Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин - Вендельштейн Б.Ю., Латышова М.Г., Тузов В.П.

Автор: Вендельштейн Б.Ю. Латышова М.Г. Тузов В.П.
Теги: прикладная геология и геофизика геологические методы поисков и разведки интерпретация результатов геофизические науки бурение скважин геофизика нефтегазовая промышленность петрофизика горная промышленность
ISBN: 5-247-00750-6
Год: 1990
Похожие
Петрофизика (физика горных пород)
Географические исследования скважин
Петрофизика
Общий курс геофизических исследований скважин
Текст
                    Латышова М. Г., Вендельштейн Б. Ю., Тузов В. П.
Л 27 Обработка и интерпретация материалов геофизических
исследований скважин: Учеб, для техникумов. — 2-е изд.,
перераб. и доп. — М.: Недра, 1990. — 312 с.: ил.
ISBN 5-247-00750-6
Изложены приемы обработки и интерпретации результатов комп-
лекса геофизических исследований скважни (ГИС) на нефтяных, газо-
вых, рудных, угольных н других месторождениях. Во втором издании
(1-е изд. — 1975) существенно переработана глава по комплексной ин-
терпретации данных ГИС при исследовании нефтяных и газовых сква-
жин; расширены главы по радиометрии (аппаратурное обеспечение и
теория методов), оценке качества диаграмм и методам оформления ре-
зультатов исследования, обработке и интерпретации данных ГИС с по-
мощью ЭВМ.
Для учащихся нефтяных техникумов, обучающихся по специально-
сти «Обработка и интерпретация материалов геофизических исследова-
нии скважин».
1804050000—290 „
Л 043(01)—90	79—90
ББК 26.2
ББК 26.2
Л 27
УДК 550.832(075)
„ 1804050000—290
Л-----------------79—90
043(01)—90
ISBN 5-247-00750-6
© Издательство «Недра», J975
© М. Г. Латышова, Б. Ю. Вен-
дельштейн, В. П. Тузов,
1990, с изменениями и до-
полнениями
ВВЕДЕНИЕ
Для изучения разреза скважины необходимо иметь сведе-
ния: 1) о положении границ пластов; 2) о литологической ха-
рактеристике каждого пласта; 3) о наличии интервалов пород,
являющихся коллекторами; 4) о характере и объемном содер-
жании флюидов, заполняющих поровое пространство коллекто-
ров (нефть, газ, вода); 5) о наличии интервалов с высокой
концентрацией других полезных ископаемых, представляющих
промышленный интерес (уголь, руды и др.). Такая информация
является основным документом, характеризующим разрез про-
буренной скважины. На основании этих данных производятся
все остальные работы: разрез данной скважины сопоставляется
с разрезами соседних скважин, изучается геологическое строе-
ние площади; выясняется форма и пространственное распрост-
ранение выявленных продуктивных пластов; подсчитываются
запасы месторождения; составляется проект разработки зале-
жи; намечаются интервалы перфорации; осуществляется экс-
плуатация выявленных продуктивных пластов.
Информация о разрезе скважины может быть получена пря-
мыми методами, путем отбора и изучения образцов пород, из-
влеченных из скважины. Однако непрерывный отбор керна,
представляющего весь литологический разрез, является трудной
и дорогостоящей операцией. Поэтому информация о разрезе
скважины по данным керна обычно имеется лишь по неболь-
шим интервалам и по крайне ограниченному числу скважин.
В связи с этим геологическая документация разрезов подавля-
ющего числа скважин осуществляется на основании геофизиче-
ских исследований скважин (ГИС), которые позволяют косвен-
ным способом решить те же задачи, что и отбор керна, но
существенно дешевле, быстрее и часто не менее, а даже более
надежно.
Геофизические исследования скважин производятся специа-
листами, обеспечивающими два главных вида работ — регист-
рацию диаграмм в стволе скважины и интерпретацию1 этих
диаграмм с целью выдачи заключения о разрезе пройденных
скважиной пород. Первую работу выполняют операторы, осу-
ществляющие запись геофизических диаграмм с помощью ав-
томатических геофизических станций, вторую — работники ко-
пировально-интерпретационных партий, где геофизическая ин-
формация как бы переводится на геологический язык.
1 «Интерпретация» — латинское слово. Оно означает разъяснение или тол-
кование смысла того или иного высказывания; в геофизике — истолкование
информации, полученной при физическом исследовании скважин, в геологиче-
ских терминах.
3
в	7		2		3		4
	к„, к.,	А	Рп	в	Р*. Рк,	с	1рк' fOK’
	^ГЛ’^пр	А'	АЛ„ ду.	В'	исл.1 у.	С	zcn
	И др.		и др.		пп И ДР-		'нм и др'
б		4'		3'		2'	
Регистрация	Интерпретация
•—-------- 1 '► •--------——————............. —   ------------►
диаграмм
Рис. 1. Информационная модель ГИС (а) и ее вид при изучении разрезов
скважин (б).
Блоки: J—даниых, описывающих горную породу; 2 —физических свойств, лежащих в
основе геофизических методов; 3 — данных, получаемых при изучении физических
свойств в условиях скважины (кажущиеся характеристики); 4 — характеристик, получав-
мых в процессе регистрации диаграмм (отклонения пишущих устройств при записи диа-
грамм); А, В, С — этапы, на которых изучаются соответственно петрофизические связи,
зависимость кажущихся характеристик от истинных, связь кажущихся характеристик
с величиной отклонения пишущего устройства; С', В', А' — обратные операции, прово-
димые в процессе интерпретации диаграмм
Процесс геофизического исследования и получения инфор-
мации о разрезе скважины — это сложная цепь измерений и
преобразований, состоящая из отдельных этапов. Чтобы пока-
зать суть этого процесса и связь предмета интерпретации с
другими предметами, воспользуемся схемой (рис. 1,а), которая
была сформулирована в 1965 г. Г. Н. Зверевым. На схеме изоб-
ражены четыре блока данных, представляющих исходную, про-
межуточную и конечную информацию об изучаемом в скважине
объекте.
Исходная информация, заключенная в первом блоке, состав-
ляет комплекс параметров, определяющих геологические осо-
бенности породы. Знание этих свойств необходимо для построе-
ния разреза скважины. Особенностью этих свойств является то,
что их нельзя измерять дистанционно, необходимо получить
образец горной породы, на котором они будут определяться.
К этим свойствам относятся пористость kn, проницаемость £пр,
нефтегазоводонасыщенность £в(&нг), минеральный состав по-
роды, данные о типе порового пространства (£Пэф, &Птр), доля
объема породы, представленного глиной (£гл — объемная гли-
нистость) и др.
Во втором блоке схемы содержатся физические свойства, на
измерении параметров которых основаны геофизические мето-
ды. Это свойства, которые не составляют содержание геологи-
ческого разреза скважины, но они могут быть измерены дистан-
4
ционно, т. е. с использованием геофизических датчиков, опус-
каемых в скважину на кабеле. На измерении этих свойств ос-
нованы геофизические методы: электрометрия — на удельном
электрическом сопротивлении рп, электропроводности оп> диф-
фузионно-адсорбционной активности пород Дда; радиометрия —
на естественной радиоактивности — содержании водорода в
объеме породы wH; плотности породы бп и др.
Поскольку сведения о свойствах пород, заключенных во вто-
ром блоке схемы, можно исследовать дистанционно, но они не
описывают разрез, а свойства первого блока описывают разрез,
но их нельзя изучать дистанционно, требуется знать характер
связей между свойствами первого и второго блоков. Виды этих
связей исследуются в лабораторных условиях, чаще всего на
керновом материале, и составляют сущность петрофизики (фи-
зика горных пород).
Физические свойства, на которых основаны геофизические
методы, в большинстве случаев не могут быть непосредственно
измерены в условиях скважины, поскольку исследуется неодно-
родная среда (порода прорезана скважиной, заполненной буро-
вым раствором; свойства пластов на контакте со скважиной
изменены; влияют соседние пласты и тип измерительной уста-
новки). В связи с этим в третьем блоке показаны фактические,
называемые кажущимися или эффективными, характеристики,
которые получаются в неоднородной среде (рк, ок — кажущие-
ся сопротивление и электропроводность, Uc п— потенциал соб-
ственной поляризации, /т, /пт, /тт — интенсивности гамма-излу-
чения). Для получения связи между кажущимися и истинными
характеристиками используют как аналитические решения, так
и методы физического моделирования (сеточное моделирование
в электрометрии, пространственные модели для решения задач
радиометрии). В этом случае для заданных условий (физиче-
ские параметры пластов и скважины, их мощность, диаметр
скважины и т. п., размер и тип измерительной установки) изу-
чают величину кажущегося параметра и выясняют, от каких
факторов она зависит. Стрелка, связывающая истинные и ка-
жущиеся параметры, показывает, что исходный сигнал в сква-
жине преобразуется еще раз и характер этого преобразования
изучается в теории поля метода (см. рис. 1,а).
В четвертом блоке собраны характеристики, получаемые на
выходе всей системы преобразования. Характеристики поля,
изучаемые в скважине, изображают в виде диаграмм, где все
изменения кажущегося параметра фиксируются в отклонении I
пишущего устройства. Поскольку способ регистрации диаграм-
мы может внести некоторые искажения в исходный сигнал (на-
пример, инерционность аппаратуры), необходимо знать условия
записи данной диаграммы, а также систему поправок, связы-
вающих результирующий и исходный сигналы.
5
Все блоки и стрелки на рис. 1,а показывают, как изменя-
ется информация о пласте при изучении его в скважине и какие
разделы геофизической науки занимаются изучением законов
изменения информации. При регистрации диаграмм в скважине
этапы А, В, С не разделяются. Они составляют вместе процесс
регистрации диаграмм, где блоки 2 и 3 существуют в неявном
виде. Поэтому информационная модель ГИС приобретает вид,
изображенный на рис. 1,6.
Процесс интерпретации есть обратное движение в данной
схеме, т. е. переход от диаграмм или отклонений I, записанных
на диаграммах, к кажущимся параметрам путем введения ап-
паратурных поправок С', использования уравнений либо ре-
зультатов моделирования, полученных в теории методов В',
и затем применения петрофизических связей А' для перехода
от геофизических параметров второго блока к параметрам пер-
вого блока, характеризующим породу.
Таким образом, чтобы изучить интерпретацию диаграмм
всего комплекса геофизических методов, необходимо знать тех-
нику регистрации диаграмм, теорию методов и петрофизику.
Этапы интерпретации А', В' и С' по своей сути имеют не-
которые различия. Так, на этапах С и В чаще всего осуществ-
ляется индивидуальная интерпретация, в результате которой
показания, снятые с диаграмм отдельных методов (например,
/рК) переводятся в истинные параметры (рп). На этапе А чаще
всего осуществляется комплексная интерпретация, в которой
используют не один, а несколько методов, поскольку физиче-
ские свойства первого и второго блоков связаны уравнениями,
содержащими сразу несколько параметров (например, удельное
сопротивление зоны проникновения связано с пористостью и
глинистостью коллектора).
Процесс интерпретации отдельных методов иногда охваты-
вает не все этапы, если диаграмма, записанная в скважине, до-
статочно мало подвержена влиянию скважинных условий и вме-
щающих пласты пород. В этом случае, пользуясь лишь петро-
физическим уравнением (этап А'), шкалу регистрируемой ве-
личины I можно перевести в шкалу одного из параметров пер-
вого блока.
Процесс интерпретации не может остановиться на получе-
нии истинных значений физических свойств пород второго бло-
ка, поскольку в этом случае разрез скважины не будет пост-
роен. Полный цикл интерпретации завершается только при
условии проведения всех этапов обработки (С', В', А'). В ряде
случаев реализация полного цикла оказывается невозможной
из-за недостаточной изученности теории метода вследствие от-
сутствия соответствующих петрофизических уравнений либо
из-за небольшого числа геофизических измерений в скважинах
6
(число независимых измерений должно соответствовать числу
определяемых параметров первого блока). В таких случаях
интерпретация остается лишь на уровне качественной или ока-
зывается неоднозначной.
Таким образом, процесс интерпретации может рассматри-
ваться как процесс преобразования информации, полученной из
скважины в соответствии со схемой, изображенной на рис. 1,6.
Этому процессу предшествует обязательная обработка получен-
ной информации. Цель обработки как при ручной, так и при
машинной интерпретации заключается в проверке качества по-
лученных диаграмм (цифровых массивов); увязке разных диа-
грамм по глубинам; оформлении этих данных в виде, пригод-
ном для интерпретации; занесении в шапку диаграммы инфор-
мации о скважинных условиях, параметрах бурового раствора,
условиях регистрации диаграмм и т. д. Обработанные диаграм-
мы (блок 4), снабженные необходимой информацией об усло-
виях их регистрации, далее могут быть использованы для ин-
терпретации по полной схеме с преобразованием С', В', А' с
целью получения количественных геологических характеристик
породы (блок /). Здесь обычно выделяют два этапа: преобра-
зования С' и В' называют индивидуальной, или геофизической,
интерпретацией, поскольку аппаратурные поправки С' и по-
правки за влияние скважинных условий В' индивидуальны для
каждого метода; преобразование А' есть этап комплексной, или
геологической, интерпретации, поскольку здесь комплекс геофи-
зических параметров с помощью петрофизических уравнений
переводится в геологические параметры (блок /).
Часто интерпретация осуществляется не по полной схеме,
а с использованием лишь кажущихся параметров блока 3.
В этом случае геологические параметры блока 1 не вычисляют-
ся, а дается лишь качественное заключение о характере пласта
(например: коллектор водоносный, глина, коллектор продук-
тивный и т. д.). Такая интерпретация в отличие от описанной
выше количественной именуется качественной интерпретацией.
Описанные выше процессы интерпретации осуществляются
по отдельным скважинам. Результаты обработки и интерпрета-
ции комплекса диаграмм по каждой отдельной скважине ис-
пользуются затем для изучения геологического строения пло-
щади, условий залегания продуктивных пластов, подсчета за-
пасов полезного ископаемого. Этот этап называется обобщаю-
щей, или сводной, интерпретацией.
В развитии отечественной интерпретации принимала участие
большая группа советских ученых. Вопросы петрофизики пород
начали разрабатываться под общим руководством В. Н. Дах-
нова и В. Н. Кобрановой на кафедре промысловой геофизики
Московского института нефтехимической и газовой промышлен-
ности (ныне МИНГ). Затем этими вопросами стали заниматься
7
во многих исследовательских и производственных организациях
Советского Союза.
Вопросы теории электрометрии для пластов неограниченной
мощности были разработаны В. А. Фоком, Л. М. Альпиным,
С. Г. Комаровым, что позволило создать способ перехода от
кажущегося к истинному удельному сопротивлению пород.
