Литология и пористость по кросс-плотам

Қысқаша негізгісі

Точка кросс-плота — два показания одного пласта. Линии — чистые минералы с жидкостью в порах, отметки на них — пористость, отрезки между одинаковыми отметками — линии равной пористости. Точка смеси двух минералов лежит между их линиями, и её положение на отрезке даёт доли минералов.
Кросс-плот «нейтрон — плотность» строят в известняковых единицах: нейтронная пористость — как записана, плотностная — с плотностью скелета 2,71 г/см³. Линия известняка — диагональ, песчаник выше и левее, доломит ниже и правее.
На паре «нейтрон — плотность» пористость почти не зависит от того, какую пару из песчаника, известняка, доломита и ангидрита выбрать, а доли минералов зависят сильно.
Пара «акустика — плотность» почти не различает песчаник, известняк и доломит, зато хорошо разделяет соль, ангидрит и гипс; пара «акустика — нейтрон» хорошо различает основные породы коллекторов и плохо — эвапориты.
Глина тянет точку к точке глин — на «нейтрон — плотность» вниз и вправо; газ уводит её вверх и влево почти вдоль линий равной пористости; каверны сдвигают только кросс-плоты с акустикой.

Негізгі қатынастар

\phi_{D,ls} = \dfrac{2{,}71 - \rho_b}{2{,}71 - \rho_f}

плотностная пористость на шкале известняка

L = (1 - f)\,L_1(\phi) + f\,L_2(\phi)

показание пласта со скелетом из двух минералов: точка лежит на отрезке равной пористости

\phi \approx \dfrac{\phi_N + \phi_{D,ls}}{2}

быстрая оценка пористости чистого пласта с жидкостью в порах

\Delta\phi_{D,ls} = k_{D,ls}\,\phi S_{hr}, \qquad \Delta\phi_N = -k_N\,\phi S_{hr} - \Delta\phi_{ex}

сдвиг точки газоносного пласта

Жиі қателіктер

Наносить на палетку в известняковых единицах нейтронную пористость, уже пересчитанную в единицы песчаника.
Читать литологию по точке газоносного или глинистого пласта без поправок.
Доверять долям минералов с кросс-плота так же, как пористости.
Пользоваться палеткой для другого прибора или другого фильтрата.

Сабақтан кейін сіз

объяснить, почему два метода с разной чувствительностью к минералам дают и пористость, и литологию, и как построены линии и отметки кросс-плота;
определить по кросс-плоту «нейтрон — плотность» пористость и доли двух минералов и оценить, как ответ зависит от выбранной пары минералов;
сравнить пары «нейтрон — плотность», «акустика — плотность» и «акустика — нейтрон» по тому, какие породы они различают и насколько чувствительны к ошибкам измерений;
узнавать на кросс-плотах влияние глинистости, вторичной пористости и газа и исправлять точку глинистого и газоносного пласта;
понимать, что линии кросс-плота зависят от прибора, способа обработки и фильтрата, и выбирать палетку для своих данных.

Две неизвестные — два метода

В чистом пласте с жидкостью в порах показание каждого метода пористости зависит от двух вещей: сколько в породе пор и из какого минерала её скелет. Если минерал известен, хватает одного метода — так пористость считают в темах Пористость по плотностному каротажу, Пористость по нейтронному каротажу и Пористость по акустическому каротажу. Если скелет неизвестен или сложен двумя минералами в неизвестной пропорции, неизвестных две, и нужны два метода — причём такие, которые чувствуют минералы по-разному.

Как минералы выглядят для трёх методов

Минерал: Кварц (песчаник)
$\rho_{ma}$ , г/см³: 2,65
$\phi_N$ без пор: около −0,02
$\Delta t_{ma}$ , мкс/м: 182

Минерал: Кальцит (известняк)
$\rho_{ma}$ , г/см³: 2,71
$\phi_N$ без пор: 0
$\Delta t_{ma}$ , мкс/м: 156

Минерал: Доломит
$\rho_{ma}$ , г/см³: 2,87
$\phi_N$ без пор: от +0,01 до +0,03
$\Delta t_{ma}$ , мкс/м: 143

Минерал: Ангидрит
$\rho_{ma}$ , г/см³: 2,98
$\phi_N$ без пор: около 0
$\Delta t_{ma}$ , мкс/м: 164

Минерал: Каменная соль
$\rho_{ma}$ , г/см³: 2,03
$\phi_N$ без пор: около 0
$\Delta t_{ma}$ , мкс/м: 220

Минерал: Гипс
$\rho_{ma}$ , г/см³: 2,35
$\phi_N$ без пор: около 0,5
$\Delta t_{ma}$ , мкс/м: 172

