
- •Часть 1.
- •Глава I
- •§ 1. Геолого-геофизические условия проведения каротажа
- •§ 1. Геолого-геофизические условия проведения каротажа
- •Изменение диаметра скважины
- •Проникновение фильтрата пж в пласт
- •2. Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации
- •§ 2. Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации
- •Диффузионно-адсорбционные потенциалы. Диффузия
- •Диффузия и адсорбция
- •Фильтрационные потенциалы
- •Суммарные потенциалы Епс в скважине
- •Влияние мощности пласта и диаметра скважины
- •Влияние удельного сопротивления пласта, промывочной жидкости и вмещающих пород.
- •Влияние глинистости
- •Основные факторы, влияющие на форму и амплитуду отклонения кривой пс
- •Кривая пс против пород различной литологии
- •Определение удельного сопротивления и минерализации пластовых вод по кривой пс
- •Применение кривых пс
- •§ 3. Удельное сопротивление водных растворов и горных пород
- •Удельное сопротивление водных растворов солей
- •Удельное сопротивление чистых неглинистых пород гранулярного строения
- •Удельное сопротивление песчано-глинистых пород
- •Удельное сопротивление трещиноватых и кавернозных пород
- •Удельное сопротивление нефтегазоносных пород
- •Влияние всестороннего давления на величину удельного сопротивления пород
- •Глава iiосновные способы измерения кажущегося удельного сопротивления горных пород и определение их истинного удельного сопротивления (каротаж сопротивления)
- •§ 4. Каротаж обычными зондами
- •Кривые сопротивления против пластов конечной мощности. Форма кривых.
- •Боковое каротажное зондирование
- •Кажущееся удельное сопротивление пласта неограниченной мощности (палетки бкз)
- •Обработка материалов бкз
- •Применение электрического каротажа обычными зондами и выбор стандартного зонда
- •§ 5. Боковой каротаж
- •Многоэлектродные боковые каротажные зонды
- •Кривые кажущегося сопротивления бк против пластов конечной мощности. Форма кривых.
- •Влияние зоны проникновения
- •Обработка и интерпретация кривых бк
- •Трехэлектродный бк
- •Комплексные зонды бк
- •Применение бокового каротажа
- •§ 6. Измерение кажущегося удельного сопротивления микроустановками
- •Микрокаротаж
- •Боковой микрокаротаж
- •Интерпретация кривых, полученных микрокаротажем
- •Интерпретация диаграмм бмк
- •Измерение удельного сопротивления пж
- •§ 7. Индукционный каротаж
- •Физические основы индукционного каротажа
- •Кажущаяся электрическая проводимость и форма кривой
- •Форма кривой и определение границ при ик
- •Обработка и интерпретация данных индукционного каротажа
- •Применение индукционного каротажа
- •§ 8. Универсальные способы интерпретации кривых сопротивления
- •§ 8. Универсальные способы интерпретации кривых сопротивления
- •Изорезистивная методика интерпретации кривых сопротивлений
- •Глава III. Диэлектрический каротаж
- •§ 9. Диэлектрическая проницаемость горных пород и принцип ее измерения
- •§ 10. Волновой диэлектрический каротаж
- •Влияние скважины
- •Интерпретация данных вдк
- •Применение диэлектрического каротажа
- •Глава IV. Радиоактивный каротаж
- •§ 11. Гамма-каротаж. Физические основы.
- •Интерпретация данных гамма-каротажа
- •§ 12. Спектральный гамма-каротаж
- •§ 13. Гамма-гамма-каротаж. Физические основы.
