Определение пористости и литологии путем решения системы уравнений
Для нефтеводонасыщенных неглинистых гранулярных пород по данным нейтронного, плотностного и акустического каротажа в общем случае получаем:
Численные значения параметров Δtм, δм и kпНК приведены в табл. 8. При выводе указанных уравнений сделано предположение, что эффективные параметры скелета породы из смеси минералов определяются линейной комбинацией параметров матрицы составляющих минералов. Кроме того, зависимость показаний нейтронного каротажа от пористости для песчаников и доломитов приблизительно аппроксимирована прямыми линиями, каждая из которых определяется точкой, в которой kпНК=0 и точкой, характеризующей показания для фильтрата ПЖ в зоне проникновения для ПЖ, приготовленной на пресной воде (kпНГКж=1).
Система уравнений (XII. 16) — (XII. 19) может быть решена относительно четырех неизвестных. Этими неизвестными могут быть объемные содержания четырех минералов, если пористость породы низкая (близка к нулю). Поры, заполненные жидкостью, и поры, насыщенные газом (kп.г), должны рассматриваться раздельно как новые составляющие. Введение kп.г означает, что литологический состав должен иметь на одну составляющую меньше. Решение системы уравнений довольно громоздко и наилучшим образом реализуется с помощью ЭВМ.
Оценка литологии пород по комплексу геофизических данных
Для оценки литологии пород по данным акустического, плотностного и нейтронного каротажа рассчитываются специальные параметры, которые не зависят от пористости и определяются только литологией. Один из таких способов основан на оценке параметров М и N по формулам
где Δtп, δп и kпНК —показания акустического, плотностного гамма-гамма- и нейтронного каротажа, снятые с диаграмм: Δtж и δж — интервальное время пробега продольной волны и плотность жидкости, насыщающей поровое пространство породы; обычно Δtж≈620 мкс/м и δж≈1 г/см3. Коэффициент 0,1 в (XII.20) вводится для удобства, чтобы параметры М и N были одного порядка. Если в уравнения (XII.20) и (XII.21) вместо Δtп, δп и kпНК подставить значения этих параметров для скелетов Δtм, δм, kпНК наиболее широко встречающихся в осадочных толщах минералов (см. табл. 8), получим М и N для этих минералов. Указанные величины, нанесенные на номограмму М—N (рис. 149), определяют положение опорных точек для мономинеральных пород (кварца, известняка, доломита, ангидрита и т. д.).
Точки для полностью водонасыщенных мономинеральных пород будут находиться вблизи опорных точек, вычисленных по параметрам скелета. Точки для пород сложного состава (например, для смеси из трех минералов) располагаются в пределах треугольника, образованного линиями, соединяющими опорные точки, полученные для трех соответствующих минералов.
Так, точка А на рис. 149 попадает в треугольник «известняк— доломит — кварц» и порода, ей соответствующая, вероятнее всего, представлена смесью этих минералов. Однако точка А находится также в треугольнике «известняк — кварц — ангидрид».
Окончательная оценка литологии может быть сделана по геологическим предпосылкам и вероятности распространения пород того или иного типа в изучаемом разрезе.
Трещинно-каверновая пористость, глинистость и газонасыщенность приводят к смещению точек на графике и могут послужить причиной их отклонения за пределы «литологических» треугольников. На рис. 149 стрелками показаны направления смещения точек, вызванные этими факторами. Номограмма М—N удобна для определения литологии пород. Недостатки этого способа: 1) положение опорных точек минералов зависит от пористости пород, минерализации промывочной жидкости и типа аппаратуры нейтронного каротажа; 2) показания нейтронного каротажа, зарегистрированные в единицах пористости известняка, не строго линейно связаны с истинной пористостью пород, что особенно проявляется в низкопористых доломитах; 3) параметры М и N — относительные величины, косвенно связанные с литологическими свойствами пород.