Минерал	$\rho_{ma}$ , г/см³	$\phi_N$ без пор	$\Delta t_{ma}$ , мкс/м
Кварц (песчаник)	2,65	около −0,02	182
Кальцит (известняк)	2,71	0	156
Доломит	2,87	от +0,01 до +0,03	143
Ангидрит	2,98	около 0	164
Каменная соль	2,03	около 0	220
Гипс	2,35	около 0,5	172

Плотности — в том виде, как их показывает прибор (Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс); нейтронная пористость — в известняковых единицах для компенсированного прибора по тепловым нейтронам: в соли реальные приборы показывают на несколько единиц меньше нуля, в гипсе — 0,5–0,6 (пересчёт в матрицу); интервальные времена — параметры уравнения среднего времени (Пористость по акустическому каротажу). Значения ориентировочные.

Чем сильнее два метода расходятся во «мнении» о минералах, тем лучше пара различает породы. Песчаник и доломит одной пористости различаются по плотности на $0{,}22\,(1 - \phi)$ г/см³, по нейтронной пористости — на 4–11 единиц, по интервальному времени — на $39\,(1 - \phi)$ мкс/м. Песчаник и известняк — только на $0{,}06\,(1 - \phi)$ г/см³, 2–4,5 единицы и $26\,(1 - \phi)$ мкс/м. Поэтому одни пары хорошо разделяют одни породы и почти не различают другие.

Показание чистого пласта, скелет которого — смесь двух минералов

L = (1 - f)\,L_1(\phi) + f\,L_2(\phi)

мұндағы:

$L$ показание метода: объёмная плотность, нейтронная пористость или интервальное время, г/см³; доли единицы; мкс/м
$L_1(\phi),\ L_2(\phi)$ показания пластов из чистого минерала 1 и чистого минерала 2 при той же пористости и том же флюиде, те же
$f$ доля второго минерала в объёме скелета, доли единицы
$\phi$ пористость, доли единицы

Бірліктер: единицы метода

Мына жағдайда орындалады

пласт чистый, поры заполнены жидкостью известной плотности, поправки за условия измерений внесены;
для плотности формула — точный баланс масс;
для нейтронной пористости и интервального времени — приближение: вклады минералов смешиваются не строго линейно, и на реальных палетках линии смесей слегка искривлены.

Точка смеси лежит на отрезке, соединяющем точки двух чистых минералов той же пористости, и делит его в отношении долей минералов. Поэтому отрезки между одинаковыми отметками пористости на линиях минералов (lithology lines) — линии равной пористости (isoporosity lines): пористость определяют по тому, на какой из них лежит точка, а долю минерала — по положению на ней.

Кросс-плот «нейтрон — плотность»

Самая распространённая пара — плотностной и нейтронный каротаж. По горизонтали кросс-плота откладывают нейтронную пористость в известняковых единицах — как она записана после поправок за условия измерений. По вертикали — плотность, обычно пересчитанную в плотностную пористость так, будто пласт — известняк.

Плотностная пористость на шкале известняка

\phi_{D,ls} = \frac{2{,}71 - \rho_b}{2{,}71 - \rho_f}

мұндағы:

$\phi_{D,ls}$ плотностная пористость, рассчитанная с плотностью кальцита, доли единицы
$\rho_b$ объёмная плотность по каротажу, исправленная за условия измерений, г/см³
$\rho_f$ плотность флюида: 1,0 г/см³ для пресного фильтрата, около 1,1 — для солёного, г/см³

Бірліктер: плотности в г/см³; пористость безразмерна

Мына жағдайда орындалады

это не утверждение, что пласт — известняк, а только шкала, общая для всех линий;
палетку выбирают по фильтрату: для пресного и солёного растворов линии разные.

На такой шкале чистый водоносный известняк лежит на диагонали $\phi_{D,ls} = \phi_N$ , песчаник — выше и левее, доломит — ниже и правее. Значению 0 отвечает плотность 2,71 г/см³, значению 0,20 — 2,37 г/см³, значению 0,40 — 2,03 г/см³.

ЕсептеуКросс-плот «нейтрон — плотность» для пресного фильтрата, построенный по упрощённой модели урока: линии песчаника, известняка и доломита с отметками пористости через 0,05 (подписи — в процентах), штриховые линии равной пористости, точки ангидрита, каменной соли и гипса и точка X из примера ниже на своей линии равной пористости. Справа — объёмная плотность, отвечающая шкале.

Линии в уроке — модель, а не палетка

Плотностная часть линий точна: это баланс масс. Нейтронная — приближённая: в модели урока показание песчаника меньше пористости на 2 единицы при нулевой пористости и на 4,5 единицы при пористости от 12 % и выше, а показание доломита больше на 2 единицы при нулевой пористости и примерно на 6 (5,7–6,1) при 15–30 %, с плавными переходами. Это середина диапазонов, приведённых в теме о нейтронной пористости. В работе пользуются палеткой для своего прибора, способа обработки и фильтрата (Палетки интерпретации: как их читать): линии на ней нелинейны и могут отличаться от этих на несколько единиц пористости, особенно у доломита.

