Определение глинистости

Қысқаша негізгісі

Глинистость — доля объёма, занятая глинистым материалом вместе со связанной водой и алевритом; содержание самих глинистых минералов обычно меньше.
Индекс гамма-активности $I_{GR}$ показывает положение показания между линией чистых пород и линией глин того же разреза. Линии выбирают по типичным пластам каждой зоны, а не по экстремумам диаграммы.
Линейная оценка $V_{sh} = I_{GR}$ — оценка сверху: эмпирические зависимости Ларионова, Стибера и Клавье, подобранные по керну, дают при том же индексе меньшую глинистость.
Каждый индикатор глинистости завышает её в своих условиях: ГК — из-за урана и полевых шпатов, ПС — из-за углеводородов, нейтрон-плотностной — из-за неверной матрицы. Поэтому из нескольких проверенных оценок обычно берут наименьшую.
Выбор линий и зависимости может изменить эффективную толщину вдвое; его обосновывают керном и фиксируют в отчёте.

Негізгі қатынастар

I_{GR} = \dfrac{GR - GR_{cl}}{GR_{sh} - GR_{cl}}

индекс гамма-активности (двойной разностный параметр $\Delta J_\gamma$ )

V_{sh} = \dfrac{2^{\,C I_{GR}} - 1}{2^{\,C} - 1}

зависимость Ларионова: $C = 3{,}7$ для третичных пород, $C = 2$ для более древних

V_{sh} = \dfrac{I_{GR}}{3 - 2\,I_{GR}}

зависимость Стибера

V_{sh} \approx 1 - \dfrac{\mathrm{PSP}}{\mathrm{SSP}}

глинистость по ПС в водоносном пласте

Жиі қателіктер

Брать за линию глин абсолютный максимум ГК (урановый сланец), а за линию чистых пород — абсолютный минимум (уголь, ангидрит, соль).
Проводить одни линии на весь ствол, хотя от свиты к свите и с глубиной они смещаются.
Применять нелинейную зависимость по привычке, без проверки на керне.
Сравнивать каротажную глинистость с содержанием глинистых минералов по рентгеновскому анализу керна как одну и ту же величину.

Сабақтан кейін сіз

отличать глинистость (объём глинистого материала) от содержания глинистых минералов и понимать, какую величину даёт каждый метод;
выбрать на диаграмме ГК линии чистых пород и глин и рассчитать индекс гамма-активности;
перевести индекс в глинистость по линейной и нелинейным зависимостям (Ларионова, Стибера, Клавье) и обосновать выбор;
оценить глинистость по потенциалам самопроизвольной поляризации (ПС) и по расхождению нейтронного и плотностного каротажа и выбрать итоговое значение по нескольким индикаторам;
оценить, как выбор линий и зависимости меняет эффективную толщину пласта.

Что называют глинистостью

В каротаже слово «глина» (shale) означает не минерал, а породу: тонкозернистую смесь глинистых минералов (иллита, каолинита, смектита, хлорита), алевритовых зёрен кварца и полевых шпатов и воды, связанной на поверхности глинистых частиц. Глинистость $V_{sh}$ — доля объёма пласта, занятая таким материалом с теми же свойствами, что у соседних глинистых пачек. Отсюда главная идея всех каротажных оценок: принять опорную глинистую пачку за 100 % глин, чистый песчаник или карбонат — за 0 % и определить, где между ними лежит изучаемый пласт.

Глинистость и содержание глинистых минералов ( $V_{cl}$ , clay volume) — разные величины. Глинистая пачка может состоять из глинистых минералов лишь наполовину, остальное — алеврит и связанная вода. Поэтому рентгеновский анализ керна, дающий минеральный состав, обычно показывает меньшие значения, чем каротажная глинистость. В отечественной практике по керну часто определяют массовую глинистость — долю тонкой (пелитовой) фракции, например частиц мельче 0,01 мм, — и пересчитывают её в объёмную глинистость $K_{\text{гл}}$ . Сравнивая каротаж с керном, важно сравнивать одинаково определённые величины.

Глинистый материал может располагаться в пласте по-разному: тонкими слоями между песчаными прослоями (слоистая глинистость, laminated shale), рассеянным в порах и на поверхности зёрен (дисперсная, dispersed) или в виде зёрен и обломков вместо части скелета (структурная, structural). При одной и той же $V_{sh}$ эти формы по-разному влияют на пористость, проницаемость и сопротивление: дисперсная глина забивает поровые каналы и сильнее всего снижает проницаемость, а слоистая почти не меняет свойств песчаных прослоев между глинами. Модели насыщенности глинистых коллекторов учитывают форму распределения — см. Насыщенность глинистых коллекторов.

