации горных пород; ΔJ_γ – двойной разностный относительный параметр гамма-активности горных пород.

На рисунке представлена палетка для определения открытой пористости чистых песчаников и алевролитов по АК, выполненная с учетом формул (2) и (3). При построении палетки учтена связь между открытой и общей пористостью, установленная керновом материале.

Методика определения открытой пористости по данным АК следующая:

1. При помощи палетки определяется величина фиктивной пористости без учета влияния глинистого материала k_пф.

2. Определяется объемная глинистость пласта k_гл.

3. По формуле (4) рассчитывается коэффициент А, учитывающий влияние пелитового материала.

4. По формуле (1) вычисляется истинная величина открытой пористости.

Методика определения пористости по формуле (1) используется Иваново-Франковской ЭГИС при подсчете запасов углеводородов на месторождениях Предкарпатья.

[дополнения из методички]

Способы определения пористости, основанные на

использовании данных одного какого-либо

геофизического метода

Электрокаротаж.

Э лектрокаротаж является одним из первых методов, использованных за рубежом для определения пористости. Для определения пористости по данным электрического каротажа был предложен ряд формул, выражающих зависимость относительного сопротивления от литологических факторов, пористости и цементации.

где ρ_п – удельное электрическое сопротивление породы; ρ_в – сопротивление пластовой жидкости, насыщающей поры пласта.

О днако только две формулы нашли практическое применение. Это формула Арчи

(1)

И формула Хамбла

(2)

В формуле Арчи показатель степени пористости m зависит от степени цементации породы и может иметь значения от 1,5 до 3. Эти формулы пригодны для оценки первичной пористости водоносных пластов при отсутствии зоны проникновения.

При наличии зоны проникновения для определения относительного сопротивления Р используется отношение удельного сопротивления зоны проникновения ρ_зп к сопротивлению фильтрата бурового раствора ρ_ф. Величину пористости определяют по уравнению (1-4):

(3)

Д ля определения пористости нефтеносных пород эту формулу приводят к виду

(4)

и ли

(5)

где K_он – коэффициент остаточной нефтенасыщенности, который, по некоторым данным может иметь значения от 0,1 до 0,25.

Перечисленные выше уравнения используются для определения пористости по данным электрокаротажа, микрокаротажа, микробокового каротажа, бокового каротажа. При этом погрешность определения пористости по относительному сопротивлению зависит от точности определения величин, входящих в формулы (1-4). Погрешность определения пористости по электрокаротажным измерениям для водоносных песчаников составляет не менее +15% при пористости пласта до 20% и не менее ±27% при пористости пласта 20-30%. Для водоносных пластов с зоной проникновения и нефтеносных пластов с промытой зоной погрешности в определении пористости возрастают в следствие недостаточно точного определения ρ_ф и K_п.

Так при определении пористости по МБК по формуле (5) на месторождении Экофиск в нефтеносных пластах с зоной проникновения были получены резко заниженные значения K_п. Поэтому были проведены определения пористости при K_он=30%, K_он=40% и K_он=50%. Оказалось, что только при остаточной при остаточной нефтенасыщенности K_он, равной 40%, имеет место наилучшая сходимость определяемых величин K_п с данными анализа керна и других методов каротажа.

С помощью приведенных выше уравнений (1-5) можно определять первичную пористость пород при отсутствии проводящих глинистых частиц в скелете породы. Наличие проводящих частиц приводит к ошибочной интерпретации данных сопротивления. Это связано с тем, что наличие глинистого материала в песчаниках приводит к существенному снижению дифференциации пород по удельному сопротивлению независимо от характера насыщения пористости.

Акустический коратаж.

Для определения пористости пород по данным акустического каротажа предложен ряд формул для определения пористости. Зависимость коэффициента пористости от величины интервального времени (скорости распространения) продольной волны в породе исследованы в ряде работ.