Позднее, в 1953 г., В. Н. Дахновым и Е. А. Нейманом, а затем
Л. М. Альпиным и А. Е. Кулинковичем были решены задачи
электрометрии при помощи электроинтегратора, что дало воз-
можность получить методику определения сопротивления плас-
тов ограниченной мощности. Ю. А. Гулиным, В. П. Иванкиным,
В. В. Ларионовым и рядом других ученых были сформулирова-
ны общие принципы интерпретации данных радиометрии. Во-
просы комплексной и сводной интерпретации решались
В. Н. Дахновым, Л. П. Долиной, С. С. Итенбергом, Н. А. Перь-
ковым, Н. Н. Сохрановым и многими другими исследователями.
Глава 1
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ
ЭЛЕКТРОМЕТРИИ СКВАЖИН
§ 1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВ СОПРОТИВЛЕНИЯ
Удельное электрическое сопротивление природных вод, про-
мывочных жидкостей и горных пород в водо-, нефте- и газона-
сыщенном состоянии. Удельное электрическое сопротивление
горных пород, наиболее часто встречающихся в природе, изме-
няется в очень широких пределах (табл. 1). Для основных по-
родообразующих минералов пород осадочного комплекса
(кварц, полевой шпат, слюды, кальцит, ангидрит, галит) вели-
чина удельного сопротивления изменяется от 107 до 1016 Ом-м,
что соответствует первоклассным изоляторам. В связи с этим
удельное сопротивление осадочных горных пород практически
не зависит от их минералогического состава, а определяется
лишь присутствием в них порового пространства, заполненного
полностью или частично природной водой. Удельное сопротив-
ление природных вод на 6—17 порядков отличается от удель-
ного сопротивления минералов. Поэтому для осадочных горных
пород главными факторами, влияющими на удельное сопротив-
ление, являются их пористость k„ и форма поровых каналов,
характеризующая их извилистость.
Нефть и газ, частично заполняющие обычно поровое прост-
ранство, по порядку величины удельного сопротивления также
8
Таблица 1
Пределы изменения удельного электрического сопротивления минералов и горных пород
Минералы, гор- ные породы	р, Ом«м										
	10-6	10-Г	10-2	100	102	104	106	108	1010	1012	1014
Кварц										хххх	
Полевой шпат										XX	
Кальцит								хххххххххх			
Ангидрит									XX		
Галит и слюды											хххх
Нефть, газ									X X X X X X X X X X X X		
Пластовые воды			X X X XXX								
Руды	хххххххххххххххххххххххх										
Уголь каменный					хххххххх						
Антрацит		X X X X									
Пирит		X X									
Графит											
относятся к непроводникам и резко отличаются от природных
вод. Поэтому вторым фактором, существенно влияющим на
удельное сопротивление пород, именуемых коллекторами, явля-
ется объемная влажность породы w. Если все поры породы
полностью насыщены водой (feB=100%), объемная влажность
численно равна пористости. Если же в порах имеется нефть
или газ и вода, тогда объем пор, принятый за единицу, распре-
деляется между ними и £B + feHr=l, где kB и kHr — доли объема
пор, занятые водой и непроводящей нефтью (газом). В этом
случае объемная влажность породы w = knkB = kn(l—&нг). Как
следует из табл. 2 и предыдущего рассуждения, метод сопро-
тивления в геофизической практике исследования нефтяных и
газовых скважин характеризует два главных геологических па-
раметра коллекторов: степень насыщения пор нефтью или га-
зом km и пористость kn.
В практике исследования рудных и угольных скважин удель-
ное электрическое сопротивление также является параметром
с широким диапазоном изменения (см. табл. 1). Многие руды,
антрацит, графит, пирит, обладающие электронной проводимо-
стью, могут быть легко обнаружены в разрезах скважин по
чрезвычайно низким удельным сопротивлениям 10~6—
10-1 Ом-м. Каменные угли и другая категория руд, наоборот,
по данным метода сопротивления будут характеризоваться как
плотные породы, содержащие малое количество проводящего
материала.
Пластовые или поровые воды, определяющие проводимость
большинства горных пород, представляют собой сложные раст-
воры электролитов, состоящие из трех и более компонентов.
Наиболее распространенными солями являются хлориды нат-
рия, кальция и магния. Реже встречаются сульфатно-натриевые
воды и еще реже — гидрокарбонатно-натриевые.
Концентрация солей в природных водах весьма разнообраз-
на и изменяется от единиц до 300 г/л. Удельное электрическое
сопротивление рв таких растворов тем ниже, чем выше концент-
рация солей с и температура t. Для приближенного определе-
ния рв пользуются экспериментальными графиками зависимо-
сти рв = /(с, /), полученными для растворов NaCl (рис. 2).
Буровые растворы, заполняющие скважину как в процессе
бурения, так и в момент проведения геофизических исследова-
ний, представляют собой водную суспензию. Различают удель-
ное сопротивление бурового раствора рр и его фильтрата рф—
той , воды, в которой взвешены минеральные частички. Величи-
на рР зависит от концентрации солей в фильтрате, температуры
и плотности бурового раствора. Влияние температуры и кон-
центрации солей учитывается при помощи изображенных на
рис. 2 графиков.
Удельное электрическое сопротивление фильтрата бурового
10
Рис. 2. Зависимость удельного сопротивления пластовых вод р„ от концентра-
ции солей с и ся (нормальная концентрация) и температуры t (раствор NaCl).
6а20— 1 — плотность раствора при 20 °C.
Шифр кривых — t в °C
раствора рф находится по удельному сопротивлению раствора.
Различие этих величин т)р = Рф/рр определяется количеством
глины либо другой минеральной примеси, взвешенной в раст-
воре, а следовательно, его плотностью. Поскольку минеральные
частички не проводят тока, увеличение плотности бурового
раствора чаще всего приводит к увеличению рР по сравнению
с рф (рис. 3,а). Если глинистые частицы обладают высокой
11
Рис. 3. Зависимости удельного сопротивления раствора рр от удельного сопро-
тивления фильтрата Рф и величины т)р от плотности раствора бр.
а~ Рр=/(Рф), шифр кривых — / в °C; б — Лр=1(6р): / — чистая глина, 2 — то же+20%
барита или 23% гематита, 3 — то же+40% барита или 46% гематита, 4 — то же+60% ба-
рита или 70% гематита, 5 — то же+90% барита
поверхностной электропроводностью за счет адсорбционного
слоя, величина рр может оказаться ниже, чем рф (при
очень пресных растворах). Когда буровой раствор утяжелен
баритом или гематитом, удельное сопротивление фильтрата
оценивается по кривым, изображенным на рис. 3,6.
Поскольку главные породообразующие минералы не явля-
ются проводниками электрического тока, проводимость горных
пород, как говорилось выше, обеспечивается только присутст-
вующей в порах пластовой водой. Если все поровое простран-
ство насыщено водой, удельное электрическое сопротивление
породы рвп будет пропорционально удельному сопротивлению
проводящей компоненты рв. В то же время оно будет зависеть
от объема этой воды, т. е. коэффициента пористости:
Рвп = Р прв>	(1)
12
Рис.' 4. Зависимость параметра пористости
Рп от коэффициента пористости kn.
а — для терригенных и карбонатных пород (атмо-
сферные условия): 1 — пески, 2— слабосцемеити-
рованиЫе песчаники, 3 — средиесцемеитированные
песчаники, 4— ракушники и глинистые известня-
ки, 5 — Известняки и доломиты крупнокристалли-
ческие средней уплотиеииости, 6 — известняки и
доломиты плотные н тоикокристаллические; 7,
8 — при различном эффективном давлении рЭф на
породу в условиях естественного залегания (тер-
ригенные породы) [по В. М. Добрынину]; 7 —
Рэф = °- 3 —Рэф=120 МПа
где Рп — параметр пористости породы, зависящий от пористо-
сти kn и типа порового пространства — извилистости поровых
каналов или степени цементации породы.
Экспериментально выведенная формула связи параметра
пористости Рп с коэффициентом пористости k„ имеет вид:
Рп = am/knm,	(2)
где показатель степени m зависит от извилистости поровых
каналов. На рис. 4 изображены усредненные кривые для тер-
ригенных и карбвнатных пород; кривая 3, 5 — наиболее харак-
терная и описывается выражением Pn = kn~2-
Горные породы изучаются геофизиками на разных глубинах,
а следовательно, при разных давлениях. На физические харак-
теристики пород влияет горное давление (рГори)> частично раз-
груженное пластовым давлением (рпл); разность этих давлений
именуется эффективным давлением рЭф = Ргорн—Рпл- С возраста-
нием эффективного давления вид зависимости Pn = f(kn) изме-
няется: обычно заметно возрастает наклон кривых, определяю-
щий показатель степени пористости т. Примером такого из-
менения для среднесцементированных, кварцевых, хорошо
отсортированных песчаников могут служить кривые 7, 8 (см.
рис. 4).
Удельное электрическое сопротивление глинистых пород су-
щественно зависит от их адсорбционной способности, посколь-
ку в адсорбционных слоях на поверхности твердой фазы кон-
центрируется большое количество ионов с подвижностью, отли-
чающейся от подвижности ионов в свободном растворе.
С увеличением в породе глинистого материала возрастают
удельная поверхность и адсорбционная способность пород,
13
Рис. 5. Зависимость коэффициента по-
верхностной проводимости П от
удельного сопротивления поровой во-
ды рв (или Рф).
Шифр кривых — Сгл в %
Рис. 6. Зависимость параметра пори-
стости Рп трещинно-гранулярной по-
роды от коэффициента межзерновой
(блоковой) пористости ka о., при раз-
ных коэффициентах трещинной k„ тр
и кавернозной ka к пористости.
Пористость: 1 — межзерновая, 2 — трещин-
ная, 3 — кавернозная, Шифр кривых —
тр и к в %
1 Z 5	10
а следовательно, изменяется и их поверхностная проводимость.
В качестве показателя поверхностной проводимости условно
принимают отношение параметра пористости РП пр при данном
сопротивлении поровой пресной воды к параметру пористости
при заполнении пор насыщенным раствором РП. Коэффициент
поверхностной проводимости
П = Рппр/Рп	(3)
зависит от содержания глинистого материала и удельного со-
противления поровой воды (рис. 5). Влияние поверхностной
проводимости особенно значительно при уменьшении минерали-
зации поровых вод, поскольку концентрация ионов в адсорб-
ционном слое при этом практически не изменяется.
В горных породах поровое пространство может быть пред-
ставлено не только межзерновыми порами, но и трещинами,
кавернами. В этом случае рассматривают блоковую 6Пбл, тре-
щинную kn тр, кавернозную k„ к и общую kn пористость. Общая
пористость породы является суммой блоковой, трещинной и
кавернозной пористостей. Наличие трещин в породе, заполнен-
ных пластовой водой, обусловливает значительное упрощение
структуры поровых каналов по сравнению со структурой пор
в гранулярных коллекторах, поэтому параметр пористости тре-
щинно-гранулярной породы меньше этого параметра грануляр-
ной породы при той же общей пористости. Для оценки сопро-
тивления трещинно-гранулярного коллектора можно восполь-
зоваться расчетными данными, приведенными на рис. 6.
Для пород с кавернозной пористостью заметное увеличение
коэффициента пористости не вызывает большого уменьшения
14
параметра пористости. Это объясняется тем, что каверны сое-
динены между собой поровыми каналами малого сечения, име-
ющими большое сопротивление. При этом условии каверноз-
ност4» пород влияет на параметр пористости породы мало, а на
пористость весьма существенно. Расчеты показывают, что кри-
вые зависимости P = f(k„) для пород с кавернозно-гранулярной
пористостью располагаются выше кривой для пород с межзер-
новой йористостью (см. рис. 6). Уместно отметить, что для по-
род со смешанным типом порового пространства (это часто
бывает в природных условиях) положение кривой будет зави-
сеть от того, какой из эффектов окажется заметнее. При нали-
чии в породе всех трех типов порового пространства кривая в
зависимости от преобладания того или иного типа может рас-
положиться в любой части области, где размещены расчетные
кривые на рис. 6. При некотором сочетании кавернозной и тре-
щинной пористости зависимость параметра пористости от по-
ристости может совпадать с кривой для коллекторов с меж-
зерновым типом порового пространства, поскольку эффект
снижения параметра пористости за счет трещин может ском-
пенсироваться влиянием кавернозности.
Удельное электрическое сопротивление породы, поровое про-
странство которой частично заполнено нефтью либо газом (рнп)>
отличается от сопротивления этой же породы, насыщенной
пластовой водой (рвп), в Рн раз; величина Рн называется пара-
метром насыщения:
Рн = рип/рвп = Рнп/Рпрв-	(4)
Параметр насыщения зависит от количества воды (6В), со-
держащейся в поровом пространстве, характера распределения
жидкостей в порах и физико-химического состояния поверхно-
сти поровых каналов — степени гидрофильности или гидрофоб-
ности зерен коллектора. Зависимость параметра насыщения от
коэффициента водонасыщенности экспериментально изучалась
многими исследователями, ее вид
Ри = On/k-B1,	(5)
где ап — некоторая постоянная; и — показатель смачиваемости,
возрастающий с увеличением степени гидрофобности поверх-
ности зерен коллектора (рис. 7).
Любой гранулярный коллектор, особенно содержащий гли-
нистый цемент, характеризуется величиной несжимаемого
(остаточного) коэффициента водонасыщенности (6ВО). Поэтому
зависимость Р„ от kB существует лишь в пределах от £в=1 до
kK = kB(> (рис. 7,6). С увеличением глинистости коллектора рас-
тет процент (или доля) удерживаемой в порах воды, падает
величина параметра насыщения и уменьшается показатель сте-
пени п в формуле (5). Следовательно, удельное сопротивление
15
Рис. 7. Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициентов водонасыщен-
ности Ав и нефтенасыщенности Ан.
а — для песчаио-глииистых и карбонатных пород: / — гидрофильных, 2 — слабогидрофоб-
ных, 3 — гидрофобных, 4 — карбонатных; б — для песчано-глинистых коллекторов с раз-
личной глинистостью; шифр кривых —	; «сп =‘0.9 +1 — слабоглинистые породы,
а £п=0,7+0,9 — умеренно глинистые породы, а^п<0,7 — сильно глинистые породы. Пунк-
тирная кривая — РН=/(6ВО), 6ВО — коэффициент остаточной водоиасыщенности
коллекторов зависит не только от пористости и насыщения, но
и от количества глинистого цемента в поровом пространстве.
Если в породе имеются рудные включения, графит, пирит,
уголь, удельное сопротивление которых рм на несколько поряд-
ков ниже, чем породообразующих минералов, удельное сопро-
тивление породы рпм понижается с увеличением объемного
содержания руды (угля, графита и т. д.) ka; Пм = рпм/рм зави-
сит от kM.
