При спектрометрическом гамма-каротаже (СГК) определяют содержание естественно-радиоактивных элементов (ЕРЭ). Содержания ЕРЭ в различных горных породах и минералах существенно различаются [2], что, включая характер изменения их соотношения в зависимости от условия осадконакопления, является основой интерпретации данных СГК.

При изучении осадочных отложений, где находятся основные коллекторы нефти и газа, наибольший интерес представляет возможность более точной оценки глинистости и минерального состава глин с тем, чтобы лучше оценить их коллекторские свойства по комплексу геофизических исследований скважин (ГИС). При использовании данных СГК появляется такая возможность.

Поскольку содержание урана в различных глинистых минералах непостоянно и больше связано с наличием органического материала и вторичными процессами в результате движения пластовых флюидов, в качестве индикаторов глинистости осадочных отложений используют содержание тория (Th) и калия (К) или их комбинацию [1]:

где Vгл – объемное содержание глин; (C_{Th, K}) _оп.гл – содержание Th и К против опорного пласта глин; (C_Th,K) _min – содержание Th и К против чистых (неглинистых) пластов; I_Th+K–кривая ГК за вычетом урановой компоненты (I_Th+K= I_ГK–q_UC_U), где q_U– чувствительность суммарного канала аппаратуры СГК к единичному содержанию U, q_U определяется при калибровке аппаратуры на стандартных образцах с известным содержанием ЕРЭ); КТИ – калий-ториевый индекс, определяемый как произведение содержаний Th и К.

Предполагается, что связь содержания Th и К с V_гл линейная, но она верна только в тех случаях, когда глины имеют мономинеральный состав. В случае же изменчивости минерального состава глин по глубине их залегания из-за различия содержаний Th и К в этих минералах эта связь становится нелинейной.

Наиболее рискованным для оценки глинистости является применение индикатора С_к, так как концентрация К не всегда однозначно связана с глинистостью. Так, в полевошпатовых и слюдистых минералах содержание К очень высокое, но они никакого отношения к глинам не имеют. Для продуктивных отложений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, например, вклад К в общую радиоактивность песчаников составляет 55–75 %, алевролитов и глин – около 35–55 % (В.Г. Мамяшев, Т.Ф. Никифорова, В.С. Кудрявцев, 1988).

При оценке глинистости карбонатных отложений лучшие результаты дает индикатор C_Th (Ф.А. Алексеев, И.В. Головацкая и др., 1978), так как он не зависит от происхождения карбонатных пород, а содержание К связано не только с глинистостью, но и карбонатами морского происхождения [5].

Индикатор I_Th+K, так называемая расчетная кривая ГК, зависит как от содержания Th, так и К. Поскольку характер распределения Th и К в глинистых минералах такой, что в минералах с большим содержанием Th меньше содержится К и наоборот, то V_гл, оцененная по этому индикатору, меньше зависит от изменчивости минерального состава глин.

Индикатор КТИ (C_ThC_K) , по мнению авторов работы [4], также не зависит от минерального состава глин, но связь этого индикатора с глинистостью, как показывают результаты сопоставления данных скважинных измерений, является нелинейной.

Пример, приведенный на рис. 1, где сопоставляются значения V_гл, оцененные по рассматриваемым индикаторам и интегральной кривой ГК (GRS), подтверждают высказанные суждения.

Как видно из выражений (1), абсолютные значения V_гл кроме перечисленных факторов зависят от правильности выбора опорных пластов глин и чистых (неглинистых) пород и точности знания их характеристик. Очевидно, для правильной оценки глинистости пород-коллекторов опорные пласты необходимо выбирать в пределах одного с исследуемым объектом комплекса и чтобы их характеристики были известны и выдержаны.

