ГИС и петрофизикаПористость и литология Продвинутый 22 мин чтения

Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС

Плотностной, нейтронный и акустический каротаж, три метода пористости в комплексе геофизических исследований скважин (ГИС), измеряют разные свойства породы — плотность, содержание водорода, скорость упругой волны — и пересчитывают их в пористость по модели чистого пласта, поры которого заполнены жидкостью. Когда в зоне исследования остался газ, в породе есть глинистый материал, скелет карбоната сложен доломитом или сульфатами, в нём есть каверны, а породы уплотнены не так, как обычно на этой глубине из-за аномального давления, каждый метод отклоняется от истинной пористости по-своему. Урок о том, как распознать эти отклонения по расхождению методов и как по двум-трём методам вместе получить пористость, которую ни один из них в отдельности не даёт.

Зачем это нужно

В продуктивных разрезах чистый водоносный пласт известной литологии — скорее исключение. Газ занижает нейтронную пористость и завышает плотностную, глины завышают обе, каверны почти не видны акустическому каротажу, доломит сдвигает шкалы. Неучтённый газ в пласте с пористостью 20–25 % — ошибка в несколько единиц пористости, то есть в десятки процентов порового объёма, а газ, скрытый глинами, — пропущенная залежь. Те же расхождения, прочитанные количественно, дают пористость газоносного пласта и газонасыщенность промытой зоны, долю каверн в карбонате и признаки зоны аномально высокого пластового давления (АВПД).

Сначала прочитайте:Пористость по плотностному каротажу Пористость по нейтронному каротажу

Кратко о главном

Три метода отвечают на разные вопросы: плотностной — сколько массы (точнее, электронов) в единице объёма, нейтронный — сколько водорода, акустический — насколько жёсток каркас породы. В чистом пласте с жидкостью известной литологии ответы совпадают; расхождение — признак газа, глин, другого скелета или особого строения пор.
Остаточные углеводороды поднимают плотностную пористость на $k_D\,\phi S_{hr}$ и опускают нейтронную на $k_N\,\phi S_{hr}$ и ещё на поправку за экскавацию. Для газа на глубине около 2 км оба коэффициента 0,6–0,7, для нефти $k_D$ около 0,1–0,2, а $k_N$ близок к нулю.
По двум кривым находят две неизвестные: пористость — средневзвешенное исправленных $\phi_D$ и $\phi_N$ , объём газа — их расхождение, делённое на $k_D + k_N$ . Найденная газонасыщенность относится к промытой зоне и для пласта — нижняя граница.
Глины поднимают нейтронную кривую намного сильнее плотностной и могут полностью скрыть газ. Обе кривые сначала исправляют за глинистость по ГК или ПС и только потом ищут газ.
В карбонатах доломит на известняковых шкалах раздвигает кривые, как глина, гипс даёт нейтронную пористость около 0,5, ангидрит — отрицательную плотностную. Каверны видят плотностной и нейтронный каротаж, но почти не видит акустический.
Давление действует дважды: глубже газ плотнее, и при том же количестве газа перекрытие кривых меньше; в зоне АВПД глины недоуплотнены — их плотность ниже нормального тренда, — а акустическая пористость песков без поправки завышена.

Ключевые соотношения

\phi_D = \phi\,(1 + k_D\,S_{hr}), \qquad k_D = \dfrac{\rho_{mf} - \rho_{a,h}}{\rho_{ma} - \rho_{mf}}

плотностная пористость пласта с остаточными углеводородами в промытой зоне

\phi_N = \phi\,(1 - k_N\,S_{hr}) - \Delta\phi_{ex}, \qquad k_N = 1 - \dfrac{\mathrm{HI}_h}{\mathrm{HI}_{mf}}

нейтронная пористость того же пласта

\phi = \dfrac{k_N\,\phi_D + k_D\,\phi_N'}{k_D + k_N}, \qquad \phi\,S_{hr} = \dfrac{\phi_D - \phi_N'}{k_D + k_N}

совместное решение; $\phi_N' = \phi_N + \Delta\phi_{ex}$ , в первом приближении $\Delta\phi_{ex} = 0$

\mathrm{HI}_h = \dfrac{9\,\rho_h\,x}{12 + x}, \qquad x \approx 4 - 2{,}5\,\rho_h

водородный индекс углеводорода по его плотности в г/см³

\phi_{D,c} = \phi_D - V_{sh}\,\phi_{D,sh}, \qquad \phi_{N,c} = \phi_N - V_{sh}\,\phi_{N,sh}

поправки за глинистость — до поправки за газ

Где чаще всего ошибаются

Брать среднее двух кривых, не исправив их за глинистость и не приведя к одной матрице.
Принимать расхождение «нейтронная больше плотностной» на известняковых шкалах за глину, не посмотрев на ГК: так выглядят и доломит, и гипс.
Считать газонасыщенность промытой зоны газонасыщенностью пласта.
Сравнивать перекрытие кривых на разных глубинах, забыв, что глубже газ плотнее.

После урока вы сможете

для газа, нефти, глин, доломита, гипса, ангидрита, каверн и недоуплотнения назвать, в какую сторону отклоняются плотностная, нейтронная и акустическая пористость, и объяснить почему;
рассчитать водородный индекс и кажущуюся плотность нефти и газа по их плотности и оценить, насколько каждый флюид сдвигает показания;
найти пористость и остаточную газонасыщенность промытой зоны по плотностной и нейтронной пористости с поправкой за эффект экскавации и объяснить, почему результат — нижняя граница газонасыщенности пласта;
исправить обе кривые за глинистость до поправки за газ и распознать газ, скрытый глинами;
отличить влияние доломита и сульфатов от глин и газа и оценить долю каверн по сравнению трёх методов;
объяснить, как пластовое давление ослабляет газовый эффект и как недоуплотнённые глины проявляются на плотностном каротаже.

Три метода — три разных вопроса к породе

Ни один каротажный метод не измеряет пористость прямо. Плотностной каротаж определяет, сколько электронов, а значит, и массы приходится на единицу объёма породы (Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс). Нейтронный — сколько в ней водорода (Нейтронный каротаж). Акустический — время пробега упругой волны, которое зависит от жёсткости каркаса (Акустический каротаж). Каждое из этих чисел превращают в пористость через модель чистой породы известного состава с жидкостью в порах. Пока модель верна, методы дают одну пористость. Когда нет — ошибаются, но каждый по-своему, и в этом их ценность: расхождение указывает, чем пласт отличается от модели.

Показание удобно представлять суммой вкладов скелета, флюида в порах и глинистого материала (показание как смесь откликов). Отклонение возникает, когда компонент «весит» для метода не так, как предполагает модель: газ лёгок и беден водородом; глина не так уж легка, но богата водородом связанной воды; каверна для упругой волны почти незаметна; доломит тяжелее кальцита и сильнее замедляет нейтроны.

