4. Геолого-геофізичні умови проведення каротажу.

При бурінні свердловини порушується природне залягання порід унаслідок руйнування їх ріжучим інструментом і дії промивальної рідини, в якості якої використовують воду, глинисті і глинисто-вапняні розчини (іноді з додаванням нафти і різних емульсій). При ГДС свердловина повинна бути заповнена промивальною рідиною, через яку забезпечується контакт вимірювальних установок електрокаротажу з гірськими породами. У «сухих» свердловинах застосовуються тільки ті методи електрокаротажу, які засновані на використанні індукційних струмів або на безпосередньому контакті електродів вимірювальних установок із стінками свердловини. Виключається електрокаротаж в свердловинах, обсаджених металевою колонкою, оскільки вона має практично «нульовий» опір.

Деякі свердловини (еталонні, гідрогеологічні) кріпляться азбестоцементною колоною, яка з часом просочується промивальною рідиною і стає хорошим провідником електричного струму, що не перешкоджає проведенню електрокаротажу.

Промивальна рідина робить істотний вплив на результати ГДС. При підвищеній мінералізації рідини погіршується якість геофізичних матеріалів, а іноді і виключається проведення електрокаротажу. Зазвичай при бурінні свердловин гідростатичний тиск промивальної рідини перевищує тиск пласта. Унаслідок цього в проникні пласти проникають промивальна рідина і її відфільтрована частина (фільтрат), створюючи зону проникнення з відповідним питомим опором. При цьому на стінках свердловини утворюється глиниста кірка деякої товщини зі своїм питомим опором. Частина зони проникнення глибиною 10—12 см і питомим опором ρ_пр, що безпосередньо примикає до стінок свердловини, називається промитою зоною; у ній промивальна рідина і її фільтрат складають 80—90 % загального вмісту флюїду (вода пластова, нафта, конденсат, газ) в пласті.

Іноді діаметр зони проникнення може досягати декількох діаметрів свердловини і більш, особливо у тріщинуватих колекторах (породах, що містять нафту, газ, конденсат, воду і що віддають ці корисні копалини при існуючому способі розробки). Фільтрат, відтісняючи в глиб пласта наявний флюїд, змінює його фізичні властивості. Однак в присвердловинній частині пласта в тонких порах і тупиках залишається від 15 до 30 % нафти і газу (залишкові), які фіксуються геофізичними методами. Як правило, опір промитої зони ρ_пр відрізняється від опору промивальній рідині і незміненої частини пласта.

Наявність зони проникнення і глинистої кірки — одна з ознак, по якій в розрізах свердловин методами ГДС виявляють пласти-колектори.

В деяких випадках в зоні проникнення відбувається розбухання глинистих частинок, що приводить до погіршення проникності пласта, або розчинення хемогенних порід. Застосування промивальних рідин на нафтовій основі, перешкоджає розбуханню глинистих частинок і розчиненню хемогенних порід. Проте нафтові емульсії утворюють плівку на електродах вимірювальних установок електрокаротажу, яка перешкоджає стіканню з них струму, що істотно спотворює результати вимірювання або повністю виключає проведення останніх. Особливо сильно впливають нафтові добавки на результати геохімічних досліджень.