Спосіб визначення пористості глинистих порід в нафтогазових свердловинах

Спосіб визначення пористості глинистих порід в нафтогазових свердловинах, який полягає у використанні методу акустичного каротажу (АК) з реєстрацією інтервального часу поширення поздовжніх хвиль для визначення пористості за методом АК та введенні поправки за глинистість у вигляді коефіцієнта при пористості, визначеній за методом АК, який відрізняється тим, що поправку за глинистість у вигляді коефіцієнта при пористості, визначеній за методом АК, отримують за допомогою методу гамма-каротажу (ГК) з використанням подвійного різницевого параметра ГК. Винахід відноситься до області геофізичних досліджень в нафтогазових свердловинах і призначений для визначення пористості глинистих порід-колекторів як в необсаджених, так і в обсаджених свердловинах за допомогою комплексу акустичного і гамма-каротажу. Відомий підхід до визначення пористості глинистих колекторів у необсадженій свердловині полягає в спільному використанні методу акустичного каротажу (АК) і одного із методів визначення глинистості (самочинної поляризації (ПС), гаммакаротажу (ГК) та ін.) [1, 2]. Для визначення пористості методом АК реєструють інтервальний час поширення поздовжніх хвиль Δtp у гірській породі; для отримання поправок до пористості за глинистість методом ПС вимірюють відносну амплітуду потенціалів самочинної поляризації aПС; при використанні методу ГК (вимірюваний параметр ΔIg) реєструють потужність експозиційної дози природного гамма-випромінювання порід, здебільшого тісно пов'язаного з глинистістю. При цьому пористість визначають за допомогою розширеного рівняння середнього інтервального часу, що враховує коефіцієнт об'ємної глинистості [1]. Основним недоліком такого підходу до визначення пористості глинистих гірських порід є те, що в ньому використовуються не лише вимірювані параметри (Δtp, aПС чи ΔIg), а й розрахункові параметри (Δtск, Δtфл, Δtгл - інтервальний час для мінерального скелету, порового флюїду та глини, відповідно); при цьому для розрахунку вказаних параметрів необхідна апріорна інформація про склад відповідних компонентів. Інший підхід до врахування глинистості на основі методу ПС при визначенні пористості за АК в необсадженій свердловині запропоновано фірмою Шлюмберже [3]. Перевагою цього підходу є зручна для використання форма у вигляді двох множників, один із яких залежить від вимірюваного параметру Δtp методу АК, а другий - від вимірюваного параметру aПС методу ПС. Спосіб фірми Шлюмберже [3] (який вибрано в якості прототипу) для визначення пористості глинистих пластів в необсаджених свердловинах комплексом АК+ПС полягає в тому, що поправка за глинистість (SПС), визначена за допомогою методу ПС, виступає у формі коефіцієнта (множника) при пористості за АК: АК k п = SПСk п , (1) (19) UA (11) 86678 (13) C2 (21) a200707907 (22) 13.07.2007 (24) 12.05.2009 (46) 12.05.2009, Бюл.№ 9, 2009 р. (72) КАШУБА ГРИГОРІЙ ОЛЕКСІЙОВИЧ, UA, КУЛИК ВОЛОДИМИР ВАСИЛЬОВИЧ, UA, БОНДАРЕНКО МАКСИМ СЕРГІЙОВИЧ, UA (73) ІНСТИТУТ ГЕОФІЗИКИ ІМ. С.І. СУББОТІНА НАН УКРАЇНИ, UA (56) UA 9631, 30.09.1996 RU 2063054, 27.06.1996 RU 2012021, 30.04.1994 US 4424487, 03.01.1984 WO 9849581, 05.11.1998 GB 1405299, 10.09.1975 3 де kп - "істинна" пористість глинистого колекАК тора; k п - пористість за АК; SПС - поправочний коефіцієнт фірми Шлюмберже за глинистість на основі ПС: DUПС 1 SПС = , a ПС = ; (2 ) 2 - a ПС DUmax ПС aПС - відносна амплітуда аномалій потенціалу самочинної поляризації; ΔUПС, DUmax - амплітуди ПС кривої ПС навпроти досліджуваного пласта і навпроти "чистого" (неглинистого) пласта, відповідно. АК Пористість за АК k п ("акустична" пористість) визначається за допомогою вимірювання інтервального часу Δtp на основі градуювальної залежності АК, отриманої для прийнятих стандартних умов при відсутності глинистого матеріалу в породі; при АК цьому пористість k п фактично є вимірюваним параметром методу АК, оскільки однозначно зв'язана з Δtp. Вимірюваний параметр aПС є функцією відносної глинистості [2], тобто залежить від глинистості і пористості порід: k гл a ПС = a ПС (k гл ,k п ) = f ( hгл ), hгл = , (3 ) k гл + k п де hгл - відносна глинистість; kгл - коефіцієнт об'ємної глинистості; kп - коефіцієнт пористості. Залежність aПС від hгл встановлюють емпірично [2]. Найбільш простий підхід зводиться до наступного наближеного зв'язку між aПС і hгл : aПС = 1 - hгл . ( 4) Формула (1) отримана для ущільнених глинистих пісковиків з міжзерновою пористістю [3], проте її застосовують і для інших глинистих колекторів [1]. Недоліки визначення пористості глинистих колекторів комплексом методів АК+ПС способом фірми Шлюмберже пов'язані з компонентом ПС вказаного комплексу і полягають в наступному: а) в необсадженій свердловині у ряді важливих для практики випадках метод ПС малоінформативний (наприклад, якщо мінералізація промивальної рідини близька до мінералізації флюїду в присвердловинній зоні); б) в обсадженій свердловині проведення електричного каротажу за методом ПС неможливе, тоді як АК працює і через обсадку. Метою винаходу є підвищення інформативності та надійності каротажу при визначенні пористості глинистих колекторів в необсаджених свердловинах, а також розширення на обсаджені свердловини області використання методу АК для оцінки пористості колекторів з урахуванням їх глинистості. Суть винаходу полягає у тому, що пористість глинистих колекторів визначають на основі комплексу методів акустичного та гамма-каротажу (АК+ПС) у мультиплікативній формі двох множників; при цьому ГК використовують для отримання 86678 4 поправки за глинистість у вигляді коефіцієнта при пористості за АК: АК k п = SГК k п , де SГК = 1+ (5 ) 1 j( Dl g ) , Dl g = l g - Іmin g Іmax - Іmin g g ; (6 ) АК j( Dl g ) + k п SГК - поправочний коефіцієнт за глинистість на основі методу ГК; Dl g = Dl g (k гл ) - подвійний різницевий параметр ГК, який визначається об'ємною глинистістю kгл і, на відміну від параметра aПС (3), не залежить від пористості; l g , Іmin , Іmax - показання ГК навпроти досліg g джуваного пласта, навпроти пластів з мінімальною і максимальною глинистістю, відповідно; j( Dl g ) - відома апроксимація залежності kгл від параметра Dl g Î (0, 1), отримана емпірично на основі кернових і свердловинних досліджень; зокрема, на обмеженому інтервалі глинистості (kгл