Многие исследователи наблюдали связь между содержанием U и органического вещества, в частности, битуминозностью пород [2, 3]. В работе В.X. Фертла [2] приведены близкие к линейной зависимости между содержанием органогенного углерода и U в девонских черных сланцах в различных регионах США. При установлении таких связей на основе изучения керна из конкретных отложений, они могут быть использованы для оценки углеводородного потенциала нефтематеринских пород по данным СГК. Чтобы исключить зависимость определяемого содержания органогенного углерода (органического материала) от минерального состава глин, лучше использовать связи C_OM = f (С_U/С_Тh или С_U/С_K).

Минеральный состав глин по данным СГК достаточно уверенно определяется за счет различного содержания в них Th и К. Для этих целей используются С_ТhС_К кроссплоты и величина отношений Th и К [1]. В общем случае минеральный состав полиминеральных глинистых пород и их объемное содержание определяются расчетным путем с учетом различного содержания в них Th и К. При этом интерпретационная модель (предполагаемый состав пород и содержание в них ЕРЭ) должна выбираться на основе данных керна конкретного разреза. Например, породы ассельского и артинского горизонтов Северо-Западного Казахстана по данным описания керна и результатов его рентгеноструктурного анализа представлены: скелет породы (неглинистые минералы) – кварцитом, кальцитом, полевым шпатом; глинистая фракция – гидрослюдой, хлоритом и иногда монтмориллонитом. В отдельных пластах были встречены повышенные содержания U, связанные с присутствием органического материала в черных аргиллитах. Следовательно, модель интерпретации данных СГК для этих отложений описывается системой уравнений баланса следующего вида:

где V'_гл – кажущаяся глинистость (так как полевые шпаты не относятся к глинистым минералам) ; С_ом – содержание органического материала (связь его с содержанием U для рассматриваемых отложений должна быть установлена по керновым данным); V_хл, V_мт, V_гс, V_пш, V_ск – объемное содержание хлорита, монтмориллонита, гидрослюды, полевых шпатов и скелета (здесь принимается, что V_ск=V_песч + V_изв+V_фл, поскольку пластовые флюиды, чистые песчаники и известняки по содержанию Th и К мало отличаются друг от друга); (C_Th, С_К) _{хл, мт, гс, пш, ск} – содержание Th и К в этих минералах, значения которых для рассматриваемых отложений также необходимо определить по керну.

Матричная система уравнений (2) в зависимости от количества неизвестных, входящих в эту систему, может быть определенной (когда число уравнений соответствует количеству неизвестных), неопределенной (когда количество неизвестных превышает количество уравнений, как в случае (2)), и переопределенной (когда количество неизвестных меньше числа уравнений). Достаточно легко и корректно решается только определенная система. Неопределенная и переопределенная системы решаются с применением методов приближения, например, метода наименьших квадратов с применением ЭВМ (Э.Г. Урманов, Б.З. Гринберг, 1978).

На рис. 2 приведены результаты обработки данных СГК в скв. 18 Терешковской площади (Казахстан) по разработанной во ВНИГИКе программе. Здесь при определении объема органического материала С_ом за неимением корреляционных связей С_ом–f(C_U) для отложений данного региона использовались установленные для условий черных сланцев девонского возраста на территории США корреляционные связи [2]. В качестве петрофизических данных принимались средние значения содержания Th и К в минералах выбранной модели.

Пример исправления Кп – ННК-Т за влияние глинистости по данным СГК приведен на рис. 3. Кривая Кп-2 исправлена без учета минерального состава глины (кажущееся водородсодержание w_гл принято равным 23 ед. пористости, как это установилось при интерпретации данных ГИС в карбонатных отложениях). Видно, что в результате учета глинистости значения Кп – НК становятся неправдоподобно низкими и даже отрицательными, что не характерно для доломитизированных (по данным комплекса ГГК-П, АК и ННК-Т) карбонатных отложений рассматриваемого разреза. По данным СГК глины в интервале исследований представлены в основном иллитами. Учет минерального состава глины (w_иллит=10) при исправлении К_п – НК устраняет отмеченный недостаток – кривая К_п=1.

