- •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
Каротажные зонды
Для акустического каротажа применяют трех-, четырех-, шести-и многоэлементные зонды. Трехэлементный зонд содержит один приемник П и два сближенных излучателя И1 и И2 или (по принципу взаимности) один излучатель И и два сближенных приемника П1 и П2. Расстояние между излучателем и ближним приемником соответствует длине зонда L. Расстояние между двумя приемниками или излучателями в трехэлементном зонде АК является базой S. Точка записи соответствует середине базы зонда (рис. 76). Четырех- и шестиэлементный зонды представляют собой симметричные комбинации из двух трехэлементных зондов, что обеспечивает реализацию встречной системы наблюдений. Многоэлементные зонды содержат один или два излучателя и набор приемников, удаленных от излучателей на различные расстояния, что позволяет составлять из них два и более трех-, четырех- или шестиэлементных зондов с различными длинами и базами.
Каротажный зонд (скважинный прибор) связан кабелем с наземными блоками станции АК, которые обычно выполняют функции усиления и фильтрации сигналов, а также их обработки, регистрации измеряемых данных и питания электроэнергией всей станции в целом.
В используемой при АК установке излучатель посылает импульсы колебаний, состоящие из трех-четырех периодов (6— 8 раз). График колебаний (волновой картины), воспринимаемых приемниками, изображен на рис. 76,6. На графике отмечены колебания трудно разделимых волн: продольной P0P1P0, поперечной P0SlP0 и прямой Р0, идущей по промывочной жидкости.
В качестве излучателей колебаний используют магнитострикционные преобразователи, изменяющие свою форму и размеры под действием переменного тока. Для приборов АК преобразователи изготовляют из сплава кобальта с железом при небольших добавках других ферромагнитных металлов. Расширение сплава при его намагничивании переменным электрическим током, подаваемым через обмотки намагничивающей катушки, создают импульсы упругих (ультразвуковых) колебаний частотой 20—50 кГц и более.
Излучатель отделен от приемника акустическим изолятором из звукопоглощающего материала. Этим исключается возможность поступления упругой волны по скважинному прибору. В приемнике используется пьезоэлектрический эффект цирконата-титаната свинца (ПТС-19) и др. При каждом импульсе по жилам кабеля на поверхность подаются синхронизирующий электрический сигнал от излучателя и сигнал с выхода усилителя, размещенного в глубинном приборе, к которому подключен приемник. Время между синхронизирующим сигналом и первым вступлением преобразуется в электрическое напряжение, пропорциональное усредненному за несколько импульсов времени пробега упругой волны между приемниками. Напряжение с выхода схемы поступает на регистрирующий прибор, записывающий диаграмму акустического каротажа.
В настоящее время для изучения разрезов скважин методом АК применяется аппаратура различных типов. Наиболее широкое распространение в Советском Союзе получила аппаратура типа СПАК. В аппаратуре СПАК используется трехэлементный зонд с двумя излучателями и одним приемником, обозначаемый сверху вниз И10,5И11,5П. Расстояния между излучателями и приемником даны в метрах.
Аппаратура АК дает возможность одновременно зарегистрировать: кривые кинематических Δt, t1, t2 и динамических αАК, А1, А2 характеристик акустических сигналов; фазокорреляционные диаграммы (ФКД); волновые картины В К дискретно через определенные интервалы (0,25; 0,5; 1 м) по глубине.
В общем случае для интерпретации используют кривые: Δt, А1 (или А2) и αАК. Кривые t1 и t2 служат для проверки качества записи Δt, а кривые А1 и А2 несут одинаковую информацию. Фазокорреляционные диаграммы (ФКД) и волновые картины (ВК) используют в АК для детальных исследований отдельных интервалов разреза. ФДК и ВК представляют собой графическое отображение электрических сигналов, снятых с электрических преобразователей П1 и П2. По ВК удается выделить волны различных типов и найти их кинематические и динамические характеристики для количественных определений параметров пласта. ФКД визуально отображают фазовые линии, соответствующие фазам определенной полярности, воспринимаемым приемником. ФКД являются источником информа
ции о кинематических параметрах волн всех типов. На рис. 77 изображены акустические сигналы, зарегистрированные различными способами.
Во избежание погрешностей в регистрации параметров аппаратура АК подвергается метрологическому контролю посредством измерения Δt, αАК, А1 и А2 в средах с известными значениями скоростей и затухания упругих волн (в стальных или алюминиевых трубах, заполненных водой, или в других переносных приспособлениях). В наклонных скважинах и при наличии каверн происходит перекос прибора АК относительно оси скважины, что ведет к погрешностям в измерении параметров Δt и αАК. Для получения измерений более точных прибор АК центрируется в скважине.
