Применение комплекса радиоактивных методов исследований скважин для оценки емкостных свойств терригенных коллекторов Западной Сибири (на примере пласта ПК 19) Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСА РАДИОАКТИВНЫХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ДЛЯ ОЦЕНКИ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (на примере пласта ПК1Э)

Г.А.Калмыков (ВНИИгеосистем), К.В.Короткое, М.Ю.Ревва (ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика"),

В.М.Теленков (ООО "Нефтегазгеофизика")

Основные запасы нефти и газа разрабатываемых месторождений России приходятся на терригенные коллекторы. Среди них значительная часть отличается сложным полиминеральным составом и повышенным содержанием глинистого материала. К этой категории относится большинство продуктивных коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири.

Важнейшей задачей геофизического обеспечения строительства скважин и разработки месторождений являются определение емкостных характеристик коллекторов и количественных характеристик их насыщенности. Суть проблемы заключается в том, чтобы комплексом геофизических методов получить данные о физических свойствах пластового флюида (коэффициент нефтегазонасыщености Л"нг), объеме порового пространства (/(,) и эффективной пористости ).

При этом используемый комплекс должен быть оптимизирован по стоимости и применимости в существующих геолого-технологических условиях бурения и разработки.

Задачу определения Кп и К

осложняет то, что породы-коллекторы содержат компоненты, набор

которых можно определить, например, исследованиями на керне, но необходимо также установить их долевое соотношение в разрезе конкретной скважины. Основным фактором, который следует учитывать при определении Кп и Кнг, является глинистость, которая определяет содержание воды с ионами хлора, влияющее на сопротивление, нейтронные свойства и плотность коллекторов.

Кроме того, при существующих технологиях разработки месторождений происходит изменение естественных физико-химических условий залежи за счет закачки вод переменной и неконтролируемой минерализации. Это тоже создает существенные проблемы при определении параметров коллекторов с точки зрения разработки месторождений.

Под сложными геотехническими условиями будем подразумевать [3]:

/. Сложные коллекторы:

твердая фаза состоит более чем из трех компонентов;

поровое пространство сложной структуры ;

тонкослоистое чередование проницаемых и непроницаемых пород (толщина слоя <10 см).

II. Изменения коллекторов в результате разработки залежи:

закачки пресных вод;

закачки вод неизвестной и переменной минерализации;

использования при закачке химических реагентов, вызывающих гелеобразование и вторичную коль-матацию.

III. Технические условия проведения исследований:

бурение горизонтальных скважин;

использование наклонных скважин, техническое состояние которых не позволило провести в открытом стволе полный комплекс ГИС;

скважины, бурение которых проходит на полимерных растворах, с повышенной соленостью и др.

В этих условиях при определении подсчетных параметров по стандартному комплексу ГИС сталкиваются с определенными трудностями, которые предлагается преодолевать, опираясь на методы радиоактивного каротажа (РК), наиболее тесно связанные с минеральным составом пород. Для расширения возможностей комплекса РК в него необходимо добавить спектрометрический гамма-каротаж (СГК).

С помощью СГК помимо общей радиоактивности горных пород по стволу скважины можно определять концентрации калия, тория и урана. Эти три элемента тесно связаны с минеральным составом отложений, поэтому результаты СГК эффективно использовать для пород, в состав твердой фазы которых входит более трех компонентов. Матрица пород основных коллекторов месторождений Западной Сибири состоит из кварца, плагиоклазов (Са-№ полевые шпаты), калиевых полевых шпатов. Глинистые минералы представлены гидрослюдой, каолинитом, хлоритом и смешано-слойными образованиями. В некоторых типах пород встречается карбонатный цемент, а в отложениях пласта ЮВ1 развита пиритизация. Так как минеральный (литологиче-ский) состав пород влияет на под-счетные параметры, то его определение необходимо проводить в первую очередь. Для таких сложных отложений наиболее эффективно применять системы петрофизиче-ских уравнений, описывающих связь показаний геофизических методов с содержаниями минералов и неминеральных компонентов [2].