где w - кажущееся водородосодержание пород по данным НК (Кп – НК); w_гл =Sw_Mi V_Mi/V_гл; w_Mi - водородосодержание глинистых минералов; V_Mi – объемное содержание глинистых минералов по данным СГК; i =l, 2, 3, ... соответствует числу глинистых минералов; w_фл – водородосодержание флюида, приведенное к пластовым условиям, V_гл – глинистость, определенная по кривой I_Th+K; w_ск – водородосодержание скелета породы, для чистого песчаника w_ск = –2,4 (ед. пористости).

Для гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГК-П)

где w_{m 1,2} и s_{m 1,2} – водородосодержание и плотность минералов, составляющих скелет породы, например, песчаника и известняка для терригенных отложений с карбонатным цементом; Vm₁ и Vm₂ – объемное содержание этих минералов; s – текущее значение плотности по данным ГГК-П.

Для комплекса НК и АК или ГГК-П – АК также составляется соответствующая система уравнений, подобная (4), и решается относительно неизвестных Vm₁, Vm₂ и К_п.

Комплексная обработка данных СГК с материалами объемных методов ГИС – НК, АК и ГГК, показания которых зависят от коллекторских свойств и литологии, в полиминеральных карбонатных отложениях может производиться решением матричного уравнения баланса

где (w–HK)_Mi, s_Mi, Dt_Mi –кажущееся водородосодержание, плотность и интервальное время входящих в состав породы минералов – петрофизические данные (константы); С_ом, V_Mi– объемное содержание органического материала и минералов; Кп – определяемые параметры пластов (литология и пористость); e – погрешность определения искомых параметров, связанная с погрешностями регистрации геофизических параметров, определения содержания ЕРЭ и неточностями петрофизических зависимостей и констант.

Данные литологической модификации ГГК – Z_эф тоже могут быть использованы в комплексной обработке путем дополнения системы (6) соответствующим уравнением связи:

где l – декремент затухания плотности тепловых нейтронов; оно решается относительно неизвестных: c_ом, V_Mi, К_п и Кнг (коэффициента нефтегазонасыщенности).

Результаты комплексной обработки данных НГК, АК и СГК [1], приведенные на рис. 4, показывают, что за счет более точного определения глинистости по СГК определяемый коэффициент пористости отдельных пластов в переслаивающемся карбонатно-терригенном разрезе увеличивается от 1 до 7 ед. пористости. Без учета типа глинистого материала и уточнения его содержания данные стандартного комплекса ГИС в интервале высокорадиоактивных пластов (например, песчаники колганской толщи Оренбуржья) практически не интерпретируются.

1. Варварин Г.Б., Урманов Э.Г. Состояние и перспективы применения спектрометрического гамма-каротажа глубоких скважин // Развед. геофизика. Обзор ВИЭМС.– 1991.
2. Фертл В.X. Спектрометрия естественного гамма-излучения в скважине // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.– 1983.–№ 3–11.
3. Хабаров В.В., Нелепченко О.М., Волков Е.Н., Барташевич О.В. Уран, калий и торий в битуминозных породах баженовской свиты Западной Сибири // Сов. геология.– 1980.–№ 10.–С. 95–105.
4. Lawrence T. Proposed Spectralog product index for clay volumes.– Interoffice Correspondence.– Dresser Atlas.– Houston, 1980.
5. Schlumberger Ltd. Natural gamma – ray Spectrometry. Essentials of NGS Interpretation, 1984.

Problems of spectrometric gamma-logging data use for determination of reservoir-rocks clayness and mineral content of clays are regarded as well as principles of these data use together with logging data for determination of reservoir features of beds. It is shown, that spectrometric gamma-logging data allow to determine more precisely rocks clayness and mineral content of clays during porosity study and raises precision of reservoir features of rocks estimation.

Рис. 1. Сопоставление V_гл, оцененного по различным индикаторам

Рис. 4. Оценка минерального состава глин по кроссплоту C_ThC_K