В практике зарубежных промыслово-геофизических исследований для определения коэффициента пористости по результатам акустического каротажа наиболее часто применяется эмпирическое уравнение среднего времени, предложенное Вилли. Оно имеет вид

(6)

где v_п, v_ж, v_ск – скорости распространения упругих волн соответственно в пористой среде, в жидкости, заполняющей поровое пространство, и в скелете породы.

Д ля практического использования выражение (6) преобразуют в

(7)

где ΔT, ΔT_ск, ΔT_ж – интервальное время распространения продольной волны соответственно в исследуемом пласте, в скелете породы и в жидкости заполняющей поры пласта.

Уравнение (7) широко применяется геофизиками различных стран для определения пористости пород. Использование других более сложных зависимостей для определения пористости по данным АК имеет эпизодический характер и часто не подтверждается результатами скважинных исследований.

Д ля анализа погрешности определения пористости с помощью уравнения (6) его преобразуют к виду

где Δt – интервальное время пробега, определяемое по данным АК; A, B – причины, характеризующие скоростные характеристики пласта.

В зяв от преобразованного уравнения (7) производные

по формуле среднеквадратичной погрешности можно определить ошибку в определении K_п:

(8)

В выражение (8) подставляют величины Δt, А и B, K_п, приведенные ниже в таблице.

Таблица

Изменение æ	Точное значение	Неточность æ в опреде­ле­нии первоначальной величины
Δt A B Kп	76 57,7 130 0,141	0,0 3,0 30 Требуется вычислить

Т аким образом подсчитывают погрешность определения пористости:

Следовательно коэффициент пористости равен K_п=0,14±0,04.

Погрешности определения коэффициента пористости K_п по данным АК могут достигать значительных величин (~30%), если отсутствуют сведения о скоростях распространения упругих волн в жидкости, заполняющей поровое пространство и в скелете породы.

С помощью уравнения среднего времени можно получить достаточно точные результаты определения K_п в сцементированных, слабоглинистых, межзерновых коллекторах с первичной пористостью (известняки, доломиты, сцементированные песчаники). Однако для глинистых песчаников, плохо и слабосцементированных пород использование уравнения среднего времени (6) приводит к значительным погрешностям в определении K_п. поэтому в него вводят поправки на давление (глубину залегания пласта), сцементированность, глинистость и нефтегазонасыщенность пород.

Нейтронный каротаж.

Нейтронный каротаж является одним из наиболее распространенных методов, используемых зарубежными фирмами для определения пористости.

Для определения K_п применяется в основном три вида нейтронного каротажа: нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт) и нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт). Показания НК определяются, в основном, суммарным водородосодержанием породы. Вид пористости (гранулярная, кавернозная, трещинная) не влияет на показания НК.

Д ля определения пористости по данным НК строится график, связывающий значение логарифма пористости (определенной по анализам керна, калибровки или другим данным) с отклонениями кривой НК. Этот график выражается уравнением

(10)

где K_п – пористость; Nd – величина отклонения каротажной кривой; m – коэффициент наклона линии графика; K – постоянная величина.

Уравнение (10) является основным для определения пористости по данным ННК и НГК.

Связь между показаниями НК Nd и K_п может быть также выражена уравнением:

( 11)

где m – величина, определяемая параметрами скважинного прибора: А – коэффициент, зависящий от конструкции скважины и свойств раствора, заполняющего ствол.

Зависимости Nd=f(K_п), построенные на полулогарифмическом бланке по уравнению (11), представляет собой систему прямых линий, параллельных друг другу. При изменении конструкции скважины или характера жидкости, заполняющей ствол, кривая зависимости для новых условий может быть получена путем привязки диаграмм НГК или ННК к горизонту с известной пористостью. Для этого через точку с координатами I_НГК=b и K_п=a проводят прямую, параллельную линии, выражающей зависимость между показаниями НГК и пористостью в известных условиях.