Таким образом, общая формула для удельного сопротивле-
ния породы имеет вид:
рп ~ ПмПРнРпрв.	(6)
Для нефтяных и газовых коллекторов, в которых отсутству-
ют проводящие минералы, а в порах содержатся вода и нефть
(газ), формула (6) принимает вид рНп = Рнрвп = РнРпрв, и метод
сопротивления характеризует насыщение коллектора. Величи-
на Рн = рип/рвп = рип/Рпрв может служить для количественной
оценки коэффициента нефте(газо) насыщенности (6Нг)- Если же
16
в породах преобладают проводящие рудные минералы, а не-
проводящие минералы вкраплены в руду (уголь), формула (6)
принимает вид рПм = Пмрм, и сопротивление становится чувстви-
тельным к объемному содержанию проводящих минералов k№.
Контрольные вопросы
1.	Как влияет температура на величину удельного электрического сопро-
тивления пластовых вод, буровых растворов, горных пород в их естественном
залегании?
2.	Как влияет минеральный состав на величину удельного электрического
сопротивления горных пород?
3.	Какая основная характеристика горных пород влияет на удельное со-
противление водонасыщенных пород? Оцените, во сколько раз пористые породы
могут отличаться от плотных по удельному сопротивлению.
4.	При каких условиях примесь глинистого материала заметно изменяет
величину удельного сопротивления пород? Оцените порядок этой величины для
коллекторов, если их глинистость достигает 15%, а удельное сопротивление
поровых вод изменяется от 0,1 до 1,2 Ом-м.
5.	Почему удельное сопротивление сцементированных пород выше, чем
рыхлых?
6.	Почему трещинная и кавернозная пористость по-разному отражается на
величине удельного сопротивления?
7.	Как влияет нефтегазонасыщенность на величину удельного сопротивле-
ния коллектора?
8.	Почему существует различие в удельном сопротивлении гидрофобного
и гидрофильного нефтенасыщеииых коллекторов?
9.	Назовите порядок удельных сопротивлений рудных минералов, главных
породообразующих минералов, пластовых вод.
10.	Назовите порядок удельных сопротивлений горных пород осадочного
комплекса, глин, песчаников, алевролитов при насыщении их водами высокой
минерализации.
Характеристика объекта исследования в скважине. При про-
ходке скважины различные горные породы, приведенные в кон-
такт с буровым раствором, изменяются неодинаково. Плотные,
монолитные с минимальной пористостью породы не претерпе-
вают изменения, и тогда буровой раствор контактирует со сре-
дой, физические свойства которой не изменены. Если породы
хрупкие, на контакте со скважиной может образоваться слой
с частично нарушенной структурой пласта и как бы образован-
ной вблизи скважины зоной искусственной трещиноватости.
Глинистые породы на контакте с буровым раствором, как пра-
вило, набухают, размываются и выносятся буровым раствором,
в результате чего диаметр скважины в таких интервалах может
значительно увеличиться, а на контакте глины с раствором
образуется небольшой глубины зона набухшей либо растрес-
кавшейся чешуйками глины.
Изменение пласта-коллектора мощностью h, залегающего
среди вмещающих пород с удельным сопротивлением рвм и об-
ладающего значительными пористостью и проницаемостью, на
контакте со скважиной (диаметром dc) бывает наиболее суще-
2—233	17
Рис. 8. Характеристика объекта исследования цри изучении разреза методом
сопротивления.
а — коллектор, вскрытый скважиной: /— стенка скважины, // — граница между зоной
проникновения и неизмененной частью пласта; б — радиальные характеристики в водо-
носном (/) и нефтеносном (2) коллекторах
ственным. В связи с этим объект исследования при поисках
таких полезных ископаемых, как нефть, газ, питьевая вода,
оказывается весьма сложным и требует знания его специфиче-
ских особенностей. Вскрытие коллекторов всегда ведется при
условии, что давление в скважине превышает пластовое. Это
вызывает фильтрацию жидкости из скважины в пласт (рис.8,а).
При этом, если поровые каналы в коллекторе достаточно тонки
и представляют собой сетку, как в фильтре, на стенке скважи-
ны образуется глинистая корка толщиной /irK с удельным со-
противлением ргк, а фильтрат бурового раствора проникает в
пласт, создавая зону проникновения диаметром D с удельным
сопротивлением рзп. Физические свойства в коллекторе при
этом значительно изменяются. Неизмененная часть пласта
удельного сопротивления рнп или рвп, где свойства коллектора
сохраняются такими же, как до его вскрытия, расположена до-
статочно далеко от стенки скважины. Вблизи стенки скважины
поры породы наиболее сильно промыты фильтратом бурового
раствора. Эта зона называется промытым пластом-, ее удельное
сопротивление — рпп. Между промытой и неизмененной частями
пласта расположена промежуточная зона, называемая зоной
проникновения. В этой зоне пластовые жидкости смешиваются
с фильтратом бурового раствора, а коэффициент нефте- или
газонасыщения изменяется от минимального kn0 до максималь-
ного в неизмененной части пласта (kH) значения.
Неоднородность пласта в радиальном направлении г назы-
вается радиальной характеристикой среды (рис. 8,6). Изучение
радиальной характеристики необходимо, поскольку само суще-
ствование изменения сопротивления по радиусу указывает на
то, что исследуемый пласт — коллектор.
18
рис. 8,6 изображены радиальные характеристики в кол-
лекторах при различном насыщении пластов. Для объяснения
вида\этих характеристик составлена табл. 2, где показано, как
вычисляются удельные сопротивления отдельных зон пласта, от
каких ^ свойств они зависят и какой тип зоны проникновения
при этрм получается.
Для\ водоносных и продуктивных коллекторов отношение
Рпп/рр контролируется в основном параметром пористости Рп.
Это означает, что для реальных коллекторов при изменении по-
ристости от 10 до 26% удельное сопротивление промытой зоны
пласта отличается от рр в 8—100 раз. Когда коллекторы насы-
щены нефтью или газом, это отношение увеличивается пропор-
ционально РИпп промытого пласта, т. е. в 1,5—2,5 раза.
При переходе от зоны проникновения с предельным значе-
нием сопротивления рпп к водонасыщенному коллектору (см.
рис. 8,6, кривая 1) удельное сопротивление падает за счет то-
го, что фильтрат бурового раствора заменяется высокопроводя-
щей минерализованной пластовой водой. Отношение рПп/рвп в
пределе должно равняться отношению рф/рв. Для нефтеносного
коллектора отношение рпп/рнп контролируется произведением
двух сомножителей Рипп/Рн и рф/рв, первый из которых мень-
ше, а второй — больше единицы. При этом условии получатся
три варианта радиальной характеристики в нефтеносных и га-
зоносных пластах (см. рис. 8,6, кривая 2). Если Рапп^Рц, а рф
мало отличается от рв, для нефтеносного пласта отмечается
проникновение, понижающее сопротивление коллектора (рзп<
<рп). Если рф»рв, а начальный коэффициент нефтенасыщения
невелик (Ри мало отличается от Рипп), наблюдается зона про-
никновения, повышающего сопротивление нефтеносного (газо-
носного) коллектора. Если же произведение РнПп/Ри-рф/рв~ 1,
зона проникновения по сопротивлению не отличается от неиз-
мененной части пласта и радиальная характеристика не позво-
ляет отличить продуктивный коллектор от плотного пласта.
В некоторых случаях при образовании зоны проникновения
в продуктивном пласте происходит значительное осолонение
вытесняющего нефть или газ фильтрата бурового раствора. Это
приводит к образованию окаймляющей зоны низкого удельного
сопротивления.
Коллекторы со сложной структурой порового пространства
(трещинные, кавернозные) существенно отличаются от фильт-
рующих коллекторов с межзерновой пористостью. При вскры-
тии таких коллекторов трещинами и кавернами поглощается
буровой раствор, а не его фильтрат, поэтому глинистая корка
не образуется. Зона проникновения раствора и фильтрата в
пласт обычно очень велика и не может быть зафиксирована.
Фильтрат и раствор сначала поступают лишь в трещины, не за-
трагивая блоки породы. Затем по истечении некоторого време-
2
19
Таблица 2
Изменение удельного сопротивления водо- и нефтегазонасыщенного коллектора в радиальном направлении при р$>р»
		Водоносный коллектор			Нефтегазоносный коллектор	
Зона коллектора, граница зон (см. рнс. 8)	Обозначение удельного сопротивле- ния воды в лорах	Коэффици- ент водона- сыщения kB	Выражения для удельного сопротивления породы и скачков удельного сопро- тивления на границах		Коэффици- ент нефтега- зонасыще- иия £нг	Выражения для удельного сопро- тивления породы и скачков удельного сопротивления на гра- ницах
Неизмененная часть пла- ста	Рв	1	рвп — Р Прв		1—Ав	рнп=^ яР Прв
Промытая зона	РФ	1	рПП = Р Прф		1—ka пп	рпп ~Рн ПпРпРф
Зона проникновения	Рвф	1	рзп —Z3 првф		1““^В эп	рзп = ^К ЗпРПрвф
Граница I между сква- жиной и коллектором			Рпп Ри РФ	Рп		Рпп РнипГпРф	„	„
			Рр	Рр					** Рн пп* п Рр	Рр
			Рпп	Р прф	РФ		Рпп
Граница II—переход от промытой зоны к неиз- мененной части коллек- тора			Рвп ^прв	Рв		Рнп	^н^прв _ Рн ПП Рф РН Рв
ни блоки на контакте с трещинами видоизменяются. При изу-
чений этого типа пород понятие «зона проникновения» услож-
няется и радиальные характеристики определяются намного
сложнее.
Особенности изучаемых объектов при геофизическом иссле-
довании скважин, наличие зон проникновения в коллекторах,
разнообразие характеристик этих зон определяют требования
к комплексу методов ГИС. Для поисков и изучения пластов-
коллекторов нефти, газа, пресной воды требуется расширенный
комплекс методов сопротивления, позволяющий получать ин-
формацию о разных зонах пласта. Для этого используются раз-
ноглубинные зонды разнообразных типов: трехэлектродные не-
фокусированные, фокусированные зонды, микрозонды. Если же
объект поисков представлен твердым полезным ископаемым и
в изучаемых пластах удельное сопротивление не изменяется на
контакте со скважиной, разноглубинные зонды не требуются и
комплекс методов сопротивления может быть заменен одним
оптимальным зондом.
Контрольные вопросы
1.	Объясните причину проникновения раствора, повышающего сопротивле-
ние пласта в водоносном коллекторе, вскрываемом на пресном буровом рас-
творе.
2.	Определите и вычертите радиальную характеристику в водоносном кол-
лекторе, вскрываемом на соленом буровом растворе при рф=рв.
3.	Какова причина проникновения, понижающего сопротивление пласта
в нефтегазоносном коллекторе?
4.	При каких условиях радиальная характеристика в нефтеносном (газо-
носном) пласте аналогична этой характеристике в плотной породе, хотя в пла-
сте имеется зона проникновения?
5.	Бывает ли в нефтеносном (газоносном) пласте повышающее проникно-
вение и почему?
6.	Как будут выглядеть радиальные характеристики в нефтеносных (газо-
носных) коллекторах, вскрываемых на соленом буровом растворе при рф = рв?
7.	Диаграммами каких зондов необходимо пользоваться при выделении
продуктивных пластов в разрезах скважин?
§ 2. КАЖУЩЕЕСЯ УДЕЛЬНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ,
ПОЛУЧАЕМОЕ С ТРЕХЭЛЕКТРОДНЫМИ
НЕФОКУСИРОВАННЫМИ ЗОНДАМИ
При измерениях в скважине, где изучаемое пространство
представлено непрерывной проводящей средой переменного
удельного сопротивления, с трехэлектродными нефокусирован-
ными зондами получают кажущееся удельное сопротивление.
В общем случае неоднородная среда характеризуется удельны-
ми сопротивлениями различных пластов, разделенных плоски-
21
ми границами, и скважины, пересекающей пласты под некото-
рым углом и заполненной буровым раствором. Кроме /того,
пласты могут различаться по типу радиальной характеристи-
ки — отсутствию или наличию зоны проникновения. В резуль-
тате интерпретации по диаграммам кажущегося сопротивления
должен быть восстановлен разрез исследуемых пород, т. е.
найдено местоположение границ отдельных пластов, определе-
ны их толщины Л, удельное сопротивление рп, установлен тип
радиальной характеристики и вычислены параметры зоны про-
никновения рзп и D.
Чтобы научиться решать эту задачу, называемую обратной,
требуется располагать результатами решения прямой задачи
или знать, как влияет каждый из перечисленных факторов на
величину кажущегося сопротивления неоднородной среды. Цель
решения прямой задачи — выяснить связи между кажущимся
удельным сопротивлением и истинными характеристиками сре-
ды. На схеме рис. 1 это переход В от истинных характеристик
к кажущимся. Исторически сложилось так, что общая задача
была разложена на серию более простых частных и виды зави-
симостей кажущегося сопротивления от истинного изучались
не сразу и до настоящего времени не познаны до конца?
При определении границ пластов необходимо знать формы
кривых кажущегося сопротивления для известных разрезов или
известных моделей1 пластов. Границы пластов находят по ха-
рактерным точкам кривых кажущегося сопротивления. Эти
точки проще всего объяснить, используя теоретические кривые,
полученные без учета влияния скважины. Для этого была вы-
делена упрощенная модель — одиночный пласт или пачка плас-
тов с плоскими границами раздела без скважины (зонд пересе-
кает пласты под прямым углом). Эта модель, казалось бы,
далекая от практической, позволяет вывести все правила опре-
деления границ пластов по диаграммам стандартных зондов и
решать обратные задачи для тех условий, когда исследуются
скважины очень малого диаметра зондами больших размеров.
Для выяснения влияния скважины и зоны проникновения
была взята модель пласта бесконечно большой толщины.
В этом случае теоретические расчеты проводились для границ
раздела, имеющих вид цилиндров с общей осью. Совместное
влияние границ пластов и скважины изучалось на электроин-
теграторе. Эта модель наиболее близка к практической, по-
скольку здесь имелись все виды неоднородности изучаемой
среды.
1 Под моделью здесь и далее подразумевается известная, заранее задавае-
мая характеристика разреза, для которой решения получены теоретическим или
экспериментальным путем.
22
Результаты решения прямой задачи о цилиндрических гра-
ницах раздела и совместном влиянии плоских и цилиндриче-
ских границ используются в настоящее время для определения
удельного сопротивления неизмененной части пласта и парамет-
ров зоны проникновения.
Связи кажущегося сопротивления с истинным удельным со-
противлением, геометрией изучаемых сред и размерами измери-
тельных установок весьма сложны. Многие особенности диа-
грамм рк и связей рк с рп можно объяснить, пользуясь основ-
ными физическими характеристиками электрического поля —
потенциалом U, градиентом потенциала Е и плотностью тока /.
Кажущееся сопротивление рк, измеряемое с потенциал-зон-
дом в данной точке неоднородной среды, отличается от истин-
ного удельного сопротивления во столько раз, во сколько по-
тенциал в точке М неоднородной среды UM отличается от
потенциала в этой же точке в однородной среде Uo с удельным
сопротивлением рм'-
Рк/рм = UmIUq или рк = Uм/р.-и/С'1о-	(7)
Для градиент-зонда отличие кажущегося сопротивления рк
от истинного в точке, где размещены электроды MN, опреде-
ляется отношением градиентов потенциала на участке MN в
неоднородной среде по сравнению с однородной:
рк/рлм = E/Eq = 'jpmnUoPmn — j/jo',
рк = jpMN/jo,	(8)
где jo — плотность тока в однородной среде.