Система петрофизических уравнений для определения минерально-компонентного

состава горных пород

В результате проведения СГК по стволу скважины получают массовые концентрации естественных радиоактивных элементов. Концентрация каждого элемента зависит от содержания отдельных составляющих (минералов и неминеральных компонентов) в горной породе и концентрации данного элемента в каждой из составляющей горной породы. Связь между концентрациями радиоактивных элементов и содержаниями компонентов для большинства пластов можно записать в следующем виде:

А,;

1=1

Сп=±М,.АпГ, (1)

/и 1=1

где Ск, СТ(1, Си — массовые концентрации калия, тория, урана в горной породе соответственно; М; — массовые содержания /то минерала или неминерального компонента в горной породе, например, гидрослюды, хлорита, каолинита, монтмориллонита, калиевого полевого шпата, ОВ, монацита, циркона, сильвина и др. (всего п компонентов); \ , Ать ,

Д — массовые концентрации калия, тория, урана соответственно в Ам компоненте.

Система (1) состоит из трех уравнений, что позволяет определять содержание не более трех компонентов горной породы, имеющих значимую радиоактивность. Благоприятным условием для разделения составляющих горной породы являются контрастные отличия концентраций естественных радиоактивных элементов. Для сложно построенных терригенных коллекторов число компонентов, которое необходимо определить по комплексу ГИС для описания минерального состава горной породы, больше трех, даже для твердой фазы [4], поэтому в систему уравнений (1) необходимо добавлять уравнения, описывающие геофизические параметры, связанные с минеральным составом. К ним относятся: плотность, определяемая по плотностному гамма-гамма каротажу (ГГК-п);

кажущаяся пористость — по нейтронному каротажу (НК);

макросечение поглощения тепловых нейтронов — по импульсному нейтронному каротажу (ИНК);

концентрации элементов, получаемые при обработке спектрометрических модификаций стационар-

ного (СНГК) и импульсного (С/О-ка-ротаж) нейтронных видов каротажа (Кузнецов О.Л., Поляченко А.П., 1990; Шимелевич Ю.С., Кантор С.А., Школьников А.С. и др., 1976; Herror М.М., 1986);

интервальное время пробега продольной волны — по акустическому каротажу (АК).

Из всех перечисленных методов только ГГК-п и НК входят в комплекс стандартного каротажа, поэтому рассмотрим возможность определения минерального состава пород по комплексу РК с добавлением СГК.

В результате обработки ГГК-п можно получить данные о распределении плотности по разрезу, вскрытому скважиной. Зависимость плотности пород от величины плотности каждой отдельной составляющей можно записать в виде уравнения

Р.=£*, Р/. (2)

/=1

где K¡ — объемная доля Aro минерала или неминерального компонента в горной породе.

По данным НК можно получить кажущееся водородосодержание по разрезу, которое связано с объемными долями компонентов в породе уравнением

wn=±K,w„ (3)

1

где wh wn — эквивалентные водоро-

досодержания Aro компонента и породы соответственно.

Эквивалентное водородосодержание каждого компонента отличается от концентрации в нем водорода в связи с тем, что показания НК обрабатываются по зависимостям, не учитывающим конкретного минерального состава горных пород.

При условии полного описания пород в систему уравнений можно добавить уравнение материального баланса

£*;= 1. (4)

/=1

Переведя массовые содержания радиоактивных элементов в объемные, уравнения (1-4) можно объединить в единую систему, которая в матричном виде будет выглядеть следующим образом:

О = К В, (5)

где О — вектор-строка, образованная значениями измеренных концентраций элементов в горной породе, умноженных на измеренную плотность породы; измеренной плотностью самой породы; кажущегося во-дородосодержания и 1; К — вектор-строка, образованная значениями объемных долей макрокомпонентов в горной породе; В — матрица петрофизических характеристик в компонентах (полученная по результатам петрофизической настройки на основании априорной информации или эмпирическим путем). По строкам матрицы записаны характеристики каждого конкретного макрокомпонента, по столбцам — значение конкретного геофизического параметра в каждом из макрокомпонентов (для объемных характеристик) или произведение соответствующего параметра на плотность данного макрокомпонента (для массовых характеристик).