Расхождение методов как признак

Причина: Газ в промытой зоне
Плотностная и нейтронная: $\phi_D > \phi_N$ — перекрытие
Акустическая: в уплотнённой породе почти не меняется
Чем подтвердить: сопротивление, газопоказания

Причина: Лёгкая нефть
Плотностная и нейтронная: $\phi_D$ на 1–2 единицы выше
Акустическая: почти не меняется
Чем подтвердить: сопротивление

Причина: Глины
Плотностная и нейтронная: $\phi_N$ намного выше $\phi_D$
Акустическая: завышена
Чем подтвердить: ГК, ПС

Причина: Доломит (расчёт на известняк)
Плотностная и нейтронная: $\phi_N$ выше $\phi_D$ , ГК низкий
Акустическая: занижена
Чем подтвердить: $P_e$ около 3, шлам

Причина: Гипс
Плотностная и нейтронная: $\phi_N$ около 0,5
Акустическая: близка к нулю
Чем подтвердить: плотность 2,35 г/см³

Причина: Ангидрит
Плотностная и нейтронная: $\phi_D$ отрицательна, $\phi_N$ около 0
Акустическая: близка к нулю
Чем подтвердить: плотность 2,98 г/см³

Причина: Каверны
Плотностная и нейтронная: совпадают: обе учитывают каверны
Акустическая: меньше общей
Чем подтвердить: керн, скважинные имиджеры

Причина: Недоуплотнение
Плотностная и нейтронная: совпадают
Акустическая: больше общей
Чем подтвердить: интервальное время глин

Причина	Плотностная и нейтронная	Акустическая	Чем подтвердить
Газ в промытой зоне	$\phi_D > \phi_N$ — перекрытие	в уплотнённой породе почти не меняется	сопротивление, газопоказания
Лёгкая нефть	$\phi_D$ на 1–2 единицы выше	почти не меняется	сопротивление
Глины	$\phi_N$ намного выше $\phi_D$	завышена	ГК, ПС
Доломит (расчёт на известняк)	$\phi_N$ выше $\phi_D$ , ГК низкий	занижена	$P_e$ около 3, шлам
Гипс	$\phi_N$ около 0,5	близка к нулю	плотность 2,35 г/см³
Ангидрит	$\phi_D$ отрицательна, $\phi_N$ около 0	близка к нулю	плотность 2,98 г/см³
Каверны	совпадают: обе учитывают каверны	меньше общей	керн, скважинные имиджеры
Недоуплотнение	совпадают	больше общей	интервальное время глин

ГК — гамма-каротаж, ПС — потенциалы самопроизвольной поляризации, $P_e$ — фотоэлектрический индекс. Сравнения верны, когда кривые исправлены за условия измерений и рассчитаны для одной матрицы; «единица» — одна единица пористости (0,01). Таблица дополняет сравнение методов в теме об акустической пористости: здесь важно не то, какой метод прав, а что означает их расхождение.

РасчётПористость, которую покажут три метода в шести условных пластах, рассчитанная по моделям этого урока и соседних тем: черта — истинная пористость (для глинистого пласта — эффективная), кружок — плотностная, квадрат — нейтронная, треугольник — акустическая. Каждая рассчитана с параметрами чистой водоносной породы того же типа; доломит — так, как если бы его приняли за известняк.

Что меняется, если…

…в промытой зоне больше остаточного газа — кривые расходятся сильнее: перекрытие растёт пропорционально объёму газа $\phi S_{hr}$ ;
…тот же газ залегает глубже — он плотнее и богаче водородом, и перекрытие меньше;
…фильтрат проник глубже или каротаж записан через несколько суток после вскрытия — газа у стенки скважины меньше, эффект слабее;
…в газоносном пласте появляется глина — нейтронная кривая поднимается и может догнать плотностную;
…известняк замещается доломитом — на известняковых шкалах нейтронная пористость растёт, плотностная падает, как в глинах, но ГК остаётся низким.

Нефть и газ глазами плотностного и нейтронного приборов

Насколько углеводород в порах сдвигает показания, определяют два его свойства: водородный индекс (hydrogen index) — для нейтронного прибора — и кажущаяся плотность (apparent density) — для плотностного. Оба следуют из плотности углеводорода в пластовых условиях $\rho_h$ и из того, сколько атомов водорода приходится на атом углерода в его средней формуле $\mathrm{CH}_x$ .

Водородный индекс углеводорода по его плотности

\mathrm{HI}_h = \frac{9\,\rho_h\,x}{12 + x}, \qquad x \approx 4 - 2{,}5\,\rho_h

где:

$\mathrm{HI}_h$ водородный индекс углеводорода — количество водорода в единице объёма относительно пресной воды, —
$\rho_h$ плотность углеводорода в пластовых условиях, г/см³
$x$ число атомов водорода на атом углерода в средней формуле $\mathrm{CH}_x$ , —

Единицы: $\rho_h$ — г/см³; индекс безразмерен

Справедливо, если

первая формула выведена в теме о нейтронном каротаже: атомные массы округлены до 12 и 1;
если состав известен, $x$ берут по нему: для сухого газа, близкого к метану, $x = 4$ и $\mathrm{HI}_h = 2{,}25\,\rho_h$ ; для нефти $x \approx 2$ и $\mathrm{HI}_h \approx 1{,}29\,\rho_h$ ;
оценка $x \approx 4 - 2{,}5\,\rho_h$ опытная: она сводит лёгкие углеводороды к метану, а нефть плотностью около 0,8 г/см³ — к формуле $\mathrm{CH}_2$ .

Водородный индекс нефти близок к единице при любой реальной плотности, поэтому нефть от воды нейтронный каротаж не отличает. У газа он пропорционален плотности, то есть растёт с давлением. Встречаются и более простые оценки — около $2{,}2\,\rho_h$ для газа и $\rho_h + 0{,}3$ для углеводородов плотнее 0,25 г/см³; при плотности до 0,8 г/см³ они расходятся с формулой на несколько сотых, а для более тяжёлой нефти вторая завышает индекс на 0,1 и больше.

В других системах единиц (1)

С оценкой

x

по плотности

\mathrm{HI}_h \approx \frac{9\,\rho_h\,(4 - 2{,}5\,\rho_h)}{16 - 2{,}5\,\rho_h}

$\rho_h$ — г/см³.

Получается подстановкой $x = 4 - 2{,}5\rho_h$ в основную формулу.