Как прочитать точку

1
Нанести точку
Нейтронная пористость — в известняковых единицах после поправок за условия измерений; плотность — исправленная, в виде $\phi_{D,ls}$ или прямо $\rho_b$ .
2
Выбрать пару минералов
По геологии района, шламу, фотоэлектрическому индексу; например, известняк и доломит. Точка должна лежать между их линиями.
3
Пористость
Найти отрезок равной пористости, проходящий через точку, интерполируя между соседними; его отметка и есть пористость.
4
Состав
Доля второго минерала — отношение расстояния от точки до линии первого минерала к длине отрезка.

Есептеу мысалыИзвестняк, доломит или песчаник с доломитом?

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: чистый карбонатный пласт (гамма-каротаж, ГК, низкий), поры заполнены пресным фильтратом
Показания: $\rho_b = 2{,}540$ г/см³; $\phi_N = 0{,}134$ в известняковых единицах
Палетка: линии модели урока (рисунок выше)

Шешім

Плотностная пористость на шкале известняка: $\dfrac{2{,}71 - 2{,}540}{1{,}71} = 0{,}0994$ . Точка ( $0{,}134$ ; $0{,}0994$ ) лежит ниже диагонали, между линиями известняка и доломита.
Пара «известняк — доломит». Через точку проходит отрезок равной пористости 12 %: от точки известняка ( $0{,}120$ ; $0{,}120$ ) до точки доломита ( $0{,}175$ ; $0{,}038$ ). Точка отстоит от известняка на 25 % длины отрезка — столько доломита в скелете.
Пара «песчаник — доломит»: та же точка даёт пористость 12,7 % и 52 % доломита при 48 % кварца.
Пара «песчаник — известняк» не подходит: точка лежит за линией известняка, и доля известняка получилась бы 146 % — больше 100 %.
Быстрая оценка: $(0{,}134 + 0{,}0994)/2 = 0{,}117$ .

Жауап: Пористость — около 12 % при любой разумной паре минералов; доля доломита — от 25 до 52 % в зависимости от того, чем сложена остальная часть скелета.

Бұл нені білдіреді. Пласт в примере задан как известняк с 25 % доломита в скелете и пористостью 12 %: пара «известняк — доломит» вернула и то и другое. Пара «песчаник — доломит» ошиблась в пористости всего на 0,7 единицы, но в составе — до неузнаваемости. Какая пара верна, решают шлам, керн, фотоэлектрический индекс $P_e$ (подробнее) и геология района, а не сам кросс-плот. Данные примера условные.

Почему пористость устойчива, а состав — нет. Отрезки равной пористости «песчаник — известняк» и «известняк — доломит» стыкуются в точке известняка и вместе проходят близко к прямому отрезку «песчаник — доломит» той же пористости. Поэтому точку можно отнести к разным парам минералов: пористость изменится на доли единицы, а доли минералов окажутся совсем другими. С тремя-четырьмя минералами — кварцем, кальцитом, доломитом и ангидритом — пористость по паре «нейтрон — плотность» по-прежнему определяется хорошо, а состав неоднозначен: нужен третий метод или керн (Литология по фотоэлектрическому индексу и спектрометрии, M–N и MID-плоты для сложных разрезов). Глина и гипс в это правило не входят — у них слишком много водорода.

Для быстрой оценки пористости чистых пластов с жидкостью служит среднее двух показаний $(\phi_N + \phi_{D,ls})/2$ : для песчаника, известняка и доломита с пористостью от 10 % оно отличается от истинной пористости не больше чем на 1–2 единицы, а в плотном доломите занижено сильнее (быстрые оценки). Эвапориты на этом кросс-плоте узнаются сразу: соль — далеко вверху слева (плотностная пористость около 0,40 при нейтронной около нуля), ангидрит — внизу (−0,16 и около нуля), гипс — справа (0,21 и около 0,5).

Кросс-плоты с акустическим каротажем

На кросс-плоте «акустика — плотность» по горизонтали откладывают интервальное время, по вертикали — объёмную плотность, тяжёлые породы внизу. Линии песчаника, известняка и доломита здесь почти сливаются: при $\Delta t = 250$ мкс/м они дают плотности 2,39, 2,36 и 2,45 г/см³. Разница в несколько сотых сравнима с погрешностью измерений, и ошибка в 0,02 г/см³ или в 3 мкс/м переводит точку с одной линии на другую. Для пористости и для выбора между тремя основными породами пара почти бесполезна. Зато эвапориты разнесены далеко: каменная соль, ангидрит и гипс различаются и плотностью, и интервальным временем, и пара хорошо распознаёт их и их смеси.