- •Плотностной гамма-гамма каротаж
- •Селективный гамма-гамма каротаж
- •§ 14. Нейтронный каротаж
- •Нейтронный гамма-каротаж
- •Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам
- •Многозондовый нейтрон-нетронный каротаж
- •§ 15. Импульсный нейтронный каротаж
- •Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж
- •Импульсный нейтронный гамма-каротаж
- •Влияние скважины на показания инк
- •Глубинность исследований методом инк
- •Применение инк
- •§ 16. Форма кривой при радиоактивном каротаже
- •Глава V. Акустический каротаж
- •§ 17. Физические основы
- •Распространение упругих волн в скважине
- •Каротажные зонды
- •§ 18. Акустический каротаж по скорости
- •§ 19. Акустический каротаж по затуханию
- •Форма кривой при акустическом каротаже и определение границ пластов
- •Выбор оптимальной длины зонда ак
- •Глава VI ядерно-магнитный каротаж
- •§ 20. Физические основы
- •§ 21. Интерпретация диаграмм ямк
- •Выделение коллекторов
- •Определение характера насыщения пород
- •Глава VII. Термометрия скважин
- •§ 22. Метод естественного теплового поля земли (геотермия)
- •§ 23. Методы изучения местных тепловых полей
- •Глава VIII другие виды каротажа
- •§ 24. Кавернометрия и профилеметрия
- •§ 25. Выявление зон аномально высокого давления и оценка давления
- •§ 25. Выявление зон аномально высокого давления и оценка давления
- •§ 26. Определение падения пластов (наклонометрия)
- •§ 27. Опробование пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле и испытателями пластов на трубах
- •Опробование пластов приборами на каротажном кабеле
- •Оценка характера насыщенности пластов по данным опк
- •Опробование скважин испытателями пластов на трубах
- •Глава IX. Геохимические и геолого-технологические методы исследования скважин
- •§ 28. Газовый каротаж в процессе бурения
- •Основные технологические параметры, измеряемые при газовом каротаже
- •Параметры, характеризующие газо- и нефтесодержание пластов
- •Компонентный газовый анализ
- •Определение глубин
- •§ 29. Газовый каротаж после бурения
- •§ 30. Интерпретация данных газового каротажа
- •§ 30. Интерпретация данных газового каротажа
- •Прогнозная оценка характера насыщения пластов по данным газового каротажа и гис
- •§ 31. Геолого-технологическая информация в процессе бурения
- •Выделение продуктивных пластов
- •Прогнозирование зон аномально высоких пластовых давлений
- •Получение технологической информации
- •Применение геохимических и геолого-технологических методов исследования скважин
- •Глава X
- •§ 32. Изучение литологии и последовательности залегания пластов
- •Локальные кореляционные схемы
- •Региональная кореляция
- •Составление типового, нормального и сводного геолого-геофизического разрезов
- •§ 33. Геологические построения
- •§ 34. Коллекторы нефти и газа и принципы их выделения по данным гис
- •§ 35. Выделение терригенных коллекторов
- •36. Выделение карбонатных коллекторов
- •§ 36. Выделение карбонатных коллекторов
- •Высокопористые (поровые) коллекторы
- •Малопористые (трещиновато-каверновые) коллекторы
- •Смешанные (трещинно-каверново-поровые) коллекторы
- •Повторные измерения в скважине. Временные изменения.
- •Методика двух жидкостей
- •Каротаж-испытание-каротаж (кик)
- •§ 37. Определение глинистости коллекторов
- •§ 37. Определение глинистости коллекторов
- •Гамма-каротаж
- •Каротаж пс
- •§ 38. Определение пористости по данным электрического каротажа
- •§ 38. Определение пористости по данным электрического каротажа
- •§ 39. Определение пористости по данным радиоактивного каротажа
- •§ 39. Определение пористости по данным радиоактивного каротажа
- •Нейтронный каротаж
- •Однозондовый нк
- •Двухзондовый 2ннкт
- •Интерпретация кривых нгк и ннк способами опорного пласта
- •§ 40. Определение пористости пород по данным акустического каротажа
- •§ 40. Определение пористости пород по данным акустического каротажа
- •41. Комплексная интерпретация результатов каротажа
- •§ 41. Комплексная интерпретация результатов каротажа
- •41. Комплексная интерпретация результатов каротажа
- •§ 41. Комплексная интерпретация результатов каротажа
- •Определение пористости и глинистости терригенных пород
- •Определение фракционного состава песчано-алевритовых пород по данным рк
- •Способы оценки пористости пород с учетом их литологии
