- •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
Определение удельного сопротивления и минерализации пластовых вод по кривой пс
При определении удельного сопротивления пластовых вод по кривой ПС допускают, что разрез представлен чистыми неглинистыми породами, потенциалы фильтрации малы и ими можно пренебречь. При этом рассматривают два основных случая: 1) пластовая вода и фильтрат промывочной жидкости содержат только соли NaCI; 2) в растворе содержатся NaCI и другие соли.
В наиболее простом первом случае удельное сопротивление пластовой воды ρв определяют по следующей схеме. По фактической диаграмме получают значение ΔUПС и по палетке (см. рис. 11) рассчитывают значение диффузионно-адсорбционного потенциала ЕПС против чистого неглинистого песчаника, реже известняка. Величина ЕПС связана с химической активностью ав и аф пластовой воды и фильтрата ПЖ [см. формулы (1.10) и (1.18)1:
Обратная пропорциональность между активностями и удельными сопротивлениями электролитов сохраняется для растворов NaCl не очень высокой минерализации (сопротивление растворов не должно быть ниже 0,1 Ом • м при 18°С).
Значение КПСТ при температуре пласта рассчитывают с помощью формулы (1.22) и, зная ρф, вычисляют ρв. На практике для решения этой задачи пользуются палеткой (рис. 16), составленной на основании формулы (1.18). На палетку нанесены значения коэффициента диффузионно-адсорбционного потенциала КПСТ при различных температурах и дано графическое изображение зависимостей ЕПС от lg(ав/аф) или lg(ρф/ρв) для чистых неглинистых пород.
Располагая данными ЕПС, КПСТ (или данными о температуре пласта Т) и ρф, с помощью палетки в наиболее простом случае легко определить удельное сопротивление пластовой воды ρв или с помощью номограммы (см. рис. 18) — минерализацию пластовой воды Св.
Если концентрация одного из электролитов (пластовой воды или фильтрата ПЖ) становится значительной (удельное сопротивление меньше 0,1 Ом·м при температуре 18 °С), то обратная пропорциональность между их удельными сопротивлениями и активностями не сохраняется, и выражение (1.18) принимает вид
где ρф.э и ρв.э — эквивалентное сопротивление соответственно фильтрата и пластовой воды.
На практике с помощью эмпирически составленной номограммы (рис. 17) для эквивалентных (условных) сопротивлений электролитов находят обратно пропорциональные им значения активностей аф и ав и соответствующие им ρф, и ρв для разбавленных растворов NaCl. Минерализация пластовой воды в этом случае определяется в два этапа. С помощью палетки (см. рис. 16) находят эквивалентное значение удельного сопротивления пластовой воды ρв.э, предполагая, что пластовая вода и промывочная жидкость содержат NaCl. Затем по номограмме (см. рис. 17), зная температуру пласта, получают действительное значение ρв.
Пример. Определить минерализацию пластовой воды Св, если известно, что ЕПС в неглинистом песчаном коллекторе составляет —80 мВ при температуре 70 °С, а ρф = 0,3 Ом·м. По номограмме рис. 16 находим ρф/ρв.э=10 или ρв э=ρф/ρв.э = 0,03 Ом·м, что соответствует на номограмме рис. 17 ρв = 0,04 Ом·м при 70 °С. Определив ρв, по номограмме рис. 18 находим соответствующее значение Св=90 г/л.
Рассмотренная схема определения удельного сопротивления пластовой воды по кривой ПС справедлива для идеального случая. В природе вмещающие глины обычно не являются совершенной мембраной, песчаные пласты, как правило, содержат некоторое количество глинистого материала и т. д., что значительно снижает точность определения удельного сопротивления. Для повышения точности оценки удельного сопротивления пластовой воды рекомендуется в расчеты вводить различные поправки, учитывающие отклонение фактических условий измерений кривой ПС от идеальных.
В ряде случаев химические составы фильтрата промывочной жидкости и пластовых вод достаточно сложны. Использование при бурении известковых и гипсовых растворов ПЖ приводит к обогащению их ионами кальция, активность которых значительно отличается от активности иона натрия. При применении палеток, составленных с учетом диффузионно-адсорбционных ЭДС, возникающих в ПЖ, содержащих только NaCl, получают искаженные значения определяемых величин. Погрешность возрастает для разбавленных растворов, когда активность двухвалентных ионов превышает активность ионов Na при одинаковой их концентрации. Для внесения поправок, учитывающих химический состав таких растворов, пользуются правой частью номограммы рис. 17. Пунктирные линии отображают среднюю зависимость ρв.э и ρв при данной температуре для относительно пресных вод.
Удельное сопротивление (минерализация) пластовых вод по кривой ПС определяется во всех случаях, когда данных химического анализа вод нет. Полученные результаты используются: 1) при количественной интерпретации промыслово-геофизических материалов для оценки пористости, нефтенасыщенности и других параметров; 2) для изучения закономерности изменения минерализации вод по разрезу, а также по площади в отдельных коллекторах — для изучения их перспективности на нефть и газ.
При оценке погрешности определения удельного сопротивления пластовых вод по кривой ПС возможны следующие допущения: 1) погрешность отсчета амплитуды отклонения кривой ПС около 10%; 2) отклонение принятого значения КПСТ от фактического 8—10%; 3) относительная погрешность определения сопротивлений фильтрата промывочной жидкости ρф и пластовой воды ρв 10 %.
На основании расчетов установлено, что наименьшая погрешность определения сопротивлений пластовой воды (около 10%) бывает в том случае, когда ее минерализация не более чем в 3—4 раза отличается от минерализации фильтрата ПЖ. С увеличением отношения ρф/ρв (или ρв/ρф, если ρв>ρф) точность вычисления сопротивления пластовой воды заметно снижается. Если ρф/ρв>4, относительная погрешность может превышать 20%, при ρф/ρвв>15 погрешность более 30% и применять метод количественного определения сопротивления пластовых вод по ПС не рекомендуется. Кроме того, следует учитывать, что в случае высокой минерализации ПЖ и пластовой воды погрешность определения рв по величине Епс возрастает.