Решая систему (5), можно получать содержания шести компонентов для описания минерального состава горных пород. Если число значимых составляющих < 6, то решается переопределенная система уравнений. Если есть возможность исследовать породы другими методами, связанными с минеральным составом, например, АК, ИНК, СНГК, то можно расширить число определяемых компонентов или решать переопределенную систему, при этом содержания составляющих будут определяться более надежно.

Содержание отдельных макрокомпонентов в горной породе

можно определять, решая (5) по выражению

К = ОВ\ (6)

где индекс ~1 означает обратную матрицу.

Так как поровое пространство входит в систему описания минерального состава горных пород как равноправный компонент, то предложенная методика для отложений сложного минерального состава позволяет выделять по комплексу методов РК на базе СГК возможные коллекторы и оценивать их пористость одновременно с минеральным составом.

Таким образом, для решения системы (5) для оценки минерально-компонентного состава горных пород (МКСГП) по комплексу методов РК, расширенного СГК, необходимы петрофизические характеристики индивидуальных компонентов (содержание естественных радиоактивных элементов в каждой составляющей горной породы, плотность этой составляющей, кажущееся водородосодержание этой составляющей и т.д.) для изучаемых отложений.

Минерально-компонентная модель

Для создания системы перехода от физических характеристик породы к ее компонентному составу необходимо следующее.

1. Сформировать геологическую модель изучаемых пород, т.е. определить какие именно минералы и неминеральные компоненты оказывают значимое влияние на физические характеристики, в частности концентрации естественных радиоактивных элементов в породе, объединить компоненты, вычислив пропорции между ними, в макрокомпоненты в случае, если между компонентами существуют устойчивые пропорции.

2. Построить систему петрофизических уравнений для описания связи макрокомпонентов породы естественных радиоактивных элементов в ней с концентрациями, т.е. переписать уравнение (1) в соответствии с геологической моделью данных отложений.

3. Получить петрофизические характеристики (концентрации естественных радиоактивных элементов) каждого из макрокомпонента породы.

Эту задачу можно решать на основании изучения специально подобранной коллекции керна (Калмыков Г.А., 2001; Калмыков Г.А., Миллер В.В., Спиридонов А.И. и др., 2004). Для этого требуется проводить три блока исследований: петрографический, петрофизиче-ский, ядерно-физический. На рис. 1 приведена блок-схема получения минерально-компонентной модели отложений, концентраций естественных радиоактивных элементов и макросечения поглощения тепловых нейтронов в отдельных минералах и неминеральных компонентах.

Получение кониентраиий естественных радиоактивных

элементов в отдельных составляющих горных пород по литолого-петрофизическим измерениям

Для получения петрофизических характеристик (концентрации естественных радиоактивных элементов) каждого из компонента породы система уравнений, описывающая зависимость концентраций естественных радиоактивных элементов в конкретном образце керна из данного пласта, объединяется с аналогичными системами уравнений для других образцов из исследуемой коллекции. Тогда система (1) переписывается и для /г-го образца будет выглядеть следующим образом:

Рис. 1. БЛОК-СХЕМА ПОСТРОЕНИЯ МИНЕРАЛЬНО-КОМПОНЕНТНОЙ МОДЕЛИ ОТЛОЖЕНИЙ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ОТДЕЛЬНЫХ КОМПОНЕНТОВ

С]к=±А]:М:к, (7)

/=1

где Сд— массовое содержание /го элемента в к-м образце; Ау, — значения концентраций естественных радиоактивных элементов в каждом компоненте; М/к — масовое содержание Ай составляющей горной породы (минерала или неминерального компонента ) в к-м образце; С)к, М/к получаются в процессе измерений и их значения отклоняются от истинных на некоторую величину, поэтому систему (7) необходимо записать с учетом этого фактора:

/=1

где гк — суммарная ошибка каждого уравнения для к-го образца.