Кажущаяся плотность углеводорода для плотностного прибора

\rho_{a,h} = 1{,}0704\,\frac{2\,(6 + x)}{12 + 1{,}01\,x}\,\rho_h - 0{,}1883

где:

$\rho_{a,h}$ кажущаяся плотность — число, которое подставляют вместо плотности углеводорода в баланс масс плотностного каротажа, г/см³
$\rho_h$ истинная плотность углеводорода в пластовых условиях, г/см³
$x$ число атомов водорода на атом углерода, —

Единицы: г/см³

Справедливо, если

прибор откалиброван по известняку с пресной водой: $\rho_a = 1{,}0704\,\rho_e - 0{,}1883$ (электронная и кажущаяся плотность);
дробь — отношение $2\sum Z/M$ для группы $\mathrm{CH}_x$ : в ней $6 + x$ электронов (шесть у углерода и $x$ у водорода), а молярная масса $12 + 1{,}01\,x$ ;
для метана формула переходит в $\rho_{a,g} \approx 1{,}334\,\rho_g - 0{,}188$ (кажущаяся плотность газа), для нефти с $x = 2$ — в $\rho_{a,h} \approx 1{,}222\,\rho_h - 0{,}188$ .

У нефти кажущаяся плотность меньше истинной лишь на сотые доли г/см³, у газа — намного меньше, а для метана легче 0,14 г/см³ она формально отрицательна. Это не физическая плотность, а величина, с которой газ правильно «взвешивается» в формулах прибора.

Теперь можно записать, насколько остаточные углеводороды сдвигают обе пористости, — поправки за углеводороды. Пусть в промытой зоне пласта с пористостью $\phi$ доля пор $S_{hr}$ занята нефтью или газом, которые фильтрат не вытеснил, а остальное — фильтратом (Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка). Баланс масс для плотности и баланс водорода для нейтронов дают два простых выражения.

Плотностная и нейтронная пористость пласта с остаточными углеводородами

\phi_D = \phi + k_D\,\phi S_{hr}, \qquad \phi_N = \phi - k_N\,\phi S_{hr} - \Delta\phi_{ex}

где:

$\phi_D$ плотностная пористость, рассчитанная с плотностью скелета пласта и плотностью фильтрата («на фильтрат»), доли единицы
$\phi_N$ нейтронная пористость в единицах матрицы пласта, исправленная за условия измерений, доли единицы
$\phi$ истинная пористость, доли единицы
$S_{hr}$ остаточная углеводородонасыщенность (residual hydrocarbon saturation) промытой зоны: $S_{hr} = 1 - S_{xo}$ , доли единицы
$k_D$ чувствительность плотностной пористости к углеводородам: $(\rho_{mf} - \rho_{a,h})/(\rho_{ma} - \rho_{mf})$ , —
$k_N$ чувствительность нейтронной пористости: $1 - \mathrm{HI}_h/\mathrm{HI}_{mf}$ , —
$\rho_{mf},\ \mathrm{HI}_{mf}$ плотность и водородный индекс фильтрата, г/см³; —
$\rho_{ma}$ плотность скелета, принятая в расчёте $\phi_D$ , г/см³
$\Delta\phi_{ex}$ поправка за эффект экскавации (excavation effect; формула); для нефти пренебрежимо мала, доли единицы

Единицы: доли единицы; плотности — в г/см³

Справедливо, если

чистый пласт, скелет известен, обе кривые исправлены за условия измерений и приведены к матрице пласта;
оба прибора видят одну и ту же зону — первые 10–30 см за стенкой — с фильтратом и остаточными углеводородами;
водородный индекс флюида промытой зоны $S_{wH} = 1 - k_N S_{hr}$ — тот же, что в формуле экскавации (подробнее), при $\mathrm{HI}_{mf} = 1$ .

Знаки противоположны: углеводороды поднимают плотностную пористость и опускают нейтронную. Расхождение кривых $\phi_D - \phi_N$ — на совместимых шкалах это перекрытие (crossover) — равно $(k_D + k_N)\,\phi S_{hr}$ плюс поправка за экскавацию, то есть пропорционально объёму углеводородов в зоне исследования.

В других системах единиц (1)

Через объёмную плотность

\Delta\rho_b = -(\rho_{mf} - \rho_{a,h})\,\phi S_{hr}

$\Delta\rho_b$ — изменение показания плотностного прибора, г/см³, по сравнению с тем же пластом, в порах которого только фильтрат; отрицательно — порода выглядит легче.

Постоянной нет: это баланс масс. Делением на $\rho_{ma} - \rho_{mf}$ получается сдвиг плотностной пористости $k_D\,\phi S_{hr}$ .

Расчётный примерНефть и газ в одном и том же песчанике

Исходные данные (условные)

Пласт: чистый кварцевый песчаник, $\phi = 0{,}25$ ; в промытой зоне 40 % пор занято остаточными углеводородами ( $\phi S_{hr} = 0{,}10$ ), остальное — пресный фильтрат (1,00 г/см³, $\mathrm{HI} = 1$ )
Вариант 1: лёгкая нефть плотностью 0,75 г/см³ в пластовых условиях
Вариант 2: газ, близкий к метану, 0,13 г/см³ (пласт на глубине около 2 км)

Решение

Нефть: $x \approx 4 - 2{,}5\cdot 0{,}75 = 2{,}125$ ; водородный индекс $\dfrac{9\cdot 0{,}75\cdot 2{,}125}{12 + 2{,}125} = 1{,}015$ ; кажущаяся плотность по формуле выше — 0,734 г/см³.
Чувствительности для нефти: $k_D = \dfrac{1{,}00 - 0{,}734}{2{,}65 - 1{,}00} = 0{,}161$ ; $k_N = 1 - 1{,}015 = -0{,}015$ . Плотностная пористость вырастет на 1,6 единицы, нейтронная практически не изменится (0,15 единицы).
Газ: $\mathrm{HI}_h = 2{,}25\cdot 0{,}13 = 0{,}2925$ ; $\rho_{a,h} = 1{,}334\cdot 0{,}13 - 0{,}188$ = −0,015 г/см³; $k_D = \dfrac{1{,}00 - (-0{,}015)}{1{,}65} = 0{,}615$ , $k_N = 0{,}7075$ .
Сдвиги от газа: плотностная пористость $+6{,}2$ единицы; нейтронная $-7{,}1$ из-за недостатка водорода и ещё $-2{,}8$ из-за эффекта экскавации (при $S_{wH} = 0{,}717$ ).

Ответ: Нефть разводит кривые всего на 1,5 единицы пористости, газ при том же объёме — на 16.

Что это значит. Нефть почти не отличается от фильтрата ни водородом, ни кажущейся плотностью, поэтому нефтеносный пласт на паре «плотность — нейтрон» выглядит почти как водоносный; различает их сопротивление (Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов). Газ, занимающий 10 % объёма породы, разводит кривые на 16 единиц, и 18 % этого расхождения даёт эффект экскавации. Коэффициенты зависят от плотности газа: глубже, при большем давлении, оба меньше (раздел о давлении ниже). Данные примера условные.

