Глинистість колекторів. Глинистість міжзернового теригенного колектора характеризується часткою мінерального скелета порід, яка представлена глинистими мінералами і за гранулометричним складом відповідає фракції з розміром зерен dз < 0,01 мм. Кількісно глинистість характеризується масовим вмістом Сгл (масова глинистість) у твердій фазі породи, яка визначається у відсотках або у долях одиниці:
(20.1)
де 
- маса фракції dз < 0,01 мм; 
- маса твердої фази породи разом із фракцією dз > 0,01 мм.
Для визначення об’ємного вмісту глинистого матеріалу в породі використовують коефіцієнт об’ємного вмісту kгл, який при рівності мінеральних щільностей 
частинок скелетної і глинистої фракцій дорівнює
(20.2)
У петрофізиці і промисловій геофізиці використовують також параметр відносної глинистості,
(20.3)
який характеризує ступінь заповнення глинистим матеріалом простору між скелетними зернами і виражається у долях одиниці.
Глинистий матеріал у колекторі займає окремі ділянки. Де агрегати цих частинок пронизані субкапілярами з коефіцієнтом пористості kп гл.
Коли відомі kп, kгл kп гл, можливо оцінити граничне значення ефективної пористості kп еф між зернового колектора з глинистим цементом заповнення пор:
(20.4)
Глинисті мінерали в осадових породах звичайно присутні у тонкодисперсному стані і володіють величезною поверхнею, яка адсорбує молекули води і обмінні катіони. На поверхні твердої частинки утворюється плівка зв’язаної води, яка володіє аномальними властивостями на відміну від води вільної. Це обумовлює відмінні властивості глинистого колектора порівняно з чистим колектором (стисливість, електричні, електрохімічні і акустичні властивості, щільність, проникність, ефективна пористість).
Глинисті мінерали містять хімічно зв’язану воду і радіоактивні елементи, що суттєво впливає на показники методів радіометрії. Із зростанням вмісту глинястого матеріалу закономірно зменшується ефективна пористість, проникність і спроможність породи бути колектором.
Таким чином, вміст у породі глинистого матеріалу є одним із основних факторів, який визначає спроможність породи бути промисловим колектором. З іншої сторони, глинистість колектору суттєво впливає на фізичні властивості породи і її петрографічні зв’язки, які лежать в основі інтерпретації даних ГДС. Це обумовило те, що за даними визначення глинистості порід методами ГДС вони поділяються на колектори і неколектори.
Нижче наведемо кілька прикладів визначення параметрів глинистості порід за даними ГДС.
За діаграмами СП визначають відносну глинистість 
для порід із розсіяною глинистістю. При цьому використовують залежності типу тої, що показана на рис. 20.2.
Рис. 20.2.Кореляційний зв’язок між параметрами 
і 
: 1 – колектор; 2 – неколектор; 3 – лінія регресії
Рис. 20.3.Кореляційний зв’язок між приведеними показниками 
та величиною 
За даними ГМ у породах, які містять розсіяний чи скупчений глинистий матеріал, визначають об’ємну глинистість kгл, за залежністю, що показано на рис.20.3.
Розглядаючи у комплексі дані СП і ГГК чи АК можливо одночасно визначати об’ємну глинистість kгл , масова глинистість Сгл і загальну пористість породи.
Засоби визначення глинистості за допомогою радіометрії можливо використовувати як в обсаджених, так і в не обсаджених свердловинах. Метод СП особисто чи у комплексі із радіоактивними чи акустичним можливо використовувати лише у не обсаджених свердловинах, які заповнені глинистим розчином.
Визначення пористості порід. Даніпро пористість колекторів необхідні для підрахунків запасів нафти та газу, а також для визначення колекторських властивостей і насичення пластів. Тому визначення пористості порід геофізичними методами має велике практичне значення.
За походженням пористість може бути поділеною на первинну і вторинну. Первинна пористість (міжзернова) kп.м – це порожнини між зернами чи кристалами, а також між черепашками елементарних молюсків. Вона характерна для усіх порід. У процесі діагенезу під впливом ущільнення відкладів і підвищення ступеню цементації первинна пористість знижується. Цим пояснюється закономірне зменшення пористості з глибиною.
