Using in well logging data interpretation algorithms for complicate reservoirs input characteristics, averaged on reservoir effective thicknesses, leads to errors in determination of the filtration-capacity properties. The increase of heterogeneities of sections on a porosity and permeability results in underestimation of these parameters by averaging. Accordingly this, total porosity lose information value, and the concepts of "condition" ("boundary") values of the petrophysical characteristics lose physical sense. The new methodology of petrophysical interpretation of well logging data for composite reservoirs with high non-uniformity on depth and direction of strata is indispensable.
Interdependent petrophysical invariants - effective porosity and relative shaleness, normalized on their maximum values for given reservoir are entered as an interpretation parameters.

Для сложных коллекторов настройка алгоритмов интерпретации данных ГИС по характеристикам, усредненным по эффективным толщинам, влечет существенную погрешность в определении их фильтрационно-емкостных свойств. Увеличение неоднородностей разрезов по пористости и проницаемости приводит к занижению этих параметров при их усреднении. Соответственно величина пористости лишается информационной ценности, а понятия "кондиционных" ("граничных") значений петрофизических характеристик коллекторов теряют физический смысл. Необходима новая методология петрофизической интерпретации данных ГИС в сложных коллекторах, обладающих высокой неоднородностью по глубине и простиранию.
В качестве интерпретационного параметра методов ГИС предлагаются взаимосвязанные петрофизические инварианты - эффективная пористость и относительная глинистость, нормированные на максимальные для данного коллектора значения.

Экономические показатели и основные параметры режимов разработки нефтяных и газовых месторождений через дебит и продуктивность определяются фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов (эффективной пористостью, абсолютной и фазовыми проницаемостями), их вертикальной и латеральной неоднородностью, качеством первичного и вторичного вскрытия, их поведением в процессе разработки.
Решение проблемы выделения, изучения и оценки сложных коллекторов требует перехода от эмпирических связей к петрофизическим моделям, от петрофизических моделей к петрофизическим законам, от определения общей пористости к эффективной (динамической), от поправочных методик интерпретации к адаптивным.
Максимальная величина коэффициента извлечения нефти достигается выявлением и устранением дефектов вскрытия продуктивных коллекторов, управлением залежью в процессе эксплуатации на основе ее пространственной динамической геофлюидальной модели. Эта модель строится по данным ГИС и сейсмики.
Многие промышленно продуктивные коллекторы относятся к категории глинистых с полиминеральным составом матрицы и цемента, сложной морфологией емкостного пространства. Для этих коллекторов теряют смысл понятия "кондиционных" значений петрофизических характеристик (пористости, глинистости, и т.д.). Только наличие эффективной пористости является критерием ("петрофизическим фильтром"), надежно выявляющим пласты-коллекторы как в терригенных, так и в карбонатных отложениях. Поэтому очевидный интерес и актуальность представляет реализация возможности определения по данным ГИС непосредственно эффективной пористости. Проблема количественного определения ФЕС сложнопостроенных неоднородных коллекторов (проницаемости, эффективной и динамической пористости) до сих пор не имеет надежного решения.

Для гранулярных терригенных и карбонатных коллекторов выполняется свойство петрофизической инвариантности: коллекторы с различными значениями пористости и емкости матрицы, различными минеральными составами и водоудерживающими способностями матрицы и цемента, но с одинаковыми значениями петрофизических инвариантов Y или h*, ведут себя как один и тот же коллектор, в частности, отмечаются одинаковыми значениями относительной амплитуды СП, относительного параметра буримости, двойного разностного параметра по урановому эквиваленту eU (эквивалентному массовому содержанию равновесного урана) и массовым содержаниям естественных радионуклидов (K,U,Th).
Петрофизическими инвариантами являются эффективная пористость Y и относительная глинистость h*, нормированные на свои максимальные (для данного коллектора) значения. Эти инварианты не являются независимыми, они связаны соотношением:
Y = 1 - h*,
где h*= h/h^max , h - текущая относительная глинистость, h^max - ее максимальное значение, равное
h^max = 1 - m/М.
причем m - полная водоудерживающая способность коллектора, М - емкость матрицы. Оба инварианта изменяются в интервале [0,1] для всех коллекторов независимо от индивидуальных свойств каждого коллектора.
В шкале инвариантов Y или h* сложные гранулярные коллекторы становятся "простыми". При фиксированных значениях Y или h* они неразличимы в указанном выше смысле, то есть представляют собой как бы один и тот же коллектор, независимо от индивидуальных различий свойств в совокупности характеристик каждого из коллекторов в отдельности.
Если петрофизический инвариант можно обосновать как интерпретационный параметр методов ГИС, то эффективную пористость гранулярных коллекторов можно определить по нему с существенной большей точностью, чем открытую или общую пористость, поскольку емкость матрицы и ее водоудерживающая способность устойчивы: они изменяются в существенно более узком диапазоне, чем суммарная водоудерживающая способность коллектора.