Газ: пористость и газонасыщенность по двум кривым

В газоносном пласте каждая кривая в отдельности ошибается на единицы пористости: плотностная — вверх, нейтронная — вниз. Но ошибки известны с точностью до одной неизвестной — объёма газа $\phi S_{hr}$ . Две кривые — два уравнения раздела выше, две неизвестные — пористость и газонасыщенность промытой зоны. Если скелет известен, система решается в явном виде.

Пористость и остаточная газонасыщенность по плотностной и нейтронной пористости

\phi = \frac{k_N\,\phi_D + k_D\,\phi_N'}{k_D + k_N}, \qquad \phi S_{hr} = \frac{\phi_D - \phi_N'}{k_D + k_N}

где:

$\phi$ пористость пласта, доли единицы
$\phi S_{hr}$ объёмная доля остаточного газа в породе промытой зоны, доли единицы
$\phi_D,\ \phi_N$ плотностная пористость «на фильтрат» и нейтронная пористость — обе для матрицы пласта, доли единицы
$\phi_N'$ нейтронная пористость, исправленная за экскавацию: $\phi_N + \Delta\phi_{ex}$ ; в первом приближении $\phi_N' = \phi_N$ , доли единицы
$k_D,\ k_N$ чувствительности плотностной и нейтронной пористости к газу (раздел выше), —

Единицы: доли единицы

Справедливо, если

чистый пласт известной литологии; обе пористости рассчитаны для одной, верной матрицы и исправлены за условия измерений; в глинистом пласте — после поправок за глинистость (следующий раздел);
$k_D$ и $k_N$ рассчитаны по плотности газа в пластовых условиях;
поправка за экскавацию зависит от искомых $\phi$ и $S_{hr}$ , поэтому расчёт повторяют с новой поправкой, пока результат не перестанет меняться: обычно хватает двух-трёх повторений;
оба прибора видят одну и ту же зону с одинаковой насыщенностью.

Сложив первое уравнение раздела выше, умноженное на $k_N$ , со вторым, умноженным на $k_D$ , получим $(k_D + k_N)\,\phi$ ; вычтя второе из первого — $(k_D + k_N)\,\phi S_{hr}$ . Пористость — средневзвешенное двух кривых: больший вес получает та, которую газ сдвигает слабее. Объём газа — расхождение кривых, делённое на суммарную чувствительность. Для газа на средних глубинах $k_D$ и $k_N$ близки, и пористость близка к среднему двух исправленных кривых.

Расчётный примерГазоносный песчаник: пористость и газ в промытой зоне

Исходные данные (условные)

Пласт: чистый кварцевый песчаник на глубине около 2000 м; ГК низкий, сопротивление высокое
Плотностной каротаж: $\rho_b = 2{,}145$ г/см³; скелет 2,65 г/см³, пресный фильтрат 1,00 г/см³
Нейтронный каротаж: $\phi_N = 0{,}136$ в единицах песчаника; поправки за условия измерений внесены
Газ: метан, 0,13 г/см³: $k_D = 0{,}615$ , $k_N = 0{,}7075$ (предыдущий пример)
Сопротивление: газонасыщенность неизменённой части пласта по сопротивлению — 0,75

Решение

Плотностная пористость «на фильтрат»: $\phi_D = \dfrac{2{,}65 - 2{,}145}{1{,}65} = 0{,}3061$ . Расхождение с нейтронной — 0,1701: явное перекрытие.
Первое приближение без экскавации. Сумма чувствительностей $k_D + k_N = 1{,}3225$ , веса кривых — $k_N/1{,}3225 = 0{,}535$ для плотностной и $k_D/1{,}3225 = 0{,}465$ для нейтронной: $\phi = 0{,}535\cdot 0{,}3061 + 0{,}465\cdot 0{,}136$ = 0,2270. Объём газа $0{,}1701/1{,}3225 = 0{,}1286$ , $S_{hr} = 0{,}1286/0{,}2270 = 0{,}567$ .
Поправка за экскавацию: $S_{wH} = 1 - 0{,}7075\cdot 0{,}567 = 0{,}599$ , $\Delta\phi_{ex} = 0{,}028$ ; исправленная нейтронная пористость $\phi_N' = 0{,}136 + 0{,}028 = 0{,}164$ .
Второе приближение: $\phi = 0{,}240$ , $S_{hr} = 0{,}45$ . Третье меняет пористость меньше чем на 0,1 единицы: $\phi = 0{,}240$ , $S_{hr} = 0{,}45$ , то есть $S_{xo} = 0{,}55$ .
Для сравнения — быстрые оценки: среднее квадратичное двух кривых $\sqrt{(\phi_D^2 + \phi_N^2)/2} = 0{,}237$ , среднее арифметическое — 0,221.

Ответ: Пористость пласта — около 24 %; в промытой зоне остаточный газ занимает около 45 % объёма пор.

Что это значит. По одной плотностной кривой «на воду» пористость была бы 30,6 %, по одной нейтронной — 13,6 %: ошибки почти в 7 и 10 единиц в разные стороны. Без поправки за экскавацию пористость была бы занижена на 1,3 единицы, а газонасыщенность промытой зоны завышена до 57 %. Правило среднего квадратичного (быстрая оценка) дало 0,237 — близко к решению: среднее квадратичное больше среднего арифметического и отчасти покрывает занижение нейтронной кривой из-за экскавации. Но это эмпирическое правило: коэффициентов газа оно не знает, и газонасыщенность по нему не найти. Газонасыщенность пласта по сопротивлению — 75 %, а 45 % — лишь газ, оставшийся у стенки скважины после проникновения фильтрата: оценка по паре «плотность — нейтрон» — нижняя граница. Данные примера условные.

Почему газонасыщенность получается минимальной

Оба прибора видят промытую зону, где фильтрат вытеснил часть газа. Найденная $S_{hr}$ — газ, который остался у стенки скважины; в неизменённой части пласта его больше, и его насыщенность дают методы сопротивления (Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов). Поэтому оценка по паре «плотность — нейтрон» — нижняя граница газонасыщенности, но уже её заметная величина доказывает, что газ в пласте есть. Чем глубже проникновение и позже запись, тем меньше газа у стенки; при каротаже в процессе бурения эффект обычно сильнее (подробнее).

Глины: сначала поправка, потом газ

Глинистый материал добавляет к показанию каждого метода свою «пористость глины», умноженную на глинистость $V_{sh}$ : нейтронному — 0,30–0,45, акустическому — 0,2–0,4, плотностному — около 0,1 (плотностной, нейтронный и акустический каротаж). Поэтому глины поднимают нейтронную кривую над плотностной — в сторону, противоположную газу. В глинистом газоносном пласте эффекты гасят друг друга: перекрытия нет, кривые могут совпасть, и пласт выглядит водоносным.

