далее по одной из кривых рис. 156 или по кривой, составленной для изучаемого разреза,

находят kП,Р.

Если коэффициент kП,Р опорного пласта не равен наибольшему значению kП,max, для которого ∆UСП,ОН/∆UСП,max = 1, предварительно соответствующим расчетом находят

величину ∆UСП,max [2, 44].

Если в разрезе скважины нет коллектора с выдержанной и известной пористостью, в качестве опорной может быть использована другая порода (необязательно высокопористая) с выдержанными диффузионно-адсорбционной активностью и электрическим удельным сопротивлением. Амплитуду аномалии ∆UСП,ОН в этой породе принимают за эталон, и по отношению к ней составляют эталонную кривую, используемую в дальнейшем для определения коэффициента пористости.

По сравнению с другими геофизическими способами оценки kП метод ∆UСП собственной поляризации имеет следующие преимущества:

1)возможность определения kП нефтеносных пород в тех случаях, когда нефтенасыщение коллектора не влияет существенно на величину ∆UСП;

2)возможность изучения коэффициента реальной пористости по зависимости αСП=f

(kП,Р).

К недостаткам метода относятся следующие:

1)метод применим в коллекторах с достаточно однородной структурой порового пространства и четкой зависимостью между kП и kГЛ;

2)точность определения kП для коллекторов высокой пористости невелика;

3)на точность определения kП существенно влияет минеральный состав коллектора и вмещающих пород.

§92. МЕТОДЫ РАДИОМЕТРИИ

Для определения коэффициента пористости используют нейтронные методы, гамма- гамма-метод и в некоторых случаях методы изотопов и естественной гамма-активности.

НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ

Коэффициент пористости горных пород определяют нейтронными методами в тех случаях, когда поровое пространство породы заполнено водой, нефтью или газом с известным водородным эквивалентом (НВ, НН или НГ), известны содержание ωК+Г кристаллизационной и гигроскопически связанной воды в твердой части породы и ее водородный эквивалент.

Связанная вода содержится в наибольших количествах в глинистых минералах, и так как водородный эквивалент скелетной составляющей невелик, то нейтронными методами наиболее точно определяется коэффициент пористости неглинистых пород.

Коэффициент kП,Н пористости находят одним из следующих способов:

1)по кривым зависимости разностного относительного параметра ∆Jnγ=f(kП) или по кривым зависимостей относительного параметра Jnγ (Jn,г Jn,н ) = f (kП,n)

2)по отношению интенсивностей Inγ(In,tIn,н) зарегистрированных зондами различного

размера;

3)по кривым бокового нейтронного зондирования;

4)по нейтронной поглощающей активности.

Перечисленные способы могут быть использованы для определения коэффициента пористости нейтрон-нейтронными методами и нейтронным гамма-методом. В дальнейшем описание нейтронных способов определения kП,n дается применительно к наиболее широко используемому нейтронному гамма-методу. Оно распространяется также и на нейтроннейтронные методы со следующей корректировкой. На данные нейтрон-нейтронного метода по надтепловым нейтронам практически не влияют минерализация пластовых вод,

222

глинистого раствора, а также химический состав твердой части коллектора; влияние диаметра скважины и эксцентричности положения прибора в скважине в этом методе значительно больше, чем в других.

В нейтронном методе по тепловым нейтронам увеличение содержания элементов с высоким сечением радиационного захвата (например хлора) в заполнителе перового пространства приводит к более резкой зависимости In,T от kП,n. В нейтронном гамма-методе высокая минерализация пластовых вод по хлору, наоборот, вызывает понижение интенсивности связи Inγ= f (kП).

Определение kn по зависимости ∆Jnγ=f(kn)

При определении kn, по кривым ∆Jnγ используют зависимость

(Inγ1 и Inγ2 — интенсивности радиационного гамма-излучения в двух опорных средах с известным высоким и низким водородосодержанием), полученную по данным измерения Inγ на модели или в скважинах, вскрывших породы с известным коэффициентом пористости для заданных диаметра скважины, размера зонда, минерализации норовых вод, положения и типа радиометра.