Вторинна пористість kп.вт. формується на стадії діагенезу і містить тріщини, які утворюються під впливом тектонічних, теплових і хімічних процесів, а також каверни, які виникають при розчиненні мінералів гірських порід та їх хімічних перетворень.
Тріщинна пористість характерна для карбонатних колекторів. Сумарний об’єм пор для таких колекторів
(20.5)
відповідно
(20.6)
У залежності від виду пористості визначають тріщинуваті, тріщинувато-кавернозні, порово-кавернозні-тріщинуваті колектори.
Не залежно від походження розрізняють відкриту, закриту та ефективну пористість.
Відкрита пористість утворена системою пор, які спілкуються між собою. Закрита – закритими порами. Ефективна пористість визначається об’ємом порового простору, по якому вірогідний рух флюїдів (нафти, води, газу).
Визначення пористості за даними ГДС базується на різниці у фізичних властивостей флюїду, який заповнює поровий простір колектору, і його твердої фази. При цьому проводиться індивідуальна і комплексна інтерпретація даних різних видів каротажу свердловини.
Коефіцієнт відкритої пористості міжзернових колекторів визначають за даними метода опорів, а при сприятливих умовах і за даними методу самочинних потенціалів. Цей коефіцієнт для міжзернових колекторів визначають за даними акустичного каротажу (АК).
Питомий опір пласту з міжзерновою пористістю при умові повного заповнення пор водою визначається:
– питомим опором пластової води 
(у більшості випадків це розчин NaCl); = 
;
– кількістю цієї води, що дорівнює коефіцієнту пористості kn;
– структурними особливостями будови порового простору.
Звивистість і різка зміна перерізу порових каналів – одна із головних причин підвищення питомого опору пласта. Наявність глинистого або карбонатного цементу у порових каналах, відсортованість скелетних зерен і, нарешті, ущільнення порід з глибиною залягання пласта – всі ці фактори суттєво і для кожного родовища (і навіть горизонту) по-своєму впливають на величину 
. Цей вплив можна встановити лише лабораторними дослідженнями керну для кожної групи порід окремо.
Питомий опір водоносного пласту прямо пропорційний питомому опору пластової води. У той час, чим вище пористість пласта, тим більше вміщується у ньому мінералізованої води, тим нижче буде його електричний опір. Тобто 
і kn знаходяться в обернено пропорційній залежності.
Таким чином, залежність від усіх перерахованих факторів у загальному випадку має такий вигляд:
, (20.7)
де 
і 
– структурні коефіцієнти:
– змінюється від 0,4 (піски) до 1,6 (глинисті колектори);
– змінюється від 1,3 (піски) до 2,3 (зцементовані пісковики).
Для виключення впливу мінералізації пластової води прийнято розглядати віднос-ний опір пласта 
або його параметр пористості:
(20.8)
Адже, при визначенні коефіцієнта пористості методом опору вихідним параметром є відносний опір 
. визначається за даними БКЗ, великого потенціал-зонда або індукційного каротажу.
Користуючись залежністю = 
, одержаної для досліджених або однотипних пластів (рис. 20.4), визначають kn.
Якщо експериментальна залежність = відсутня, користуються наближеною формулою:
= 
, 
(20.9)
Визначення пористості, як і літологічне розчленування порід, за АК базується на достатньо чіткій диференціації осадових порід за швидкістю розповсюдження у них пружних коливань.
Найбільш висока швидкість пружних коливань спостерігається у щільних пісковиках, вапняках, гідрохімічних осадах, тобто у породах з мінімальною пористістю. Зростання пористості порід робить їх менш пружними. Загальна швидкість розповсюдження пружних хвиль пласта, пори якого заповнені водою 
, зменшується з ростом пористості. Тому найменшими швидкостями характеризуються глини і аргіліти, пористість яких досягає 40 – 50%.
Слабозцементовані пористі пісковики займають в акустичному полі проміжне положення між цими групами порід.