Для чего нужна глинистость

Задача: Выделение коллекторов
Как используют $V_{sh}$: интервалы с глинистостью выше граничного значения не включают в эффективную толщину (Подсчёт запасов объёмным методом)

Задача: Пористость
Как используют $V_{sh}$: поправка показаний плотностного, нейтронного и акустического каротажа на глины (Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС)

Задача: Насыщенность
Как используют $V_{sh}$: модели глинистых коллекторов вместо уравнения Арчи (Насыщенность глинистых коллекторов)

Задача: Качество коллектора
Как используют $V_{sh}$: связи глинистости с проницаемостью, классификация пород, выбор интервалов перфорации

Задача	Как используют $V_{sh}$
Выделение коллекторов	интервалы с глинистостью выше граничного значения не включают в эффективную толщину (Подсчёт запасов объёмным методом)
Пористость	поправка показаний плотностного, нейтронного и акустического каротажа на глины (Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС)
Насыщенность	модели глинистых коллекторов вместо уравнения Арчи (Насыщенность глинистых коллекторов)
Качество коллектора	связи глинистости с проницаемостью, классификация пород, выбор интервалов перфорации

Линии чистых пород и глин, индекс гамма-активности

Первый шаг — выбрать на диаграмме гамма-каротажа две опорные линии. Линия чистых пород $GR_{cl}$ (clean line) — типичное показание чистого, неглинистого песчаника или карбоната. Линия глин $GR_{sh}$ (shale line) — типичное показание мощных глинистых пачек. Между ними показание пласта пересчитывают в безразмерный индекс гамма-активности.

Индекс гамма-активности

I_{GR} = \frac{GR - GR_{cl}}{GR_{sh} - GR_{cl}}

мұндағы:

$I_{GR}$ индекс гамма-активности, доли единицы
$GR$ показание ГК в изучаемом интервале, API
$GR_{cl}$ линия чистых пород, API
$GR_{sh}$ линия глин, API

Бірліктер: любые одинаковые единицы ГК (API, мкР/ч); индекс безразмерен

Мына жағдайда орындалады

радиоактивность изучаемого пласта создаёт только глинистый материал;
глинистый материал в пласте такой же, как в опорной глинистой пачке, а чистая часть — как в опорном чистом пласте;
пласт толще вертикального разрешения прибора;
значения за пределами линий обрезают: $I_{GR} < 0$ принимают за 0, $I_{GR} > 1$ — за 1.

Индекс — доля пути от чистой породы к глине по шкале радиоактивности. Это ещё не глинистость: как перевести его в $V_{sh}$ , зависит от пород (следующий раздел). В отечественной практике та же величина — двойной разностный параметр $\Delta J_\gamma$ .

СызбаВыбор линий на условной диаграмме ГК: линии чистых пород (28 API) и глин (128 API) проведены по типичным пластам, а не по экстремумам. Угольный прослой и урановый сланец дают крайние значения, но для линий не годятся.

Как выбрать линии

1
Разбить разрез на зоны
Линии проводят отдельно для каждой свиты или пачки: с глубиной глины уплотняются и меняют состав, и их показания смещаются. Одни линии на весь ствол — частая ошибка.
2
Линия глин
Берут типичное значение мощных однородных глинистых пачек рядом с изучаемым пластом — например, значение, которое превышают лишь 5–10 % отсчётов в глинистой части зоны. Урановые сланцы и единичные пики в расчёт не идут.
3
Линия чистых пород
Берут типичное значение заведомо чистых пластов того же типа, что и изучаемый: песчаников — для песчаников, карбонатов — для карбонатов. Уголь, ангидрит и соль дают более низкие значения и для линии не годятся.
4
Проверить другими методами
По ПС, нейтронному и плотностному каротажу и керну убедиться, что опорные пласты действительно чистые и глинистые, а не радиоактивный песчаник или «холодная» глина.
5
Записать выбор
Линии и их обоснование фиксируют в отчёте: от них прямо зависит эффективная толщина, и при новых данных их пересматривают.

Есептеу мысалыКак линии меняют индекс

Бастапқы деректер (шартты)

Показание ГК в изучаемом пласте: 73 API
Типичные чистые песчаники и глины зоны: 28 API и 128 API
Абсолютные минимум и максимум диаграммы: 12 API (уголь) и 186 API (урановый сланец)

Шешім

С типичными линиями: $I_{GR} = (73 - 28)/(128 - 28) = 0{,}45$ .
С абсолютными экстремумами: $I_{GR} = (73 - 12)/(186 - 12) = 0{,}35$ .
Разница — 0,10 в единицах индекса, то есть индекс занижен на 22 %.

Жауап: Правильно выбранные линии дают индекс 0,45, экстремумы диаграммы — 0,35.