Для того, чтобы было возможно определять K_п по диаграммам НК, записанным различными приборами, в большинстве зарубежных фирм принята система калибровки в единицах АНИ. Одна нейтронная единица АНИ соответствует показанию прибора радиоактивного каротажа НГК или ННК в пласте известняка с пористостью 19%, деленному на 1000. Эта калибровка дополняется измерениями в эталонных пластах известняка с пористостью 26% и 2%. По результатам этих измерений можно получить график зависимости показаний АНИ от пористости и определять значения пористости непосредственно по диаграммам. Масштаб пористости при этом получается логарифмический.

При отсутствии моделей с эталонной пористостью калибровочный график зависимости показаний нейтронного каротажа от пористости рекомендуют строить для двух опорных горизонтов с известной пористостью (плотные известняки, ангидриты с пористостью 1-3% и глины, пористость которых принимается за 35-40%). Показания НК против этих пластов используются для построения калибровочных графиков. При отсутствии в разрезе опорных пластов с известной пористостью для построения калибровочного графика показаний НК от пористости предлагается также использовать результаты определения пористости по данным микрокаротажа.

По некоторым данным погрешность определения пористости (материалы НГК) составляет в среднем ~11,5% для чистых известняков и песчаников, свободных от глинистых примесей. При этом величина этой погрешности для низких значений пористости (K_п<14÷16) несколько ниже, чем для более высоких значений пористости, где наблюдается слабая дифференциация пород по показаниям НГК.

Величина погрешности в определении пористости по данным НК может быть значительной в том случае, если порода содержит глинистый материал, содержащий химически связанную воду. Для точного определения пористости в показания НГК или ННК вводят поправки на содержание глинистого материала. Величина поправки оценивается по кривой ГК.

Показания НГК или ННК в значительной мере зависят от диаметра скважины, сопротивления и плотности бурового раствора, толщины глинистой корки, толщины обсадной колонны и эксцентриситета прибора. Все эти факторы в значительной мере влияют на результаты определения пористости и для их учета предложены палетки, позволяющие вносить поправки в регистрируемые значения показаний НГК или ННК.

Для уменьшения влияния скважины на результаты измерений в США за последние годы была разработана модификация нейтронного каротажа по тепловым нейтронам с применением двух детекторов. Эта модификация получила название компенсационного нейтронного каротажа КНК-Т и предназначена для определения пористости пород. В скважинном приборе ННК-Т измерения нейтронного потока производится с помощью двух детекторов тепловых нейтронов, измеряемой величиной служит отношение R скоростей счета двух детекторов нейтронов, разнесенных на различное расстояние от источника нейтронов. По величине этого отношения R и калибровочному графику определяется коэффициент пористости, при этом для определенного типа пород зависимость показаний K_п от величины R близка к линейной. Скважинные испытания методики двухзондового каротажа подтвердили слабую чувствительность метода к изменениям диаметра скважины, эксцентриситета прибора, состава флюида в скважине и в пласте. Однако при испытании отмечено, что отклонение показаний нормализованной кривой K_п=f(R) для известняка в 2-3 раза больше, чем у однозондового прибора НК-Н с прижимным датчиком. Следовательно, при применении методики двухзондового каротажа для определения пористости необходимо знать литологический состав (известняк, доломит, песчаник) пород пласта. Указанную методику определения пористости было предложено использовать с небольшими изменениями при проведении импульсного нейтрон-нейтронного каротажа.

Гамма-гамма-каротаж.

Гамма-гамма-каротаж, так же, как и другие методы нейтронного каротажа, широко применяется за рубежом для определения пористости пород.

О пределение пористости по данным ГГК проводят по формуле

(12)

где δ_с – плотность скелета породы; δ_ф – плотность флюида, заполняющего поры пласта; δ_изм – объемная плотность породы, определяемая по ГГК.

Для повышения точности определения пористости в регистрируемые показания ГГК вводят поправки на диаметр скважины, плотность бурового раствора, толщину глинистой корки. Величину пористости, определенные по данным ГГК и керну, для литологически однородных пластов хорошо согласуются между собой. В пластах со сложным литологическим составом пород определение пористости по данным ГГК производится со значительными погрешностями. Поэтому определение пористости по данным ГГК производят в комплексе с данными других методов.