- •Определение пористости и литологии путем решения системы уравнений
- •Оценка литологии пород по комплексу геофизических данных
- •Графический способ оценки пористости глинистых коллекторов
- •§ 42. Оценка пористости карбонатных пород по комплексу методов сопротивления и нейтронного гамма-каротажа
- •§ 42. Оценка пористости карбонатных пород по комплексу методов сопротивления и нейтронного гамма-каротажа
- •Способ нормализации
- •Глава XIII
- •§ 43. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности
- •§ 43. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности
- •Глинистый коллектор с межзерновой пористостью
- •Универсальная методика оценки нефтегазонасыщенности песчано-глинистых коллекторов
- •Оценка пористости и нефтегазонасыщености песчано-глинистых коллекторов по данным удельного сопротивления и пс
- •Песчано-глинистые породы с рассеянным глинистым материалом
- •Оценка промышленной нефтегазоносности пласта
- •Погрешности определения пористости и нефтегазонасыщенности пород по удельному сопротивлению
- •§ 44. Разделение нефтеносных и газоносных пластов
- •§ 45. Выделение переходной зоны
- •§ 45. Выделение переходной зоны
- •46. Оценка проницаемости пород
- •§ 46. Оценка проницаемости пород
- •Оценка проницаемости по удельному сопротивлению
- •Оценка проницаемости по градиенту удельного сопротивления
- •Гидродинамический каротаж
- •Глава XIV Методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений
- •Глава XIV
- •§ 47. Использование данных термометрии при контроле разработки залежи
- •§ 47. Использование данных термометрии при контроле разработки залежи
- •§ 48. Определение положения водонефтяного и газожидкостного контактов и контроль обводнения скважин
- •§ 48. Определение положения водонефтяного и газожидкостного контактов и контроль обводнения скважин
- •§ 49. Расходометрия скважин
- •§ 49. Расходометрия скважин
- •§ 50. Исследование состава флюидов в стволе скважины
- •§ 50. Исследование состава флюидов в стволе скважины
- •Глава XV Автоматизированная обработка и интерпретация результатов геофизических исследований скважин
- •Глава XV
- •§ 51. Схемы автоматизированной обработки и интерпретации данных гис
- •§ 51. Схемы автоматизированной обработки и интерпретации данных гис
- •§ 52. Сбор данных гис в цифровой форме
- •§ 52. Сбор данных гис в цифровой форме
- •Регистрация данных гис
- •Первичная обработка данных гис
- •§ 53. Обработка и интерпретация данных гис
- •§ 54. Обоснование комплекса геофизических исследований скважин
- •§ 54. Обоснование комплекса геофизических исследований скважин
- •§ 55. Основные требования к качеству измерений при гис
- •§ 55. Основные требования к качеству измерений при гис
- •Список литературы
Влияние зоны проникновения
На величину ρк сильно влияют характер и глубина проникновения D фильтрата промывочной жидкости в пласт. На рис. 39, а дана зависимость отношения Ркзсл/Ркгсл кажущихся сопротивлений, полученных различными зондами ЭК в среде с проникновением (трехслойной) и без проникновения (двухслойной) от D/dc.
Зависимость отношения ρк 3 сл/ρк 2 сл от диаметра зоны проникновения D названа радиальной характеристикой зондов электрического каротажа (ЭК и ЭМК), показывающей степень влияния зоны проникновения на величину ρк, замеренную различными зондами. Для зондов большой длины эта зависимость близка к единице.
Как видно из рис. 39, а, влияние зоны проникновения для всех зондов снижается с увеличением их радиуса исследования (длина зонда) и возрастает с увеличением отношения D/dc; наибольшее влияние ЗП оказывает на показания псевдобоко
вого зонда БКм и снижается для зондов БК-3 и БКб семи- и девятиэлектродных зондов большой глубины исследования.
На показания БК большое влияние оказывает повышающее проникновение. При D/dc≥4 значение ρк завышается в несколько раз, а при D/dc>8 — почти полностью определяется сопротивлением зоны проникновения ρзп. Это влияние возрастает с увеличением отношения ρзп/ρп и уменьшением мощности пласта.
Понижающее проникновение меньше сказывается на показания зондов бокового каротажа. Это вызвано тем, что в случае понижающего проникновения ρзп<ρп падение потенциала на участке ρзп мало по сравнению с падением потенциала в интервале, соответствующем рш где происходит преобладающее падение потенциала.