Бұл нені білдіреді. Урановый сланец поднял линию глин, и пласт выглядит заметно чище, чем есть; уголь, опустив линию чистых пород, сдвигает индекс в обратную сторону, но слабее. Ошибка индекса переходит в глинистость и дальше в эффективную толщину: если граничное значение лежит между двумя оценками, выбор линий решает, считать ли пласт коллектором. Данные примера условные.

От индекса к глинистости

Самое простое допущение — глинистость равна индексу, $V_{sh} = I_{GR}$ . Оно верно, если радиоактивность смеси складывается из вкладов чистой породы и глины пропорционально их объёмам, а глинистый материал в пласте такой же, как в опорной пачке. Сопоставления с керном показали, что во многих разрезах линейная оценка завышает глинистость, особенно в средней части диапазона. Поэтому её считают оценкой сверху, а для уточнения используют эмпирические зависимости, подобранные по керну. Все они дают 0 для чистой породы, практически 1 для глины и лежат ниже прямой $V_{sh} = I_{GR}$ .

Зависимость Ларионова

V_{sh} = \frac{2^{\,C\,I_{GR}} - 1}{2^{\,C} - 1}

мұндағы:

$V_{sh}$ глинистость, доли единицы
$I_{GR}$ индекс гамма-активности, доли единицы
$C$ коэффициент Ларионова, задающий кривизну: 3,7 для третичных (палеогеновых и неогеновых) рыхлых пород, 2 для более древних консолидированных, —

Бірліктер: безразмерная; $V_{sh}$ и $I_{GR}$ в долях единицы

Мына жағдайда орындалады

эмпирическая зависимость: коэффициент $C$ отражает породы, по которым она подобрана, и уточняется по керну;
индекс рассчитан по правильно выбранным линиям чистых пород и глин;
радиоактивность связана с глинистым материалом.

Чем больше $C$ , тем сильнее кривая прогибается ниже прямой $V_{sh} = I_{GR}$ и тем меньшую глинистость она даёт при том же индексе; при $C \to 0$ зависимость переходит в линейную. В отечественной практике её применяют к двойному разностному параметру $\Delta J_\gamma$ , подбирая $C$ по керну. Обычно встречающиеся записи с коэффициентами 0,083 и 0,33 — частные случаи этой формулы (см. другие формы).

Басқа бірліктер жүйелерінде (2)

Третичные породы, C = 3,7

V_{sh} = 0{,}083\left(2^{\,3{,}7\,I_{GR}} - 1\right)

$V_{sh}$ и $I_{GR}$ в долях единицы.

$0{,}083 \approx 1/(2^{3{,}7} - 1) = 1/12{,}0$ .

Древние породы, C = 2

V_{sh} = 0{,}33\left(2^{\,2\,I_{GR}} - 1\right)

$V_{sh}$ и $I_{GR}$ в долях единицы.

$0{,}33 \approx 1/(2^{2} - 1) = 1/3$ .

Зависимость Стибера

V_{sh} = \frac{I_{GR}}{3 - 2\,I_{GR}}

мұндағы:

$V_{sh}$ глинистость, доли единицы
$I_{GR}$ индекс гамма-активности, доли единицы

Бірліктер: безразмерная; доли единицы

Мына жағдайда орындалады

эмпирическая зависимость, подобранная для третичных песчано-глинистых отложений;
это частный случай семейства с параметром кривизны $A = 3$ ; общий вид — в дополнительном разделе.

При малых индексах даёт около трети линейной оценки, при $I_{GR} = 0{,}5$ — ровно половину её (0,25).

Зависимость Клавье

V_{sh} = 1{,}7 - \sqrt{3{,}38 - \left(I_{GR} + 0{,}7\right)^2}

мұндағы:

$V_{sh}$ глинистость, доли единицы
$I_{GR}$ индекс гамма-активности, доли единицы

Бірліктер: безразмерная; доли единицы

Мына жағдайда орындалады

эмпирическая зависимость; геометрически — дуга окружности с центром в точке $(-0{,}7;\ 1{,}7)$ , проходящая через $(0;\ 0)$ и $(1;\ 1)$ .

По кривизне она лежит между зависимостями Ларионова для древних и для третичных пород.

ЕсептеуГлинистость в зависимости от индекса гамма-активности по линейной оценке и четырём эмпирическим зависимостям. Точки — пласт из примеров урока (

I_{GR} = 0{,}45

), горизонтальная линия — граничное значение 0,35 из примера об эффективной толщине.