Ядерно-магнитный каротаж.

Проведенные скважинные исследования методом ЯМК показали, что каротаж свободной жидкости в карбонатных отложениях можно использовать для непосредственного определения общей пористости коллекторов с точностью, сравнимой с точностью лабораторных анализов керна. Калибровку показаний приборов ЯИК по пористости производят в баке с водой (K_п=100%) и сухой модели скважины (K_п~0).

Методы определения пористости, основанные на

использовании данных двух методов каротажа

Определение пористости горных пород по данным отдельных методов каротажа (ННК, НГК, АК, ГГК) часто имеет большие погрешности из-за влияния литологического состава пород. Для устранения этого недостатка разработаны методы совместного использования данных каротажа для определения K_п, обеспечивающие более уверенное определение пористости терригенных и карбонатных пород, позволяющие судить об их минеральном составе.

В настоящее время наиболее известным приемом интерпретации является способ графического сопоставления результатов ГГК-ННК, АК-ННК, АК-ГГК.

Э тот способ известен под названием метод «двух минералов» или двухкомпонентного метода и основан на предположении, что порода состоит из двух минералов и насыщена водой. На рис. 1 показан график сопоставления ННК и ГГК, применяемый в методе «двух минералов» для определения величины K_п, плотности породы и ее литологического состава.

На графике линии со шкалой относятся к кварцу, известняку и доломиту, насыщенных жидкостью с пористостью от 0 до 30%. Линии постоянной плотности расположены между линиями основных минералов; они получены путем интерполяции. При нанесении на график точки с координатами А (K_п по данным ННК и δ по данным ГГК) можно получить уточненные значения пористости и плотности.

Большинство пород-коллекторов состоит из одного или двух компонентов с различной степенью глинистости. В большинстве случаев карбонатные породы представлены двухкомпонентными смесями (например, известняк и доломит, известняк и кварц, доломит и кварц, доломит и ангидрит). Для песчаников наиболее вероятными комбинациями являются кварц и доломит, кварц и известняк, кварц и сидерит. Встречаются и более компонентные составы.

Характерной особенностью графика на рис. 1 является то, что точка А может быть проинтерпретирована относительно любого двухкомпонентного состава из четырех минералов: кварц, известняка, доломита и ангидрита, обладающие такими же значениями плотности материнской породы и пористости. Например, допускается следующие возможные варианты интерпретации точки А (различные минеральные пары):

1. известняк и доломит (линия а-а),

K_п=10,2%; δ=2,76 (известняк – 70%, доломит – 30%);

2. доломит и кварц (линия b-b),

K_п=10,7%; δ=2,77 (кварц – 45%, доломит – 55%);

3. кварц и ангидрит

K_п=11%; δ=2,78 (кварц – 60%, ангидрит – 40%).

Следовательно, для точки А, если предположить, что в природе присутствует только четыре минерала (кварц, известняк, доломит, ангидрит), но состав неизвестен, пористость будет равна K_п=10,6±0,4% и плотность основной породы будет равна δ=2,77±0,1 г/см³. Отсюда погрешность определения при применении комплекса ННК-ГГК составит ~3,8%.

Для любой смеси двух минералах, рассмотренных выше, справедливого равенства

(15)

где Δt_ск – интервальное время прохождения волны по скелету породы, состоящей из смеси двух минералов; Δt₁, Δt₂ – то же для скелета породы, сложенного минерала 1 или минералом 2; δ_м – плотность породы, состоящей из двух минералов; δ_м1 – плотность породы, состоящей из первого минерала; δ_м2 – плотность породы, состоящей из второго минерала.

Выражение (15) используется для определения Δt_ск и характеристика плотности. Если значение K_п по данным АК меньше, чем по данным комплекса ННК-ГГК, то порода имеет вторичную пористость, величина которой определяется разностью полученных значений. Это объясняется тем, что по данным АК определяют первичную или интергранулярную пористость, тогда как пористость, определенная по комплексу ННК-ГГК, является общей или суммарной.

