- •Федеральное агентство по образованию
- •Модуль 1. Введение в экологическую геофизику, грави- и магниторазведка
- •Раздел 1-а – Введение в экологическую геофизику
- •По физическим свойствам геологического объекта
- •Для магматических и метаморфических пород
- •Раздел 1-б - Гравиразведка
- •Породообразующих минералов
- •В виде план – графиков
- •Раздел 1-в - Магниторазведка
- •Магнитного поля у диамагнетиков
- •Магнитного поля у парамагнетиков
- •Магнитного поля у ферро-, ферри- и антиферромагнетиков
- •Магниторазведочная аппаратура
- •Модуль 2. Электро- и сейсморазведка
- •Раздел 2-а - Электроразведка
- •Характеристика электрических свойств горных пород
- •И диэлектрической проницаемости (ε) у минералов групп различной литологической принадлежности
- •У кристаллических пород
- •Для одноименных по степени преобразования осадочных пород
- •Метод естественного постоянного электрического поля (еп)
- •Над стальной трубой Методы электроразведки на основе искусственного постоянного электрического поля
- •Электроразведочная установка
- •Электропрофилирование (эп)
- •Приемной линии
- •Над синклиналью и антиклиналью
- •Методы на основе неустановившегося электрического поля
- •Раздел 2-б - Сейсморазведка.
- •У кристаллических пород
- •Осадочных терригенных породах, в зависимости от стадий их преобразования
- •Модуль 3. Ядерная геофизика и терморазведка
- •Раздел 3-а - Ядерная геофизика
- •1) Слаборадиоактивные кварц, калиевые полевые шпаты,
- •2) Нормальная и биотит,
- •4) Высокорадиоактивные сфен, ортит, монацит,
- •Раздел 3-б - Терморазведка
- •Породообразующих минералов
- •Современные технологии терморазведки
- •Поисково-разведочные геотермические работы
- •Области применения терморазведки
- •Модуль 4. Геофизические исследования скважин и комплексирование геофизических методов
- •Раздел 4-а- Геофизические исследования скважин
- •Каротаж на основе естественных и искусственно вызванных электромагнитных полей
- •Индукционного каротажа
- •Каротаж на основе полей естественной и наведенной (искусственной) радиоактивности
- •Каротаж на основе сейсмоакустических полей
- •В нефтяной скважине (Западная Сибирь)
- •В разрезе нефтегазовой скважины (Западная Сибирь)
- •Данные для построения фактических кривых зондирования
- •Результаты количественной интерпретации данных бкз
- •Раздел 4-б – Комплексирование геофизических методов
- •1 Увлажненные наносы, 2 – граниты, 3 – зона трещиноватости, 4 – глыбовые песчаники, 5 – глины
В нефтяной скважине (Западная Сибирь)
1 – песчаник; 2 – плотный песчаник; 3 – аргиллит
По предварительной оценке выделенные проницаемые пласты относятся как к водоносному, так и смешанному типам (водонефтяные). Уточнение их принадлежности к водоносному или водонефтяному типам следует выяснять посредством качественной и количественной интерпретации диаграмм БКЗ и ВИКИЗ.
На основании приведенных примеров можно сделать вывод, что для предварительного литологического расчленения разреза угольной скважины необходимо и достаточно использование методов КС и ГК. При этом полное представление о литологическом разрезе достигается при анализе всех каротажных диаграмм поискового комплекса КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ.
При выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, принятии решений о необходимости проведения количественной интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований следует опираться на известные признаки. К ним относятся:
ИК эффективен для изучения глин и глинистых пластов, песчаников и карбонатов, насыщенных сильно минерализованной пластовой водой его можно применять в сухих и обсаженных непроводящими трубами скважинах. Задачи, решаемые ИК те же, что КС и БК.
БКЗ «работает» в пластах большей мощностью (и при) средних значениях ρп/ρс и ρп/ρвм.
БК эффективен в тонких пластах при больших значениях ρп/ρс и не эффективен при повышающем проникновении (водоносные пласты).
Определение границ пластов и литологическое расчленение разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов. При этом кривые ВИКИЗ более дифференцированы. Границы отбиваются в точках максимального возрастания градиента. Для оценки значений ρ пластов–коллекторов и зон проникновения разработана специальная компьютерная программа МФС ВИКИЗ. Вместе с темп, практические диаграммы могут дать достаточно полную информацию и без количественной обработки.
