Файл: Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин.pdf

нейтронном источнике этой поправкой можно пренебречь); q1 — коэф­ фициент для высокопористой породы, отсчитываемый по палеткам НГК для определения пористости; д 3 — коэффициент для низкопористой породы.

За высокопористую породу рекомендуется принимать породу с пористостью около 30% , а за низкопористую, по данным различных

(/ = 8). Граничные значения времени пробега At упругой волны

ствует кавернозным, трещинным и порово-каверно-трещинным кол­ лекторам (код 01). Величина Ад1, по данным В. Ф. Козяра, равна 6 дБ.

П л о т н о с т н о й г а м м а - г а м м а - к а р о т а ж (/' = 10). В качестве граничных значений для интерпретации данных плот-

169

Граничные значения и вытекающие пз них критерии (92—122) определяют комплексные диагностические коды, необходимые для оценки литологии пород по геофизическим данным. В диагностиче­ скую таблицу не следует включать комплексные коды, которые про­ тиворечат основным признакам, характеризующим определяемую по­ роду. Выполнение этого требования повышает надежность определе­ ния литологии породы и облегчает расшифровку получаемых при этом неопределенных ответов.

В соответствии с указанными выше принципами составлены ком­ плексные диагностические коды (табл. 15, 16). Для песчано-глшш- стого разреза диагностические коды составлены для комплекса кри­ вых ДС. ПС, КС, КС—МЗ H ГГК (см. табл. 15). Данные гамма- гамма-каротажа привлечены для определения пластов угля. В карбо­ натном разрезе диагностические коды получены по комплексу гео­ физических исследований, включающему измерения диаметра сква­ жин, мнкрокаротаж, радиоактивный (ГК и НТК) и акустический каротаж по скорости АК и затухаиию АКЗ (см. табл. 16). Аналогич­ ные диагностические таблицы могут быть составлены и для других комплексов геофизических исследований.

Как видно пз табл. 15 и 16, одной и той же категории пород соот­ ветствует несколько комплексных кодов. Это показывает, что смена кода не является достаточным признаком нзменепия характера по­ роды. Поэтому изменение литологии определяют по смене индекса породы / .

Оценку литологнческого характера пород можно производить послойно и по точкам. Применение поточечного варианта допустимо, так как литологическое расчленение разреза скважин не требует строго количественных оценок, а также потому, что до определения литологии и физические величины могут быть исправлены на влияние мощности Ii другие факторы. Границы пластов в поточечном варианте литологнческого расчленения разреза скважин выделяют по измене­ нию характера (индекса) породы. В случае необходимости положе­ ние границ уточняют по характерным точкам кривых ПС и микро­ каротажа.

Граничные значения и табличные коды необходимо уточнять по мере накопления геолого-геофизических данных в районе. Так, на­ пример, для Кочановского нефтегазоносного месторождения Д. Г. Ко­ валенко установлены граничные значения (А6 1 = 0,5 и — 0,3) относительных показаний гамма-каротажа, позволяющие разделить песчано-алевритовые отложения на коллекторы, плохие коллекторы и неколлекторы. Эти граничные значения А следует использовать

170

о о о о

171

0Неопределен­ Коды не согласуются с указанными выше ная порода

для литологпческого расчленения разреза скважин вместо рассчи­ танных по формулам (109) и (110).

Необходимо отметить, что при хорошей изученности физических и геофизических свойств пород в разрезе можно определить большое число граничных значений и этим обеспечить более дробное расчле­ нение разреза, т. е. выделить больше разновидностей пород. В мало­ изученном районе большой интерес представляет лнтологическое рас­ членение разреза и выделение коллекторов с разными граничными значениями. Это дает возможность выявить пласты с уверенно опре­ деляемой литологией (индекс I не изменяется с изменением гранич­ ных значений).

172