ЕсептеуКросс-плот «акустика — плотность» по модели урока (уравнение среднего времени, пресный фильтрат): линии песчаника, известняка и доломита с отметками пористости через 0,05 почти сливаются, а точки соли, ангидрита и гипса разнесены. Точка «каверны» — известняк из примера ниже.

У этой пары есть и особое применение — недоуплотнённые пески. Чистые водоносные пески одного возраста ложатся на ней на прямую, выходящую из точки скелета; в недоуплотнённом разрезе эта прямая положе линии песчаника: при той же плотности интервальное время больше. Отношение акустической пористости к плотностной на ней — поправочный коэффициент за недоуплотнение (калибровка). Прямую проводят через заведомо чистые водоносные пески: глинистые точки отходят от неё к точке глин, газоносные — к меньшей плотности.

На кросс-плоте «акустика — нейтрон» линии основных пород разнесены хорошо: при нейтронной пористости 0,20 в известняковых единицах песчаник, известняк и доломит дают около 289, 249 и 211 мкс/м. Ошибка в выборе пары минералов почти не меняет пористость — как и на кросс-плоте «нейтрон — плотность». Эвапориты же различаются плохо: и соль, и ангидрит показывают нейтронную пористость около нуля и попадают к нижним концам линий, где их легко принять за плотный песчаник или известняк.

Интервальное время переводят в пористость уравнением среднего времени или эмпирическим преобразованием (эмпирическое преобразование), поэтому на палетках с акустикой бывают два набора линий. Выбирают тот, что подтверждён в районе керном или опорными пластами. Линии на рисунках урока — по уравнению среднего времени.

ЕсептеуКросс-плот «акустика — нейтрон» по модели урока (уравнение среднего времени, пресный фильтрат): линии песчаника, известняка и доломита разнесены, штриховые — линии равной пористости 10, 20 и 30 %; соль и ангидрит у нижних концов линий. Точка «каверны» — известняк из примера ниже, прочитанный как смесь известняка с доломитом.

Что различает каждая пара

Пара методов: Нейтрон — плотность
Различает хорошо: песчаник, известняк, доломит; соль, ангидрит, гипс
Различает плохо: доли минералов в смеси трёх и более
Особенности: главный индикатор газа; пористость устойчива к выбору минералов

Пара методов: Акустика — плотность
Различает хорошо: соль, ангидрит, гипс
Различает плохо: песчаник, известняк, доломит
Особенности: чувствительна к ошибкам измерений; каверны сдвигают точку

Пара методов: Акустика — нейтрон
Различает хорошо: песчаник, известняк, доломит
Различает плохо: эвапориты
Особенности: каверны сдвигают точку; два варианта линий

Пара методов	Различает хорошо	Различает плохо	Особенности
Нейтрон — плотность	песчаник, известняк, доломит; соль, ангидрит, гипс	доли минералов в смеси трёх и более	главный индикатор газа; пористость устойчива к выбору минералов
Акустика — плотность	соль, ангидрит, гипс	песчаник, известняк, доломит	чувствительна к ошибкам измерений; каверны сдвигают точку
Акустика — нейтрон	песчаник, известняк, доломит	эвапориты	каверны сдвигают точку; два варианта линий

Глина, каверны и газ на кросс-плоте

Глина для кросс-плота — ещё один «минерал» со своей точкой: точкой глин (shale point). Её наносят по показаниям в соседних глинистых пачках. На кросс-плоте «нейтрон — плотность» глина показывает высокую нейтронную пористость (0,30–0,45) при умеренной плотностной, и её точка лежит внизу справа. Слоистый глинистый пласт попадает на отрезок между точкой своей чистой породы и точкой глин — тем ближе к глинам, чем больше глинистость (Определение глинистости). Поэтому глинистый песчаник съезжает к линиям известняка и доломита и выглядит карбонатом.

Есептеу мысалыГлинистый песчаник, похожий на известняк

Бастапқы деректер (шартты)

Показания: $\rho_b = 2{,}345$ г/см³; $\phi_N = 0{,}237$ в известняковых единицах; ГК повышен
Соседние глины: $\rho_{sh} = 2{,}48$ г/см³, $\phi_{N,sh} = 0{,}38$
Шлам: кварцевый песчаник с глинистыми прослоями

Шешім

Точка пласта: $\phi_{D,ls} = \dfrac{2{,}71 - 2{,}345}{1{,}71} = 0{,}213$ при нейтронной 0,237 — чуть ниже диагонали. Прочитанная как чистая порода, она дала бы известняк с 18 % доломита и пористостью 0,226.
Точка глин: $\phi_{D,ls} = \dfrac{2{,}71 - 2{,}48}{1{,}71} = 0{,}135$ при нейтронной 0,38.
Прямая из точки глин через точку пласта пересекает линию песчаника в точке ( $0{,}175$ ; $0{,}248$ ) — это песчаные прослои с пористостью 0,220.
Точка пласта отстоит от точки песчаника на долю 0,30 пути к глинам: глинистость $V_{sh} = 0{,}30$ . Эффективная пористость $(1 - 0{,}30)\cdot 0{,}220 = 0{,}154$ .