Другой важной характеристикой зондов ЭК и ЭМК является зависимость ρк от мощности пласта h, названная вертикальной характеристикой зондов, показанная на рис. 39, б. Из рисунка видно, что для зондов БК при мощности пласта h>4dc показания ρк против пластов ограниченной мощности мало отличаются от ρк∞ для пластов неограниченной мощности. Следовательно, зонды БК имеют лучшую вертикальную характеристику по сравнению с другими зондами электрического каротажа.
Для одновременного замера нескольких кривых бокового каротажа разной глубинности применяются скважинный прибор Э9, а также аппаратура БКС-2. Измерения разноглубинными установками бокового каротажа в комплексе с боковым
микрокаротажем дают возможность более надежно выделять в разрезе коллекторы по наличию в них зоны проникновения ПЖ и оценивать характер их насыщенности
Обработка и интерпретация кривых бк
Интерпретация кривых БК ведется вручную или с помощью ЭВМ попластовым способом. Основной задачей, решаемой при этом, является определение удельного сопротивления пласта. решению этой задачи предшествуют выделение границ пластов и определение существенных значений ρк. В эти значения вводят поправки за влияние скважины dc, ограниченной мощности пласта h и сопротивления вмещающей среды ρвм.
Трехэлектродный бк
По одной кривой БК удельное сопротивление может быть определено только при отсутствии проникновения фильтрата ПЖ в пласт. Наличие или отсутствие проникновения фильтрата легко установить в случае минерализованной ПЖ (ρс<0,2 Ом·м). Для этого замер в скважине производят двумя зондами БК-3 и БМК. Если ρБК≈ρБМК, то проникновение отсутствует. При ρБК>1,3 ρБМК имеет место понижающее проникновение. В наиболее простом случае, когда проникновение отсутствует, определение удельного сопротивления пласта ρп производят по ρк с внесением поправок за диаметр скважины dc. Исправление ρк за влияние скважины dc производят с помощью палетки (рис. 40, а).
Пример. Известно: ρк= 10 Ом·м, ρс = 1 Ом·м, ρк/ρс = 10, d=0,2 м. Получаем: ρк1/ρк=l,2; ρк1= 10-1,2= 12 Ом·м.
Исправленное ρк1 за влияние dc против пласта большой мощности ρк1 = ρп.
В случае ограниченной мощности пласта h<4dc на показания зонда БК оказывают влияние вмещающие породы ρвм. Вычисление поправки за ограниченную мощность пласта и влияния ρвм производится с помощью палетки (рис. 40,6). Палетка рассчитана для зависимостей ρк2/ρк1 от h при различных значениях отношений ρк1/ρвм, ρк2 — исправленное ρк1 за влияние ρвм и А. При отсутствии проникновения ПЖ в пласт ρк2 = ρп.
Пример. Известно: ρк1 = 12 Ом·м, ρвм=б Ом·м, ρк1/ρвм=2; h=4 м. Получаем: ρк2/ρк1= 1,1, ρк2= 12-1,1 = 13,2 Ом·м.
При расчете палетки исходили из условий, что зонд БК расположен против середины пласта, ρвм подстилающих и покрывающих пород равны, их мощности значительны.
Если вмещающая среда представлена достаточно мощными и однородными по сопротивлению породами, за величину ρвм принимают ρк. ср толщ пород мощностью 5—10 м, расположенных выше и ниже пласта. Для неоднородных по сопротивлению вмещающих отложений величина ρвм принимается в качестве средневзвешенной значений ρк i, отсчитанных на кривой сопротивления против сравнительно однородных пропластков:
где hi — мощность прослоя; zi — расстояние между серединой пласта, для которого вводится поправка, и серединой соответствующего пропластка вмещающих пород; ρк; — существенное значение кажущегося сопротивления прослоя; hi/zi2 — взвешивающий коэффициент.
Палетки для введения поправок за dc, h и ρвм рассчитаны для однородных пластов мощностью более 1 м, но применимы и для приближенных расчетов к неоднородным пластам мощностью более 1 м. В тех случаях, когда поправки становятся большими (50—100%), достоверность результатов интерпретации резко снижается.