Пользуясь формулами (7) и (8), можно объяснить некото-
рые основные особенности связей кажущегося сопротивления с
истинным, полученных в результате решения перечисленных
выше задач.
Из формул (7) и (8) вытекают важные для последующего
изложения следствия.
1. При пересечении границы раздела потенциал-зондами ка-
жущееся сопротивление изменяется плавно. Обратимся к фор-
муле (7). Здесь величины рм и Uo возрастают или убывают
скачком при переходе электрода М из одной среды в другую,
поэтому кажущееся сопротивление рк, пропорциональное U,
увеличивается или уменьшается без скачка.
2. При пересечении границ раздела градиент-зондами кажу-
щееся сопротивление изменяется скачком пропорционально ве-
личине рмн. Это следует из формулы (8), где рМк при переходе
электродов MN через границу раздела увеличивается или
уменьшается скачком, а величина j/jo остается практически
постоянной.
23
Контрольные вопросы
1.	Что такое кажущееся сопротивление?
2.	Что такое модель пласта и для каких моделей имеются теоретические
и экспериментальные расчеты?
3.	От каких физических характеристик поля зависит кажущееся сопротив-
ление, регистрируемое с идеальными потенциал-зондами?
4.	От каких физических характеристик зависит кажущееся сопротивление,
регистрируемое с идеальными градиеит-зондами?
5.	Какие следствия вытекают из формул (7) и (8) относительно четкости
определения границ по диаграммам кажущегося сопротивления потенциал-
и градиент-зондов?
Кривые кажущегося сопротивления против одиночных плас-
тов (без влияния скважины). Потенциал-зонд (рис. 9)1. Кривые
кажущегося сопротивления, получаемые с потенциал-зондом
против одиночных пластов высокого или низкого сопротивления,
залегающих между пластами одинакового сопротивления рвм,
характеризуются строгой симметрией относительно середины
пласта. Такая симметрия может быть объяснена тем, что по-
тенциал-зонд прямого питания полностью эквивалентен зонду
взаимного питания МА. Следовательно, если нижняя половина
разреза симметрична верхней, то кривая, полученная внизу с
зондом AM, повторится вверху, будучи повернутой на 180° от-
носительно оси симметрии; зонд при этом как бы станет зон-
дом взаимного питания МА. Отсюда следует, что кривые по-
тенциал-зондов имеет смысл объяснять только для половины
разреза; вторую половину можно достраивать симметрично пер-
вой. Таким образом, правила определения границ при интер-
претации достаточно сформулировать для одной из границ
пласта; вторая же граница определяется симметрично первой.
Форма кривой кажущегося сопротивления против одиноч-
ного пласта зависит от его толщины h. Для пластов, толщина
которых больше размера зонда (см. рис. 9,а,б), диаграммы рк
сходны. Разделим кривые на участки ab, be, cd, которые соот-
ветствуют положениям зонда во вмещающей среде (аЬ),в плас-
те (cd) и на границе пласта, когда электроды зонда находятся
в разных средах (участок Ьс). На участке ab кажущееся сопро-
тивление возрастает по мере приближения зонда к подошве
пласта, поскольку в нижнем полупространстве повышается по-
тенциал и кажущееся сопротивление в соответствии с формулой
(7) увеличивается. Предельное значение кажущегося сопротив-
ления во вмещающей среде может быть вычислено следующим
образом. Если разница в сопротивлениях рп и рвм бесконечно
велика (пласт не проводит тока), потенциал в нижнем полупро-
1 Для хорошего усвоения форм кривых кажущегося сопротивления необ-
ходимо на полоске бумаги изобразить зонд AM в масштабе глубин диаграммы
и перемещать его в разрезе, совмещая точку записи зонда О с той точкой кри-
вой рк, которую требуется объяснить.
24
Рис. 9. Кривые кажущегося сопротивления против пластов высокого удельно-
го сопротивления рп>рвм для потенциал-зонда.
а— h = lQ AM, б — h=3 AM, в — h'—2/3 AM; 1 — пласты высокого сопротивления; 2 — гра-
фик изменения истинного удельного сопротивления в разрезе; 3 — диаграмма кажущего-
ся сопротивления для теоретического случая (rfc=0); 4 — диаграмма кажущегося сопро-
тивления прн условии влияния скважины
странстве будет вдвое выше, чем в полном проводящем прост-
ранстве, поэтому рк = 2{7орвм/^о = 2рвм- Таким образом, кажу-
щееся сопротивление во вмещающей среде может принимать
значение рвм^рк^рвм- Этот участок заканчивается на расстоя-
нии AM/2 от границы раздела, поскольку точка записи распо-
ложена на середине зонда. На участке Ьс кажущееся сопротив-
ление мало изменяется, не превышая 2рвм- Для пластов, мощ-
ность которых становится соизмеримой с размером зонда, ка-
жущееся сопротивление на этом участке уменьшается. Это объ-
ясняется уменьшением потенциала в точке М за счет утечки
тока от электрода А в верхнее проводящее полупространство,
расположенное выше кровли пласта. Чем меньше толщина
пласта, тем существеннее будет это снижение. На участке cd
кажущееся сопротивление быстро возрастает и стремится к рп,
если пласт имеет очень большую толщину. Если толщина плас-
та невелика, кажущееся сопротивление не достигает истинного.
Причиной этому служит также снижение потенциала в точке М
за счет дополнительной утечки тока в верхнюю проводящую
среду. Таким образом, чем меньше толщина пласта, тем мень-
ше максимум в середине пласта, поскольку влияние верхней
проводящей среды тем существеннее, чем ближе она располо-
жена к электроду А.
Против тонкого пласта (см. рис. 9, в) кривая кажущегося
сопротивления по форме аналогична кривым против мощного
25
пласта только на участке ab. Интервал, занимаемый участком
Ьс, по длине равен мощности пласта и представляет собой
сильно измененный участок Ьс на рис. 9,6. Здесь кажущееся
сопротивление резко снижается по мере того, как электрод А
приближается к верхней границе пласта, поскольку утечка то-
ка вверх сильно снижает потенциал в точке Л4.
Начиная с момента, когда электрод А пересечет верхнюю
границу, электроды зонда оказываются разделенными тонким
пластом высокого сопротивления. Потенциал в точке М резко
падает, поскольку пласт высокого сопротивления частично изо-
лирует поле, создаваемое электродом А, от электрода М. При
этом наблюдается минимальное кажущееся сопротивление и в
соответствии с формулой (7) рк<рвм при	Минимальное
кажущееся сопротивление образует участок с'с. Протяженность
этого участка по глубине равна AM—h. Максимумы рк выше и
ниже тонкого пласта и минимум в середине называются экран-
ными. При наличии экранных эффектов диаграмма кажущегося
сопротивления не отражает изменения истинного сопротивления
и поэтому для изучения разреза может использоваться лишь в
случае отсутствия лучшей диаграммы.
Контрольные вопросы
1.	Какова основная особенность диаграмм потенциал-зондов? Каковы при-
чины симметрии кривых рк?
2.	Объясните при помощи формулы (7) кажущееся сопротивление в точ-
ках а, Ь, с, d кривых на рис. 9, а, б.
3.	Объясните форму кривой рк для тонкого пласта (см. рис. 9, в), пользу-
ясь формулой (7).
4.	Почему нельзя использовать потенциал-зоиды для изучения разрезов
скважин, представленных чередованием пластов небольшой толщины?
5.	Постройте кривые кажущегося сопротивления для пластов низкого со-
противления рп<рВм, используя соотношения размеров зондов и толщин пла-
стов, приведенные на рис. 9.
Градиент-зонд1 (рис. 10). Для пластов высокого сопротив-
ления большой и средней мощности (h>AO) диаграммы гра-
диент-зондов состоят из пяти участков, соответствующих после-
довательному перемещению зонда снизу вверх (см. рис. 10, а,б).
Участки ab, de, gh соответствуют размещению электродов сна-
чала в нижней вмещающей среде, затем в пласте и в верхней
вмещающей среде; участки Ьс и df соответствуют случаю, когда
токовый А и измерительные MN электроды располагаются в
разных средах, т. е. разделены границей пласта.
1 При изучении кривых рк, получаемых с градиент-зондами, следует, как
и в случае изучения кривых потенциал-зондов, на полоске бумаги построить
зонд АО в масштабе диаграммы и совмещать точку О (середину отрезка меж-
ду электродами MN) с точкой диаграммы, которая рассматривается.
26
Рис. 10. Кривые кажущегося сопротивления против пластов высокого удельно-
го сопротивления рп>рВм для последовательного градиент-зонда.
а — h = 10 АО; б — h=2 АО; в — Н<АО. Условные обозначения см. на рис. 9
Основной особенностью диаграмм кажущегося сопротивле-
ния, получаемых с градиент-зондами, является их асимметрия
относительно середины пласта при одинаковых сопротивлениях
верхней и нижней вмещающих сред. Заметим, что ниже середи-
ны пласта высокого сопротивления с последовательным гради-
ент-зондом регистрируются кажущиеся сопротивления, большие
истинных, выше середины — наоборот. Такая асимметрия диа-
граммы кажущегося сопротивления против кровли и подошвы
пласта является следствием изменения плотности тока при пе-
ресечении электродом А пласта высокого сопротивления огра-
ниченной мощности. Ниже середины пласта при рп>рвм линия
наименьшего сопротивления для тока направлена вниз, выше
середины — вверх. В соответствии с формулой (8) кажущееся
сопротивление определяется плотностью тока в точке, где рас-
положены электроды MN.
Для последовательного зонда, в котором электроды MN
размещены ниже токового электрода, в нижней половине раз-
реза, пока электрод А не пересечет середины пласта, />/о и,
следовательно, рк>рп и рк>рвм, а для верхней половины раз-
реза, где /</о—рк<рп и рк<рвм-
Из этого вытекает одна из главных особенностей диаграмм
градиент-зондов — границы пластов выделяются на них точка-
ми максимума и минимума. Так, точка d против подошвы плас-
та соответствует моменту, когда электрод А размещен на рас-
стоянии АО выше подошвы пласта, а электроды MN находятся
в пласте высокого сопротивления рп на границе со средой с
низким значением рвм. При этом рму = рп и />/о, следовательно,
27
рк = /рп//о и рк>рп- Заметим, что кажущееся сопротивление в
этой точке имеет величину рктах, которая выше самого большо-
го значения истинного удельного сопротивления в разрезе.
Точка g соответствует моменту, когда электроды MN разме-
щаются в среде с удельным сопротивлением рвм, а электрод
А — в среде низкого сопротивления выше кровли пласта на
размер зонда. При этом рк=/рвм//о или рк<рВм, поскольку /</0.
Кажущееся сопротивление в точке g составляет рктш, т. е. его
величина меньше самого малого удельного сопротивления в раз-
резе. Из изложенного следует, что диапазон изменения кажу-
щегося сопротивления, определенного с градиент-зондами (от
Рк min до рктах), превышает диапазон изменения истинного со-
противления (от рвм до рп) в разрезе.
Обратим особое внимание на участок кривой ef, располо-
женный вблизи кровли пласта. Он характеризуется крайне низ-
ким кажущимся сопротивлением по сравнению с истинным
удельным сопротивлением пласта рп. Длина этого интервала
равна размеру зонда. Кажущееся сопротивление здесь регист-
рируется при условии, что источник тока электрод А выходит
в верхнюю среду низкого сопротивления рвм. Кровлей пласта
высокого сопротивления экранируется вверх во столько раз
большая доля тока, во сколько удельная электропроводность
верхней среды 1/рвм больше удельной электропроводности
пласта 1/рп. Таким образом, на протяжении всего участка ef,
равного размеру зонда, кажущееся удельное сопротивление
рк = /рп//о при j«/o намного меньше рп (ркСрп). Этот интервал
называется интервалом экранирования тока. Он не будет суще-
ственно влиять на форму кривой рк, если размер зонда мал;
при больших размерах зонда интервал этот очень заметен,
и при определении кровли пласта его следует учитывать. Ин-
тервал ef при уменьшении толщины пласта характеризуется
увеличением кажущегося сопротивления, особенно в точке е
(см. рис. 10,6). Это объясняется тем обстоятельством, что плот-
ность тока в точке е в пласте небольшой мощности убывает за
счет верхней среды не так сильно, как в мощном пласте, по-
скольку влияет не только верхняя, но и нижняя вмещающая
среда низкого удельного сопротивления, увеличивающая плот-
ность тока в нижнем полупространстве.
Для тонкого пласта (ЛО>Л) участки ab и gf (см. рис.
10, в) объясняются таким же образом, как и в случае условий,
изображенных на рис. 10, а, б, с той лишь разницей, что макси-
мум в точке b для тонкого пласта оказывается несколько мень-
шим, чем для мощного пласта, поскольку ток экранируется
вниз пластом небольшой мощности и некоторая доля токовых
линий ответвляется в верхнее проводящее пространство.
Участок Ьс для тонкого пласта трансформируется в Ьес.
Уменьшение кажущегося сопротивления от максимума b до
28
минимума е происходит в интервале, равном толщине пласта.
Он соответствует изменению плотности тока от /тах в нижнем
полупространстве, когда электрод А находится на подошве
пласта высокого сопротивления, до /т1-п, когда электрод А про-
шел пласт и оказался по другую сторону пласта высокого со-
противления. В точке b отмечается экранный максимум, кото-
рый в предельном случае при рп = °° и /=2/0 составляет рк =
=2/ор вм//о = 2рвм* Величина рк в точке с намного меньше рвм,
поскольку между токовым и измерительными электродами раз-
мещается пласт высокого сопротивления, экранирующий ток
вверх. В этом случае в точке, где расположены электроды MN,
плотность тока /с/0 и рк = /рвм//о = рвм* Это условие сохраня-
ется до момента, пока электроды MN не войдут в пласт высо-
кого сопротивления рлгм=рп (точка d). При этом плотность
тока / в точке MN намного меньше / и рк<рп- Поэтому тонкие
пласты выделяются кажущимся сопротивлением, которое прак-
тически всегда меньше истинного сопротивления рп этих плас-
тов. В отличие от потенциал-зондов градиент-зонды позволяют
выделять тонкие пласты, но вблизи пласта отмечаются экран-
ные максимум и минимум, искажающие диаграмму кажущего-
ся сопротивления на расстоянии, равном размеру зонда от
пласта.
Мы рассмотрели диаграммы кажущегося сопротивления на
примере последовательных градиент-зондов. Диаграммы для
обращенных градиент-зондов могут быть получены изложенным
выше путем, с той лишь разницей, что в этом случае электроды
будут располагаться выше токового электрода в верхнем полу-
пространстве. Поэтому все рассуждения, которые для последо-
вательного зонда относились к нижней границе пласта, для
обращенного зонда будут относиться к верхней границе и
наоборот. Таким образом, чтобы получить кривые для- обра-
щенного градиент-зонда, достаточно кривые, изображенные
на рис. 10, повернуть на 180° относительно середины пла-
стов.