Так как ошибка складывается из суммы большого числа различ-

ных ошибок, то по теореме Ляпунова она имеет распределение, близкое к нормальному. Поскольку все массовые содержания (и минералов, и элементов) известны, то, используя переопределенную систему уравнений (8), можно получить значения Ау„ применив метод наименьших квадратов, например по формуле

А = (М^РМУ^М^РС), (9)

где С — матрица, образованная значениями измеренных во всех образцах керна концентраций естественных радиоактивных элементов; по столбцам матрицы расположены элементы, соответствующие значениям концентраций К, ТИ, II в отдельном образце; М — матрица, образованная значениями содержаний макрокомпонентов во всех образцах керна, где по столб-

цам расположены значения их содержаний в отдельном образце; Р — матрица статистических весов, определяемая на основе погрешностей измерения концентраций естественных радиоактивных элементов в образце и точности минерального анализа; М1 — транспонированная матрица М.

Погрешность определения концентраций естественных радиоактивных элементов в каждом компоненте в матричном виде записывается следующим образом:

Ъ={МТ РМУ' Е[{(АРМ-РС)Т х (1()) х(АРМ-РС)}/(№тЕх-п)]'/2,

где Е— единичная диагональная матрица; ЫитЕх — число исследованных образцов керна; п — число минералов или компонентов; ИитЕх — п — число степеней свободы.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Полученные по формуле (9) значения концентраций естественных радиоактивных элементов в каждом компоненте исследуемых отложений используются для обработки материалов каротажа.

Предлагаемый подход позволяет получить концентрации естественных радиоактивных элементов в компонентах, слагающих данную породу, а не использовать обобщенные характеристики, приводимые в литературе.

Эти результаты можно занести в базу знаний для интепретации СГК в сходных по генезису отложениях, в которых на момент исследований не были проведены специальные петрофизические исследования. После литолого-пет-рофизической настройки концентрации для компонентов исследуемых отложений будут уточнены, и они сами послужат для расширения базы знаний.

Практическая схема интерпретаиии СГК в комплексе с РК для оиенки минерального состава горных порол

После того как получены концентрации естественных радиоактивных элементов в компонентах горной породы заданных отложений, можно обрабатывать комплекс ГИС. Для выделения шести и менее компонентов достаточно проводить комплекс ГИС, состоящий из СГК, ГГК-п, НК и вспомогательных методов, например каверномера и кор-комера (рис. 2).

По результатам петрофизиче-ской настройки формируется система уравнений (5), связывающая результаты ГИС с конкретными макрокомпонентами, выявленными в процессе исследований керна. Характеристики каждого макрокомпонента выносятся на соответствующие парные кросс-плоты в виде точек и там

же наносятся диапазоны изменений петрофизических параметров этих компонентов. На те же кросс-плоты наносятся результаты обработки данных соответствующих методов ГИС. Точки, соответствующие компонентам, образуют углы многоугольника.

Если точки, соответствующие данным ГИС, будут лежать внутри многоугольника, то принятую пет-рофизическую модель данных отложений можно считать адекватной исследуемым горным породам. Если же часть точек будет находиться вне проекции многогранника, это может быть обусловлено следующими причинами:

ошибки измерения вывели точки за пределы проекции. В этом случае необходимо проверить, что часть области, образованной погрешностью измерений возле данной точки, попадает в пределы проекции;

допущены систематические ошибки при определении геофизических величин; в таком случае эти результаты нельзя обрабатывать;

принятая петрофизическая модель не годится для интерпретации ГИС данных пластов и необходимо использовать другую модель.