Отсюда порядок действий: сначала обе кривые исправляют за глинистость, найденную независимо — по гамма-каротажу (ГК) или потенциалам самопроизвольной поляризации (ПС) (Определение глинистости), — и только потом ищут газ и решают систему предыдущего раздела для исправленных значений. Глинистость по расхождению нейтронной и плотностной кривых в газоносном пласте не годится: газ сближает кривые, и оценка получится заниженной.

Плотностная и нейтронная пористость, исправленные за глинистость

\phi_{D,c} = \phi_D - V_{sh}\,\phi_{D,sh}, \qquad \phi_{N,c} = \phi_N - V_{sh}\,\phi_{N,sh}

где:

$\phi_{D,c},\ \phi_{N,c}$ исправленные пористости — отклик пор вне глинистого материала вместе с их флюидом, доли единицы
$V_{sh}$ глинистость по ГК или ПС, доли единицы
$\phi_{D,sh}$ плотностная пористость в соседних глинах: $(\rho_{ma} - \rho_{sh})/(\rho_{ma} - \rho_{mf})$ , доли единицы
$\phi_{N,sh}$ нейтронная пористость в соседних глинах, в единицах той же матрицы, доли единицы

Единицы: доли единицы

Справедливо, если

глинистый материал в пласте такой же, как в опорной глинистой пачке;
вклады складываются пропорционально объёмам — как в темах о каждом методе;
газовые сдвиги и экскавация относятся к порам вне глины: решение для газа применяют к исправленным значениям.

Нейтронная поправка обычно в три-четыре раза больше плотностной. Если её не ввести, она «съест» газовое перекрытие; если ввести с завышенной глинистостью, появится ложный газ.

Расчётный примерГаз, который спрятала глина

Исходные данные (условные)

Пласт: глинистый песчаник на глубине около 2000 м; глинистость по ГК $V_{sh} = 0{,}30$
Показания: $\rho_b = 2{,}286$ г/см³; $\phi_N = 0{,}230$ в единицах песчаника; $\Delta t = 287$ мкс/м
Соседние глины: $\rho_{sh} = 2{,}48$ г/см³, $\phi_{N,sh} = 0{,}38$ , $\Delta t_{sh} = 300$ мкс/м
Газ и параметры: метан 0,13 г/см³ ( $k_D = 0{,}615$ , $k_N = 0{,}7075$ ); скелет 2,65 г/см³ и 182 мкс/м; фильтрат 1,00 г/см³ и 620 мкс/м

Решение

Как есть: $\phi_D = \dfrac{2{,}65 - 2{,}286}{1{,}65} = 0{,}221$ при $\phi_N = 0{,}230$ — нейтронная даже выше плотностной, перекрытия нет. Глинистость по расхождению кривых получилась бы 0,03 — против 0,30 по ГК. Это противоречие — первый признак того, что кривые сближает что-то ещё.
Поправки за глины: $\phi_{D,sh} = \dfrac{2{,}65 - 2{,}48}{1{,}65} = 0{,}103$ ; $\phi_{D,c} = 0{,}221 - 0{,}30\cdot 0{,}103$ = 0,190; $\phi_{N,c} = 0{,}230 - 0{,}30\cdot 0{,}38$ = 0,116. Теперь плотностная выше нейтронной на 0,074 — это газ.
Решение для газа с поправкой за экскавацию, как в предыдущем примере: эффективная пористость $\phi_e = 0{,}160$ , $S_{hr} = 0{,}30$ .
Проверка третьим методом. В уплотнённом песчанике газ на интервальное время почти не влияет: $\phi_S = (287 - 182)/438 = 0{,}240$ , «пористость глины» $(300 - 182)/438 = 0{,}269$ , эффективная пористость $0{,}240 - 0{,}30\cdot 0{,}269 = 0{,}159$ .

Ответ: Эффективная пористость — около 16 %, в промытой зоне около 30 % газа; акустический каротаж независимо даёт 16 %.

Что это значит. Без поправок за глины пласт выглядел бы слабоглинистым водоносным: глина «спрятала» газ. Исправив только плотностную кривую и посчитав пористость «на воду», получили бы 19 % — на 3 единицы больше; по одной исправленной нейтронной кривой — 12 %. Согласие газового решения с акустической пористостью, на которую газ в уплотнённой породе почти не влияет, — сильный довод в пользу модели пласта. Окончательно газ подтверждают сопротивлением и опробованием. Данные примера условные.

Карбонаты: доломит, сульфаты и каверны

В карбонатах к газу и глинам добавляются две свои трудности. Первая — состав скелета: кальцит, доломит, ангидрит и гипс в неизвестных пропорциях. Вторая — строение пустот: наряду с межзерновыми и межкристаллическими порами есть каверны выщелачивания и трещины (вторичная пористость). Скелет действует на три метода по-разному, а каверны видят только два из них.

Доломит тяжелее кальцита (2,87 против 2,71 г/см³) и сильнее замедляет нейтроны. На известняковых шкалах его плотностная пористость занижена, нейтронная завышена: при истинной пористости 15 % — около 7 и 21 % (пересчёт в матрицу). Кривые расходятся так же, как в глинах, но ГК низкий. Среднее двух показаний на известняковых шкалах мало зависит от доли доломита — здесь около 14 %, — поэтому в чистых карбонатах с жидкостью им пользуются как оценкой пористости, а долю доломита находят по кросс-плоту (Литология и пористость по кросс-плотам).
Ангидрит — самый плотный из обычных минералов (2,98 г/см³), без водорода. Его плотностная пористость на известняковой шкале около −0,16, нейтронная около нуля. Ангидритовый цемент снижает пористость, а если его не учесть в плотности скелета, плотностная пористость окажется заниженной.
Гипс содержит кристаллизационную воду: водородный индекс около 0,5, кажущаяся плотность 2,35 г/см³. Плотный гипс без пор показывает нейтронную пористость около 0,5, плотностную на известняковой шкале около 0,21 и почти нулевую акустическую. Три метода дают три разные «пористости», которых нет; такие интервалы выделяют и из расчёта исключают.
Каверны — пустоты выщелачивания — плотностной и нейтронный каротаж учитывают наравне с порами, акустический почти не замечает. Разность общей и акустической пористости — индекс вторичной пористости (secondary porosity index; как его считать). Пара «плотность — нейтрон» здесь не только даёт общую пористость, но и проверяет условия: если в пласте без газа и глин две кривые согласуются, скелет выбран верно, и разности можно доверять. Трещины занимают доли процента объёма, и пористость по каротажу их почти не замечает.