Средой высокого водородо(водо)содержания с интенсивностью Inγ могут служить:

1)емкости, заполненные водой (kП = 100 %);

2)каверны с диаметром более 60 см; при центрированном положении радиометра они могут рассматриваться как однородные среды с водосодержанием, соответствующим

водосодержанию ωР глинистого раствора,

где ωТ,Н — объемное содержание воды в твердой части раствора; HВ — водородный эквивалент жидкой фазы [рассчитывается по формуле (203) ]; если радиометр лежит на стенке скважины, берут среднее водосодержание породы и глинистого раствора;

3)чистые гипсы (объемное водосодержание 48 %);

4)породы с содержанием бора свыше 2—3 % (Inγ). За опорную среду низкого водородосодержания с излучением Inγ, оп берут известняки с пористостью ниже 2 % или

условные среды, в которых Inγ, оп равно асимптотическому значению в зависимости составленной по изучаемой скважине.

Полагая ∆Jnγ =∆Jnγ1-∆Jnγ2 =100 НГЕ, ∆Jnγ (в %) рассчитывают по формуле (212). Задача определения ∆Jnγ, может быть также решена при наличии в разрезе скважины

породы с точно установленным значением kП,n,ОП и измеренным значением Inγ. В этом случае, располагая зависимостью ∆Jnγ =f (kП,n) и зная ∆Jnγ для kП,Н =kАН, рассчитывают

Экспериментальные исследования показывают, что при изменении коэффициента пористости от 3-5 до 25-35 % зависимость (329) близка к линейной в системе координат ∆Jnγ

и lg kП,Н:

(С, D — постоянные, рис. 157, прямые ab и а'b').

При коэффициенте kП,Н изменяющемся от 5—7 до 35 %, зависимость ∆Jnγ=f(kП,Н) аппроксимируется также уравнением следующего вида:

Постоянные а и b изменяются с увеличением диаметра скважины от 200 до 350 мм в следующих пределах: a — от 1,93 до 1,98; b — от 2,059 до 1,95 [44].

Особенностью кривых lg (∆Jnγ % + 10) = f (kП,Н) является их близкая к параллельной ориентация для скважин различного диаметра. Это дает возможность, имея зависимость lg (∆Jnγ % +10)= f(kП,Н) для скважин одного диаметра и точку с координатами lg (∆Jnγ % +10) и kП,Н, провести зависимость lg (∆Jnγ % +10) = kП,Н для скважин другого диаметра.

223

Рис. 157. Зависимость ∆Jnγ = f(kП,Н) Для различных диаметров скважин (А) и одношкальные номограммы

этих зависимостей (Б).

Шифр кривых — dс, мм

Зависимости, изображенные на рис. 157, при диаметрах скважин, изменяющихся от 200 до 300 мм в интервале встречающихся значений kП,Н 2—25 %, могут быть аппроксимированы также единой

где а = (0,24 + 0,0004dC).10-2; b = 0,004 + 0,00004dC берут в мм) и при kП,Н > 20 % —-

приближенной связью вида

Эти соотношения удобно использовать для приближенной оценки kП,Н при прогнозировании вероятного газонефтенасыщения коллектора (см. § 101).

При определении коэффициента пористости по данным нейтронных методов следует учитывать существенное влияние на измеряемые величины Inγ(In) температуры, диаметра скважины, эксцентричности положения радиометра в скважине, водородосодержания и минерализации глинистого раствора.

Поэтому при использовании зависимости ∆Jnγ= f (kП,Н) для определения kП,Н вводят поправки следующими способами.