Жауап: Это глинистый песчаник: прослои с пористостью 22 %, глинистость около 30 %, эффективная пористость около 15 % — а не известняк с пористостью 23 %.

Бұл нені білдіреді. Без учёта глин кросс-плот дал правдоподобный, но неверный ответ — и литологию, и пористость на 7 единиц выше эффективной. Построение верно для слоистой глинистости, когда глинистые прослои такие же, как соседние глины; найденную глинистость сверяют с ГК. Рассеянная глина в порах ведёт себя иначе, и точка глин для неё — лишь приближение. Данные примера условные.

Каверны плотностной и нейтронный каротаж учитывают, а акустический почти не замечает (вторичная пористость). Поэтому кросс-плот «нейтрон — плотность» даёт общую пористость кавернозного пласта, а на кросс-плотах с акустикой точка смещается: при той же нейтронной пористости или той же плотности интервальное время меньше, чем у породы с одними межзерновыми порами. Разность общей пористости и акустической — индекс вторичной пористости (secondary porosity index).

Есептеу мысалыКавернозный известняк на трёх кросс-плотах

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: чистый известняк ( $P_e$ около 5, шлам), поры заполнены пресным фильтратом
Показания: $\rho_b = 2{,}402$ г/см³; $\phi_N = 0{,}180$ в известняковых единицах; $\Delta t = 212$ мкс/м

Шешім

Нейтрон — плотность: $\phi_{D,ls} = \dfrac{2{,}71 - 2{,}402}{1{,}71} = 0{,}180$ — точка на диагонали: известняк с общей пористостью 0,180.
Акустика — нейтрон: у известняка с нейтронной пористостью 0,18 интервальное время $156 + 0{,}18\cdot 464 = 240$ мкс/м, а записано 212 — точка ниже линии известняка. Прочитанная как смесь известняка с доломитом, она даёт пористость 0,14 и 74 % доломита.
Акустика — плотность: при 212 мкс/м известняк, песчаник и доломит дают плотности 2,50, 2,54 и 2,60 г/см³; измеренные 2,402 легче любой из них — точка вне линий.
Акустическая пористость с параметрами известняка $(212 - 156)/464 = 0{,}121$ ; индекс вторичной пористости $0{,}180 - 0{,}121 = 0{,}059$ .

Жауап: Общая пористость — 18 %, из них около 6 единиц — каверны; кросс-плоты с акустикой, прочитанные без учёта каверн, ошибаются и в пористости, и в литологии.

Бұл нені білдіреді. Пласт задан как известняк с общей пористостью 18 %, из них 6 единиц — каверны. Пара «нейтрон — плотность» видит все пустоты и даёт верный ответ; пары с акустикой видят только межзерновые поры и принимают «недостающее» интервальное время за доломит. Расхождение — не ошибка, а информация: в чистом известняке с жидкостью оно оценивает долю каверн. Данные примера условные.

Газ в промытой зоне поднимает плотностную пористость и опускает нейтронную (поправки за углеводороды, hydrocarbon shift), причём для газа обе чувствительности одного порядка: на сколько выросла одна пористость, примерно на столько же упала другая. Точка поэтому уходит вверх-влево под углом, близким к наклону линий равной пористости между песчаником и известняком. Пористость, прочитанная по этим линиям, почти не меняется — без поправки она лишь немного занижена. Зато литология сдвигается на целый класс: газоносный известняк попадает к линии песчаника, газоносный песчаник — за неё, в сторону соли. У нефти сдвиг — единица-две вверх, и его обычно не исправляют.

Сдвиг точки газоносного пласта на кросс-плоте «нейтрон — плотность»

\Delta\phi_{D,ls} = k_{D,ls}\,\phi S_{hr}, \qquad \Delta\phi_N = -k_N\,\phi S_{hr} - \Delta\phi_{ex}

мұндағы:

$\Delta\phi_{D,ls},\ \Delta\phi_N$ сдвиг точки по вертикали и по горизонтали относительно того же пласта с жидкостью в порах, доли единицы
$k_{D,ls}$ чувствительность плотностной пористости на шкале известняка: $(\rho_{mf} - \rho_{a,h})/(2{,}71 - \rho_{mf})$ , —
$k_N$ чувствительность нейтронной пористости: $1 - \mathrm{HI}_h/\mathrm{HI}_{mf}$ , —
$\phi S_{hr}$ объёмная доля остаточного газа в промытой зоне, доли единицы
$\Delta\phi_{ex}$ поправка за эффект экскавации с коэффициентом литологии $K$ : 1 для песчаника, 1,046 для известняка, 1,173 для доломита, доли единицы