Есептеу мысалыОдна и та же точка по пяти зависимостям

Бастапқы деректер (шартты)

Индекс гамма-активности $I_{GR}$: 0,45 (пласт из предыдущего примера)

Шешім

Линейная оценка: $V_{sh} = 0{,}45$ .
Ларионов, древние породы: $(2^{0{,}9} - 1)/3 = 0{,}289$ .
Клавье: $1{,}7 - \sqrt{3{,}38 - 1{,}15^2} = 0{,}266$ .
Стибер: $0{,}45/(3 - 0{,}9) = 0{,}214$ .
Ларионов, третичные породы: $(2^{1{,}665} - 1)/(2^{3{,}7} - 1) = 0{,}181$ .

Жауап: При одном и том же индексе 0,45 глинистость получается от 0,181 до 0,45 — различие в 2,5 раза.

Бұл нені білдіреді. Выбор зависимости — не формальность: при граничном значении глинистости 0,30 линейная оценка отбросит пласт как неколлектор, а все нелинейные его сохранят. Какая из них верна для данного разреза, покажет только сопоставление с керном. Данные примера условные.

Какую зависимость выбрать

Условия: Керна нет, нужна осторожная оценка
Разумный выбор: линейная
Почему: даёт наибольшую глинистость — оценку сверху

Условия: Молодые (третичные) рыхлые песчано-глинистые толщи
Разумный выбор: Ларионов с $C = 3{,}7$ или Стибер
Почему: подобраны по таким породам

Условия: Древние консолидированные породы (мезозой, палеозой)
Разумный выбор: Ларионов с $C = 2$ или Клавье
Почему: первая подобрана по таким породам, у второй близкая умеренная кривизна

Условия: Тонкое переслаивание песчаников и глин тоньше разрешения ГК
Разумный выбор: ближе к линейной
Почему: прибор осредняет прослои по толщине, и индекс близок к доле глинистых прослоев

Условия: Есть керн с измеренной глинистостью
Разумный выбор: зависимость, подобранная по керну
Почему: учитывает местные глины и чистые породы

Условия	Разумный выбор	Почему
Керна нет, нужна осторожная оценка	линейная	даёт наибольшую глинистость — оценку сверху
Молодые (третичные) рыхлые песчано-глинистые толщи	Ларионов с $C = 3{,}7$ или Стибер	подобраны по таким породам
Древние консолидированные породы (мезозой, палеозой)	Ларионов с $C = 2$ или Клавье	первая подобрана по таким породам, у второй близкая умеренная кривизна
Тонкое переслаивание песчаников и глин тоньше разрешения ГК	ближе к линейной	прибор осредняет прослои по толщине, и индекс близок к доле глинистых прослоев
Есть керн с измеренной глинистостью	зависимость, подобранная по керну	учитывает местные глины и чистые породы

Юрские и меловые песчаники, в которых находятся многие залежи Мангышлака и Южно-Тургайского бассейна, по исходному делению относятся к древним породам, но окончательный выбор и здесь делают по керну.

Чтобы понять, при каком индексе пласт пройдёт по граничному значению глинистости, зависимость обращают. Для зависимости Ларионова это делается в явном виде:

Индекс, соответствующий заданной глинистости (обращение зависимости Ларионова)

I^{*} = \frac{1}{C}\,\log_2\!\left[1 + V^{*}\left(2^{\,C} - 1\right)\right]

мұндағы:

$I^{*}$ индекс гамма-активности, при котором глинистость равна $V^{*}$ , доли единицы
$V^{*}$ заданная глинистость, например граничное значение, доли единицы
$C$ коэффициент Ларионова, —

Бірліктер: безразмерная; $\log_2$ — двоичный логарифм, $\log_2 x = \ln x/\ln 2$

Мына жағдайда орындалады

те же, что у зависимости Ларионова.

Пласты с индексом не выше $I^{*}$ проходят по граничному значению глинистости. Чем больше $C$ , тем выше этот порог по индексу.

Есептеу мысалыЭффективная толщина при разных зависимостях

Бастапқы деректер (шартты)

Интервал: 6 м; индекс осреднён по 0,5 м
Индексы сверху вниз: 0,10; 0,16; 0,22; 0,28; 0,40; 0,45; 0,50; 0,57; 0,59; 0,68; 0,76; 0,90
Граничное значение глинистости: $V_{sh} \le 0{,}35$

Шешім

Порог по индексу: для линейной оценки $I^{*} = 0{,}35$ ; по Ларионову для древних пород $I^{*} = \log_2(1 + 0{,}35\cdot 3)/2 = 0{,}518$ ; для третичных $I^{*} = 0{,}643$ .
Отсчётов не выше порога: 4, 7 и 9 из 12.
Эффективная толщина: 2,0, 3,5 и 4,5 м; доля коллектора 0,33, 0,58 и 0,75.

Жауап: В зависимости от выбранной зависимости эффективная толщина интервала — от 2,0 до 4,5 м.