Для изучение кривых ПС наиболее благоприятен песчано-глинистый разрез. Величину амплитуды аномалий ПС отсчитывают по линии глин (нулевая линия). Границы ПС отмечаются в точках, соответствующих половине амплитуды отклонения кривой ПС. Выделение тонких пластов (h/dc<4) по этим кривым затруднено. При ρф >ρв, то есть при УЭС фильтрата больше УЭС пластовой воды песчано-алевролитовые пласты отличаются минимумами Uпс. Против нефтегазоносных чистых песчано-алевролитовых пластов аномалия ПС такая же, как и против водоносных. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть-газ имеют меньшую амплитуду, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при ρф>ρв, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями Uпс. Кривые ПС в высокоомных разрезах мало информативны.
Диаграммы (кривые) ГК симметричны относительно середины пласта. Границы последнего определяются в точках максимального градиента возрастания (убывания) кривых. Значение Jγизм соответствует Jγ∞ для теоретических кривых при h/dc >6, а при наблюдённых кривых при h>0,8м. Глинистые слои имеют максимальное значение Jγ, а песчаные, известковые и угольные пласты – минимальные значения Jγ. ГК применяется не только для определения структуры и толщин пластов, но и для получения количественных показателей, например глинистости, содержания нерастворенного осадка в карбонатах и др.
СГК эффективен при оценке равновесных урано-ториевых руд, расчленении и корреляции немых толщ и месторождений, где U, Th и К играют роль геохимических индикаторов (бокситы, фосфориты, золото). На нефтегазовых месторождений СГК используются для оценки глинистости полимиктовых отложений, идентификации песчаных коллекторов (монациты, глаукониты), разделении чистых и глинистых карбонатов.
ГГК-П эффективен при выделении угольных пластов вследствие их малой плотности. В нефтегазовых скважинах метод ГГК-П используется для уточнения литологии, выделения коллекторов, оценки их пористости, при техническом контроле скважин.
Задачами, решаемыми с помощью НК, являются выделение нефтенасыщенных, водонасыщенных и газонасыщенных коллекторов и нахождение водонефтяного (ВНК) и газожиткостного (ГЖК) контактов, выделение и оценка руд, содержащих элементы с высоким сечением поглощения, выделение углей, преимущественно бурых.
ИННК в большей степени и ИНГК в меньшей применяют на нефтегазовых месторождениях для выделения нефтеносных и газоносных пластов. Преимущества ИНК перед НК в этом случае обусловлены более высокой чувствительностью ИНК к содержанию хлора. Кроме того, в меньшей мере влияют скважинные условия. Особенно хорошо ИНК применяют при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений. В районах с минерализацией пластовых вод более 100г/л (высокая минерализация) показания ИННК и ИНГК против водоносных и газоносных пластов различаются до 10 раз. Тогда как различие для этих пластов по методу НК составляет 1-2 раза.
Количественная интерпретация результатов ГИС производится как и в методах полевой геофизики путем подбора (сравнения) наблюдённых (зарегистрированных в скважинах) кривых с теоретическими. Интерпретация может выполняться как вручную с помощью специальных палеток, так и в автоматизированном режиме с применением компьютерных программ. Компьютерная интерпретация основана на интерактивном (диалоговом) режиме. Как правило, в процессе интерпретации привлекается дополнительная геолого-геофизическая информация.
Последовательность операций по качественной и количественной интерпретации данных БКЗ и ВИКИЗ можно показать на примере нефтегазовой скважины, для которой ранее выполнено литологическое расчленение разреза (см. рис. 137). Сопоставление кривых БКЗ и ВИКИЗ в этом разрезе приведено на рисунке 138. Количественная интерпретация проводилась для продуктивных пластов, которым присвоены индексы 1 и 2, в интервале разреза 2510-2575 м в следующей последовательности:
Снимались оптимальные значения ρк, ρс, dc и L вычислялись параметры ρк/ρс и L/dc (табл.1).
Строились в билогарифмическом масштабе фактические кривые БКЗ (рис. 139).
Рис. 138. Сопоставление каротажных диаграмм БКЗ и ВИКИЗ