На формы кривых кажущегося сопротивления влияют и дру-
гие факторы, главные из них — неидеальность зондов и наличие
скважины, заполненной проводящим буровым раствором. Оба
эти фактора приводят к сглаживанию кривых рк. При наличии
проводящей скважины в пласте кажущиеся сопротивления из-
меняются очень существенно, однако общий вид кривых сохра-
няется: для градиент-зондов — несимметрия, положение рктах
И Рк min, по которым определяются границы пластов; для по-
тенциал-зонда — симметрия кривой относительно середины
пласта. Форма кривой существенно сглаживается, особенно
в интервалах Ьс и ef (см. рис. 10) и Ьс и Ь'с' (см. рис. 9). При-
мерный вид кривой рк при наличии скважины показан пунк-
тиром.
29
Контрольные вопросы
1.	Какова причина резкой асимметрии диаграмм кажущегося сопротивле-
ния для градиент-зондов?
2.	Объясните при помощи формулы (8) ход кривых кажущегося сопротив-
ления против пластов большой и средней толщины высокого сопротивления.
3.	Объясните форму кривой рк для тонкого пласта (см. рис. 10), пользуясь
формулой (8).
4.	Что такое эффекты экранирования тока?
5.	Где наблюдаются эффекты экранирования? Назовите условия, при ко-
торых они особенно сильно проявляются.
6.	Постройте кривые кажущегося сопротивления для обращенных гра-
диент-зондов, используя условия рис. 10, а—в.
7.	Постройте кривые кажущегося сопротивления для пластов низкого со-
противления рп<Рвм, используя соотношения размеров зондов и толщин пла-
стов, приведенные на рис. 10, а—в. Сделайте это для последовательных и об-
ращенных градиент-зондов.
Правила определения границ и толщин пластов. На осно-
вании разобранных выше теоретических кривых кажущегося
сопротивления границы пластов определяются по диаграммам
рк по изложенным ниже правилам.
Потенциал-зонд. По диаграммам рк, записанным с потен-
циал-зондами, кровля и подошва пласта определяются одина-
ковым способом. Поскольку при условии влияния скважины
диаграмма рк имеет вид плавной кривой, лишенной каких-либо
особых точек, приуроченных к границам пластов, используется
участок кривой, начинающийся от точки с (см. рис. 9). Здесь
кривая имеет наибольшую крутизну по отношению к оси глу-
бин. Чтобы найти границу, определяют точку, соответствующую
началу крутого подъема, и от этой точки отступают на AM/2
в сторону пласта низкого сопротивления. Если диаграмма за-
регистрирована в нескольких масштабах, то границы пласта
отыскивают на участках кривых, записанных в наиболее по-
дробном масштабе, поскольку величина рКГр на теоретической
кривой не превышает 2рвм, как бы ни было велико удельное
сопротивление пласта (интервал экранирования).
Толщина пласта высокого сопротивления оказывается на
размер зонда меньше, чем кажущаяся ширина аномалии (рас-
стояние сс', см. рис. 9). Для пласта низкого сопротивления
кажущаяся ширина аномалии на размер зонда больше толщи-
ны пласта. Пример определения границ пластов по диаграмме
потенциал-зонда показан на рис. 11.
Для тонких пластов высокого сопротивления границы плас-
тов лучше определять по диаграммам других зондов, например
фокусированных или микрозондов.
Градиент-зонд. Правила определения границ пластов по
диаграммам градиент-зондов различаются для последователь-
ных и обращенных зондов.
На диаграммах градиент-зондов границам пластов соответ-
ствуют особые точки кривых — максимумы и минимумы. На
30
Рис. 11, Определение границ пластов по диаграммам кажущегося сопротивле-
ния потенциал- и градиент-зондов.
Пласты: 1 — высокого сопротивления,- 2— низкого сопротивления; 3 — интервалы экра-
нирования
диаграмме последовательных градиент-зондов подошва плас-
та высокого сопротивления выделяется точкой рктах, а кров-
ля — точкой pKmin, если расстояние между электродами MN
(АВ) мало. Если в масштабе глубин диаграммы расстояние
MN (АВ) может быть отложено, то, от точек максимума и ми-
нимума нужно отступить вниз на величину MN/2.
По диаграмме рк обращенного градиент-зонда подошзу
пласта высокого сопротивления находят по точке ркпнп, а кров-
лю— по точке рктах- Если расстояние между электродами MN
(АВ) существенно, границы пласта смещают от точек рктш и
рк max вверх на MN/2.
При определении границ тонких пластов следует помнить,
что на диаграмме градиент-зонда получаются экранные или
ложные максимум и минимум, расположенные соответственно
на расстояниях АО и АО—h от подошвы пласта при последо-
вательном зонде и от кровли пласта — при обращенном. Эти
аномалии нужно уметь распознавать, и их нельзя использовать
при определении границ.
Интервал экранирования ef, где кажущееся сопротивление
близко к сопротивлению вмещающих пород и сильно отличает-
ся от сопротивления пласта, часто не позволяет надежно найти
точку pKmin на диаграмме кажущегося сопротивления. В связи
с этим для большей надежности границы пластов часто нахо-
дят по диаграммам последовательного и обращенного гради-
ент-зондов. В этом случае кровлю пласта высокого сопротив-
ления находят по точке рк max обращенного зонда, а подошву —
по точке рк min последовательного зонда.
Если размер зонда велик, кажущаяся ширина аномалии про-
тив пласта высокого сопротивления меньше его толщины на
31
величину размера зонда. Против пласта низкого сопротивления
ширина аномалии увеличивается на размер зонда.
Пример определения границ и толщин пластов по диаграм-
мам градиент-зондов показан на рис. 11. Штриховкой обозна-
чены интервалы экранирования или участки кривых, не подле-
жащие интерпретации.
Контрольные вопросы
1.	Как определяются границы мощных пластов по диаграммам потенциал-
зоидов?
2.	Как находятся границы пластов большой и средней толщины по
диаграммам градиент-зондов малого размера?
3.	Как вводится поправка за неидеальность градиент-зонда?
4.	Как определяются границы пластов по комплексу последовательных
и обращенных градиент-зондов?
5.	Как учитываются эффекты экранирования при определении границ пла-
стов с градиеит-зондами?
Кривые кажущегося сопротивления против пачек пластов.
Кривые кажущегося сопротивления для разрезов, где пласты
залегают в пачке, могут резко отличаться от рассмотренных
выше для одиночных пластов. Это особенно заметно, когда тол-
щины отдельных пластов в пачке меньше размера зонда. Пач-
кой пластов поэтому может оказаться любое чередование плас-
тов высокого и низкого сопротивления, если размер зонда ра-
вен или превышает суммарную мощность двух рядом лежащих
прослоев. В этом случае взаимное влияние одного пласта на
другой приводит к возникновению так называемых экранных
эффектов, приводящих к резкому повышению либо понижению
кажущегося сопротивления в том или ином участке разреза.
В качестве примера на рис. 12 изображены диаграммы рк,
полученные против пачки пластов высокого сопротивления. За-
«	J	M0.3A0.fB '	10	М2А0.5В 10	М4А0,58	| М7.5АЦ75В | BALAAM | В2.0А2.5М 10	0	10	0	10	0	4а.0ми			
is’	*=4	' 50 ' 0 ' 50 ' 0 ' ВО '			50 о ' so о ' га		
175В ПВО- 1754 17В8-	д I	• Л *в fer1	? «А	11	1	1 s м Д •з	•А *°		L .м 1^— *А
И'
Рис. 12. Диаграммы кажущегося сопротивления для пачки из двух пластов
высокого сопротивления.
/ — пласты высокого сопротивления; 2 — аномалии, иа основании которых пласты выде-
лены; 3 — интервалы экранных минимумов
32
метим, что экранные эффекты в пачках могут привести к не-
правильному определению границ пластов, поскольку на кри-
вых рк появляются ложные экстремумы. Поскольку при умень-
шении размера зонда взаимное влияние одного пласта на
другой уменьшается, наиболее правильно границы пластов на-
ходить по диаграммам малых зондов, если они не слишком
сглажены за счет влияния скважины, либо использовать диа-
граммы других методов сопротивления (фокусированных зон-
дов, микрозондов).
В приведенном примере границы пластов найдены по диа-
граммам зонда М0,8А0,1В (AO,8MO,1N) длиной АО = МО =
= 0,85 м. Выделены два пласта высокого сопротивления, кото-
рые исследованы зондами разных размеров. Необходимость
увеличения размеров зондов вызвана тем, что нижний пласт
является коллектором и может иметь зону повышающего или
понижающего проникновения. Удельное сопротивление его
нельзя оценить, не располагая диаграммой рк зонда с большой
глубиной исследования.
Разберем приведенный пример. Для этого на краю полоски
бумаги нужно отложить в масштабе глубин диаграммы длину
зонда, соответствующую каждой разбираемой диаграмме. Чтобы
понять особенность диаграммы в любом интервале разреза,
нужно поместить точку записи зонда в этот интервал. Так, диа-
грамма последовательного зонда длиной АО = 2,25 м искажена
в кровле нижнего пласта. Минимум в точке т не соответствует
его кровле, а вызван экранным эффектом от верхнего пласта.
В момент регистрации диаграммы рк источник тока А (Л4) рас-
полагается выше кровли верхнего высокоомного пласта. Эта
ситуация аналогична интервалу се, рассмотренному на рис. 10, в.
Кровля нижнего пласта не отмечается минимумом, так как при
размещении зонда ниже подошвы верхнего пласта (перемести-
те зонд так, чтобы электрод А (Л4) оказался против подошвы
пласта II) наблюдается завышающее экранирование. Анало-
гичная ситуация наблюдается для зондов М4А0,5В (АО =
= 4,25 м) и М7,5А0,75В (АО = 7,87 м). Места экранных мак-
симумов показаны звездочками. Выше этих точек размещаются
экранные минимумы от пласта II. На диаграмме зонда АО =
= 4,25 м экранный минимум расположен против прослоя низ-
кого сопротивления, что внешне как бы мало искажает харак-
тер разреза. На диаграмме зонда АО = 7,87 м минимум зани-
мает интервал всех пластов от подошвы пласта II почти до
экранного максимума. В этой зоне пласт I практически не вы-
деляется, нельзя найти его границы и сделать заключение о
том, является ли данный интервал пластом повышенного сопро-
тивления. На диаграмме обращенного зонда В0,5А4М (АО =
= 4,25 м) экранные эффекты от пласта II расположены над его
кровлей: экранный максимум отмечен звездочкой, экранный
3—233
33
минимум — интервал т. Здесь пласт I надежно выделяется.
Экранные эффекты от пласта II размещены над его кровлей.
Диаграмма потенциал-зонда большого размера [AM (МА) =
= 2,5 м] объясняется с помощью тех же приемов. Пласт / от-
мечается узкой аномалией, аналогичной теоретической кривой,
изображенной на рис. 9,6. Пласт II отмечается минимумом,
аналогичным рис. 9, в. Между пластами расположен экранный
максимум, являющийся результатом сложения экранных мак-
симумов b и Ь' от пластов I и II (см. рис. 9,6,в). Как видно из
приведенного примера, наиболее достоверно определение гра-
ниц в этом разрезе осуществлять по диаграммам малых гради-
ент-зондов, но судить об удельном сопротивлении неизмененной
части пласта следует по сложным кривым зондов с большой
глубиной исследования, выбирая участки диаграмм, не иска-
женные экранными эффектами.
Контрольные вопросы
1.	Что называется пачкой пластов и почему кажущееся сопротивление
в пачках пластов и одиночных пластах различается?
2.	При каких условиях получается занижающее экранирование в пачке
и при каких — завышающее?
3.	Постройте кривые кажущегося сопротивления для пачки пластов, ис-
пользуя условия рис. 12. Сделайте это для обращенных градиент-зондов.
Влияние скважины, заполненной буровым раствором, на
величину кажущегося сопротивления (пласты большой толщи-
ны). Скважина, заполненная буровым раствором, обычно более
низкого сопротивления, чем окружающая порода, влияет как
на формы кривых (см. рис. 9 и 10), так и на общую величину
рк. Для изучения влияния скважины, заполненной проводящим
раствором рр, на величину рк, получаемую с разными зондами,
использовалась модель пласта неограниченной толщины /г = <х>.
Расчетные данные для градиент-зондов изображаются в виде
функций рк/рр = f (АО/dc) (рис. 13)1. Если размер зонда во
много раз меньше диаметра скважины, то плотность тока /->/о-
Поэтому все кривые в своей левой части стремятся к рр.
В системе координат, где ось ординат дана отношением
Рк/рр, рк/рр-*-1 при ДО-*0. При неограниченном увеличении
размера зонда, когда объем скважины становится несоизмери-
мым с объемом пород, в которых изучается поле, рк-*рп. На
рис. 13 рк/рр->рп/рр- Заметим, что кривые стремятся к правой
1 Здесь показаны результаты расчетов только для градиент-зондов, по-
скольку они используются в практике чаще, чем потенциал-зоиды.
34
Рис. 13. Зависимость pK/ps,=f(AO/dQ) для пластов неограниченной толщины
(градиент-зонд).
/1.4, ВВ — геометрические места точек, где соответственно рк=рп и рк = рк тах. Шифр
кривых — рп/рр
асимптоте не снизу, а сверху. Из этого следует, что величина рк
за счет влияния скважины может находиться в пределах изме-
нения истинного сопротивления в разрезе (участок кривой тп)
и превысить наибольшее из истинных (участок nq). Кривая
рк = /(ЛО) проходит через максимум р и имеет одну точку п.
где пересекает свою правую асимптоту. В этой точке рк =
3*	35
Рис. 14. Зависимость pK/pp=f (AO/dz) для пласта неограниченной толщины при
наличии зоны проникновения (р3п/рР=10; D!dz=4).
АА, ВВ — геометрические места точек, где соответственно рк = рп н Рк=Рктах< Шифр
кривых — рп/рр
= рп(рк/рр = рп/рр). Чем больше различие в сопротивлении
пласта и скважины, тем больше должен быть зонд, которым
можно непосредственно измерить истинное сопротивление по-
роды. (Кривая m'n'p'q' на рис. 13 приведена для условий
рп<Рр.)
Пользуясь расчетными кривыми рис. 13, оценим влияние
скважины и пласта большой мощности для зондов АО = 0,85 м
и ДО = 2,25 м, если рп=100 Ом-м, pP= 1 Ом-м, a dc = 0,2 м.
AO/dc соответственно равны 4,25 и 11,25, а рк — примерно 70
36
и 180 Ом-м, что существенно отличается от истинного сопро-
тивления пласта.