Бірліктер: доли единицы

Мына жағдайда орындалады

коэффициенты те же, что в теме о газе, глинах и карбонатах, но плотностная пористость рассчитана на известняк;
объём газа $\phi S_{hr}$ оценивают по насыщенности промытой зоны (микрозонды) и первой оценке пористости, а затем уточняют;
для нефти $k_{D,ls}$ около 0,15, а $k_N$ близок к нулю: точка сдвигается на единицу-две вверх.

Для газа $k_{D,ls}$ и $k_N$ одного порядка, и точка уходит вверх-влево почти параллельно линиям равной пористости между песчаником и известняком. Чтобы прочитать литологию, точку возвращают на величину сдвига вниз-вправо.

Есептеу мысалыГазоносный известняк, похожий на песчаник

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: чистый карбонат на глубине около 2000 м; сопротивление высокое, газопоказания при бурении
Показания: $\rho_b = 2{,}371$ г/см³; $\phi_N = 0{,}102$ в известняковых единицах
Промытая зона: по микрозонду фильтрат занимает 60 % пор: $S_{hr} = 0{,}40$
Газ: метан, 0,13 г/см³ (кажущаяся плотность −0,0148 г/см³, водородный индекс 0,2925); фильтрат пресный

Шешім

Плотностная пористость на шкале известняка: $\dfrac{2{,}71 - 2{,}371}{1{,}71} = 0{,}1982$ при нейтронной 0,102. Точка лежит выше и левее линии песчаника: по линиям равной пористости она «читается» как порода легче песчаника с пористостью 0,16. Чистой породы с такими показаниями не бывает — это газ.
Чувствительности на шкале известняка: $k_{D,ls} = \dfrac{1{,}00 - (-0{,}0148)}{1{,}71} = 0{,}593$ , $k_N = 1 - 0{,}2925 = 0{,}7075$ ; водородный индекс флюида промытой зоны $S_{wH} = 1 - 0{,}7075\cdot 0{,}40 = 0{,}717$ .
Первая поправка с пористостью 0,1501 — средним двух показаний: объём газа $0{,}1501\cdot 0{,}40 = 0{,}060$ ; плотностная пористость уменьшается на $0{,}593\cdot 0{,}060 = 0{,}036$ , нейтронная растёт на 0,054 (вместе с экскавацией при $K = 1{,}046$ ). Новая точка — ( $0{,}156$ ; $0{,}163$ ).
Вторая поправка с пористостью 0,159 переносит точку в ( $0{,}160$ ; $0{,}160$ ) — на линию известняка.

Жауап: Пласт — газоносный известняк с пористостью около 16 %.

Бұл нені білдіреді. Газ сдвинул точку почти вдоль линии равной пористости, поэтому пористость, прочитанная без поправки, оказалась почти верной (0,16), а среднее двух показаний — заниженным на 1,0 единицы. Литологию же газ исказил полностью. Поправка опирается на насыщенность промытой зоны по микрозонду; без неё газ и литологию по двум кривым не разделить, и помогают фотоэлектрический индекс, акустический каротаж и решение для известного скелета (пористость и газ по двум кривым). Данные примера условные.

ЕсептеуГлина и газ на кросс-плоте «нейтрон — плотность» (модель урока): штриховой отрезок — смесь чистого песчаника с пористостью 0,22 и глин, точки на нём — глинистость 0,1, 0,2 и 0,3; стрелка — поправка за газ для известняка из примера: точка Г (показания) переносится в точку И (после поправки) на линии известняка.

Как работать с кросс-плотом

1
Данные и палетка
Нейтронная кривая — в известняковых единицах с поправками за условия измерений, плотность — исправленная. Палетку выбирают для своего прибора, обработки и фильтрата (пресный или солёный).
2
Качество
Интервалы с кавернами в стволе и большой поправкой $\Delta\rho$ исключают: такие точки ложатся куда угодно.
3
Облако точек
Наносят сразу много глубин: чистые пласты выстраиваются вдоль линий, глинистые тянутся к точке глин, газоносные уходят вверх-влево. Облако показывает разрез целиком, одиночная точка — нет.
4
Глина и газ
Точку глин берут по соседним глинам; газ подтверждают сопротивлением и газопоказаниями и исправляют до чтения литологии (Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС).
5
Пористость и состав
Пару минералов выбирают по геологии, шламу и $P_e$ ; пористость читают по линиям равной пористости, доли минералов — как ориентир.
6
Проверка
Сравнивают с другой парой методов и с керном; расхождение с акустикой в чистых карбонатах указывает на каверны.

