Индукционный каротаж

Индукционный каротаж (ИК) первоначально был предназначен для электрических исследований в сухих скважинах, бурящихся на непроводящих (нефтяных) растворах. Может применяться в случае обсадки скважин асбоцементными или пластмассовыми трубами. Особенно хорошие результаты дает при изучении пластов низкого сопротивления (от 0 до 50 Ом*м).

Метод основан на изучении кажущейся удельной электропроводности посредством индуцированных токов.

В общем случае:

В индукционных методах измеряется эффективная удельная электропроводность, зависящая от проводимостей пласта, промывочной жидкости, вмещающих пород, от диаметра скважины, мощности пласта, а также от размера и конструкции зонда. В связи с этим эффективная электропроводность в общем случае отличается от истинной удельной электропроводности изучаемого пласта σ_пл. Для того, чтобы учесть некоторые из этих факторов, применим следующую эмпирическую формулу:

Результаты расчетов удельных сопротивлений приведены в таблице 3.

Табл. 3. Результаты обработки ИК

№		(ИК)	(БК)
1	10	89,11689
2	220	3,942798
3	80	10,93898	34,72
4	140	6,22035	19
5	50	17,57442
6	90	9,713537
7	60	14,62203
8	100	8,734137
9	45	19,54512
10	100	8,734137	29
11	80	10,93898
12	150	5,80216	17
13	105	8,314679	25
14	130	6,703178	19
15	120	7,266859	19
16	140	6,22035
17	185	4,695839
18	105	8,314679

Все значения УЭС, рассчитанные по ИК, практически совпадают с значениями, рассчитанными по БК, кроме коллекторов. Т.к. все эти сопротивления меньше 50, а ИК работает лучше при УЭС меньше, то за истинные будем считать данные полученные по ИК.

Нейтрон-нейтронный каротаж надтепловых нейтронов (ннк-нт)

Метод ННК-НТ основан на регистрации интенсивности надтепловых нейтронов по разрезу скважины, возникающих при облучении горной породы источником быстрых нейтронов.

HHK применяется при разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых для количественного определения пористости и других коллекторских свойств горной породы, корреляции разрезов скважин; контроля продвижения пластовых вод, выявления интервалов обводнения пластов и положения водонефтяного контакта, определения поглощающих и неработающих пластов; контроля гидроразрыва, соляно-кислотных обработок пластов и испытаний скважин; контроля технического состояния скважин, количественного определения содержания химических элементов (редких, рассеянных и др.), изучения изменения водо-, нефте- и газонасыщенности (повторными наблюдениями), а также для контроля за сооружением и эксплуатацией подземных газохранилищ, интенсификации разработки месторождений, проведения мероприятий по охране недр и окружающей среды.

При наличии значительной зоны проникновения, заполненной пресным фильтратом, пористость по ННК-НТ определяется однозначно независимо от характера насыщения пласта. Определением пористости мы и занимались в ходе интерпретации ННК-НТ.

Плотность нейтронов главным образом определяется водородосодержанием (W). Эту величину мы снимаем с кривых ННК-НТ графическими методами. Так как зонд, используемый при проведении каротажа, заинверсионный, то с увеличением интенсивности на диаграммах содержание W – уменьшается.

Границы пластов отбивались на 20-30 см выше начала изменения характера диаграммы, т.к. этого промежутка достаточно, чтобы зонд успел набрать достаточное количество нейтронов из нового пласта. Далее снимали значения водородосодержания (приведены в таблице 4). Для снятия W построили на кальке логарифмическую линейку. Началом и концом линейки служили 2 эталона. За эталоны брали глину W_max=45% (угли, отмечающиеся кавернами, при этом не учитывали) и карбонаты W_min=7%.

Табл. 4. Результаты обработки ННК-НТ

Пласт No	W, доли единиц	Kгл, доли единиц	Кпн, доли единиц	КпПС, доли единиц
1	0,12
2	0,28
3	0,11
4	0,39
5	0,085
6	0,19	0,055	0,18	0,19
7
8	0,085
9
10	0,13	0,02	0,13	0,21
11	0,07
12	0,19	0,05	0,19	0,19
13	0,24	0,19	0,22	0,16
14	0,18	0,04	0,18	0,20
15	0,23	0,18	0,21	0,16
16	0,31
17	0,21
18	0,45

После определения водородосодержания для коллекторов (пласты №4-6 и 11-17) вычислили значения нейтронной пористости по формуле:

Где K_гл – коэффициент глинистости полученный по данным ПС и эмпирическим зависимостям (Курсовой проект, 7 семестр); – содержание связанной воды; – коэффициент пористости по данным нейтронного каротажа. Если будем выражать все величины в долях единиц, то К_п­ получиться также в долях единиц. Рассчитанные значения приведены в таблице 4.

Сравнивая коэффициент пористости , полученный по данным ННК-НТ, с коэффициентом К_пПС, полученным по данным ПС, видим, что большинство данных совпадают. Исключения: 1) 10 пласт, в которой на ННК-НТ, по всей видимости очень сильно повлиял нижележащий пласт (судя по всем кривым – карбонатный пласт, т.е. менее водородосодержащий, следовательно с меньшим К_п), ; 2) пласты 13 и 15, на которые также повлияли нижележащие пласты, по всей видимости глины. Эти несоответствия связаны с недостаточной детальностью диаграмм ННК-НТ. Объясняется различие тем, что при малой мощности пластов и сильной контрастности в водородосодержании в них счетчик просто либо не успевает набрать достаточное кол-во нейтронов, либо не успевает «сбросить» ту интенсивность, которая была.