Предложенная схема позволяет по данным ГИС с предварительной петрофизической настройкой рассчитывать содержания минералов и неминеральных компонентов в горных породах.

Исследования порол пласта ПК19

По предложенной схеме была подобрана коллекция керна (32 образца) из пласта ПК19 по 163 скважинам Вань-Еганского месторождения. На всех образцах этой коллекции были проведены анализы минерального состава, содержания элементов и исследованы петрофизические свойства. Общий вид породы под растровым электронным микроскопом представлен на рис. 3. Заполнение порового пространства глинистыми минералами (вермикулитопо-добные сростки каолинита) одного из образцов представлено на рис. 4. Статистические данные по минеральному составу пласта представлены в табл. 1, а на рис. 5 в виде диаграммы вкладов показано среднее значение концентраций минералов в твердой фазе. Данные о статистических пара-

GEOPHYSICAL INVESTIGATIONS

Рис. 3. СРЕДНЕ-МЕЛКОЗЕРНИСТЫЙ

ПЕСЧАНИК (размер зерен 100x100 - 40x200 мкм)

Рис. 4. ЗАПОЛНЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА ГЛИНИСТЫМИ МИНЕРАЛАМИ

100 мкм

Анализ ассоциаций минералов показывает, что часть их по их положению в поровых каналах, физическим свойствам и соотношениям концентраций можно объединить в макрокомпоненты. Так, можно объединить между собой каолинит и хлорит (рис. 6), гидрослюду и сме-шанослойные образования (рис. 7), альбит и микроклин (рис. 8).

В результате анализа литоло-го-петрофизических данных была предложена минерально-компонентная модель пород, в рамках которой предлагается интерпретировать комплекс методов РК. Модель включает кварц, полевой шпат, глинистые минералы — каолинит (сумма каолинита и хлорита), смешанослойные образования (сумма гидрослюды и смешанослойных образований) и флюид. В соответствии с описанной технологией были определены индивидуальные характеристики каждого компонента, которые приведены в табл. 3.

Сопоставление результатов РК с данными ядерно-магнитного томографического каротажа

Полученные индивидуальные петрофизические характеристики макрокомпонентов были использованы для интерпретации комплекса СГК, ННК, ГГК-п при исследовании пласта ПК19 в скв. 636 (рис. 9). Кроме стандартных исследований в скв. 636 был проведен ядерно-маг-нитый томографический каротаж (ЯМТК).

В настоящее время для определения пористости терригенных пород Западной Сибири по стандартному комплексу ГИС используются собственный потенциал (ПС) (по зависимостям коэффициента пористости Кп от а-ПС) и компенсационный нейтронный каротаж (КНК) (по водородосодержанию (\мнк) с поправкой на Кгп, определяемый по ГК).

метрах петрофизических величин и концентраций калия, тория, урана приведены в табл. 2.

А - участок скола с крупной корой, по стенкам которой наблюдаются короткие вермикулитоподобные сростки каолинита (ув. 600), Б- дугообразные, концентрически облекающие зерна вермикулитоподобных сростков каолинита, сложенные тонкими таблитчатыми пластинами (ув. 600 (А) и 1000 (Б)

Карбо-натность 53,96 0 3,51 13,09

Глинистость 74,64 5,36 40,01 22,62

Карбонаты пирит 0,98 0 0,09 0,24

кварц 71,53 17,93 42,12 17,52

сидерит 9,02 0 0,54 1,68

доломит 0,56 0 0,02 0,10

кальцит 49,41 0 2,95 11,62

Полевые шпаты альбит 24,33 0 10,42 6,23

микроклин 23,68 0 3,85 4,60

Глинистые минералы хлорит 6,65 0 2,02 1,81

каолинит 56,14 4,45 27.78 14.79

гидрослюда 18,26 0,59 8,05 5,95

гидрослюда/ смектит 8,78 0 2,16 2,96

Статистические характеристики Мах Мт Среднее Стандартное отклонение

Таблица 2

Статистические параметры распределений петрофизических характеристик

пород пласта ПК19

Статистические характеристики *п, % МКМ2 Коы % *пэф, % Плотность, г/см3 С* % Сть,/7 10 4% Си, п 10 "4%

