2. Комплекс гис в скважинах с рно.

Каверномер (КВ)

Гамма метод (ГМ)

Нейтронные методы (НМ):

Нейтрон-Гамма метод (НГМ);

Нейтрон-Нейтронный Метод по тепловым нейтронам (ННМт)

Нейтрон-Нейтронный Метод по надтепловым нейтронам (ННМнт)

Индукционный Каротаж (ИК)

Волновой Диэлектрический Каротаж (ВДК)

Гамма-Гамма Метод Плотностная модификация (ГГМ-П)

Акустический Каротаж (АК)

В этом случае для выделения коллекторов используют количественные критерии.

Технология вскрытия определяет геофизический комплекс и комплекс интерпретации.

3. Удельное сопротивление пластовых вод и промывочной жидкости (бурового раствора).

Пластовые или поровые воды, определяющие проводимость большинства горных пород, представляют собой сложные растворы электролитов, состоящие из трех и более компонентов. Наиболее распространенными солями являются хлориды натрия, кальция и магния. Реже встречаются сульфатно-натриевые воды и еще реже — гидрокарбонатно-натриевые.

Концентрация солей в природных водах весьма разнообразна и изменяется от единиц до 300 г/л. Удельное электрическое сопротивление р_в таких растворов тем ниже, чем выше концентрация солей с и температура t. Для приближенного определения р_в пользуются экспериментальными графиками зависимости р_в = f(с, t), полученными для растворов NaCl (рис. 2).

Буровые растворы, заполняющие скважину как в процессе бурения, так и в момент проведения геофизических исследований, представляют собой водную суспензию. Различают удельное сопротивление бурового раствора р_р и его фильтрата р_ф— той воды, в которой взвешены минеральные частички. Величина р_р зависит от концентрации солей в фильтрате, температуры и плотности бурового раствора. Влияние температуры и концентрации солей учитывается при помощи изображенных на рис. 2 графиков.

Рис. 2. Зависимость удел сопр-я пластовых вод р„ от концентрации солей с и с_я (нормальная концентрация) и температуры t (раствор NaCl). ба²⁰— 1 — плотность раствора при 20 °С. Шифр кривых — t в °С

Удельное электрическое сопротивление фильтрата бурового раствора р_ф находится по удельному сопротивлению раствора. Различие этих величин n_р = р_ф/р_р определяется количеством глины либо другой минеральной примеси, взвешенной в растворе, а следовательно, его плотностью. Поскольку минеральные частички не проводят тока, увеличение плотности бурового раствора чаще всего приводит к увеличению р_р по сравнению с р_ф (рис. 3,а). Если глинистые частицы обладают высокой поверхностной электропроводностью за счет адсорбционного слоя, величина р_р может оказаться ниже, чем р_ф (при очень пресных растворах). Когда буровой раствор утяжелен баритом или гематитом, удельное сопротивление фильтрата оценивается по кривым, изображенным на рис. 3,б.

Рис. 3. Зависимости удельного сопротивления раствора р_р от удельного сопротивления фильтрата р_ф и величины т)_р от плотности раствора 6_Р.

о —р_р=/(рф), шифр кривых — t в °С; б — Т|_р=/(6_р): / — чистая глина, 2 — то же+20% барита или 23% гематита, 3 — то же+40% барита или 46% гематита, 4 — то же+60% барита или 70% гематита, 5 — то же+90% барита

Поскольку главные породообразующие минералы не являются проводниками электрического тока, проводимость горных пород, как говорилось выше, обеспечивается только присутствующей в порах пластовой водой. Если все поровое пространство насыщено водой, удельное электрическое сопротивление породы р_вп будет пропорционально удельному сопротивлению проводящей компоненты р_в. В то же время оно будет зависеть от объема этой воды, т. е. коэффициента пористости:

р_вп = Р_пр_в, (1)

где Р_п — параметр пористости породы, зависящий от пористости k_п и типа порового пространства — извилистости поровых каналов или степени цементации породы.

Экспериментально выведенная формула связи параметра пористости Р_п с коэффициентом пористости k_п имеет вид:

Р_п = a_m/k_n^m, (2)

где показатель степени m зависит от извилистости поровых каналов. На рис. 4 изображены усредненные кривые для терригенных и карбонатных пород; кривая 3, 5 — наиболее характерная и описывается выражением P_n = k_n^-2.

4. Зависимость параметра пористости Р„ от коэффициента пористости k_a. а — для терригенных и карбонатных пород (атмосферные условия): 1 — пески, 2—слабосцементированные песчаники, 3 — среднесцементированные песчаники, 4 — ракушняки и глинистые известняки, 5 — Известняки и доломиты крупнокристаллические средней уплотненности, 6 — известняки и доломиты плотные и тонкокристаллические; 7, 6 — при различном эффективном давлении р_эф на породу в условиях естественного залегания (терригенные породы) [по В. М. Добрынину]; 7 — Р_1ф = 0, «-р_эф=120 МПа

4. Кривые Rк=f(Н) идеальных и реальных градиент-зондов при dc>0.

Кривые кажущегося сопротивления в пластах высокого (конечного) удельного сопротивления, пересеченных скважиной, заполненной буровым раствором, сопротивление которого отличается от сопротивления исследуемого пласта, получены электромоделированием.

На фиг. 73, 74 и 75 приведены серии кривых для случая пересечения пластов конечных мощностей и сопротивлений зондами различных размеров при заданных отношениях мощности пласта к диаметру скважины.