В акустичному каротажі реєструється час, на протязі якого пружна хвиля проходить 1 м. Цей час 
називається інтервальним і є одним із основних акустичних параметрів. Він обернений до швидкості розповсюдження поздовжньої хвилі у гірських породах:
= 
, = 
(20.10)
Рис.20.4. Залежність параметра пористості Рп від коефіцієнта пористості Кп
Зв’язок швидкості розповсюдження пружної хвилі з пористістю породи в акустичному каротажі визначається рівнянням:
; (20.11)
або через інтервальний час:
= 
;
; (20.12)
де 
– інтервальний час пробігу поздовжньої хвилі у породі, насичуючій рідині і мінеральному скелеті.
– визначається у лабораторних умовах. Для ДДЗ при концентрації солей 50 г/л, типової для пластових вод багатьох нафтових родовищ, = 615 мкс/м.
– визначають за керном. Для слабозцементованих пісковиків = 170 мкс/м.
Глинисті породи і пористі пісковики в інтервалі 
270 – 300 мкс/м можуть характеризуватися однаковими значеннями . Тому перед визначенням пористості порід за діаграмою із розгляду виключають інтервали із значним збільшенням діаметру свердловини dc за кавернограмою.
Визначити пористість пласта за можливо шляхом розрахунку і графічним способом (рис.20.5), приймаючи = 170 мкс/м і = 615 мкс/м. Колектор водоносний, неглинистий.
Рис. 20.5. Графік для обчислення пористості за даними АК
Визначення проникності порід. Коефіцієнт проникності kпр є одним із важливіших параметрів продуктивного колектору. Найбільше розповсюджена методика визначення коефіцієнту проникності за даними вимірів СП і ГК. Вона заснована на наявності кореляційного зв’язку між коефіцієнтом kпр і параметрами kгл чи ηгл, які характеризують глинистість колектора (рис.20.6).
Рис. 20.6. Кореляційний зв’язок між параметрами 
і для теригенних відкладів девону: 1 – колектор; 2 – неколектор; 3 – лінія регресії
Як було розглянуто раніше, геофізичні параметри 
і зв’язані відповідно із kгл та ηгл. Приклади таких залежностей наведено на рис 20.7. Кореляційний зв’язок між і kпр можливо представити рівнянням:
(20.13)
де значення емпіричних констант а і b різні для різних геологічних об’єктів. Найбільш надійний цей зв’язок для колекторів, у яких параметри і kпр змінюються переважно під впливом глинистості. У слабоглинистих і чистих колекторах, для яких значення наближається до одиниці і які характеризуються високою проникністю, зв’язок між і kпр практично відсутній. У таких колекторах kпр залежить переважно від гранулометричного складу псамітової фракції.
Кореляційний зв’язок між параметрами і kпр характеризується зменшенням із збільшенням kпр для порід, проникність яких контролюється глинистістю. В області високих значень kпр параметр наближається до нуля і коефіцієнт kпр за величиною визначити неможливо. Ця область також представлена породами з мінімальною глинистістю, проникність якої залежить від медіанного (середнього) діаметру і ступеня відсортованості псамітової фракції.
Л.П. Доліною запропоновано для визначення kпр використовувати комплексний параметр:
(20.14)
Рис. 20.7.Кореляційний зв’язок між і для теригенних порід (побудований за експерим. даними)
Зв’язок параметру В із kпр виявляється більш тісною ніж між і kпр чи і kпр. Для теригенних відкладів Решетняківського родовища таку залежність наведено на рис.20.8. Для основних продуктивних горизонтів зв’язок між параметром В із kпр визначається поліномом:
(20.15)
де а, b, c, d – емпіричні постійні. 
Рис. 20.8. Кореляційний зв’язок між і 
для теригенних відкладів: 1 – лінія регресії; 2 – межі довірчого інтервалу
Рис. 20.9. Кореляційний зв’язок між комплексним параметром 
і для теригенних відкладів: 1 – лінія регресії; 2 – межі довірчого інтервалу