При наличии проникновения фильтрата ПЖ в пласт комплекс применяемых зондов электрического каротажа зависит от типа изучаемого разреза и минерализации ПЖ. В общем случае определение ρп проницаемого пласта с проникновением в него фильтрата ПЖ осуществляется с помощью трехслойных палеток БК-3, представляющих собой совокупность кривых зависимости ρк/ρс от ρп/ρс с шифром ρзп/ρс составленных для заданных D, dCy ρвм и h (рис. 41).
Для определения удельного сопротивления пластов с помощью указанных палеток необходимо располагать сведениями о зоне проникновения и ее параметрах (ρзп и D). В связи с этим БК применяется совместно с БКЗ или в комплексе с двумя градиент-зондами длиной 1—4 м.
Интерпретация данных БК и показаний двух градиент-зондов осуществляется следующим образом. Предполагая, что пласт не имеет зоны проникновения, по показаниям трех зондов определяют условные удельные сопротивления пласта: по боковому каротажу р'пБК/ρс c помощью палеток (см. рис. 40), по малому и большому градиент-зондам с помощью палеток БКЗ-1 либо ЭКЗ (см. рис. 33)—соответственно р'п. м/ρс и р'п. б/ρс. При отсутствии зоны проникновения условные удельные сопротивления пласта, полученные разными зондами, практически мало разнятся между собой. В этом случае сопротивление вычисляется как среднее значение всех условных удельных сопротивлений: ρп/ρс≈(р'пБК/ρс + р'п. м/ρс + р'п. б/ρс). Повышающему проникновению соответствует неравенство р'п. м/ρс≥р'пБК/ρс>р'п. б/ρс, понижающему — р'п. м/ρс≤р'пБК/ρс≤р'п. б/ρс.
При наличии зоны проникновения отношения р'п. м/ρс принимается за приближенное значение ρ'зп/ρс Для оценок величины ρзп по показаниям малых зондов пользуются палетками(палетки ρзп составлены для малых градиент- и потенциал-зондов ρк/ρс = f(ρзп/ρс), см. рис. 55).
Дальнейшая интерпретация сводится к оценке D и ρп с помощью трехслойных палеток БК-3 (см. рис. 41). Величина D определяется методом приближенных расчетов. Сначала ρп находят по палеточным кривым с D/dc = 2. Для этого показания обоих градиент-зондов обрабатывают по трехслойной теоретической палетке БКЗ с шифром D/dc = 2 и ρ'зп/ρс близким по величине к р'п. м/ρс а показания БК — по трехслойным кривым БК-3.
Интерпретация заканчивается, если условные значения р'пБК/ρс, р'п. м/ρс и р'п. б/ρс различаются между собой менее чем на 40%. При этом считают, что величины ρ'зп/ρс и D/dc = 2 соответствуют параметрам зоны проникновения. При повышающем проникновении за удельное сопротивление пласта ρп принимают р'п. б, при понижающем — р'ПБк. При несовпадении или расхождении искомых величин (р'пБК/ρс, р'п. м/ρс и р'п. б/ρс)" более чем на 40% расчет повторяется с использованием следующей по порядку трехслойной палетки D/dc = 4 для того же значения ρ'зп/ρс = const до достижения необходимого совпадения искомых величин.
На практике для оценки ρп, ρзп и D по БК пользуются и другими, менее громоздкими методами. Удельное сопротивление пласта ρп определяют по трехслойной палетке БК-3, задаваясь наиболее вероятной глубиной зоны проникновения D. В случае породы с межзерновой пористостью для оценки D можно использовать следующие практически установленные данные [1]:
Расчет ρп для достаточно мощного пласта с понижающим проникновением производят по приближенной формуле
где ρк1 соответствует рБК, исправленному за влияние скважины; j— псевдогеометрический фактор, определяемый по палетке зависимости j от D (рис. 42,а).
Уравнение (11.13) и график (см. рис. 42, а) получены для dc = 0,2 м. Для других dc рассчитывается Dприв = 0,2D/dc. Для пластов с h≥4 м и D≤8 при понижающем проникновении возможная погрешность в определении ρп составит примерно 20%, D-до 100%.
Пример. Известно: ρк1=220 Ом·м; ρзп=100 Ом·м, D=1 м, ρзп<ρп. По рис. 42, а получаем j=0,4, подставляя известные величины в (11.13), определяем 220 = 0,4·100+0,6ρп, ρп = 180/0,6=300 Ом·м.