- •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
Применение индукционного каротажа
В отличие от других методов сопротивления в ИК не требуется непосредственного контакта измерительной установки с промывочной жидкостью. Это дает возможность применять ИК в тех случаях, когда используются непроводящие ПЖ (приготовленные на нефтяной основе), а также в сухих скважинах.
Благоприятные результаты получают при исследовании индукционным каротажем разрезов пород низкого и среднего сопротивления и при наличии повышающего проникновения фильтрата ПЖ в пласт.
По диаграммам индукционного каротажа можно более точно определить положение водонефтяного контакта и удельное сопротивление водоносных коллекторов низкого сопротивления.
Применение индукционного каротажа ограничено при соленой ПЖ сопротивлением менее 0,1 Ом·м и высоком удельном сопротивлении пород. Разрезы, представленные породами с удельным сопротивлением более 50 Ом·м, нечетко расчленяются приборами ИК.
По одной кривой ИК удельное сопротивление пласта можно определить только при отсутствии проникновения фильтрата ПЖ в пласт или при неглубоком проникновении. Поэтому индукционный каротаж применяют в комплексе с другими методами сопротивлений. При комплексных измерениях (ИК, БК, потенциал- и градиент-зондами) возможны более надежное выделение в разрезе пластов-коллекторов и определение их удельного сопротивления ρп, зоны проникновения ρзп и диаметра зоны проникновения D.
Результаты комплексных измерений ИК, БК и других кривых КС принято представлять в логарифмическом масштабе. Это дает возможность в одних и тех же единицах (логарифма сопротивления) регистрировать показания бокового и индукционного каротажа. В качестве «нулевого уровня» при логарифмической записи выбирают минимальную величину, равную 0,01 или 0,001 измеряемой величины, представляющей практический интерес и уверенно регистрируемой. При логарифмической шкале кривые сопротивления регистрируются с постоянной относительной погрешностью отсчета в области как больших, так и малых сопротивлений. При регистрации в линейных масштабах запись кривой КС ведется тремя гальванометрами и на отдельных участках разреза регистрируется в двух и даже трех линейных масштабах, что затрудняет сопоставление кривых и их дальнейшую обработку.
Впервые логарифмический масштаб регистрации кривых сопротивлений был осуществлен в Советском Союзе в 1934 г. при каротаже скважин Ишимбайского нефтяного месторождения, вскрывавших известняки высокого сопротивления артинского яруса.
§ 8. Универсальные способы интерпретации кривых сопротивления
§ 8. Универсальные способы интерпретации кривых сопротивления
Измерение кажущихся сопротивлений осуществляется зондами различных типов. В результате получают кривые кажущихся сопротивлений. Для комплексной обработки этих кривых при определении величин ρп, ρзп и D используют универсальные способы интерпретации.
КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ КРИВЫХ СОПРОТИВЛЕНИЯ. ИЗМЕРЕННЫХ ОБЫЧНЫМИ ЗОНДАМИ ИК И БК
На первом этапе комплексной интерпретации определяют удельное сопротивление пород по величинам кажущихся сопротивлений, измеренных разными зондами, предполагая, что зона проникновения отсутствует — среда двухслойная. Получение практически одинаковых результатов для всех зондов подтверждает правильность сделанного предположения, и найденные величины соответствуют истинным удельным сопротивлениям пласта. Различие удельных сопротивлений, определенных разными зондами, указывает на наличие зоны проникновения. В этом случае отдельно обрабатывают величины кажущихся сопротивлений, полученные зондами малого и большого радиусов исследований. Зонды малого радиуса исследований служат для определения удельного сопротивления зоны проникновения, а зонды большого радиуса—удельного сопротивления неизмененной части пласта.
Определение удельного сопротивления зоны проникновения и неизмененной части пласта проводят следующим образом.
1. По величинам кажущихся сопротивлений, зарегистрированных зондами малого радиуса исследований (градиент-зондами с АО/dс = 2÷5 или потенциал-зондами с АМ/dс= 1÷3), приближенно определяют удельное сопротивление зоны проникновения (рис. 55).
