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.

При 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)

Корреляционное 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.

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

Однако 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)

Для определения пористости нефтеносных пород эту формулу приводят к виду

(4)

или

(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.

Для 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.

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

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

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.

Для 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.

Определение 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.

Этот 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.

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.

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.

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.

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.