Мах 30,00 8000,0 93,20 26,04 2,65 2,27 14,36 5,21

Мт 1,60 0,60 13,20 1,04 2,10 0,90 2,56 0,82

Среднее 21,29 996,79 49,21 12,72 2,25 1,80 7,47 2,86

Стандартное отклонение 7,09 1963,29 26,39 8,42 0,13 0,31 4,26 1,64

Таблица 3

Петрофизические характеристики компонентов, полученные в результате литолого-петрофизической настройки

Компонент Ск, % Ст„,л 10 4% Плотность, г/см3 Водородный

индекс, усл.ед.

Каолинит 0,6 15 2,65 57

Смешанослойные 1,5 35 2,5 38

Полевые шпаты 7 10 2,6 0

Кварц 0 0 2,65 0

Кп 0 0 1,0 100

Рис. 5. СРЕДНИЙ МИНЕРАЛЬНЫЙ СОСТАВ ПЛАСТА ПК19

0,0871875 42,1221875

0,5428125 0,0175

2,156875 0540625 27,7753125

2,0234375 3,8496875

2,9484375 10,4225

1117 Н^

из 9 □ 10 ^Ши

1 - гидрослюда, смектит; 2 - гидрослюда; 3 - каолинит; 4 - хлорит; 5 - микроклин; 6 - альбит; 7 - кальцит; 8 - доломит ; 9-сидерит; 10-кварц; 11 -пирит

Рис. 6. СООТНОШЕНИЕ КАОЛИНИТА И ХЛОРИТА В ПОРОДАХ ПЛАСТА ПК19

< 30

I ^

О СО

у X Л2 = 0,9943

/ у = 0,0775 х - Л2 - 0 6358 01 И2

■ ■ ■ _ ■

10

20

30

40

50

60

70

Сумма каолинита и хлорита, %

1 - каолинит; 2 - хлорит

Рис. 7. СООТНОШЕНИЕ ГИДРОСЛЮДЫ И СМЕШАНОСЛОЙНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ РЯДА ГИДРОСЛЮДА - СМЕКГИТ В ПОРОДАХ ПЛАСТА ПК19

На рис. 9 представлено сопоставление Кп , Кп , которое опре-

общ эф

делялось исходя из разных методов в интервале глубин исследований 1578-1628 м.

Верхний интервал по данным ЯМТК формировался при высокой гидродинамической активности среды, поэтому в основной своей части он представлен коллекторами. Особенностью интервала является неустойчивость режима осад-конакопления, проявляющаяся в макрослоистости, которая наиболее четко выделяется по данным СГК. Этот метод более чувствителен к глинистым включениям. Наряду с коллекторами и алевритогли-нистыми прослоями на глубине 1593 м фиксируется уплотненный прослой. Коллекторы данного интервала существенно песчаные и отсортированные. Кп составляет 27,5 %, АГПаф - 23 %.06щ

Отмечается характерная закономерность — кривая Ки по ЯМТК как бы огибает более чувствительную к глинистым прослоям кривую /Сп по СГК. Сопоставления с методами определения пористости по стандартному комплексу ГИС показывают удовлетворительную сходимость результатов (интервал глубин 1598-1607 м) в достаточно чистых коллекторах. Однако совершенно очевидно, что при работе со сложными геологическими объектами, а такими являются подавляющее большинство вновь разведываемых коллекторов, применения стандартного комплекса ГИС недостаточно (необходимо учесть, что во всей Западной Сибири для определения пористости используется кривая ПС). Проведенный авторами статьи анализ такой пористости показывает, что данная методика работает, если есть большой объем керновых данных, сопоставленных с параметром а-ПС для данного пласта данного месторождения, и кривая ПС не изменена вследствие закачки пресных вод. Так как эти условия практически