Терминдер мен белгілер

Кросс-плот: график показаний двух методов пористости друг против друга с нанесёнными линиями чистых минералов; даёт пористость и литологию.
Линия минерала: положение точек чистого пласта из одного минерала с жидкостью в порах при разной пористости; отметки на ней — пористость.
Линия равной пористости: отрезок, соединяющий одинаковые отметки пористости на линиях двух минералов; на нём лежат их смеси той же пористости.
Шкала известняка: нейтронная пористость в известняковых единицах и плотностная пористость, рассчитанная с плотностью кальцита 2,71 г/см³; на ней известняк — диагональ.
Точка глин: показания соседних глин на кросс-плоте; к ней смещаются точки глинистых пластов.
Сдвиг за газ: смещение точки газоносного пласта вверх-влево на кросс-плоте «нейтрон — плотность»; исправляется до чтения литологии.

Жиі қателіктер

Қате

«Точка между линиями известняка и доломита — значит, доломитизированный известняк».

Шын мәнінде

Только если пласт чистый и без газа. Так же ложатся глинистый песчаник и смесь песчаника с доломитом; проверяют ГК, $P_e$ и шлам.

Қате

«По кросс-плоту одинаково надёжно найдены и пористость, и состав».

Шын мәнінде

Пористость устойчива к выбору пары минералов, доли минералов — нет. При трёх-четырёх минералах состав по двум методам неоднозначен.

Қате

«Нейтронную кривую можно наносить на палетку в любых единицах».

Шын мәнінде

Палетки «нейтрон — плотность» строят для показаний в известняковых единицах; кривая, пересчитанная в единицы песчаника, сдвигает точку на несколько единиц.

Қате

«Точка выше линии песчаника — значит, порода легче песчаника: соль или уголь».

Шын мәнінде

Чаще это газ: он уводит точку вверх-влево. Соль даёт плотность 2,03 г/см³ при нулевой нейтронной пористости и узнаётся по ГК и кавернам в стволе, уголь — по очень низкой плотности и высокой нейтронной пористости.

Қате

«Кросс-плот с акустикой даёт общую пористость карбоната».

Шын мәнінде

Акустический каротаж почти не видит каверн: общую пористость даёт пара «нейтрон — плотность», а расхождение с акустикой — индекс вторичной пористости.

Толық: тереңдетілген

Насколько уверенно пара методов различает минералы

Качественные правила выбора пары можно проверить расчётом. Возьмём смесь двух минералов и посмотрим, как погрешности измерений переходят в погрешности пористости и доли минерала при решении системы двух уравнений.

Есептеу мысалыПесчаник с известняком: какая пара их различит

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: скелет — пополам кварц и кальцит, пористость 0,15, пресный фильтрат; линии модели урока
Погрешности измерений: плотность ±0,015 г/см³, нейтронная пористость ±0,01, интервальное время ±3 мкс/м (около 1 мкс/фут)

Шешім

Чувствительность к пористости и к доле кальцита: плотность $-1{,}68$ и $+0{,}051$ г/см³; нейтронная пористость $1{,}00$ и $+0{,}045$ ; интервальное время $451$ и $-22$ мкс/м — на единицу пористости и на всю долю соответственно.
Пара «нейтрон — плотность»: погрешность пористости ±0,7 единицы, доли кальцита ±0,18.
Пара «акустика — плотность»: ±2,6 единицы и ±0,60.
Пара «акустика — нейтрон»: ±0,6 единицы и ±0,13.

Жауап: Пара «акустика — плотность» не отличает песчаник от известняка: погрешность доли ±0,60 сравнима со всем диапазоном от 0 до 1. Две другие пары дают пористость с точностью ±0,6–0,7 единицы, а долю — ±0,13–0,18.

Бұл нені білдіреді. Причина — в отношениях чувствительностей. Для плотности и для интервального времени замена кварца кальцитом выглядит почти как небольшое изменение пористости: оба показания смещаются в одну сторону и почти в одной пропорции, и система уравнений близка к вырожденной. Нейтронная пористость реагирует на минерал иначе, чем на поры, поэтому пары с ней устойчивы. Для смеси известняка с доломитом пара «акустика — плотность» работает лучше — ±0,20 по доле, — но всё равно хуже двух других. Числа зависят от модели и принятых погрешностей; важно соотношение между парами. Данные примера условные.