Бұл нені білдіреді. Одни и те же кривые при одном граничном значении дают эффективную толщину, различающуюся более чем вдвое, и запасы изменятся так же (доля коллектора входит в них множителем). Поэтому выбор зависимости обосновывают керном и фиксируют в отчёте вместе с линиями и граничным значением, а при неопределённости считают варианты. Данные примера условные.

Другие индикаторы глинистости

ГК — не единственный и не всегда лучший индикатор. Глины отличаются от чистых пород и другими свойствами: они подавляют потенциал самопроизвольной поляризации, содержат много связанной воды, проводят ток. Оценка надёжнее, если её подтверждают методы с разной физикой — у каждого свои помехи.

Глинистость по ПС

V_{sh} \approx 1 - \frac{\mathrm{PSP}}{\mathrm{SSP}}

мұндағы:

$\mathrm{PSP}$ псевдостатическая амплитуда ПС в изучаемом пласте — отклонение от линии глин, мВ
$\mathrm{SSP}$ статическая амплитуда ПС — отклонение в мощном чистом водоносном пласте с той же пластовой водой, мВ

Бірліктер: мВ; отношение безразмерно

Мына жағдайда орындалады

пласт водоносный: углеводороды тоже уменьшают амплитуду ПС, и оценка будет завышена;
пласт достаточно мощный, либо амплитуда исправлена за его толщину и сопротивление;
сопротивления фильтрата и пластовой воды заметно различаются, а вода в пласте та же, что в опорном чистом пласте;
раствор проводящий: в растворах на углеводородной основе ПС не записывают.

Глины в пласте уменьшают электрохимический потенциал, поэтому амплитуда ПС падает от статической в чистом пласте до нуля на линии глин. В отечественной практике отношение $\mathrm{PSP}/\mathrm{SSP}$ называют относительной амплитудой ПС $\alpha_{\text{пс}}$ , а связь глинистости с ней строят по керну для каждого района. О природе ПС — в теме Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС).

Глинистость по расхождению нейтронной и плотностной пористости

V_{sh} \approx \frac{\phi_N - \phi_D}{\phi_{N,sh} - \phi_{D,sh}}

мұндағы:

$\phi_N,\ \phi_D$ нейтронная и плотностная пористость пласта, рассчитанные для одной и той же матрицы, доли единицы
$\phi_{N,sh},\ \phi_{D,sh}$ те же величины в опорной глинистой пачке, доли единицы

Бірліктер: доли единицы

Мына жағдайда орындалады

пласт насыщен жидкостью: газ сближает кривые или меняет их местами, и оценка будет занижена;
матрица выбрана верно: в доломите, в породах с тяжёлыми минералами расхождение возникает и без глин;
глины в пласте такие же, как в опорной пачке;
показания исправлены за скважину.

Глины содержат много связанной воды и гидроксильных групп: нейтронный каротаж видит в них большую «пористость», а плотностной — меньшую. Разница двух кривых растёт с глинистостью и не зависит от радиоактивности, поэтому этот индикатор не обманывают уран и полевые шпаты.

Полезны и другие данные: ГК без урана и торий по спектрометрии, которые не реагируют на уран; объём воды, связанной глинами, по ядерно-магнитному каротажу (Ядерно-магнитный каротаж); наконец, керн — рентгеновский анализ минерального состава, гранулометрия и шлифы. Керн — эталон, по которому калибруют все каротажные оценки.

Что обманывает индикаторы глинистости

Индикатор: ГК
Завышает глинистость: полевые шпаты, слюды, глауконит, уран, хлорид калия в растворе
Занижает или не работает: «холодные» каолинитовые глины

Индикатор: ГК без урана
Завышает глинистость: полевые шпаты, слюды, тяжёлые минералы
Занижает или не работает: «холодные» глины

Индикатор: ПС
Завышает глинистость: углеводороды в пласте, тонкие пласты, высокое сопротивление пласта
Занижает или не работает: раствор на углеводородной основе; фильтрат и пластовая вода одной солёности

Индикатор: Нейтрон и плотность
Завышает глинистость: неверная матрица (доломит, тяжёлые минералы)
Занижает или не работает: газ в пласте

Индикатор	Завышает глинистость	Занижает или не работает
ГК	полевые шпаты, слюды, глауконит, уран, хлорид калия в растворе	«холодные» каолинитовые глины
ГК без урана	полевые шпаты, слюды, тяжёлые минералы	«холодные» глины
ПС	углеводороды в пласте, тонкие пласты, высокое сопротивление пласта	раствор на углеводородной основе; фильтрат и пластовая вода одной солёности
Нейтрон и плотность	неверная матрица (доломит, тяжёлые минералы)	газ в пласте

Каждый индикатор даёт оценку сверху в своих условиях, поэтому из нескольких оценок часто принимают наименьшую — но только проверив, что низкое значение не вызвано газом, ошибкой матрицы или другой помехой.

