Коэффициент пористости является одним из основных подсчетных параметров и определяется по данным керна и результатам интерпретации данных ГИС. От точности расчетов пористости зависит достоверность оценки запасов нефти. Коэффициент пористости коллекторов в соответствии с выполняемым комплексом ГИС определяется по данным метода сопротивления, по данным метода потенциалов собственной поляризации (ПС), по данным нейтронных методов (НКТ, НГК), гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК-П) и акустического (АК).

1.1 Метод потенциалов собственной поляризации (ПС)

При исследованиях скважин методом потенциалов собственной поляризации (ПС) изучают естественные электрические поля, возникающие в скважине и породах в результате физико-химических процессов — диффузии солей в растворах электролитов, фильтрации жидкости, окислительно-восстановительных реакций. Эти процессы порождают потенциалы диффузионные, течения, окислительно-восстановительные. Главную роль в формировании естественных электрических полей в скважине, заполненной буровым раствором на водной основе, играют потенциалы диффузионного происхождения.

Метод весьма прост в технике исполнения. Исследования методом ПС проводят, регистрируя потенциалы естественного поля, то есть регистрируют диаграмму изменения по разрезу скважины разности потенциалов между электродом, перемещающимся по стволу скважины, и неподвижным электродом, расположенным на земной поверхности близ устья скважины. Метод ПС наиболее эффективен в песчано-глинистых разрезах.

В терригенном разрезе при незначительном изменении минерализации пластовых вод на диаграммах потенциала собственной поляризации можно выделить породы слабо-глинистые или не содержащие глинистого материала, породы со средней степенью глинистости, сильно глинистые породы и глины.

Для пород первой группы характерно максимальное отклонение кривой ПС от линии глин. К этой группе относятся чистые и слабо-глинистые пески и песчаники, алевриты и алевролиты, песчаники и алевролиты с карбонатным цементом, кварциты и кварцитоподобные песчаники с силикатным цементом. Пласты, выделяемые по максимальной аномалии Uпс, можно разделить на коллекторы и коллекторы низкого качества, привлекая для этого данные других методов ГИС — микрозондирования, нейтронного гамма-метода. Например, плотные песчаники с карбонатным цементом, характеризующиеся максимальной амплитудой ПС, на диаграммах микроградиент- и микропотенциал-зондов, а также кривых НГМ отличаются высокими показаниями.

Породы, представленные глинами и сильно глинистыми породами, отличаются на кривой ПС показаниями, совпадающими или близкими к линии глин. Как правило, это чистые глины и алевролиты с высоким содержанием глинистого цемента, который по степени уплотненности и минералогическому составу практически не отличается от вмещающих глин.

Таким образом, кривая ПС является надежным средством выделения в терригенном разрезе проницаемых песчаных пластов, в ряде случаев она позволяет оценить относительную глинистость пород.

1.2 Нейтронные методы

Величину коэффициента пористости как в простом межзерновом, так и в сложном коллекторе с присутствием пор любой морфологии, открытых и закрытых, определяют по данным стационарных нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т) и гамма-гамма- метода.

Нейтронные методы исследования скважин основаны на различной способности горных пород рассеивать и поглощать нейтроны. Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и длиной диффузии. Длина замедления уменьшается с увеличением суммарного водородосодержания среды. Наименьшие длины замедления наблюдаются в породах с большим водородосодержанием. Диффузионная длина убывает с увеличением водородосодержания и содержания в породах элементов с аномально высокими ядерными сечениями захвата. В осадочных породах и пластовых водах наиболее распространенным из этих элементов является хлор. Длина замедления и диффузионная длина зависят также от минерального и химического состава скелета породы.

Нейтронные методы позволяют решать следующие задачи: литологическое расчленение разреза; определение пористости пород; определение положения газожидкостного контакта. Методы ННМ-Т и НГМ позволяют определить местоположение водонефтяного контакта при значительной минерализации пластовых вод и небольшой зоне проникновения, а также в обсаженных скважинах на основе наблюдений за расформированием зоны проникновения.