Басқа тақырыптармен байланыс

Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС — газ, глины, карбонаты и давление по нескольким методам пористости сразу.
Пористость по плотностному каротажу — плотностная пористость и выбор плотности скелета.
Пористость по нейтронному каротажу — известняковые единицы и пересчёт нейтронной пористости в матрицу пласта.
Пористость по акустическому каротажу — акустическая пористость, недоуплотнение и индекс вторичной пористости.
Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс — кажущаяся плотность минералов и фотоэлектрический индекс.
Нейтронный каротаж — водородный индекс и совместимые шкалы нейтрон — плотность.
Определение глинистости — глинистость, с которой сверяют точку глин.
Литология по фотоэлектрическому индексу и спектрометрии — литология по фотоэлектрическому индексу и спектрометрии.
M–N и MID-плоты для сложных разрезов — минералы в сложных разрезах по параметрам, не зависящим от пористости.
Палетки интерпретации: как их читать — как читать палетки для конкретных приборов.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Почему на кросс-плот «нейтрон — плотность» наносят нейтронную пористость в известняковых единицах, а плотность — как пористость на шкале известняка?
1. А.Линии палетки построены для этих шкал: на них известняк — диагональ, а различия минералов уже учтены положением линий
2. Б.Потому что большинство коллекторов — известняки
3. В.Чтобы плотность и нейтронная пористость совпали в любом пласте
4. Г.Так требует закон сохранения массы
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Линии палетки построены для этих шкал: на них известняк — диагональ, а различия минералов уже учтены положением линий
Шкала известняка — общая система координат палетки, а не предположение о породе. Различия минералов учтены тем, где лежат линии песчаника и доломита. Если нанести кривую, уже пересчитанную в единицы песчаника, точка сдвинется на несколько единиц, и литология будет прочитана неверно.
2
Чистый пласт с жидкостью, ГК низкий: $\rho_b = 2{,}52$ г/см³, $\phi_N = 0{,}07$ в известняковых единицах. Оцените пористость и литологию.
Жауабын көрсету
Плотностная пористость на шкале известняка $(2{,}71 - 2{,}52)/1{,}71 \approx 0{,}111$ . Точка лежит выше диагонали — между линиями известняка и песчаника. Быстрая оценка $(0{,}07 + 0{,}111)/2 \approx 0{,}09$ ; по линиям модели урока пара «песчаник — известняк» даёт около 0,09 и примерно 44 % кальцита в скелете, пара «песчаник — доломит» — около 0,10, но лишь около 16 % доломита. Пористость определена хорошо, состав — нет: кальцит или доломит в песчанике, решают $P_e$ , шлам и керн.
3
Какая пара методов хуже всего различает песчаник, известняк и доломит, но хорошо разделяет каменную соль, ангидрит и гипс?
1. А.Все одинаково
2. Б.Нейтрон — плотность
3. В.Акустика — нейтрон
4. Г.Акустика — плотность
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Акустика — плотность
Для плотности и интервального времени замена одного основного минерала другим выглядит почти как изменение пористости, поэтому линии песчаника, известняка и доломита почти сливаются. Эвапориты же резко различаются и по плотности (2,03, 2,98 и 2,35 г/см³), и по интервальному времени.
4
Где окажется точка чистого газоносного известняка на кросс-плоте «нейтрон — плотность», если не вводить поправку за газ?
1. А.На линии известняка
2. Б.Ниже линии доломита
3. В.У точки глин
4. Г.Выше и левее — у линии песчаника или ещё левее, примерно на той же линии равной пористости
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Выше и левее — у линии песчаника или ещё левее, примерно на той же линии равной пористости
Газ поднимает плотностную пористость и опускает нейтронную, сдвигая точку вверх-влево почти параллельно линиям равной пористости. Пористость, прочитанная по линиям, ошибается немного, а литология — сильно: известняк выглядит песчаником.
5
В кавернозном известняке кросс-плот «нейтрон — плотность» дал известняк с пористостью 0,18, а «акустика — нейтрон» — смесь известняка с доломитом с пористостью около 0,14. Какой результат верен и что даёт их расхождение?
Жауабын көрсету
Верна общая пористость 0,18 по паре «нейтрон — плотность»: оба метода учитывают каверны. Акустический каротаж видит в основном межзерновые поры, поэтому точка на кросс-плоте с акустикой смещается к доломиту и к меньшей пористости. Разность общей и акустической пористости — индекс вторичной пористости: если акустическая пористость около 0,12, на каверны приходится около 0,06.
6
Точка глинистого песчаника на кросс-плоте «нейтрон — плотность» легла между линиями известняка и доломита. Почему и как получить его пористость?
Жауабын көрсету
Глина тянет точку к точке глин — с высокой нейтронной и умеренной плотностной пористостью, то есть вниз и вправо, к карбонатным линиям. Наносят точку глин по соседним глинам, проводят прямую из неё через точку пласта до линии песчаника: пересечение даёт пористость песчаных прослоев, положение точки на отрезке — глинистость, а эффективная пористость равна пористости прослоев, умноженной на $(1 - V_{sh})$ . Результат сверяют с ГК.

Жаңартылған: 5 октября 2026 г.