Знание эффективной пористости необходимо для решения многих задач, возникающих при разведке и разработке месторождений, в особенности на поздней стадии разработки, на которой находятся многие месторождения.
Количественное определение проницаемости по данным ГИС (за исключением прямых гидродинамических и радиоиндикаторных методов) основано на наличии устойчивой корреляционной связи между проницаемостью и какой-либо петрофизической характеристикой (комплексом характеристик), определяемых по данным ГИС. Наиболее тесная связь существует между проницаемостью и эффективной пористостью (для различных коллекторов коэффициент корреляции изменяется в диапазоне 0.90

Рассматривая петрофизические инварианты как интерпретационные параметры, определяемые непосредственно по данным ГИС, мы получаем (на основании интерпретационных и петрофизических моделей соответствующих методов ГИС) линейные и нелинейные алгоритмы определения Y и h*.
Параметр Y может быть определен по данным ГИС с применением, в частности, таких обязательных методов, как СП, ГМ и ННМ-2 или же с привлечением (пока еще менее распространенных в геофизической практике России) плотностного ГГМ и гамма-спектрометрии естественной радиоактивности (ГМ-С). Например, по данным метода СП:
Y = 2/p[arc sinaСП],
где aСП - относительная амплитуда потенциалов СП. Связь параметра aСП (через эффективную пористость и проницаемость) с удельной продуктивностью коллекторов и обводненностью продукции открывает возможность количественной оценки качества вскрытия пластов по данным ГИС. Однако метод СП обладает плохим вертикальным разрешением. К недостаткам метода СП следует отнести также (помимо низкой вертикальной разрешающей способности) невозможность разделения фильтрационной и диффузионно-адсорбционной составляющих, чувствительность к минерализации контактирующих растворов.
Из петрофизической модели ГМ (ГМ-С) следует, что, значения уранового эквивалента eU (массовые содержания ЕРЭ) существенно зависят от множества факторов. При различных соотношениях содержаний ЕРЭ в различных минеральных компонентах коллектора величина eU, как функция объемной гранулометрической глинистости (объемного содержания пелитовой фракции), может изменяться в различных пределах, быть как возрастающей, так и убывающей. Однако в шкале нормированной относительной глинистости h*, как аргумента двойного разностного параметра DeU, соответствующая зависимость DeU(h*) оказывается очень простой и слабо зависящей от емкости матрицы М. При неизменности диаметра скважины и свойств промежуточных зон в системе скважина-пласт выполняется равенство DeU = DJ_g, где J_g - обычный двойной разностный параметр ГМ. Непосредственно из петрофизической модели ГМ вытекает, что двойной разностный параметр DeU однозначно определяется величиной петрофизического инварианта Y (h*). Это обстоятельство также подтверждает справедливость свойства петрофизической инвариантности, сформулированного выше. Можно сказать, что ГМ (ГМ-С) является одновременно и "методом относительной глинистости", и "методом эффективной пористости".
Наконец, параметр инвариантности Y можно определить по данным "миникомплекса" методов ГМ и ННМ-2. Соответствующий алгоритм можно получить, рассматривая петрофизические модели этих методов как систему уравнений относительно Y. Результаты имитационного моделирования показывают, что основной вкдад в погрешность определения этого параметра дают погрешности задания характеристик связанной воды. На рис.1 и 2 приведен конкретный пример определения Y для коллекторов одного из месторождений Западной Сибири. Можно отметить, что по детальности (вертикальному разрешению) диаграмма инварианта Y не уступает диаграмме микробокового метода, уверенно выделяя как глинистые, так и плотные пропластки. Вертикальное разрешение параметра Y несравнимо лучше, чем по относительной амплитуде СП. При этом эффективная пористость определяется при отсутствии опорных пластов как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах.

На основе принципа петрофизической инвариантности и адаптивных методик интерпретации обоснована и реализована на практике методология определения эффективной пористости и проницаемости гранулярных коллекторов с высоким вертикальным разрешением по данным ГИС.
Изучение ФЕС и их изменения по разрезу и площади с высоким разрешением позволяет прогнозировать направление движения законтурных и закачиваемых вод, выделять участки первоочередного обводнения, участков с невыработанными запасами углеводородов, т.е. имеет огромное практическое значение.

1. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС. Геофизика, №4, 2001, с. 20 - 30.
2. Кожевников Д.А. Интерпретация и петрофизическая информативность данных гамма-метода. Геофизика, №4, с.9-20. 2000.
3. Кожевников Д.А. Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов. Геофизика. №4, 2001, с.31 - 37.
4. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Макроописание остаточной водонасыщенности коллекторов. Геофизика, 2001, №4, с. 82 - 86.
5. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Перельман И.Ф. Выделение и оценка терригенных коллекторов Западной Сибири методом петрофизической фильтрации. Научно-технический вестник АИС "Каротажник", вып.79, Тверь, 2000.

Рис.1. Диаграммы интегрального гамма-метода, относительной амплитуды СП и интерпретационного параметра А двухзондового ННМ в интервале разреза одной из скважин Нонг-Еганского нефтяного месторождения (Западная Сибирь).


Рис.2. Диаграммы величины петрофизического инварианта, определенного по данным (рис.1) СП (жирная линия) и "миникомплексу" ГМ + ННМ-2 (тонкая линия).