Д.определения глинистости в перв.очередь примен. идукцион.каротаж(ИК).
Также д.решения этой зад.примен мет. ПС (потенциалов самопроизвольн.поляризации). д.терриг.г.п.измен.пористости часто связ с глинистостью.
Выдел.кол-ров, оценка их пористости-одна из важнейш.обл.примен. АК. определение пористости неразрывно связ.с опред.глинистости кол-ра.при расчетах обяз надо вводить поправку за глинистость.
Для выделения глин и глинист.г.п.,д.оценки парам.,связ.коррел-ми отношениями с р/ю(глинистость в терриг.разрезах)примен. ГК.
Производится с помощью методов глинистости: гамма метод и ПС метод. Кроме этих способов оценка глинистости производится с помощью попарных комплексов, методов пористости (НН,ГГМ,АК): 1)НН и ГГ метод; 2)нейтронный метод и АК; 3)ГГМ и АК. НН и ГГ метод может использоваться для всех типов коллекторов, в том числе со сложной структурой емкостного пространства. 2 и 3 используются для межзерновых коллекторов. Глинистость характеризуется массовым содержанием Сгл в твердой фазе породы: Сгл=М*0,01/Мтд.; если <0,01 мм – размер частиц глин. Для характеристики объемного содержания глинистого материала в породе используют коэффициент объемной глинистости: Кгл=Сгл*(1-Кп). Для характеристики степени заполнения глинистым материалом, пространство между скелетами зерен используют: μгл=Кгл/(Кгл+Кп) (относительная глинистость). Глинистые материалы в осадочных породах обычно присутствуют в тонкодисперсном состоянии и обладают огромной удельной поверхность, которая абсорбирует молекулы воды и радиоактивные элементы, что существенно влияет на физические свойства пород и показания геофизических методов. С ростом содержания в породе глинистого материала закономерно уменьшается эффективная пористость, проницаемость и способность породы быть коллектором. На ряду с рассеянным различают слоистую глинистость, характеризующую содержание в породе слоев глинистого материала, чередующихся с прослоями коллекторов. Слоистую глинистость характеризует параметр χгл, выражающий долю толщины слоистой породы приходится на прослои глин. Если плотность скелета = плотности глин, то: δск=δгл, то χгл=Сгл.
Определение Кгл по ПС
Кгл=(Uпс-Uпс min)/(Uпс max-Uпсmin), где Uпс - показание в пласте, Uпс min – в чистых песчаниках, Uпс max – в глинах. Показания ПС увеличиваются в глинистых пластах, поэтому Кгл получается линейной зависимостью между уровнем песчаников и уровнем глин. В мощных пластов Апс близка к статической аномалии, чем меньше толщина пласта, тем больше разница между Uпс и Еs. Снижение аномалий ПС против тонких пластов характеризуется коэффициентом μ. Для пластов мощностью h<4dс, происходит h>2-3м – Uпс практически ≈ Еs. Двойной разностный параметр: α пс=∆Uизм./∆ Umax. В однородной по сопротивлению песчано-глинистой среде α пс линейно зависит от содержания глин. α пс=∆ Еs’/∆Еs max, где ∆ Еs’- амплитуда Еs против глинистого пласта, ∆ Еs max – чистый песчаник.
Определение глинистости по ГК
Кгл=33*∆Iγ+0,9. Для определения глинистости Кгл целесообразно пользоваться методикой 2х опорных пластов, когда в качестве колибровочного коэффициента используется разность показаний в пласте глин Iγmax и в пласте с min по разрезу глинистостью Iγmin. Показания в пластах при этом образуется безразмерный двойной разностный параметр. Используется зависимость двойного разностного параметра от весовой глинистости Сгл по керну. При расчете ∆Iγ по этой зависимости: Iγmin соответствует Сгл=0%,при Iγmax Сгл=100%. Подставить эти значения в пористость и рассчитать глинистость.
28. Метод 2-х растворов.
Методы потенциалов основаны на изуч естеств. стационарного эл.поля в скв, образ. кот связано с физ-хим процессами, протекающими на границах раздела скв-порода, и м/д пластами разной литологии.
Мет.ПС позв.осущ.литол.расчленение разреза по степ. Глинистости отлож.,выдел.н/газовые кол-ры и водонос.гориз., оценить степень глинистости кол-ров.