Влияние зоны проникновения на кажущееся сопротивление
пластов большой толщины. Если в пласте, являющемся коллек-
тором, имеется зона проникновения и удельное сопротивление
изменяется по радиусу, в зависимости от радиальной характе-
ристики кажущееся сопротивление в исследуемом пласте будет
изменяться по-разному.
На рис. 14 изображены расчетные кривые рк/рр^(AO/d()
для условий, когда в пласте имеется зона проникновения, диа-
метр которой в 4 раза больше диаметра скважины, а удельное
сопротивление в 10 раз больше удельного сопротивления за-
полняющего скважину раствора. Все кривые разбиваются на
две группы. Кривые, правые ветви которых лежат ниже кривой
с модулем р. = рп/рр = рзп/рр= Ю, рассчитаны для условий рР<
<рзп>рп (повышающее проникновение на рис. 8). Кривые,
правые ветви которых лежат выше кривой с 10, рассчитаны
для условий рР<рзп<рп, т. е. для понижающего проникновения
(см. рис. 8).
Пользуясь расчетными данными рис. 14, покажем, как из-
меняется величина рк при существовании зоны проникновения
по сравнению со случаем ее отсутствия в пласте. Пусть имеют-
ся два пласта: водоносный с рвп = 0,5 Ом-м и нефтеносный с
рнп = 50 Ом-м (точечная линия на рис. 14). Пласты вскрыты
скважиной с рр= 1 Ом-м. В том и другом случае образовалась
зона проникновения с рзп, в 10 раз превышающим рр (см.
табл. 2), и диаметром D, который в 4 раза больше диаметра
скважины (dc = 0,21 м). Если исследование выполняется двумя
зондами с ЛО1 = 0,8 м и ЛО2 = 8 м, кажущиеся сопротивления,
получаемые при этом, будут следующими: в водоносном пласте
рК1 = 8 Ом-м, рк2 = 0,45 Ом-м, в нефтеносном пласте pKi =
= 21 Ом-м, рК2 = 60 Ом-м. Если бы в пластах отсутствовало
проникновение, кажущиеся сопротивления получились бы рав-
ными: в водоносном пласте pKi = 0,48 Ом-м, рК2 = 0,5 Ом-м,
в нефтеносном пласте pKi = 45 Ом-м, рк2 = 52 Ом-м (по данным
рис. 13).
Из полученных цифр следует, что кажущееся сопротивление
сильно изменяется на диаграммах малых зондов, показания
которых в значительной степени зависят от зоны проникнове-
ния. Показания больших зондов приближаются к истинному со-
противлению пласта. Это свойство используется при выделении
в разрезах скважин водоносных1 коллекторов, против которых
Напомним, что наличие проникновения, повышающего сопротивление пла-
ста, не всегда является признаком водоносного коллектора, поскольку в про-
дуктивных коллекторах может отмечаться такой же вид радиальной характе-
ристики (см. табл. 2).
37
показания малого зонда существенно превышают показания
зонда с большим радиусом исследования, если коллектор
вскрыт на пресном буровом растворе.
Контрольные вопросы
1.	Как влияет скважина на кажущееся сопротивление, записанное потен-
циал- или градиент-зондами разных размеров?
2.	Какие предельные значения наблюдаются на кривых pK/pp=f(АО/de)?
3.	Какого размера потребуются потенциал- и градиент-зонды, чтобы заре-
гистрировать истинные удельные сопротивления в пластах, для которых вели-
чина рп/рр изменяется от 5 до 500; от 100 до 10 000; от 1 до 10; от 1 до 5?
4.	С какими зондами можно измерить удельное электрическое сопротивле-
ние бурового раствора? Можно лн этот метод использовать как средство опре-
деления рр в скважинных условиях?
5.	Может ли получиться, что кажущееся сопротивление, зарегистрирован-
ное в скважине, будет больше истинного удельного сопротивления пласта?
6.	Как влияет зона проникновения на рк?
7.	Какой тип радиальной характеристики в коллекторе можно безошибоч-
но установить, пользуясь диаграммами зондов с двумя разными радиусами
исследования?
8.	Опишите вид кривых pK/pp=f(AO/dc) для случая совместного влияния
скважины и эоны проникновения.
Совместное влияние пласта конечной толщины и скважины
на кажущееся сопротивление нефокусированных зондов. Рас-
смотренные выше закономерности получены для моделей, ко-
торые далеки от реальных условий в скважинах, где исследуе-
мые пласты всегда имеют ограниченную, а часто небольшую
толщину. Законы изменения кажущегося сопротивления с уве-
личением размера зонда в этом случае заметно усложняются
по сравнению с рассмотренными выше. На рис. 15 показаны
изменения рк max/pP==f(АО/de) для одиночных пластов, толщи-
на которых в 8 раз больше диаметра скважины, а сопротивле-
ние вмещающих пород рвм в 2 раза меньше сопротивления рр
для градиент-зонда. Отдельные участки кривой рк = /И^) лег"
ко объяснить, обратившись к уже рассмотренным выше зако-
номерностям.
Повышение кажущегося сопротивления с увеличением раз-
мера зонда на участке тп связано с уменьшением влияния
скважины (рР) и увеличением влияния пласта (рп). Резкое
уменьшение рк на участке пр соответствует зондам, близким
и равным толщине пласта. Как следует из формулы (7), при-
ближение электрода А к кровле пласта при AO->~h приводит
к резкому уменьшению плотности тока / в том пространстве,
где помещены измерительные электроды MN, за счет утечки
тока в верхнюю вмещающую среду. Следовательно (при
Рк max^p,w=pn, т. е. максимум кажущегося сопротивления,
регистрируемый против пласта ограниченной толщины, резко
38
Рис. 15. Зависимость рк/рр=/(ДО/^с)
(ft/dc = 8; рвм/рР = 0,5).
Шифр кривых — Рп/Рр
для пласта ограниченной толщины
снижается. Участок кривой pq, где отмечается возрастание
кажущегося сопротивления, приходится на размеры зондов, во
много раз превышающие толщину одиночного пласта. Кажу-
щееся сопротивление при этом стремится к истинному, посколь-
ку в пределе тонкий пласт мало искажает плотность тока в
среде, где размещается зонд, поэтому /->/0 и рк-*-рп, если вме-
щающая среда однородна и другие пласты высокого сопротив-
ления в ней отсутствуют.
Контрольные вопросы
1.	Как влияет толщина пласта на кажущееся сопротивление? При каких
условиях это влияние наиболее существенно?
2.	Как изменяется функция pK/pp=f (40/dc) для потенциал- и градиент-
зондов, если толщина пласта уменьшается от бесконечно большой до малой?
3.	Какая разница наблюдается в кривых рк/рР = f (L/dz) для пластов огра-
ниченной толщины при использовании потенциал- и градиент-зондов? Какие
зонды целесообразнее применять для изучения разрезов скважин, представ-
ленных пластами небольшой толщины?
39
§ З1 КАЖУЩЕЕСЯ СОПРОТИВЛЕНИЕ, ПОЛУЧАЕМОЕ
С ФОКУСИРОВАННЫМИ ЗОНДАМИ
ЭКРАНИРОВАННЫМ (БК) И ИНДУКЦИОННЫМ (ИК)2
Общие особенности фокусированных зондов. Изучение раз-
резов скважин стандартными нефокусированными зондами
имеет свои преимущества и недостатки. Как показано выше,
наибольшие трудности возникают при использовании нефоку-
сированных потенциал- и градиент-зондов в сложнопостроенных
разрезах. При чередовании пластов малой и средней толщины
разного удельного сопротивления на диаграммах отмечаются
сильные экранные эффекты, резко искажающие представление
об изучаемом разрезе. В связи с этим для изучения таких раз-
резов используются зонды с фокусировкой тока, устроенные
таким образом, чтобы в регистрируемом сигнале преобладала
составляющая, приходящая от изучаемого пласта, а сигналы
от скважины и от вмещающих пласт пород были минимальны.
С этой целью зондовые устройства снабжаются фокусирующи-
ми элементами, направляющими поле, создаваемое зондом,
преимущественно в изучаемый пласт. Фокусированные зонды
существуют в двух вариантах: трех- или многоэлектродные
экранированные зонды, требующие контакта между электро-
дами и породой, и бесконтактные индукционные зонды. К на-
стоящему времени промышленность располагает довольно боль-
шим разнообразием фокусированных зондов, входящих как в
комплексные приборы, так и в автономных вариантах. В табл.З
даны некоторые характеристики аппаратуры и сведения о зон-
довых устройствах, применяющихся в приборах.
Характер поля фокусированных зондов существенно отли-
чается от поля трехэлектродных нефокусированных потенциал-
и градиент-зондов и специфичен для каждого вида применяю-
щейся скважинной аппаратуры. Если интерпретация диаграмм
нефокусированных зондов не зависит от средств регистрации
диаграммы рк, а определяется только типом и размером зонда,
то диаграммы фокусированных зондов обрабатываются и ин-
терпретируются лишь с помощью соответствующих данному
типу аппаратуры номограмм и палеток. В табл. 3 указаны име-
ющиеся в промышленности типы аппаратуры и размещенные
в ней зонды с некоторыми их параметрами.
С трехэлектродным или многоэлектродным фокусированным
зондом (БК) изучается поле основного или центрального элек-
1 Перед изучением этого параграфа учащимся необходимо вспомнить
устройство и принцип действия экранированных зондов из курса «Геофизиче-
ские методы исследования скважин».
2 Буква К в названиях зондов и методов — от сокращенного «каротаж».
В данном учебнике авторы стараются не пользоваться этим термином. «Каро-
таж» — французское слово, произведено от carotte — морковь.
40
Таблица 3
Современное аппаратурное обеспечение методов электрометрии
Аппаратура	Комплекс иссле- дований	Зонды	Допустимые		Диаметр прибора rfn, |M м
			t, °C	МПа	
ксп-з	БЭЗ+ПС	Стандартные гра- диеит-зонды+ + ПЗ + ПС	150	100	73
АБК-3 ТБК	БК-3 БК-3	Аэ 1,6 Ао 0,15	100 200	50 100	70 70
АБКТ	БЭЗ + БК-3	Аэ 1,5 Ао 0,15	150	100	73
БКС-2	БКм, БКб	Lx 4,2 q 6; LB 5 Lx 1,2 q 1	—5—150	100	121
ПИК-1М	ИМ	4И 1	120	60	73
АИК-М	ИМ	6Ф 1	150	100	73
АИК-3	ИМ+ПЗ	6 Ф 1; AM	150	100	73
АИК-4	БЭЗ+ИМ	8 И 1,4	150	100	105
БИК-2	БКм, БКб, ИКм, ИКб БЭЗ+БК-3+ +ПС	—	150	100	100
Э1		Аэ 1,5 А» 0,15	200	120	73
ЭЗ	ИМ+ПЗ+ПС	6Э 1; AM	200	100	73
Э4	БЭЗ+БК-3+ +ПС+резисти- виметрия	A, 1,5 Ao 0,15	250	150	73
Э6	ИКб + ИКе + + БК-3+ПС	6Э 1; 8 Э 0,9; Аэ 1,5 Ao 0,15	150	100	73
Э7	2КС (ГЗ, ИЗ); БК-3	AM, AO; Аэ 1,5 Ao 0,15	200	150	54
Э9 Э2 МДО-3	БКм, БКс, БКв, ПС М3 Каверномер МБК М3	A 0,025 MO 0,25 N, A 0,05 M Двухэлектр одный АОАЭ A 0,025 M 0,025 N, A 0,05 M	200 200 150	120 120 100	73 100 100
трода Ло (рис. 16). Участок среды, где распределяется поле
центрального электрода, представляет собой в первом прибли-
жении как бы диск, центр которого совпадает с осью зонда.
Токовые линии в этом диске расходятся по радиусам от поверх-
ности электрода. В этом случае изучаемый зондом БК объем
можно представить набором элементарных последовательно
включенных в цепь колец, где длиной проводника служит тол-
щина элементарного кольца Аг, а сечением — цилиндрическая
поверхность. При Ar = const сопротивление элементарных ко-
лец стремится к нулю по мере удаления их от оси зонда.
При изучении разрезов скважин с индукционными зондами
наблюдаются вихревые токи, индуцируемые генераторной ка-
тушкой в окружающей зонд среде. Поскольку ось катушки
41
Рис. 16. Поле центрального элект-
рода Ло семиэлектродного экрани-
рованного зонда в пласте с зоной
проникновения.
/ — скважина; 2 — зона проникновения;
3—неизмененная часть пласта; 4 —
роковые линии
Рис. 17. Электрическое поле при изу-
чении пласта, имеющего зону проник-
новения, индукционным методом
практически совпадает с осью скважины, индуцированные токи
текут в пласте по кольцевым траекториям в плоскости, перпен-
дикулярной оси зонда (рис. 17). В этом случае вся среда, окру-
жающая зонд, как бы тоже сложена из элементарных колец.
Общая проводимость среды ок, от которой зависит наблюдае-
мый в приемной катушке сигнал, представляет собой парал-
лельное соединение элементарных колец, проводимости которых
суммируются. Проводимость элементарного кольца определя-
ется его сечением, которое зависит от Дг = const, а длиной яв-
ляется его окружность. Поэтому проводимость колец стремится
к нулю при удалении их от оси зонда.
Основной особенностью полей фокусированных зондов явля-
ется то, что текущие в изучаемой среде токи не пересекают
плоских границ. Это освобождает диаграммы рк или ок фоку-
сированных зондов от влияния экранных эффектов и резко
упрощает способы определения границ пластов.
Кроме этой особенности, отметим вторую. Токовые линии
поля, создаваемого индукционным зондом, не пересекают так-
же и цилиндрические границы скважины и зоны проникнове-
ния. Это позволяет складывать проводимости отдельных коль-
цевых проводников, независимых друг от друга. Токовые линии
в поле, создаваемом центральным электродом зонда БК, пере-
секают цилиндрические поверхности по нормали. Это позволяет
складывать сопротивления отдельных зон среды — скважины,
42
зоны проникновения, пласта, включенных последовательно и
составляющих полное сопротивление заземления центрального
электрода зонда. Однако сложение проводимостей и сопротив-
лений проводников требует знания их геометрии, характеристи-
ки их сечения и длины этих проводников. Для этой цели в при-
ближенной теории фокусированных методов было введено
понятие геометрических факторов пространства. Поскольку
форма части пространства, которая изучается каким-либо зон-
дом, зависит от размещения и числа его фокусирующих эле-
ментов, геометрические факторы разных зондов различны и
являются главной их характеристикой.