Есептеу мысалыТри индикатора в одном пласте

Бастапқы деректер (шартты)

ГК пласта; линии чистых пород и глин: 82 API; 30 и 130 API; зона древних пород ( $C = 2$ )
ПС: статическая амплитуда и амплитуда в пласте: −90 мВ и −76 мВ; пласт водоносный
Нейтронная и плотностная пористость пласта: 0,25 и 0,21 (матрица песчаника)
Те же величины в опорных глинах: 0,40 и 0,12

Шешім

ГК: $I_{GR} = (82 - 30)/(130 - 30) = 0{,}52$ ; по Ларионову для древних пород $V_{sh} = 0{,}35$ .
ПС: $V_{sh} = 1 - 76/90 = 0{,}16$ .
Нейтрон и плотность: $V_{sh} = (0{,}25 - 0{,}21)/(0{,}40 - 0{,}12) = 0{,}14$ .
Две оценки с разной физикой близки (0,16 и 0,14), а ГК даёт в 2,5 раза больше.

Жауап: Принимаем глинистость около 0,14 — наименьшую из согласующихся оценок; повышенный ГК, скорее всего, дают калиевые полевые шпаты или слюды.

Бұл нені білдіреді. При граничном значении 0,30 оценка по одному ГК отбросила бы этот пласт. Гипотезу о полевых шпатах проверяют спектрометрией (много калия при малом тории по сравнению с глинами того же разреза) и керном. Будь пласт нефтенасыщенным, амплитуда ПС уменьшилась бы из-за углеводородов, и оценка по ПС тоже оказалась бы завышенной. Данные примера условные.

Порядок определения глинистости

1
Разбить разрез на зоны
По свитам и типам пород: в каждой зоне свои линии и своя зависимость.
2
Проверить кривые
Поправки ГК за скважину и раствор, увязка записей по глубине, отметка интервалов с кавернами и влиянием хлорида калия.
3
Выбрать линии и рассчитать индекс
По опорным чистым и глинистым пластам зоны; значения за пределами линий обрезать до 0 и 1.
4
Перевести индекс в глинистость
По зависимости, подобранной или проверенной по керну. Без керна — линейная оценка как оценка сверху и нелинейная как вариант.
5
Сравнить с другими индикаторами
ПС, нейтрон и плотность, спектрометрия. При расхождении найти причину — уран, полевые шпаты, газ, матрица — и выбрать надёжную оценку.
6
Оценить влияние
Как меняются эффективная толщина, пористость и насыщенность при разумных вариантах линий и зависимостей; записать выбор в отчёт.

Что меняется, если…

…линию глин провести выше (по урановому сланцу) — индекс и глинистость уменьшатся, неколлекторы попадут в эффективную толщину;
…линию чистых пород провести ниже (по углю или ангидриту) — индекс, наоборот, вырастет: чистые пласты покажутся глинистыми, и часть коллекторов выпадет из эффективной толщины;
…взять зависимость с большей кривизной — глинистость уменьшится при том же индексе, эффективная толщина вырастет;
…в пласте газ — нейтрон-плотностная оценка глинистости уменьшится, и правило минимума может дать слишком чистый пласт.

Терминдер мен белгілер

Глинистость, $V_{sh}$: доля объёма породы, занятая глинистым материалом вместе со связанной водой и алевритом; в отечественной литературе — $K_{\text{гл}}$ .
Содержание глинистых минералов, $V_{cl}$: доля объёма, занятая собственно глинистыми минералами; обычно меньше $V_{sh}$ .
Линия чистых пород и линия глин: типичные показания метода против опорных чистых и глинистых пластов зоны.
Индекс гамма-активности, $I_{GR}$: положение показания ГК между линиями; в отечественной практике — двойной разностный параметр $\Delta J_\gamma$ .
Коэффициент Ларионова, $C$: параметр кривизны зависимости Ларионова: 3,7 для третичных, 2 для более древних пород; уточняется по керну.
Относительная амплитуда ПС, $\alpha_{\text{пс}}$: отношение амплитуды ПС в пласте к статической амплитуде в чистом водоносном пласте.

Жиі қателіктер

Қате

« $V_{sh} = I_{GR}$ — это и есть глинистость».

Шын мәнінде

Линейный индекс — оценка сверху. Во многих разрезах керн показывает меньшую глинистость; нелинейные зависимости это учитывают, но их выбирают и проверяют по керну.

Қате

«Нелинейная зависимость всегда точнее линейной».

Шын мәнінде

Она точнее там, где её подтвердил керн. В тонком переслаивании песчаников и глин, которое прибор осредняет, ближе к правде бывает линейная оценка.

Қате

«Раз ГК высокий, пласт — не коллектор».