Потенциалы ПС г п обусл. физ-хим процесами:
1.диффузией солей из пластовых вод в промыв.жидкость. и наоборот, а также адсорбцией ионов на поверхностях минеральных частиц г п
2.фильтрацией вод из ПЖ в породы и пластовых вод в скв.
3.окислит-востановительными реакциями, происходящими в породах на контакте их с ПЖ и металлами
В соотв с этим мет.измер.в скв проводят при ПЖ разной минерализации. В рез-те получ.ситему: Е1=Кдаlg(сп/с1);
Е2=Кдаlg(сп/с2),где Кда и
сп –неизвестные. Решение данной сист.позв.опред. сп.
Метод 2х растворов
Скважина бурится на 1м раствора, снимается глинистая корка, увеличивается зона проникновения: ρС2>ρС1.
29. Разделение кол-ров на продуктивные и водоносные.
Разделение коллекторов на продуктивные, из которых при испытании получают промышленный приток нефти или газа и водоносные, дающие чистую воду, воду с пленкой нефти или признаками газа. Оценка характера насыщения основан на определении удельного сопротивления (ρп), и вычисленных значений параметра насыщения с критическими величинами (ρп*, Рп*), характерными для исследования коллекторов границу между коллекторами промышленно-продуктивными и непромышленно. В наиболее простом случае низкие сопротивления – вода. Газ, нефть – высокие сопротивлении. Надежное определение ρп по КС с помощью палеток БКЗ возможно лишь для достаточно мощных пластов. В упрощенном варианте по стандартному. Границу нефть-вода условно принимают 8-10Омм. При наличии плотных УЭС по диаграммам экранированных зондов.
Таблица испытаний
Эта величина очень важна.
Определение Кп по ННК-Т.
ННК-Т-ННКпо тепловым нейтронам. В декторах ННК-Т примен.гелиевые,реже сцинтилляционные счетчики. Регистрир.скор.обусл.потоком тепловых нейтр. Пористые нефтенос.и водонос.пласты проявл.на диагр.ННК-Т пониж.показаниями. опред.Кп осн.на связи показаний ННК-Т с водородосодержанием г.п.
Если неглинистая порода, то точность , если глины, то необходим ввод поправок: а) по кривым зависимости DIny и f(kп), б) по отношению интенсивности Iny, InT, Inнг – зарегестрир-ной зондами различной длины, в) по БКЗ, в практике не прижился, т к необходимо измерения 4-5 зондами.
W=Кп.от.+Wгл*Кгл; Кп.откр.=W-Wгл*Кгл. Существует система палеток, которая позволяет определить: dскв., С(H2O пл.), литологический состав, термобарометрические условия. (Т-Р) в результате получаем Кп.откр.
Определение Кп по ГК.
ГК примен-ся д. выдел.глин и глинист г.п., д.оценки парам.,связанных корреляционными связями с р/ю(Кп,Кг и др.).
По ГК если в коллекторах нет р/а вещ-в, то для существ-щей связи между kп и kгл показания ГК связаны обратной зависи-мостью по значениям kп. В каждом случае составл-ся зависимость и использ-ся при интерпретации. По ГГК: kпобщ = (dскелет - dпород) / (dп - dжидкости заполняющей пласт),
dп – плотность.
ГК проводят в терригенных породах, а НГК и ННК-Т в карбонатных породах, т.к. имеют дефференцированность, в то время ГК min, ГК например глинистости.
Апс=Епс*lg*(ρ фильтрата/ρ воды)=0. Если ρ фильтрата >> ρ воды,
то 
,
если ρ фильтрата≈ ρ воды. В Зап. Сибири состав цемента полимиктовый (для Волго-Уральской провинции – мономинеральный и глинистый), т.е. содержит К 40, т.е. max ГК против пластов коллекторов, т.е. ГК используется. Чтобы определить Кп по ГК: чем выше глинистость, тем ниже Кп; чем выше радиоактивность, тем выше пористость, это позволяет ГК использовать для определения пористости.
∆Iγ=(Iγ(р)- Iγ(min))/(Iγ(max)- Iγ(min)), по зависимости находим Кп.