Расчётный примерДоломитизированный известняк с кавернами

Исходные данные (условные)

Пласт: чистый карбонат (ГК низкий), поры заполнены пресным фильтратом; раствор утяжелён баритом, поэтому фотоэлектрический индекс $P_e$ ненадёжен
Показания: $\rho_b = 2{,}526$ г/см³; $\phi_N = 0{,}163$ в известняковых единицах; $\Delta t = 198$ мкс/м
Параметры известняка: 2,71 г/см³ и 156 мкс/м; фильтрат 1,00 г/см³ и 620 мкс/м

Решение

Плотностная пористость на известняковой шкале: $\dfrac{2{,}71 - 2{,}526}{1{,}71} = 0{,}1076$ . Нейтронная — 0,163, выше на 0,0554. ГК низкий, значит, это не глина: скелет тяжелее кальцита и сильнее замедляет нейтроны — доломит.
Общая пористость как среднее двух показаний: $(0{,}1076 + 0{,}163)/2 = 0{,}1353$ .
Акустическая пористость с параметрами известняка: $(198 - 156)/464 = 0{,}0905$ .
Индекс вторичной пористости: $0{,}1353 - 0{,}0905 = 0{,}0448$ — около 33 % всех пустот.

Ответ: Общая пористость — около 13,5 %, из них около 4,5 единиц приходится на каверны.

Что это значит. Пласт в примере задан так: 40 % доломита в скелете, общая пористость 14 %, из них 4 единицы — каверны. Среднее двух кривых ошиблось на 0,5 единицы, хотя каждая кривая отдельно — на 3 и 2 единицы в разные стороны. Индекс вторичной пористости завышен на 0,5: доломит быстрее кальцита, и с параметрами известняка межзерновая пористость занижена. Зная долю доломита — по шламу, керну или кросс-плоту, — взяли бы интервальное время скелета 151 мкс/м и получили бы межзерновую пористость 0,101 — почти точно. Данные примера условные.

Давление: плотность газа и недоуплотнённые глины

Давление входит в оценку пористости двумя путями. Первый — через газ. С глубиной растут и давление, и температура; давление сжимает газ сильнее, чем температура расширяет, и плотность газа в пласте растёт (Объёмный коэффициент, сжимаемость и вязкость газа): у метана при нормальном пластовом давлении — от 0,04 г/см³ на глубине 500 м до 0,19 г/см³ на 4500 м. Вместе с плотностью растут водородный индекс газа и его кажущаяся плотность, а чувствительности $k_D$ и $k_N$ уменьшаются. Поэтому то же количество газа в промытой зоне на глубине даёт меньшее перекрытие, чем у поверхности, а в залежах с АВПД — ещё меньше.

РасчётПлотностная и нейтронная пористость одного и того же газоносного песчаника (

\phi = 0{,}20

S_{hr} = 0{,}40

, пресный фильтрат) на разных глубинах при нормальном пластовом давлении и температуре 10 °C на поверхности плюс 3 °C на 100 м. Плотность метана — по уравнению состояния реального газа, нейтронная пористость — с эффектом экскавации; пунктир — быстрая оценка по среднему квадратичному.

Второй путь — уплотнение. В нормальном разрезе глины с глубиной отдают воду, их плотность плавно растёт, а интервальное время уменьшается — это нормальный тренд уплотнения (normal compaction trend; кривая уплотнения). Если вода не успела уйти, она несёт часть веса пород: эффективное напряжение меньше нормального, и глина остаётся такой же пористой, как на меньшей глубине. На каротаже это отход от тренда: плотность глин меньше ожидаемой и нередко даже уменьшается с глубиной, интервальное время больше. Отход обычно виден в глинах раньше, чем скважина дойдёт до проницаемого пласта с высоким давлением, а над таким интервалом часто лежит плотный сцементированный прослой — покрышка, которая держит давление. Поэтому тренды плотности и интервального времени глин строят и по каротажу в процессе бурения.

Для пористости из этого следует практический вывод. В недоуплотнённом интервале пески тоже пористее, чем положено на этой глубине, и акустическая пористость требует поправки за недоуплотнение с бо́льшим коэффициентом (поправка). Плотностная пористость — баланс масс, и уплотнение на неё не влияет: при ровном стволе она здесь служит опорой. А по самим глинам плотностной каротаж даёт их пористость — исходные данные для оценки давления.

Пористость глин по плотности и её нормальный тренд

\phi_{sh} = \frac{\rho_{gr} - \rho_{sh}}{\rho_{gr} - \rho_w}, \qquad \phi_{sh}(z) = \phi_{sh}(z_1)\,\e^{-c_z\,(z - z_1)}

где:

$\phi_{sh}$ пористость глины — доля объёма, занятая водой, доли единицы
$\rho_{sh}$ плотность глин по каротажу, г/см³
$\rho_{gr},\ \rho_w$ плотность твёрдой части глинистой породы и поровой воды, г/см³
$z,\ z_1$ глубина (по вертикали) и глубина опорной точки нормального интервала, км
$c_z$ коэффициент уплотнения по глубине; находят по нормальному интервалу того же разреза, км⁻¹

Единицы: плотности в г/см³, глубины в км

Справедливо, если

сравнивают одни и те же глины; ствол в глинах ровный, плотность надёжна;
экспоненциальный тренд — следствие закона уплотнения $\phi = \phi_0\,\e^{-c\,\sigma'}$ при нормальном давлении, когда эффективное напряжение растёт пропорционально глубине;
тренд строят по нормально уплотнённой части разреза и продолжают вниз; ошибка продолжения растёт с расстоянием.

Отклонение пористости глин от тренда показывает, насколько они недоуплотнены; глубина, на которой тренд даёт ту же пористость, — эквивалентная глубина метода оценки порового давления (метод эквивалентной глубины).

Расчётный примерТренд плотности глин и признак АВПД

Исходные данные (условные)

Плотность глин по каротажу: 2,300 г/см³ на 1500 м; 2,424 г/см³ на 2400 м; 2,344 г/см³ на 3000 м — ниже плотного прослоя на 2440–2500 м
Глинистая порода: твёрдая часть 2,70 г/см³, поровая вода 1,05 г/см³
Район: горное давление — эквивалентная плотность 2,25 г/см³; нормальное поровое давление — 1,05 г/см³

Решение

Пористость глин $\phi_{sh} = (2{,}70 - \rho_{sh})/1{,}65$ : $0{,}400/1{,}65 = 0{,}242$ на 1500 м, $0{,}276/1{,}65 = 0{,}167$ на 2400 м и $0{,}356/1{,}65 = 0{,}216$ на 3000 м. Глубже 2400 м пористость не уменьшилась, а выросла.
Нормальный тренд по двум верхним точкам (отношение пористостей равно отношению разностей $2{,}70 - \rho_{sh}$ ): $c_z = \dfrac{\ln(0{,}400/0{,}276)}{0{,}9}$ = 0,4123 км⁻¹. На 3000 м тренд даёт плотность $2{,}70 - 0{,}276\cdot \e^{-0{,}4123\cdot 0{,}6}$ = 2,484 г/см³ — на 0,140 г/см³ больше измеренной; пористость по тренду — 0,131.
Эквивалентная глубина — где тренд даёт такую же пористость, как на 3000 м: $z_e = 2{,}4 - \dfrac{\ln(0{,}356/0{,}276)}{0{,}4123}$ = 1,783 км.
Поровое давление методом эквивалентной глубины: горное давление на 3000 м $0{,}00981\cdot 2{,}25\cdot 3000 = 66{,}22$ МПа; эффективное напряжение нормальной глины на эквивалентной глубине $0{,}00981\cdot 1{,}20\cdot 1783 = 20{,}99$ МПа; $p_p = 66{,}22 - 20{,}99 = 45{,}2$ МПа — эквивалентная плотность 1,54 г/см³ при нормальной 1,05.