Шын мәнінде

Высокий ГК дают и полевые шпаты, слюды, глауконит, уран. Прежде чем отбросить пласт, проверяют ПС, нейтрон-плотностной каротаж, спектрометрию и керн.

Қате

«Глинистость по каротажу должна совпасть с содержанием глин по рентгеновскому анализу керна».

Шын мәнінде

Рентгеновский анализ даёт содержание глинистых минералов, а каротаж — объём глинистого материала вместе с алевритом и связанной водой. Первое обычно меньше; сравнивают одинаково определённые величины.

Қате

«Линии чистых пород и глин одни на всю скважину».

Шын мәнінде

С глубиной и от свиты к свите показания глин и чистых пород смещаются. Линии проводят по зонам, рядом с изучаемым интервалом.

Толық: тереңдетілген

Почему связь индекса с глинистостью нелинейна

ГК пропорционален массовой, а не объёмной концентрации радиоактивных элементов (Гамма-каротаж и спектрометрия естественной радиоактивности). Если глина плотнее чистой пористой породы, её массовая доля больше объёмной, и индекс растёт быстрее глинистости. Пусть глина и чистая порода смешаны в объёмных долях $V_{sh}$ и $1 - V_{sh}$ , а индекс равен массовой доле глины. Выразив из этого условия $V_{sh}$ , получим зависимость того же вида, что у Стибера:

Смешение по массе и общий вид зависимости Стибера

V_{sh} = \frac{I_{GR}}{A - (A - 1)\,I_{GR}}, \qquad A = \frac{\rho_{sh}}{\rho_{cl}}

мұндағы:

$A$ параметр кривизны; при смешении по массе — отношение плотностей, —
$\rho_{sh}$ объёмная плотность глины, г/см³
$\rho_{cl}$ объёмная плотность чистой породы вместе с флюидом в порах, г/см³

Бірліктер: безразмерная; плотности в одинаковых единицах

Мына жағдайда орындалады

индекс равен массовой доле глины: глина в пласте такая же, как в опорной пачке, и радиоактивна только она;
плотности компонентов постоянны.

При $A = 1$ зависимость линейна, при $A = 3$ совпадает с формулой Стибера. Обратно, по паре «индекс — глинистость» эквивалентный параметр находят как $A = I_{GR}\,(1/V_{sh} - 1)/(1 - I_{GR})$ .

Есептеу мысалыСколько нелинейности объясняет разница плотностей

Бастапқы деректер (шартты)

Плотность глины $\rho_{sh}$: 2,55 г/см³
Плотность пористого песчаника $\rho_{cl}$: 2,20 г/см³
Индекс гамма-активности: 0,45

Шешім

Параметр кривизны от разницы плотностей: $A = 2{,}55/2{,}20 = 1{,}159$ .
Глинистость: $V_{sh} = 0{,}45/(1{,}159 - 0{,}159\cdot 0{,}45) = 0{,}41$ .
Эмпирические зависимости дают при том же индексе 0,289 (Ларионов, $C = 2$ ) и 0,181 (Ларионов, $C = 3{,}7$ ), что отвечает $A \approx 2{,}0$ и $A \approx 3{,}7$ .

Жауап: Разница плотностей снижает глинистость только с 0,45 до 0,41, а эмпирические кривые требуют параметра

A

от 2,0 до 3,7 вместо 1,159.

Бұл нені білдіреді. Одной разницей плотностей нелинейность не объяснить. Вероятная причина — глинистый материал внутри коллектора отличается от опорных глин по составу и радиоактивности; количественно этот эффект в разных районах разный, поэтому зависимость и подбирают по керну. Данные примера условные.

Как подобрать коэффициент Ларионова по керну

Если по керну известна глинистость в интервалах с разными индексами, коэффициент $C$ подбирают так, чтобы кривая проходила через эти точки с наименьшей ошибкой. Для первой оценки удобна точка $I_{GR} = 0{,}5$ : подставив её в зависимость Ларионова и обозначив $y = 2^{C/2}$ , получаем $V_{sh} = (y - 1)/(y^2 - 1) = 1/(y + 1)$ , откуда:

Коэффициент Ларионова по глинистости при индексе 0,5

C = 2\log_2\!\left(\frac{1}{V_{0{,}5}} - 1\right)

мұндағы:

$V_{0{,}5}$ глинистость по керну в интервалах с индексом около 0,5, доли единицы
$C$ коэффициент Ларионова, —

Бірліктер: безразмерная

Мына жағдайда орындалады

керновая глинистость определена так же, как каротажная: объём глинистого материала, а не только глинистых минералов;
индекс в интервалах керна рассчитан по тем же линиям, что и во всей зоне;
одна точка даёт лишь первое приближение: по всем данным $C$ подбирают методом наименьших квадратов.