Существуют приборы двух типов, позволяющие производить измерения в скважинах — однозондовые и двухзондовые. Последние по сравнению с однозондовыми менее подвержены влиянию скважинных условий и поэтому позволяют повысить точность и надежность исследований. Скважинный прибор нейтронных методов имеет источник и один или два индикатора того или иного излучения. Расстояние от источника до середины индикатора есть длина зонда.

Нейтронный гамма каротаж (НГК) основан на измерении вторичного γ- излучения, возникающего в горных породах в результате взаимодействия нейтронов, испускаемых источником с ядрами элементов пород. Для производства НГК в скважину спускают такой же снаряд, как и при ГК. Источником нейтронов служит смесь полония и бериллия. Расстояние от источника до середины индикатора (счетчика) называется длиной радиоактивного зонда (40–45 см большой зонд) и измеряется в сантиметрах. γ-лучи испускаемые полонием проникают в ядра бериллия и выбивают из них нейтроны. Нейтроны со скоростью 10–15 тыс. км/с и энергией 10 Мэв проникают через стальную обсадную колонну и цементное кольцо в породу, в результате столкновения нейтронов с ядрами элементов, составляющих породу они теряют свою энергию становятся медленными (тепловыми) с энергией 0,025 электрон вольт и скоростью 2400 м/с вследствие передачи ядру части кинетической энергии присущей нейтрону. Процесс передачи нейтронов породе состоит из двух процессов- процесса рассеивания и захвата. Эти процессы характеризуются эффективным сечением рассеивания 𝜎р и эффективным сечением захвата 𝜎з. Вероятность захвата тепловых нейтронов обратно пропорциональна их скорости, а вероятность рассеивания от скорости не зависит. В породе замедление нейтронов происходит благодаря столкновению с ядрами водорода, что вызывает их рассеивание. Движение нейтрона происходит до тех пор, пока он не будет захвачен с ядром породы. В среде содержащий водород и хлор медленные нейтроны им весьма малые пробеги не диффундируют далеко от точки, где они стали тепловыми. Это приводит к тому что при движении прибора, регистрируемого вторичное γ-излучение вдоль скважины показания индикатора изменяются в зависимости от содержания Н2 и Cl в окружающих породах. Получаемая при этом кривая характеризует изменение общей интенсивности вторичного γ- излучения с глубиной и называется кривой нейтронного-гамма каротажа и складывается из интенсивности γ-лучей вторичного γ-излучения I1 возникающего в результате взаимодействия 13 нейтронов на породу, I2 — интенсивности рассеянного γ-излучения возникающего в результате облучения стенок скважины γ-лучами, I3 — интенсивность γ-излучения обусловленная естественной радиоактивностью пород. На величину вторичного γ-излучения влияют коэффициента поглощения нейтронного потока слоем вещества, от содержания водорода и хлора в породе, от химического состава породы.

По нейтронным свойствам все породы можно разделить на две группы: содержащие водород и не содержащие водород. К первой группе относятся глины водонасыщенные, имеющие большую пористость и содержащие значительное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты, гипс), некоторые пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы, насыщенные жидкостью. При больших размерах зонда эти породы отмечаются минимумами на диаграммах НГК. Ко второй группе относятся малопористые крепкие породы (плотные известняки, доломиты) сцементированные песчаники и алевролиты, гидрохимические осадки при больших зондах эти породы отмечаются максимумами на НГК. Другие породы- пески, песчаники, пористые карбонатные отмечаются промежуточными значениями и зависят от глинистости и насыщенности флюидами.

Таким образом, в качестве основных выводов можно сказать, что в терригенных коллекторах мы считаем пористость по методу потенциалов собственной поляризации (ПС), а в карбонатных — по нейтронному каротажу (НК).

Литература:

1. Афанасьев В. С., Афанасьев А. В., Афанасьев С. В. Адсорбционная активность пористого пространства терригенной горной породы // НТВ АИС Каротажник. 2013. N 233. С. 59–97.
2. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978. 316 с.
3. Вендельштейн Б. Ю., Царева И. В. О критериях выделения коллекторов по данным промысловой геофизики // Нефть и газ. 1969. N 6. С. 5–7.
4. Кожевников Д. А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1982. 221 с.