Ответ: На 3000 м глины недоуплотнены: пористость 22 % вместо 13 % по тренду; поровое давление около 45,2 МПа (1,54 г/см³ в эквивалентной плотности).

Что это значит. Плотный прослой над интервалом — покрышка, под которой давление начало расти; на диаграмме он выглядит выступом перед разворотом тренда. Оценка верна, только если давление создано недоуплотнением, глины одинаковые, а тренд продолжен надёжно; поэтому её сверяют с d-экспонентой, газопоказаниями и прямыми замерами давления (Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание). Для пористости песков в этом интервале вывод тот же, что выше: акустический каротаж без большой поправки завысит её, плотностной — нет. Данные примера условные.

РасчётПлотность глин по условной диаграмме (сплошная линия) и нормальный тренд уплотнения (штриховая) для данных примера: на 2440–2500 м — плотный прослой-покрышка, ниже — зона АВПД, где плотность глин убывает с глубиной. Точки — три отсчёта примера. Расчёт по закону уплотнения

\phi = 0{,}45\,\e^{-0{,}035\,\sigma'}

и балансу масс.

Оценка давления по каротажу — не порядок действий

Расчёт выше показывает, как каротаж глин связан с поровым давлением, и не заменяет методик буровых работ. Плотность раствора, глубины спуска колонн и действия при признаках АВПД определяют программа бурения и утверждённые процедуры управления скважиной с учётом всех признаков и прямых замеров (Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления); работы по управлению скважиной выполняет персонал, прошедший сертифицированное обучение.

Порядок совместной интерпретации

1
Качество и единицы
Исключите интервалы с плохим прижатием прибора и кавернами в стволе; проверьте, что поправки за условия измерений внесены, и приведите плотностную и нейтронную пористость к одной матрице (пересчёт).
2
Литология
По ГК, $P_e$ , шламу и керну определите скелет; при смеси минералов — по кросс-плоту (Литология и пористость по кросс-плотам). Доломит, гипс и ангидрит не должны приниматься за глину или газ.
3
Глины
Найдите глинистость по ГК или ПС и исправьте обе кривые, а если она нужна, — и акустическую.
4
Газ
Если после поправок плотностная пористость больше нейтронной, а сопротивление высокое, рассчитайте $k_D$ и $k_N$ по плотности газа в пластовых условиях и решите систему с поправкой за экскавацию.
5
Каверны
В чистых карбонатах сравните общую пористость по паре «плотность — нейтрон» с акустической; разность — индекс вторичной пористости.
6
Давление и уплотнение
Постройте тренды плотности и интервального времени глин; в недоуплотнённых интервалах опирайтесь на плотностную пористость.
7
Проверка
Сравните результат с керном и опробованием: три метода должны согласоваться в рамках одной модели пласта.

Термины и обозначения

Чувствительности $k_D$ и $k_N$: насколько единица объёма остаточных углеводородов $\phi S_{hr}$ поднимает плотностную и опускает нейтронную пористость; для газа обе около 0,6–0,9, для нефти $k_D$ около 0,1–0,2, $k_N$ близок к нулю.
Остаточная углеводородонасыщенность промытой зоны $S_{hr}$: доля пор у стенки скважины, где нефть или газ не вытеснены фильтратом; $S_{hr} = 1 - S_{xo}$ .
Кажущаяся плотность углеводорода $\rho_{a,h}$: плотность, с которой углеводород входит в формулы плотностного прибора; у газа намного меньше истинной.
Перекрытие кривых: плотностная пористость больше нейтронной на совместимых шкалах одной матрицы; признак газа, который глины могут скрыть.
Индекс вторичной пористости: разность общей пористости по плотностному и нейтронному каротажу и акустической пористости; оценка доли каверн.
Нормальный тренд уплотнения: плавное изменение плотности и интервального времени глин с глубиной при нормальном поровом давлении; отклонение от него — признак недоуплотнения.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Перекрытия нет — значит, газа нет».

На самом деле

Глины поднимают нейтронную кривую и могут полностью скрыть газ; глубокое проникновение фильтрата тоже ослабляет эффект. Сначала обе кривые исправляют за глинистость по ГК или ПС.

Неверно

«Пористость газоносного пласта — среднее двух кривых».

На самом деле

Это приближение. Пористость — средневзвешенное с весами $k_N$ и $k_D$ , а нейтронную кривую надо исправить за экскавацию; без этого пористость занижена на 1–2 единицы, а газонасыщенность промытой зоны завышена.

Неверно

«По паре «плотность — нейтрон» найдена газонасыщенность пласта».

На самом деле

Найдена остаточная газонасыщенность промытой зоны — нижняя граница. Газонасыщенность неизменённой части пласта дают методы сопротивления.

Неверно

«Нейтронная пористость выше плотностной — значит, пласт глинистый».

На самом деле

Так выглядят и доломит на известняковых шкалах, и гипс. Глину подтверждает высокий ГК; доломит — низкий ГК и $P_e$ около 3; гипс — плотность около 2,35 г/см³ и нейтронная пористость около 0,5.

Неверно

«Одинаковое перекрытие — одинаковое количество газа».

На самом деле

Глубже газ плотнее и богаче водородом, и $k_D + k_N$ меньше: то же перекрытие на 4 км означает примерно на четверть больше газа, чем на 1 км.

Подробно: для продвинутых

Насколько точен результат: плотность газа и ошибки кривых

Совместное решение опирается на три вида исходных данных: две кривые и плотность газа, по которой считают $k_D$ и $k_N$ . Полезно один раз посмотреть, как ошибка каждого из них переходит в пористость и газонасыщенность.