1 - гидрослюда; 2 - смешанослойные образования

Рис. 8. СООТНОШЕНИЕ МИКРОКЛИНА И АЛЬБИТА В ПОРОДАХ ПЛАСТА ПК19

1 - микроклин; 2 - альбит

никогда не выполняются, то и пористость, полученная по такой методике, будет либо завышена, либо занижена. Так, на глубине 1583 м (см. рис. 9) /Сп, рассчитанный по ПС, на 5 % превышает /Сп, полученный по ЯМТК. В этом пласте /Сп по а-ПС, доходит до 24 %, т.е. его можно отнести к коллекторам, тогда как по эффективной пористости, если он и является коллектором, то очень плохим.

Заключение

Проведенные исследования показали, что применение СГК в комплексе ГИС позволяет оценивать содержания минералов в горной породе и использовать эти данные для расчетов общей и эффективной пористости в условиях сложно построенных терригенных коллекторов Западной Сибири.

Рис. 9. СОПОСТАВЛЕНИЕ К , К , РАССЧИТАННЫХ РАЗНЫМИ МЕТОДАМИ

Объемная модель, %

/СПо6щ (ЯМТК),% 10 20 30 40

/Спобщ (СГК),% 10 20 30 40

а-ПС,% 0,9 0,6 0,3 0

КПо6щ (ЯМТК), % 10 20 30 40

п-7,1-10"14 А,кг Лп(ПС),% 10 20 30 40

КПа6щ (ЯМТК),% 10 20 30 40

f<u(WHK),%

10 20 30 40

/Сгл, доли ед. 10 20 30 40

кПо6щ (СГК),% 10 20 30 40

/Сп(ПС),%

10 20 30 40

кПо6щ (СГК),% 10 20 30 40

Kn(WH к),% 10 20 30 40

*пэф (ЯМТК) 0 10 20 30

КПэф (СГК),% 0 10 20 30

1 - открытая пористость; 2 - кварц; 3 - гидрослюда и смешанослойные образования; 4 - полевые шпаты; 5 - каолинит и хлорит; 6 - карбонаты

Применение только открытой пористости было вызвано невозможностью достоверно оценить по комплексу ГИС эффективную пористость. В настоящее время такая возможность появилась: это прямое определение по ЯМК и расчетное — по комплексу СГК + ННК + ГГК-п. Использование для оценки неф-тегазонасыщения более корректно, так как этот параметр характеризует только ту часть его пространства, которое и может быть заполнено У В [1].

Литература

1. Абдуллин Р.Н. О возможностях гамма-спектрометрии при изуче-

нии продуктивных отложений месторождений Татарии / Р.Н.Абдуллин, Т.Г.Федусь // Каротажник. — 2003. — Вып. 109.

2. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. — М.: Недра, 1982.

3. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов / С.С.Итенберг, Г.А.Шнурман. — М.: Недра, 1984.

4. Стандарт Российской Федерации (руководящий документ) Геофизические исследования и работы в скважинах на углеводородное сырье в Российской Федерации (проект) // Каротажник. — 1997. — Вып. 37.

6 Коллектив авторов, 2005

It is shown that the layered mineral composition of reservoirs containing argillaceous particles of different composition, layered texture of pore space have a significant effect on the results of the standard complex of well logging exerting an adverse effect on accuracy of determining porosity and oil and gas saturation coefficients. Spectro-metric gamma-logging significantly changes the situation for the best, and obtained additional information allows more precisely to estimate the mineral content in the reservoirs and to use these data for accounting total and effective porosity in complex-formed reservoirs.