Понятие геометрического фактора вытекает из условия, что
в однородной среде величины кажущегося сопротивления или
электропроводности, регистрируемых данным зондом, равны
истинному значению величины рк = рп и Ок = Оп- Следовательно,
все части среды, включенной в область, от которой восприни-
мается зондом сигнал, составляют полный геометрический
фактор или SG/=G = 1. Таким образом, отдельные участки сре-
ды, занятые скважиной, зоной проникновения, пластом, состав-
ляют доли от общего геометрического фактора. Поэтому в не-
однородных по радиусу средах наблюдаемые с фокусирован-
ными зондами кажущиеся или эффективные значения парамет-
ров определяются суммой вкладов отдельных сред. Для
экранированных зондов (БК)
рк ==	Gcpp	Т G3np3n "Г Gnpn Т	GfiMpBM,	(9)
Gc 4-	G3n 4- Gn — GBm =	I;	(10)
для индукционных зондов
Ок “	ВсОр	4" ВзпОзп 4“ ВпОп 4“	ВвмОвм>	(11)
Вс 4-	Взп 4- Вп 4- Ввм =	1.	(12)
Здесь Gc и Вс; G3n и Взп; Gn и Вп; GBM и Ввм — геметрические
факторы соответственно скважины, зоны проникновения, плас-
та, вмещающих пород, если пласт имеет малую толщину, для
экранированного (БК) и индукционного зондов. Геометриче-
ские факторы зондов могут быть сформированы по-разному в
зависимости от того, как набираются элементарные объемы
пространства: по направлению оси скважины — осевой геомет-
рический фактор Gz, Вг, по радиусу — радиальный геометри-
ческий фактор Gr, Вг- Осевой геометрический фактор опреде-
ляет степень влияния границ и толщины исследуемого пласта.
Поскольку это влияние по сравнению с нефокусированными
зондами не очень велико, оно обычно учитывается путем вве-
дения поправок за толщину пласта и приведения показаний
зондовк условиям неограниченной толщины (й-^-оо). Поэтому
главной характеристикой зонда является радиальный геомет-
43
Рис. 18. Радиальные характеристики: а—Gr=f(r) зоида БК (Э6); б — Br=f(r)
зонда 4И1
рический фактор. Он играет важную роль, поскольку с его по-
мощью оценивается глубинность фокусированных зондов и их
чувствительность к параметрам пласта (рпоп) и зоны проник-
новения (D, рзп, оп).
В качестве примера рассмотрим эффект влияния скважины
и пласта на кажущееся сопротивление рк и кажущуюся элект-
ропроводность ок зондов БК (аппаратура Э6) и индукционного
4И1 (рис. 18, а, б) [4].
Зададим условия: бс = 0,2 м, /г->оо, рр—1,3 Ом-м, рзп =
= 25 Ом-м, рП1 = 0,6 Ом-м, рП2=45 Ом-м, £>i = 0,8 м (£>/бс = 4),
£>2 = 4 м (£>/dc = 20). Определим величины геометрических фак-
торов отдельных частей среды. Для зонда БК (см. рис. 18, а)
функция Gr=f(r) изменяется в зависимости от типа проник-
новения. Поэтому при £>1 = 0,8 м:
для пласта 1 — Gci = 0,l; G3ni = 0,46; Gnl = 0,44;
для пласта 2 — GC2=0,08; G3n2 = 0,36; Gn2 = 0,56;
рк1 = 0,1-1,3 + 0,46-25 + 0,44-45= 11,9 Ом-м;
рк2 = 0,08 • 1,3 + 0,36 • 25+0,56 • 45 = 34,3 Ом • м.
При измерениях с зондом 4И1 регистрируется кажущаяся или
эффективная электропроводность. Поэтому величины удельных
сопротивлений (Ом-м) должны быть переведены в единицы
удельной электропроводности (мСим/м).
ор' = 1000/1,3 = 770 мСим/м озп = 40 мСим/м;
Оп1 = 1660 мСим/м; Оп2 = 22,3 мСим/м.
1	Множитель 1000 появляется при выражении удельной электропровод-
ности в мСим/м.
44
Таблица 4
D/dc	рзп	Рп	РКБК(Э6>	Рк <4И1)
		0,6	11,9	0,65
4	25			
		45	34,3	43
		0,6	20,8	1,6
20	25			
		45	26	30
Используя радиальный геометрический фактор зонда 4И1
(см. рис. 18,б), определим геометрические факторы Вг для за-
данной геометрии пласта при dc = 0,2 м и £)1=0,8 м: Всд1 = 0;
ВзаВХ—Qffl', BnDl=0,93.
Отсюда
Ок1 = 0X770+ 0,07X40+ 0,93-1660= 1546,6 мСим/м;
Ок2=оX 770 + 0,07 X 40 + 0,93 • 22,3 = 23,5 мСим/м.
Произведем обратную операцию и получим pKt = 1000/oKi =
= 0,65 Ом-м-рК2 = 43 Ом-м.
Если диаметр зоны проникновения увеличится до 4 м, дан-
ные экранированный и индукционный зонды зарегистрируют
иные кажущиеся сопротивления.
Для зонда БК:
Gcl=0,l; Gsni = 0,825; Gnl = 0,075;
Gc2 = 0,08; G3n2 = 0,77; Gn2 = 0,15;
рк1=20,8 Ом-м; pK2 = 26 Ом-м.
Для зонда 4И1:
BcD2 = 0; B3nD2 = 0,64; Впо2 = 0,36;
Oki = 625 мСим/м; pKi = 1,6 Ом-м;
Ок2=33,6 мСим/м; рК2=30 Ом-м.
Полученные расчетные данные (в Ом-м) сведены в табл. 4.
На основании полученных цифр сделаем следующие выводы.
1. В пластах, имеющих зону проникновения, оба фокусиро-
ванных зонда дают кажущиеся сопротивления, не совпадаю-
щие с истинными сопротивлениями пластов, поскольку в каж-
дом случае величина рк зависит от параметров рп, рэп и D.
2.	Экранированный зонд дает кажущиеся сопротивления
более близкие к рзп, чем к рп.
3.	Индукционный зонд дает кажущиеся сопротивления, при-
ближающиеся к величине рп, особенно в случае повышающего
проникновения.
4.	На основании предыдущих данных, а также в результате
сравнения радиальных геометрических факторов этих зондов
Gr и Вг делаем также вывод о том, что глубинность (по на-
правлению радиуса) зонда 4И1 больше, чем зонда БК (Э6).
45
5.	Знание радиальной характеристики зонда позволяет вы-
яснить особенности влияния отдельных частей среды: скважи-
ны, зоны проникновения, пласта, вмещающих пород (см. рис.
18,6, кривая для й=1 м) на регистрируемую с зондом величину
кажущегося сопротивления или электропроводности. Кроме
того, геометрические факторы зондов позволяют сравнивать
разнотипные зонды по их глубинности: чем больше геометри-
ческий фактор пласта Gn или Вп, чем положе функция Gr = f(r)
или Br=f(r), тем больше вклад неизмененной части пласта и
соответственно глубинность зонда.
Вместе с тем из рис. 18, а, б следует также, что функции Gr
и Вг не универсальна и строго соответствуют лишь определен-
ному виду аппаратуры. Кроме того, электрические поля в не-
однородной среде распространяются в несколько изменяющихся
по форме частях пространства. Поэтому геометрические фак-
торы зависят не только от типа зонда, но и от геометрии сред,
соотношения удельных сопротивлений зоны проникновения,
пласта, скважины и вмещающих пласт пород. В связи с этим
в практике используется название «псевдогеометрический фак-
тор», пользоваться которым для интерпретации диаграмм фо-
кусированных зондов неудобно. Поэтому учет влияния скважи-
ны, толщины пластов и других характеристик осуществляется
с помощью специальных номограмм, позволяющих привести
кажущуюся величину параметра, снятую с диаграмм, к стан-
дартным условиям: отсутствию влияния скважины и неогра-
ниченной толщины пласта. Для этого требуется исключение
влияния: первого члена Gcpp и ВсоР в выражениях (9) и (11);
вмещающих пласт пород и толщины пласта, если Ов!м и Ввм
для данной толщины пласта h и данного зонда не равны нулю.
После введения таких поправок исправленное кажущееся
сопротивление зависит только от главных параметров пласта
рп> рзп, D, если в пласте имеется зона проникновения. Если же
зоны нет (или она очень глубока), полученный результат ркоо
есть удельное сопротивление пласта (или зоны проникновения).
Выражения (9) и (11) после введения поправок принима-
ют вид:
Ркоо ~ /рзп 4" (1	/)рп;	(13)
Ок оо = /Озп + (1	/) Оп,	(14)
где
/=£эп— или • = Взп .. .
Озп + Gn	Взп + Вп
Псевдогеометрический фактор (рис. 19) jD = f(D) в этом
случае определяет вклад зоны проникновения и 1—/ вклад
пласта в уравнениях (13) и (14). Анализ псевдогеометрических
факторов, приведенных на рис. 19, показывает, что, если рк или
46
Рис. 19. Псевдогеометрические факто-
ры зоны проникновения для зондов
БК-3 и 6Ф1
0К этих зондов приведены к стандартным условиям, то вклад
зоны при 0 = 0,8 м (0/dc = 4) для зонда 6Ф1 составит лишь
0,05 (5%), а вклад пласта 0,95 (95%), для зонда БК-3 вклад
зоны для тех же условий 0,32 (32%), пласта 0,68 (68%); при
большой зоне проникновения 0 = 4 м (O/dc=20) вклады плас-
та— 37% для зонда 6Ф1 и от 29 до 10% для зонда БК-3. При-
веденные цифры указывают на отмечавшуюся уже выше осо-
бенность: зонд 6Ф1 имеет большую глубинность, чем БК-3.
Отметим также, что при наличии зоны проникновения 0^0,6 м
(O/dc^3) для индукционного зонда 6Ф1 /=0 и ркоо = рп. Для
зонда БК-3 такого интервала не существует.
Рассмотренные выше закономерности, определяющие связь
регистрируемых фокусированными зондами кажущихся пара-
метров с истинными электрическими параметрами и геометри-
ей скважины, зоны проникновения и пласта не полностью опи-
сывают особенности диаграмм разных типов зондов. Поэтому
дальше рассматриваются индивидуальные особенности спосо-
бов интерпретации диаграмм разных типов зондов.
Контрольные вопросы
1.	Зачем нужны фокусированные зонды в комплексе ГИС?
2.	Каковы преимущества фокусированных зондов по сравнению с трех-
электродными нефокусированными зондами?
3.	Какие экранированные зонды используются в практике? Как они
обозначаются в заголовках диаграмм?
4.	Какие индукционные зонды применяются в практике? Как они имену-
ются в заголовках диаграмм? Что называется размером индукционного зонда?
5.	Что такое геометрический фактор пространства или участка прост-
ранства?
6.	Как используется геометрический фактор пространства для изучения
основных закономерностей изменения кажущегося сопротивления и электропро-
водности в неоднородных средах?
7.	Как с помощью геометрических факторов сравнивается глубинность
фокусированных зондов?
47
10 20	30 100 200 500 1000
48
Рис. 21. Пример номограмм для введения поправок за скважину для зонда
БК-3 (Э1 н Э4) (а), за толщину пласта для зонда БК-3 (Э1, Э4 и Э7) (б)
Экранированные зонды (БК). Диаграммы экранированных
зондов записываются в масштабе кажущегося сопротивления
рк [Ом-м]. Разные виды аппаратуры позволяют регистрировать
диаграммы в арифметическом масштабе основного блика п =
= 1,25; 2,5; 5... [Ом-м/см] или в логарифмическом масштабе с
величиной логарифмической единицы 4; 6,25 см и др. (рис. 20).
Правила выделения границ пластов и снятия отсчетов зна-
чений кажущегося сопротивления по диаграмме экранирован-
ного зонда выведены из результатов моделирования для плас-
тов ограниченной толщины. Кривые рк против пластов, зале-
гающих между вмещающими породами одинакового сопротив-
ления (модель, изображенная на рис. 9 и 10), симметричны
относительно середины пласта. Поэтому правило определения
границ предельно упрощается: рКГр соответствует точке начала
КрутОГО ПОДЪема (СМ. рИС. 20), ИЛИ ПрИ рКтах/рВм>10—по
точке ркгр=2рвм- Отсчет существенных значений производится
по точкам экстремумов рктах или ркmin* 1 (см. пример).
Снятое с диаграммы значение рк исправляется сначала за
влияние скважины по номограмме рис. 21, а. Для получения
1 Аналогично способу определения границ пластов и снятию отсчетов
с диаграмм потенцмал-зоидов очень малого размера.
Рис. 20. Пример диаграмм рк и ак фокусированных зондов 6Ф1 (/), БК-3 (II)
и микроэкранироваиного (III).
1 ~ точк«. по которым находятся границы пластов; 2 — ангидрит; 3 — известняк плот-
ный; 4 — известняк глинистый; 5 — известняки-коллекторы разной пористости
4—233
49
исправленного значения после первой поправки рк необходимо
знать dc и рр. Величина поправки /Jd = pKi/pK=f(dc, рк/рр), по-
этому pKi = &dpK- Вторая поправка за влияние толщины пласта
/гл = рк2/рк1=/(h, рвМ). Для вычисления рка определяем h, рвм,
рК1/ Р вм> находим по номограмме рис. 21,6 величину feh = pK2/pKi,
затем — рк2 = &лрК1. Значение рК2 = рк<» — кажущееся сопротив-
ление, приведенное к бесконечной толщине пласта с исключен-
ным вкладом скважины. Поэтому, как это было сказано выше,
ркоо = рп, если зона проникновения в пласте отсутствует, или
Ркоо = Рзп, если она имеет диаметр D, превышающий зону чувст-
вительности зонда к неизмененной части пласта (Gn<0,05).
Если диаметр зоны не слишком велик, рк°о = /рзп+(1—/)рп
есть уравнение, содержащее три неизвестных, величины кото-
рых могут быть найдены лишь с привлечением других урав-
нений.
Контрольные вопросы
1.	Как определяются границы пластов по диаграммам экранированных
зондов? Какие пласты не выделяются на диаграммах этих зондов? Сравните
со стандартными зондами.
2.	Как влияет толщина пласта на показания трехэлектродных и много-
электродных экранированных зондов?
3.	Как влияют эона проникновения и неизмененная часть пласта на пока-
зания экранированных зондов?
4.	Как определяется удельное сопротивление пластов без проникновения
в случае малой и большой .их толщины по диаграммам экранированных
зондов?
5.	При каких условиях величина удельного сопротивления неизмененной
части пласта рп не может быть определена?
Индукционные зонды. В отличие от всех предыдущих мето-
дов сопротивления диаграммы индукционных зондов записы-
ваются в масштабе кажущихся электропроводностей ок[мСим/
м] в линейном масштабе. Масштабы регистрации основного
гальванометра выбираются в зависимости от электропровод-
ности пластов в разрезе, но обычно не крупнее, чем 25 мСим/м
в 1 см шкалы. Это соответствует значению рк на расстоянии
1 см от нулевой линии электропроводности 40 Ом-м. Нулевая
линия электропроводности соответствует значению рк = °о. Та-
ким образом, масштаб диаграммы в пересчете на рк в первом
сантиметре диаграммы соответствует изменению от 40 Ом-м
до сю. Такое загрубление масштаба составляет существенный
недостаток индукционного метода, ограничивающий его при-
менение верхним пределом рк = 20-^50 Ом-м.