Е сли пористость по данным АК получается больше, чем по графику ННК-ГГК для чистых пластов, то это указывает на неправильный выбор пары минералов.

Рис. 2. Сопоставление данных АК и ННК

Для определения K_п и литологического состава пород используется также графическое сопоставление данных АК и ННК рис. 2. Наклонные линии на графике построены по экспериментальным данным для чистых пород с известной пористостью. Линии равной пористости определяются по уравнению

( 16)

где A и B – постоянные величины, определяемые на основании опытных данных.

Так же, как и для описанного выше графика ГГК-ННК, при использовании сопоставления результатов АК-ННК, ошибки в выборе литологических пар минералов влияют на величину определяемого коэффициента K_п в незначительной мере.

Если заведомо известно, что порода состоит из двух известных минералов, то этот график используется для определения количественного соотношения этих минералов в породе.

Для определения K_п может быть использовано графическое сопоставление данных АК и ГГК. Однако, эта методика имеет недостаточную разрешающую способность относительно пористости и ошибки в выборе пары минералов из группы кварца, известняка, доломита, ангидрита приводят к значительным погрешностям в оценке пористости породы. Сопоставление данных АК и ГГК широко применяется для определения пористости глинистых песчаников. Определение пористости и глинистости по этим двум методам основано на решении системы двух уравнений с двумя неизвестными

(17)

где p – глинистость пласта; δ – плотность пород пласта; Δt – интервальное время пробега по данным АК (индексы sh, f и g обозначают соответственно глины, насыщающие флюиды и песчаный скелет).

Из этих уравнений можно определить глинистость p и коэффициент K_п.

На практике решение этих уравнений осуществляется с помощью вычислительного устройства или графическим путем с помощью номограммы, показанной на рис. 3. Определяемые координаты пористости и глинистости для пород находятся внутри треугольника АВС, где точка А соответствует песчанику с пористостью, равной нулю, точка В – 100%-ной жидкости, а точка С – чистым глинам.

Эта методика применима тогда, когда песчаник содержит глинистый материал в виде прослоек. Если глина находится в породе в рассеянном состоянии, то при помощи методики сопоставления результатов АК-ГГК можно получить приблизительные оценки K_п и глинистости.

Р ис. 3. График для определения глинистости и

пористости по данным АК-ГГК

ВЫДЕЛЕНИЕ ПЕСЧАННО-ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

В терригенных коллекторах, сложенных песчаниками и алевролитами, поровое пространство носит межзерновой характер. Такие коллекторы называются межзерновыми. Уменьшение пористости этих коллекторов связано с ухудшением отсортированности зерен скелета, увеличением в межзерновом пространстве цементирующего материала, уплотнением зерен с глубиной вследствие возрастания геотектонического давления. Указанные факторы снижают проницаемость горных пород. Коэффициент пористости межзерновых коллекторов изменяется от нескольких единиц до нескольких десятков процентов, коэффициент проницаемости – от долей и единиц до нескольких тысяч милидарси. Нижним пределом k_пр, когда пласт еще способен отдавать флюид, условно считают 1 мД для нефтеносного коллектора и 0,1 мД – для газоносного.

Н а практике в качестве критерия оценки коллектора принимают минимальный экономически оправданный суточный дебит нефти Q_{н min­} или газа Q_{г min}. Удельный коэффициент продуктивности, соответствующим принятому Q_min,

Здесь Δp – оптимальная депрессия в процессе испытания; Δp=p_пл-p_с; p_пл и p_с – давление соответственно в пласте и скважине; h_эф – эффективная мощность коллектора, отдающего нефть или газ в скважине.

Характерными величинами для выделения межзерновых коллекторов являются нижние пределы объемной глинистости С_гл≈10-30%, относительной глинистости η_гл=0,3-0,6 и характер распределения глинистого материала в породе (рассеянная глинистость, слоистая глинистость), а также состав группы глин (монтмориллонитовая, коалинитовая и т.п.).