1. По данным измерений Inγ с внесением поправок за температуру по формуле (329) рассчитывают величину ∆Jnγ, по которой по палеткам зависимостей ∆Jnγ=f(kП,Н) находят неисправленное значение kП,Н. Затем по графикам зависимостей поправочного множителя ηnγ =f (hГК) (см. рис. 114 и др.) для приближенного значения kП,Н и известной величине hГК находят ηnγ и далее вновь рассчитывают величину

для которой по кривой ∆Jnγ =f(kП,Н) Для заданного диаметра 4 (см. рис. 157) находят новое значение kП,Н. Так как согласно формуле (335) поправку вводят в значение Inγ, которое включает в себя фон источника и счетчиков, истинное значение kП,Н будет несколько больше исправленного значения и тем ближе к нему, чем меньше отношение (IФ,И +IФ,СЧ)/Inγ

2.Величину ∆Jnγ с помощью номограммы, приведенной на рис. 158, а при заданном диаметре dC скважины приводят к ее значению при hГН=0 и далее по номограмме, изображенной на рис. 158, б, определяют искомое значение kП.

3.Влияние перечисленных выше факторов учитывают в виде поправок ∆ kП,Н, которые вводят в значение kП,Н, определяемое без поправок. Исправленное значение коэффициента пористости kП,Н,исп рассчитывают по формуле

(Н. К. Кухаренко, Я Н. Басин, А. В. Булатов, Р. А. Резванов) [431. Рассчитав kП,Н, по формуле (202) находят искомое значение

где H3 — водородный эквивалент среды, заполняющей поровое пространство, при заданных температуре и давлении.

При определении kП,Р по данным kП,Н наибольшая погрешность возникает за счет

224

недоучета объемного содержания кристаллизационной и гигроскопически связанной воды в глинистых минералах. Эту величину определяют по данным лабораторных исследований или находят по значениям kП,Н для глинистых пород. В последнем случае

где kП,НГЛ) и KГЛ,ГЛ —коэффициенты нейтронной пористости, поправки за минеральный состав и объемное содержание глинистых частиц в глинах; gГЛ — поправочный коэффициент, учитывающий большее содержание связанной воды в глинистых частицах, находящихся в поровом пространстве коллектора, чем в уплотненных глинистых прослоях, и их возможное различие в минеральном составе.

Если диаметр скважины, толщина глинистой корки и минеральный состав пород, слагающих разрез изучаемой скважины, существенно не изменяются, можно, располагая зависимостями ∆Jnγ = f (kП,Н), проэталонировать зарегистрированную кривую Iтγ в единицах коэффициента нейтронной пористости. Для этого переносят одношкальную номограмму для заданного диаметра скважины на интерпретируемую кривую (рис. 159) так, чтобы в породах с известными значениями kП,Н отметки шкалы номограмм совместились со значениями Inγ на уровне залегания этих пород. Часто за одну из исходных точек принимают Inγ в размытых глинах (рис. 159), kП,Н которых варьирует от 40 до 60 %.

Рис. 159. Пример количественной интерпретации кривой Inγ с помощью вспомогательной шкалы

коэффициента kП нейтронной пористости.

Определение kП,Н по отношению интенсивностей

В способе отношений коэффициент kП,Н определяют по зависимости от kП,Н отношений величин Inγ или ∆Jnγ, измеренных зондами различных размеров (рис. 160). Точность определения kП,Н этим способом повышается за счет снижения влияния скважинных условий, что предопределяет целесообразность введения его в практику.

Рис. 160. Зависимость отношения интенсивностей Inγ, измеренных зондами различного размера,

от коэффициента kП пористости. Шифр кривых — dС, мм

Определение kП,Н боковым нейтронным зондированием

Этим способом коэффициент пористости определяют по зависимости углового коэффициента µ кривой бокового нейтронного гамма-зондирования от коэффициента kП,Н для заданного диаметра dС скважины (и ее конструкции). Этот способ не получил практического применения в связи с необходимостью достаточно продолжительного времени на проведение измерений Inγ с зондами четырех-пяти размеров, хотя его

225