Расчётный примерГазоносный песчаник: что если исходные данные неточны

Исходные данные (условные)

Пласт: из основного примера: $\rho_b = 2{,}145$ г/см³, $\phi_N = 0{,}136$ ; решение $\phi = 0{,}240$ , $S_{hr} = 0{,}45$ при газе 0,13 г/см³
Варианты: плотность газа 0,10 и 0,16 г/см³; плотность по каротажу выше на 0,015 г/см³; нейтронная пористость выше на 0,01

Решение

Газ 0,10 г/см³ ( $k_D = 0{,}639$ , $k_N = 0{,}775$ ): $\phi = 0{,}242$ , $S_{hr} = 0{,}41$ . Газ 0,16 г/см³ ( $k_D = 0{,}591$ , $k_N = 0{,}640$ ): $\phi = 0{,}237$ , $S_{hr} = 0{,}49$ .
Плотность 2,160 вместо 2,145 г/см³: $\phi = 0{,}234$ — на 0,6 единицы меньше.
Нейтронная пористость 0,146 вместо 0,136: $\phi = 0{,}244$ — на 0,4 единицы больше.

Ответ: Ошибка плотности газа на ±0,03 г/см³ меняет пористость меньше чем на 0,3 единицы, а газонасыщенность промытой зоны — примерно на ±0,04; ошибки кривых в пределах обычной точности — примерно на полединицы.

Что это значит. Пористость по совместному решению устойчива: она средневзвешенное двух кривых, и ошибки каждой входят в неё с весом около половины. Газонасыщенность промытой зоны чувствительнее — она пропорциональна разности кривых. Для сравнения: каждая кривая в отдельности ошибалась на 7–10 единиц пористости. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Пористость по плотностному каротажу — плотностная пористость и её поправки за глины и газ по одному методу.
Пористость по нейтронному каротажу — нейтронная пористость, пересчёт в матрицу пласта и эффект экскавации.
Пористость по акустическому каротажу — акустическая пористость, недоуплотнение и индекс вторичной пористости.
Литология и пористость по кросс-плотам — то же расхождение методов на кросс-плотах, когда скелет неизвестен.
Нейтронный каротаж — водородный индекс флюидов и признаки газа и глин на паре «нейтрон — плотность».
Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс — электронная и кажущаяся плотность, кажущаяся плотность газа.
Определение глинистости — глинистость по ГК и ПС для поправок.
Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов — газонасыщенность неизменённой части пласта по сопротивлению.
Объёмный коэффициент, сжимаемость и вязкость газа — плотность газа в пластовых условиях.
Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание — недоуплотнение глин и оценка порового давления.

Проверьте себя

1
Чистый кварцевый песчаник, обе кривые в единицах песчаника: плотностная пористость 0,29, нейтронная 0,14, сопротивление высокое. Что вероятнее всего?
1. А.Нефтеносный пласт
2. Б.Глинистый водоносный пласт
3. В.Доломит
4. Г.Газоносный пласт: остаточный газ в промытой зоне
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Газоносный пласт: остаточный газ в промытой зоне
Плотностная пористость больше нейтронной на 15 единиц в чистом пласте одной матрицы — перекрытие, признак газа. Глина дала бы обратное расхождение, нефть сдвинула бы плотностную пористость лишь на единицу-две, а доломит в единицах песчаника показал бы нейтронную пористость выше плотностной.
2
Метан плотностью 0,16 г/см³ в пластовых условиях, пресный фильтрат, песчаник. Найдите $k_D$ и $k_N$ .
Показать ответ
Водородный индекс $2{,}25\cdot 0{,}16 = 0{,}36$ , поэтому $k_N = 1 - 0{,}36 = 0{,}64$ . Кажущаяся плотность $1{,}334\cdot 0{,}16 - 0{,}188 \approx 0{,}025$ г/см³, поэтому $k_D = \dfrac{1{,}00 - 0{,}025}{1{,}65} \approx 0{,}59$ .
3
С коэффициентами из предыдущего вопроса $\phi_D = 0{,}27$ и $\phi_N = 0{,}15$ (единицы песчаника). Найдите пористость и остаточную газонасыщенность промытой зоны без учёта экскавации. Как изменит результат поправка за экскавацию?
Показать ответ
Сумма коэффициентов $0{,}59 + 0{,}64 = 1{,}23$ . Числитель $0{,}64\cdot 0{,}27 + 0{,}59\cdot 0{,}15 \approx 0{,}261$ , пористость $0{,}261/1{,}23 \approx 0{,}212$ ; объём газа $(0{,}27 - 0{,}15)/1{,}23 \approx 0{,}098$ , то есть $S_{hr} \approx 0{,}46$ . Экскавация занижает нейтронную пористость; исправленная $\phi_N'$ больше, поэтому пористость вырастет (примерно до 0,22), а газонасыщенность уменьшится (примерно до 0,37).
4
Глинистый песчаник: по ГК $V_{sh} = 0{,}35$ , а нейтронная и плотностная пористость (единицы песчаника) совпадают — обе 0,22. Что вероятнее всего?
1. А.Глинистый водоносный пласт
2. Б.Ошибка гамма-каротажа
3. В.Глинистый газоносный пласт: глина скрыла перекрытие
4. Г.Чистый водоносный пласт
Показать ответ
Правильный ответ: В. Глинистый газоносный пласт: глина скрыла перекрытие
В глинистом водоносном пласте нейтронная пористость должна быть выше плотностной на $V_{sh}(\phi_{N,sh} - \phi_{D,sh})$ , то есть примерно на $0{,}35\cdot 0{,}28 \approx 0{,}10$ . Если кривые совпали, что-то опустило нейтронную и подняло плотностную — это газ. Проверяют поправками за глины, сопротивлением и газопоказаниями.
5
Карбонат с низким ГК: на известняковых шкалах нейтронная пористость 0,21, плотностная 0,07, акустическая (с параметрами известняка) 0,13. Что это за порода?
1. А.Известняк с кавернами
2. Б.Газоносный известняк
3. В.Глинистый известняк
4. Г.Доломит с пористостью около 14–15 %
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Доломит с пористостью около 14–15 %
Нейтронная выше плотностной при низком ГК — признак доломита, а не глины. Среднее двух показаний $(0{,}21 + 0{,}07)/2 = 0{,}14$ — оценка пористости, мало зависящая от доли доломита. Акустическая пористость с параметрами известняка занижена: доломит быстрее кальцита. В известняке с кавернами плотностная и нейтронная пористость совпадали бы, а газ дал бы перекрытие.
6
Почему в интервале с недоуплотнёнными глинами и АВПД акустическая пористость песков завышена, а плотностная — нет?
Показать ответ
Там, где вода не успела уйти, пески и глины уплотнены меньше, чем положено на этой глубине: каркас песка податлив, и интервальное время больше, чем даёт уравнение среднего времени, — нужна поправка за недоуплотнение с бо́льшим коэффициентом. Плотностная пористость — баланс масс скелета и флюида, жёсткость каркаса в неё не входит, поэтому она остаётся верной при ровном стволе.

Обновлено: 5 октября 2026 г.