Песчаные и алевролитовые (слабосцементированные неглинистые) коллекторы выделяют в терригенном разрезе с учетом перечисленных признаков коллекторов и наиболее надежно по совокупности диаграмм ПС, ГК и кавернограммы. Против чистых коллекторов наблюдаются: наибольшее отклонение кривой ПС от глин, минимальная гамма-активность по кривой ГК (при отсутствие в пласте радиоактивных минералов), образования глинистой корки и сужение диаметра скважины по кавернограмме (исключения встречаются крайне редко). Для разделения плотных малопористых песчано-алевролитовых пород и слабосцементированных коллекторов проводят дополнительные каротажные исследования, из которых наиболее эффективными являются МК, НГК, ГГК и АК.

Присутствие глинистого материала в горной породе (в виде включений, прослоев или рассеянного по пласту) влияет на его удельное сопротивление, амплитуду, отклонение кривой ПС, радиоактивный, акустический и др. геофизические свойства. Поэтому песчаные коллекторы, содержащие заметное количество глинистого материала, принято выделять в отдельную группу – глинистый коллектор. Опыт показывает, что в ряде случаев к глинистым коллекторам приурочены богатые промышленные запасы нефти и газа. Основные признаки выделения глинистых коллекторов по каротажным данным часто отличаются от ранее перечисленных для чистых неглинистых песчанных пород.

Амплитуда отклонений кривой ПС в глинистых коллекторах значительно меньше, чем против чистых неглинистых песчаных пластов. В ряде случаев глинистый коллектор представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых прослоев. Если мощность тонко чередующихся песчано-алевролитовых прослоев достигает величины, равной одному-двум диаграмм скважины, то наряду с общим уменьшением амплитуды ПС происходит сокращение локальных минимумов и максимумов против отдельных прослоев. Глинистый коллектор с песчано-алевролитовыми прослоями малой мощности, исчисляемой сантиметрами, может вовсе не отметиться на кривой ПС.

Влияние глинистого материала на удельное сопротивление горной породы довольно сложно и возрастает с увеличением удельного сопротивления пластовой воды. Поэтому использование кривой сопротивления для выделения глинистых коллекторов также затруднительно. Глинистые коллекторы отмечают на основании количественного анализа комплексных данных различных видов каротажа: амплитуды отклонения кривой ПС, удельных сопротивлений зоны проникновения и пласта, кавернограмм, кривые микрокартажа, показания кривой ГК и т.п., а также по значениям пористости и проницаемости, определенным по крену.

П ри выделении коллекторов по кривой ПС целесообразно вместо амплитуды ΔU_ПС отклонение кривой ПС использовать амплитуду

г де ΔU_ПСоп – амплитуда отклонения кривой ПС против опорного пласта; ΔU'_ПС – то же, против излучаемого пласта, приведенная к пласту большей мощности

Здесь β –поправочный коэффициент за мощность, который находят по кривым показанным на рисунке.

Опорный пласт, служащий для определения относительной амплитуды α_ПС, должен отвечать следующим требованиям:

1. Область достаточной мощности и удельным сопротивлением, мало отличающимся от удельного сопротивления излучаемых пластов, чтобы можно было исключить введение поправок за мощность и удельное сопротивление в величину ΔU_ПСоп;

2. Сохранять на значительном протяжении по площади постоянство литолого-петрографических свойств и минерализацию и изучаемом пластах не должна сильно различаться.

При отсутствии в исследуемом резерве опорного пласта, отвечающего необходимым требованиям, в качестве опорного рекомендуется использовать фиктивный и глинистый пласт. Амплитуда отклонений кривой ПС против такого пласта

где К­_ПСt – общий коэффициент диффузионно-адсорбиционной Э.Д.С. при температуре плата ρ_фt и ρ_вt – удельные сопротивления соответственного фильтра глинистого раствора и пластовой воды при температуре пласта t.