2. По величинам кажущихся сопротивлений, зарегистрированных зондами большого радиуса исследований, определяют приближенные значения удельного сопротивления неизмененной части пласта. Величину ρп получают для ряда заданных D/dc— 1; 2; 4 и более для принятого приближенного значения ρзп. Найденные таким образом удельные сопротивления обычно отличаются от действительного ρп и являются условными. Условные значения сопротивлений, зарегистрированные большими зондами различной длины, равны удельному сопротивлению пласта в его неизмененной части только в том случае, когда найденная величина D/dc соответствует своему фактическому значению.
На практике обычно удается подобрать два соседних значения D/dCy для которых наилучшим образом выполняется указанное выше условие. В результате определяют в первом приближении искомые величины ρп и D/dc а по ним более точно — удельное сопротивление зоны проникновения — второе его приближение. Полученные данные в свою очередь могут лечь в основу более точного определения ρп и D/dc. Расчет продолжается до тех пор, пока произойдет уточнение результатов. На практике ограничиваются первым приближением удельного сопротивления пласта ρп' и относительного диаметра зоны проникновения (D/dc)' и вторым приближением удельного сопротивления зоны проникновения ρ'зп, так как дальнейшие приближения мало улучшают результаты.
Рис. 56. Сводная палетка для зондов 5Ф12; БК-3; АО=1,05; АО = 2,25 м;
dc= 10,25 м; ρзп/ρс = 10.
№ 1 и № 2 — рассмотренные примеры; 1—5 — значения соответственно 1, 2, 4, 8, 16
Универсальный способ определений удельного сопротивления может быть применен в двух вариантах —графическом и табличном. Для графического варианта составлены сводные палетки, которые предназначены для оценки удельного сопротивления пластов по кривым зондов индукционного каротажа, трехэлектродного бокового каротажа БК-3 и градиент-зондов длиной 1 и 2,2 м. На каждой палетке содержится пять - шесть групп кривых зависимости ρк/ρс от ρп/ρс, соответствующих пяти - шести зондам различных типов. Для каждого зонда имеются пять кривых, соответствующих диаметру зоны проникновения, равному l,2dc, 4dc, 8dc, 16dc, а для зондов индукционного каротажа при D/dc, равном 8 и 16,— по три-четыре кривые для ρс, равных 0,5; 1; 2 и 4 Ом·м. Палетки составлены для различных значений dc и ρзп/ρс. Одна из палеток приведена на рис. 56. Шкалы кривых и их взаимное расположение на всех палетках одинаковы, а шкала ρп/ρс является общей для различных зондов.
Порядок определения удельного сопротивления неизмененной части пласта с помощью таких палеток следующий.
1. Получают отношение ρзп/ρс с помощью палетки ρзп (см. рис. 55) и выбирают соответствующую сводную палетку с учетом диаметра скважины.
2. Выбранную палетку совмещают с прозрачным бланком, на котором проводят линии, соответствующие шкале ρп/ρс и перпендикулярные к ней. На линии наносят значения отношений кажущихся сопротивлений исследуемого пласта к сопротивлению раствора ρк1/ρс, ρк2/ρс, ..., зарегистрированных различными зондами. Перемещая бланк при совмещенных шкалах ρп/ρс добиваются, чтобы все точки на горизонтальной линии расположились на кривых одинакового значения D/dc, и по шкале ρп/ρс отсчитывают величину удельного сопротивления пласта. Полученные значения D/dc и ρп/ρс являются приближенными и служат для корректирования ρзп/ρс и уточнения величин ρп/ρс и D/dc.
Раздельная обработка данных, полученных малыми и большими зондами, облегчает применение универсальных вычислительных машин для определения удельного сопротивления.
Ниже приведены примеры использования сводной палетки для интерпретации кривых сопротивления.
