- •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
Комплексные зонды бк
Эти зонды представляют собой комплекс зондов БК с различной глубиной исследования. Одной из таких установок, дающей возможность записывать три кривые БК, является прибор Э9. Этот прибор дает возможность одновременно записать три кривые БК, отражающие разную глубинность исследования: большую — зондом Э9-Б, среднюю — Э9-С и малую — Э9-М.
Комплекс зондов БК в общем случае не дает возможность однозначно определить все три параметра: ρп, ρзп и D. Для их расчета необходимы дополнительные данные о диаметре зоны проникновения D.
На рис. 42,б даны зависимости псевдогеометрического фактора j от диаметра зоны проникновения D зондов прибора Э9, рассчитанные по приближенной формуле (11.13). Если за радиус глубины исследования зонда принять радиус зоны, для которой псевдогеометрический фактор равен 0,5, то при повышающем проникновении радиусы исследования для зондов Э9-Б, Э9-С и Э9-М будут соответственно 0,9; 0,56 и 0,31 м, а при понижающем— 1,55; 0,54; 0,25 м [1].
Для введения в показания зондов прибора Э9 поправок за влияние скважины dc и h рассчитаны палетки, аналогичные изображенным на рис. 40. Поправки за ограниченную мощность пласта вводятся только для зондов Э9-С и Э9-Б. Во введении такой поправки в показания зонда Э9-М нет необходимости из-за ее малости. Показания, полученные зондом Э9-М, наиболее чувствительны к влиянию dc, поэтому в скважинах с dc≥0,19 м исследования прибором Э9 проводятся только с применением отклонителя. При dc≥0,25 м показания зонда Э9-М не всегда удается достаточно точно исправить за влияние скважины, и проводить исследования прибором Э9 не рекомендуется.
Комплексный прибор Э9 наиболее эффективен в скважинах,вскрывающих пласты высокого сопротивления на сильно минерализованных ПЖ. В этом случае, сопоставляя ρБКб, ρБКм и ρБМК (соответственно ρк, зарегистрированные зондами Э9-Б, Э9-М — большой, малой глубинности и БМК), определяют наличие или отсутствие проникновения. Если ρБКб=ρБКм = ρБМК, то проникновение в пласт отсутствует и ρП=ρБКб . В случае ρБМК≤ρБКм<ρБКб в пласте имеется понижающее проникновение. При этом допускается, что ρБМК= ρзп. Для дальнейшей интерпретации используются зависимости отношения ρк1м/ρк2Б от отношения ρк1С/ρс(ρк1м, ρк2С, ρк1Б — значения удельного сопротивления для зондов Э9-М, Э9-С, Э9-Б) при заданном значении D/dc и шифре палеток ρп/ρс и ρзп/ρс (рис. 43). Палетка построена для dc = 0,2 м, но может использоваться при dc = 0,14÷0,25 dc.
Применение бокового каротажа
Боковой каротаж — более совершенный метод, чем обычный сфокусированный трехэлектродный каротаж. Он обладает высокой расчленяющей способностью, благоприятной формой кривых КС, отсутствием экранирования со стороны соседних пластов. Основной областью применения БК являются: разрезы с понижающим проникновением фильтрата ПЖ в пласт, когда ρс<0,20 Ом·м; карбонатные толщи, представленные малопористыми пластами высокого сопротивления (порядка сотен ом-метров и более).
§ 6. Измерение кажущегося удельного сопротивления микроустановками
Микроустановки с малой глубиной исследования — микрозонды применяются для измерения сопротивления части пласта, непосредственно прилегающего к стенке скважины. Электроды микрозонда размещены на внешней стороне башмака из изолированного материала. При работе башмак с электродами прижимается пружинами к стенке скважины, чем достигаются экранирование зонда от промывочной жидкости и уменьшение влияния ее на результат измерений.
Между башмаком зонда и стенкой скважины имеется промежуточный слой, образованный в проницаемом пласте глинистой коркой и пленкой ПЖ, в непроницаемом — только пленкой. В результате ρк, измеряемое микрозондом, зависит в основном от удельных сопротивлений прилегающей к скважине части пласта ρп, удельного сопротивления слоя ρсл и его толщины hсл.
Применяемые на практике микрозонды делятся на обычные градиент- и потенциал-зонды с нефокусированными электродами и с фокусировкой тока. Каротаж обычными микрозондами называют микрокаротажем (МК), а каротаж микрозондами с фокусировкой тока — боковым микрокаротажем (БМК).
Из распределения токовых линий (рис. 44), выходящих из электродов А и А0 в обычном микрозонде (при МК) и в боковых микрозондах (при БМК), видно, в обычном микрозонде с нефокусированными электродами часть тока проходит вблизи стенки скважины, что обусловливает значительное влияние глинистой корки на величину замеряемого сопротивления. Это влияние возрастает с увеличением сопротивления пласта и толщины глинистой корки. При применении боковых микрозондов с фокусировкой тока токовые линии пересекают слой между башмаком и породой почти под прямым углом, что снижает влияние глинистой корки на кажущееся сопротивление. Этим облегчается задача определения удельного сопротивления части пласта, прилегающей к стенке скважины. Измеряемое кажущееся сопротивление для всех микрозондов вычисляется по (II.5); коэффициент микрозонда определяется экспериментально.