При $V_{0{,}5} = 1/3$ получается $C = 2$ , при $V_{0{,}5} = 0{,}217$ — около 3,7: это и есть две классические зависимости.

Есептеу мысалыКалибровка по керну

Бастапқы деректер (шартты)

Средняя глинистость по керну в интервалах с индексом около 0,5: 0,26
Изучаемый пласт: $I_{GR} = 0{,}45$

Шешім

$1/0{,}26 - 1 = 2{,}846$ ; $\log_2 2{,}846 = 1{,}509$ ; $C = 2\cdot 1{,}509 = 3{,}02$ .
Проверка в точке калибровки: $1/(2^{C/2} + 1) = 0{,}26$ .
Глинистость пласта с индексом 0,45: $V_{sh} = 0{,}220$ — между оценками по Ларионову для древних (0,289) и третичных (0,181) пород.

Жауап: Коэффициент Ларионова для этой зоны — около 3,02; при индексе 0,45 глинистость 0,220.

Бұл нені білдіреді. Одной точки мало: калибровку проверяют по всему диапазону индексов и по нескольким скважинам, а разброс керновых точек вокруг кривой показывает, с какой точностью вообще можно оценивать глинистость по ГК в этой зоне. Данные примера условные.

Басқа тақырыптармен байланыс

Гамма-каротаж и спектрометрия естественной радиоактивности — откуда берётся радиоактивность пород и когда ГК обманывает.
Каротаж в открытом стволе: зачем, как и когда — что измеряет каротаж и почему тонкие пласты выглядят глинистее.
Насыщенность глинистых коллекторов — как глинистость входит в расчёт насыщенности глинистых коллекторов.
Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов — почему в глинистых породах уравнение Арчи завышает водонасыщенность.
Подсчёт запасов объёмным методом — граничные значения, эффективная толщина и подсчёт запасов.
Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС — как глины искажают пористость по плотностному, нейтронному и акустическому каротажу.
Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) — потенциалы самопроизвольной поляризации и их связь с глинистостью.
Лабораторный анализ керна — керн как эталон для калибровки глинистости.

Өзіңізді тексеріңіз

1
ГК пласта 70 API, линия чистых пород 30 API, линия глин 130 API. Чему равен индекс гамма-активности?
1. А.0,40
2. Б.0,30
3. В.0,54
4. Г.0,70
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. 0,40
$I_{GR} = (70 - 30)/(130 - 30) = 0{,}40$ . Это положение показания между линиями, а не сама глинистость: по нелинейным зависимостям она будет меньше.
2
Какая зависимость даёт наибольшую глинистость при индексе 0,5?
1. А.Ларионова для третичных пород
2. Б.Стибера
3. В.Клавье
4. Г.Линейная
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Линейная
Линейная даёт 0,50, Клавье — около 0,31, Стибер — 0,25, Ларионов для третичных пород — около 0,22. Все эмпирические зависимости лежат ниже прямой, поэтому линейную оценку считают оценкой сверху.
3
Водоносный пласт: статическая амплитуда ПС −80 мВ, амплитуда в изучаемом пласте −60 мВ. Какова глинистость по ПС?
1. А.0,33
2. Б.0,75
3. В.0,25
4. Г.0,60
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. 0,25
$V_{sh} \approx 1 - 60/80 = 0{,}25$ . Оценка верна для водоносного пласта: в нефтенасыщенном амплитуда ПС меньше и из-за углеводородов, и глинистость по этой формуле была бы завышена.
4
Чем опасно проводить линию глин по самому высокому значению ГК в скважине, если в разрезе есть урановые сланцы?
Жауабын көрсету
Линия глин окажется слишком высокой, знаменатель индекса вырастет, и индекс, а с ним глинистость, будут занижены. Глинистые пласты пройдут по граничному значению, и эффективная толщина и запасы окажутся завышенными.
5
Почему из нескольких оценок глинистости — по ГК, ПС, нейтрон-плотностному каротажу — часто берут наименьшую?
Жауабын көрсету
Каждый индикатор реагирует на глины, но и ещё на что-то, что его завышает: ГК — на уран и полевые шпаты, ПС — на углеводороды и тонкие пласты, нейтрон-плотностной — на неверную матрицу. Наименьшая оценка ближе всего к правде, если проверено, что её не занизил газ или другая помеха.
6
Почему в газоносном пласте глинистость по расхождению нейтронной и плотностной пористости занижена?
Жауабын көрсету
Газ содержит мало водорода, поэтому нейтронная пористость уменьшается, а малая плотность газа повышает плотностную пористость. Кривые сближаются или меняются местами, и расхождение, которое должно было показать глины, исчезает.

Жаңартылған: 28 октября 2026 г.