Пример 1. Пласт залегает в интервале 2445—2470 м, ρс = 0,60 Ом·м, dc=250 мм (рис. 57). Величина кажущихся сопротивлений и проводимости, зарегистрированные разными зондами: N0,1M0,5A—8 Ом·м, N0,1M1A — 17 Ом·м, N0,25M2,25A—20 Ом·м, 5Ф1,2—64 мСм/м.
Переходим от величины кажущейся электропроводности, полученной на кривой индукционного каротажа, к значениям кажущегося сопротивления и исправляем их за влияние скважины и мощности пласта с помощью палеток (см. рис. 51 АО: ρк·м — ρк. исп = 12 Ом·м. Определяем отношение ρк/ρс для всех зондов: ρк 0,55/ρс = 13,2; ρк 1,05/ρс=28,4; ρк 2,4/ρс=33; ρк исп/ρс=20. = 15,6 Ом
Для выбора сводной палетки необходимо располагать параметрами ρзп/ρс и dc. Первую находим по отношению ρк 0,55/ρс, используя палетку ρзп; для градиент-зонда (см. рис. 55) ρзп/ρс≈15. На ближайшую по параметрам сводную палетку (ρзп/ρс = 10; dc = 250 мм) (см. рис. 56) накладываем лист кальки и проводим на нем вертикальную и горизонтальную линии, соответствующие осям палетки. На горизонтальную ось бланка, пользуясь шкалами палетки, наносим точки, соответствующие рассчитанным для каждого зонда значениям ρк/ρс, и проводим окружности радиусами 0,1 ρк мб/ρс с центром в указанных точках.
Передвигая бланк вверх так, чтобы вертикальные оси на кальке и палетке совпадали, совмещаем нанесенные точки со сплошными кривыми (D/dc = 1) и оцениваем наличие или отсутствие зоны проникновения. При отсутствии зоны проникновения все точки ложатся на сплошные кривые с разбросом не более 10—20 %. При несовпадении нанесенных на кальку точек со сплошными кривыми палетки совмещаем точку, соответствующую градиент-зонду с АО = 1,05 м, со сплошной кривой палетки для этого зонда и по положению остальных точек судим о характере проникновения. Отклонение точек влево от сплошных линий указывает на наличие повышающего проникновения, вправо — понижающего.
В рассматриваемом примере, как видно из рис. 56, все точки по горизонтали совпадают со сплошными линиями, что свидетельствует об отсутствии здесь проникновения промывочной жидкости в пласт.
Проведя горизонтальную линию через найденные точки, отсчитываем на вертикальной оси палетки (см. рис. 56) значение ρп/ρс = 21 или при ρс = = 0,6 Ом·м находим значения ρп = 12,6 Ом·м.
По данным обработки БКЗ, удельное сопротивление данного пласта ρп = 13 Ом·м. Пласт плотный без проникновения, D = dc.
Пример 2. Пласт в той же скважине залегает в интервале 2585— 2598 м, ρс = 0,6 Ом·м, dc=250 мм (см. рис. 57). Против пласта отсчитываем значения рк для каждого зонда и вычисляем отношения: ρк 0,55/ρс = 7; ρк 1,05/ρст = 10,7; ρк 2,1=4,7; ρк. исп/ρс = 30. Находим по малому градиент-зонду и уточняем по палетке (см. рис. 55) ρзп/ρс = 7,5. Ближайшая по параметрам сводная палетка остается той же (см. рис. 56). Совмещаем точки ρк 1,05/ρс= 10,7 со сплошной линией палетки и убеждаемся в наличии здесь повышающего проникновения. При дальнейшем совмещении находим, что в положении пунктирной линии (см. рис. 56, пример 2) точки совмещают в пределах допускаемой точности с кривыми D/dc = 8. По оси ординат отсчитываем ρп/ρс = 11,0 и ρп=0,66 Ом·м. Эти данные согласуются с результатами обработки БКЗ; ρп=0,9 Ом·м; ρзп/ρс = 10; D/dc=8.