Из кривых на фиг. 73 следует, что по мере уменьшения размера зонда (уменьшения L/h) экранный минимум ниже подошвы пласта уменьшается. При L/h<2,2 (фиг73, кривая 2) кажущееся сопр-е в зоне экранного минимума становится выше истинного удельного электрического сопротивления среды, подстилающей пласт, а при L/h<l,2 (фиг.73, кривая 7) экранный минимум исчезает, а экранный максимум сливается с основной аномалией КС.

При больших размерах зондов максимумы кривых p? несколько смещаются к центру пласта и сами кривые в пределах пласта становятся более симметричными. По мере возрастания размеров зондов наблюдается также уменьшение величины экранного минимума у кровли (последовательный градиент-зонд) или у подошвы пласта (обращенный зонд). При L>2h и при заданном отношении L/d₀ = 1,5 минимум на кривых практически отсутствует.

Указанные особенности конфигурации кривых кажущегося сопротивления в тонких пластах следует учитывать при определении точного местоположения границ и при подсчетах мощностей пластов.

Для зонда заданного размера L изменение отношения L/d₀=1,5 приводит к изменению конфигурации кривых кажущегося сопротивления, показанному на фиг. 74.

При отношении h/d₀ = ? полученная кривая имеет ярко выраженные характерные точки, соответствующие моментам пересечения отдельными. электродами зонда границ пласта (см. фиг. 74,. сплошная кривая, последовательный градиент-зонд).

Точка a – электрод М пересекмет подошву пласта
"	b	"	M	"	кровлю	"
"	c	"	A	"	подошву	"
"	d	"	B	"		"
"	e	"	A	"	кровлю	"
"	f	"	B	"		"

На участке bc и в точке f величина p? ниже удельного электрического сопротивления p?? среды, вмещающей пласт.

Постепенное увеличение диаметра скважины приводит к сглаживанию кривой и исчезновению на ней указанных характерных точек. При мощности пласта, меньшей диаметра скважины, основной максимум (точка d) кривой и экранный максимум (точка и), соответствующий пересечению подошвы пласта электродом ? (зонд взаимного питания) или заземлением А (зонд прямого питания), сливаются (фиг.74, кривая h/d0 = j). Пласт при этом регистрируется на диаграмме общей широкой аномалией, смещенной в сторону сближенных электродов. Экранный минимум на кривой pp?, расположенный над пластом, в этом случае практически отсутствует.

По мере уменьшения h/d0 (с увеличением диаметра скважины) максимальное значение кажущегося сопротивления для данного размера зонда (L/h = 2) сначала несколько возрастает, а затем резко уменьшается. При больших размерах зонда это возрастание не наблюдается.

Влияние бурового раствора будет уменьшаться с повышением его удельного сопротивления (точнее, с уменьшением отношения удельного сопротивления пород, пересеченных скважиной, к сопротивлению бурового раствора) и увеличением отношения размера зонда к диаметру скважины. Это положение легко может быть доказано для пластов бесконечно высокого сопротивления. В этом случае кажущееся сопротивление в середине пласта удовлетворяет равенствам:

а) потенциал-зонд:

(154)

б) обращенный градиент-зонд, мощность пласта больше размера зонда:

(155)

в) то же, мощность пласта меньше размера зонда:

(156)

где Ld = L/d₀- и ? =h/d₀ Из приведенных формул следует, что при прочих равных условиях кажущееся сопротивление будет тем выше, т. е. тем ближе к удельному сопротивлению пласта, чем больше отношение L6 (в мощных пластах при z достаточно большом) и чем больше удельное сопротивление бурового раствора.

Чем меньше отношение размера зонда к диаметру скважины и чем больше отношение удельного сопротивления исследуемых пород к сопротивлению бурового раствора, тем больше искажающее влияние последнего. Количественная оценка влияния бурового раствора на величину измеряемого кажущегося сопротивления возможна только в пластах, мощность которых превышает в 5-10 раз размер зонда. В таких пластах влияние проводимости бурового раствора на величину кажущегося сопротивления будет практически тождественно влиянию проводимости бурового раствора в пластах бесконечно большой мощности.

Если пласт имеет небольшую мощность, то увеличение размера зонда с целью исключения влияния бурового раствора и зоны его проникновения не всегда приводит к желательным результатам. При приближении размера зонда к мощности пласта начинает сказываться влияние вмещающих пород, что затрудняет интерпретацию диаграмм. В частности, в пластах высокого сопротивления при отсутствии пертурбирующего влияния зоны проникновения раствора в пласт, при увеличении размера зонда кажущиеся сопротивления сперва возрастают, а затем при приближении размера зонда к мощности пласта резко уменьшаются. При размере градиент-зонда, несколько превышающем мощность пласта, кажущееся сопротивление хотя и незначительно, но все же превышает удельное сопротивление вмещающих пород, а у потенциал-зондов становится даже намного ниже этого сопротивления.

При дальнейшем увеличении размера градиент-зонда кажущееся сопротивление стремится к удельному сопротивлению исследуемых пород и асимптотически достигает его при беспредельном увеличении размера зонда. При увеличении же размера потенциал-зонда p? стремится не к удельному сопротивлению исследуемых пород, а к удельному сопротивлению вмещающей среды. Из анализа фиг. 79 видно, что для исследования пластов, у которых h<L, следует применять градиент-зонды.

Таким образом, увеличение размера зонда с целью уменьшения влияния бурового раствора и зоны его проникновения в пласт обычно лимитируется конечными мощностями исследуемых пластов, в условиях которых использование зондов большого размера не всегда приводит к ожидаемым результатам. При этом иногда исследование электрического сопротивления пород по данным одного зонда становится невозможным, и это приводит к необходимости комплексного применения зондов различных размеров, т. е. методики бокового электрического зондирования (БЭЗ или БКЗ).