Правила определения границ пластов по диаграммам ка-
жущейся электропроводности, так же как и с экранированны-
ми зондами, достаточно просты.
50
Рис. 22. Зависимость сгк=/:(рк), ис-
пользуемая при учете скин-эффекта,
для индукционных зондов.
1— 4Ф0.75, 4И1; 2 — 6Ф1, 8И1.4; 3 — 830,9:
4 — 631; 5 —5Ф1,2; б — кривая р = 1000/а,
Ом-м
При одинаковых значениях электропроводности вмещающих
пласт пород аномалии на диаграммах ок симметричны отно-
сительно середины пласта. Границы пластов выделяются с до-
статочной точностью по точкам перегиба кривой или по вели-
чине средней электропроводности ’^(оквм + окп).
В качестве существенных значений снимаются экстремумы
Ок max И Ок min (СМ. рИС. 20).
Поскольку в основе петрофизики метода КС и основных из-
мерений в скважинах находится удельное электрическое со-
противление пород, то индукционный метод как метод электро-
проводности также приводится к удельному сопротивлению.
Как известно, удельное сопротивление проводника есть вели-
чина, обратная его удельной электропроводности: рп=1/оп-
При измерениях в скважине кажущаяся удельная электропро-
водность измеряется в трехмерном проводнике с помощью
электромагнитного поля, создаваемого в объеме проводника.
В этом случае электрическое поле распределяется в проводни-
ке неодинаково при различной электропроводности среды. Чем
выше электропроводность, тем выше оказывается плотность
индуцируемого тока вблизи поверхности проводника, которой
служит цилиндрическая поверхность стенки скважины. Этот
эффект именуется скин-эффектом. За счет него нарушается за-
кон обратной пропорциональности между рк и ок и шкала ок
трансформируется в шкалу рк с учетом такого отклонения. Ве-
личина поправки различна для разных видов аппаратуры
(рис. 22).
Последующие преобразования диаграммы индукционного
метода включают такие же по смыслу поправки, как и для
экранированных зондов.
Первой из них является поправка за влияние скважины.
Для некоторых зондов она вносится в соответствии с выраже-
нием (11). Здесь влияние скважины исключается вычитанием
4*
51
Рис. 23. Пример номограмм для введения поправок (зонд 8Э0,9):
а — за скважину (прибор Э6): / — прибор на стенке скважины, 2 —- с отклонителем
<^откл = 140 мм), шифр кривых — dc, м; б — за толщину пласта при Рвм=5 Ом-м; шифр
кривых — рк1; в — то же, при рвм=1 Ом-м. Пунктиром показана граница области, где
поправка за толщину пласта не требуется
ее вклада из регистрируемого значения ок. Величина такой по-
правки Дас1 = ВсОр = Вс-1000/рр [мСим/м]. В тех случаях, когда
5с-*"0 и удельное сопротивление бурового раствора достаточно
велико (пресный раствор), величина этой поправки несущест-
венна. Если же буровой раствор обладает высокой электропро-
водностью (рР=1 Ом-м, ор>1000 мСим/м), поправка Дос для
некоторых зондов существенна и ее требуется учесть. При этом
величина Вс для различных зондов зависит не только от диа-
метра скважины, но и от их положения в стволе (на оси или на
стенке) скважины. Найденная поправка вносится в измеряе-
мую величину ок вычитанием gki = gk—Дос [6]. Для индукцион-
ных зондов аппаратуры серии Э поправка за влияние скважи-
ны вносится через коэффициент ^d = pKi/pK = f (dc< рк/рр)
(рис. 23,а). На номограммах такого типа учитывается экс-
центричность расположения зонда в стволе скважины. По-
скольку это влияние очень сильно сказывается на результатах
измерения, номограммы даются для случая, когда зонд лежит
на стенке скважины и когда рк регистрируется с отклонителем.
Следующий шаг обработки диаграмм индукционного зон-
да — это введение поправки за влияние толщины пласта h и
удельного сопротивления вмещающих пород рвм. Номограммы,
позволяющие ввести такие поправки и привести показания к
условию бесконечной толщины пласта, весьма разнообразны,
но содержат всегда набор искомого и главных влияющих па-
раметров: соответственно исправляемую и исправленную вели-
1 Поправка вида Дсгс вносится в шкалу метода путем смещения нулевой
линии, если н рр постоянны по скважине. Влияние скин-эффекта в этом
случае учитывается после введения поправки Дас.
52
чины рк1 и рк2, толщину пласта h, сопротивление вмещающих
пород рвм- Пример таких номограмм для индукционного зонда
8Э0,9 (Э6) приведен на рис. 23, б и в.
В результате введения всех поправок величина рК2 = Ркоо
представляет собой уравнение, полученное из формулы (14):
1/Ркоо = /"1/рзп~|- (1	/) 1 /рп,
содержащее три главных неизвестных: рп, рзп и D. Здесь
j=f(D)—псевдогеометрический фактор зоны проникновения,
получаемый из радиальной характеристики зонда 8Э0.9. Если
зона проникновения мала и /d = 0, величина рКоо = рп; если зона
очень глубока, рКоо~рп. В первом случае, когда влияют
все три параметра, значение рКо° не позволяет определить эти
параметры без использования дополнительной информации
(дополнительных уравнений или результатов измерений дру-
гими зондами).
Контрольные вопросы
1.	В каких единицах масштаба регистрируется диаграмма индукционного
метода? Каковы преимущества >и недостатки такого масштаба?
2.	Как влияет скин-эффект на показания индукционных зондов?
3.	Как определяются границы пластов и их толщины по диаграммам ин-
дукционного метода?
4.	Как влияет скважина, зона проникновения и толщина пластов на пока-
зания индукционных зондов?
5.	Как определяется удельное сопротивление неизмененной части пласта
по диаграммам индукционного метода? В каких случаях это оказывается воз-
можным, а в каких — нет?
§ 4. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ МИКРОМЕТОДОВ
В комплексе методов сопротивления для исследования
ближней зоны пласта — промытой части рпп и зоны проникно-
вения рзп — используются диаграммы микрометодов. Так же,
как и макрозонды, микрозонды делятся на две группы: трех-
электродные несфокусированные (МДО-3) и фокусированные
зонды, из которых наибольшее применение имеет аппаратура
МБКУ, позволяющая вместе с регистрацией рк мвк записывать
диаграмму диаметра скважины1.
Все микрометоды предназначены для выделения очень тон-
ких пластов и исследования пород на небольшую глубину, по-
этому размеры микроустановок должны быть меньше диаметра
скважины. Чтобы скважина, заполненная буровым раствором,
имеющим достаточно низкое удельное сопротивление по срав-
нению с породой, не оказывала сглаживающего влияния на
диаграммы микрометодов, зонды размещают на изолирующей
1 Все три вида измерений сочленяются в комплексном приборе Э2.
53
пластине — башмаке микрозонда, который прижимается к стен-
ке скважины рессорной пружиной.
Поскольку размеры микрозондов малы, сфера исследования
их ограничивается частью пласта, непосредственно прилегаю-
щей к стенке скважины. В фильтрующих коллекторах с меж-
зерновой пористостью эта часть представлена промытым плас-
том рпп и глинистой коркой ргк, в неколлекторах — тонким сло-
ем не вытесненного башмаком микрозонда бурового раствора
и неизмененной частью пласта. Эти особенности контакта баш-
мака микрозондов с породой определяют характер диаграмм
для различных типов пород.
В случае обычных нефокусированных микрозондов на изо-
лирующей пластине размещают три электрода на расстоянии
0,025 м один от другого. Их используют для одновременной
регистрации диаграмм двух зондов — А 0,025 М 0,025 N и
А0,05 М (электрод N— корпус). Зонд А0,025М0,d25N явля-
ется микроградиент-зондом с размером АО = 0,037 м, зонд
А0.05М—микропотенциал-зондом (Л?И = 0,05 м). Исследова-
ния двумя зондами — зондирование породы на очень неболь-
шую глубину. Такое зондирование необходимо, чтобы устано-
вить в разрезе интервалы, где система двух зондов контакти-
рует с породой не непосредственно, а через глинистую корку.
Это позволяет по диаграммам стандартных микрозондов нахо-
дить в разрезах скважин интервалы, в которых залегают кол-
лекторы с межзерновой пористостью. На показания этих зон-
дов (особенно А 0,025 М 0,025 N) большое влияние оказывает
глинистая корка, поскольку ток от электрода А растекается по
слою с наименьшим сопротивлением ргк и величина рпп, начи-
ная примерно с отношения рпп/ргК ~ 20, практически не влияет
на характер электрического поля электрода А. Глинистая кор-
ка в этом случае как бы включена параллельно изучаемой по-
роде, и чем меньше удельное сопротивление корки, тем больше
ее шунтирующее действие.
При исследованиях зондами с радиальной фокусировкой на
башмаке микрозонда размещают центральный электрод Ао и
концентрический с ним экранный электрод Аэ, позволяющий
осуществлять радиальную фокусировку токового пучка от цент-
рального электрода. Такой зонд может быть двух- и четырех-
электродным в зависимости от того, какой способ регулирова-
ния тока экранных электродов используется. В настоящее вре-
мя в практике применяются преимущественно двухэлектродные
зонды. Этими зондами изучают участок среды, в котором гли-
нистая корка как бы включена последовательно с промытой
частью пласта и поэтому оказывает меньшее влияние на диа-
грамму, отклонения на которой в большой мере зависят от
удельного сопротивления промытой зоны в коллекторах или
неизмененной части пласта в неколлекторах.
54
Рис. 24. Интерпретация диаграмм микрозондов, используемых в комплексе
с другими зондами.
/ — точки на диаграммах, по которым определяются границы пластов; 2 —плотные, не-
фильтрующие интервалы; 3— участки кавери (dc>dH); 4 — фильтрующие интервалы (кол-
лекторы, иа которых образуется глинистая корка); 5 — коллектор, насыщенный нефтью
млн газом (высокие показания зонда 4Ф0.75); 6—участки пород низкого сопротивления
По диаграммам двух зондов А 0,025 М 0,025 N и А 0,05 М.
выделяются породы трех типов. Типы пород определяются ха-
рактером контакта башмака микрозонда с породой, что, в свою
очередь, зависит от состояния стенки скважины. К первому ти-
пу относятся породы, устойчивые при разбуривании, чаще все-
го плотные. Они не изменяются при контакте с буровым раст-
вором, и диаметр скважины dc в них остается равным номи-
нальному dH. За счет шероховатости стенки скважины и,
следовательно, неравномерного контакта зонда с породой диа-
граммы микрозонда в этих интервалах чрезвычайно изрезаны
при общем достаточно высоком уровне показаний (рис. 24).
Аналогичный характер имеют диаграммы против пород с до-
статочно большой пористостью, не являющихся коллекторами.
К ним относятся сильно глинистые алевролиты и песчаники,
в которых отсутствует эффективная пористость. Против этих
55
интервалов диаграммы микрозондов также сильно изрезаны,
но уровень показаний для этих пород обычно ниже, чем для
плотных.
Ко второму типу относятся глины, которые набухают и раз-
мываются при контакте с буровым раствором, образуя значи-
тельное увеличение диаметра скважины. Показания двух мик-
розондов в этих интервалах обычно совпадают и равны сопро-
тивлению бурового раствора.
Третья разновидность пород, выделяемая по диаграммам
микрозондов, — это фильтрующие коллекторы, имеющие меж-
зерновую пористость (пески, песчаники, оолитовые известняки
и т. п.). В этом случае системой двух микрозондов с различным
радиусом исследования изучают стенку скважины на различ-
ную глубину. Малым зондом с размером А О = 0,037 м исследу-
ют в основном глинистую корку, выстилающую стенку скважи-
ны в интервале коллектора. Зондом с большим радиусом ис-
следования ЛМ=0,05 м изучают не только глинистую корку,
но и часть коллектора, расположенную за ней. Это обычно
наиболее измененная влиянием проникновения часть пласта,
называемая промытым пластом рпп. Поскольку ргк<рПп (см.
табл. 2 и рис. 8), показания микроградиент-зонда меньше по-
казаний микропотенциал-зонда. Общий уровень показаний в
этих интервалах отличается от обычных значений кажущегося
сопротивления в кавернах, где рк = рР, в 2,5—5 раз. Такие не-
совпадающие средние значения на диаграммах микрозондов,
называемые приращениями, соответствуют интервалам разре-
за, где на стенке скважины есть глинистая корка. Величина
приращений при одинаковой глинистой корке тем больше, чем
меньше пористость коллектора, поскольку рПп = Г,прф тем выше,
чем плотнее порода.
При изучении фильтрующих интервалов возможны отклоне-
ния от основного правила их выделения. Так, при толстой гли-
нистой корке показания зондов могут совпадать (отсутствуют
приращения). Если в нижней части водоносного коллектора
зона проникновения рассасывается или осолоняется, что приво-
дит к замене сопротивления рпп на рвп, кажущееся сопротивле-
ние на диаграмме микропотенциал-зонда может не отличаться
(либо стать меньше) от кажущегося сопротивления на диа-
грамме микроградиент-зонда. Возможны и другие отклонения
от основного правила выделения коллекторов, зависящие от
условий в зоне проникновения и в скважине.
Границы пластов на диаграммах микрозондов выделяют по
наиболее крутому подъему кривых. Аномалии в интервалах
залегания плотных пород, где кривые сильно изрезаны, не под-
лежат интерпретации. Сильные изменения рк в этих интерва-
лах больше определяются неровностями стенки скважины, чем
влиянием самой породы, поэтому всюду, где диаграммы обоих
56
Рис. 25. Зависимость рк/ргк=/4рпп/
ргк) (однозондовые палетки).
/ — микроэкранированный зонд (МБК); 2 —
потенциал-микрозонд; 3 — градиент-микро-
зонд. Шифр кривых — hrK, мм
зондов дают очень высокое рк, расчленение разреза не делает-
ся. На любой диаграмме микрозонда, таким образом, должны
выделяться три главных уровня: рк = рр — уровень каверн;
рк~рГк — уровень показаний микроградиент-зонда в коллек-
торах с межзерновой пористостью; рк>ргк— уровень показа-
ний микропотенциал-зонда в коллекторах (см. рис. 24).
Показания любого микрозонда зависят от трех характерис-
тик изучаемой среды: рпп, ргк, hrK. Использование комплекта
аппаратуры двух микрозондов и каверномера дает возмож-
ность найти все три параметра среды. Однако в практике такие
определения не производятся из-за очень малой чувствитель-
ности1 регистрируемых величин ркмпз и ркМгз к величине рпп,
что требует недосягаемо высокой точности записи диаграмм рк.
Малая чувствительность микрозондов к величине рпп видна
также и на рис. 25, где даны зависимости рк/ргк = /(рпп/ргк, ^гк)
для микрозондов. При наличии глинистой корки толщиной 5—
10 мм величина рк/ргк не зависит от рпп. уже начиная с отно-
шения, равного 20, а при более толстых — 10.
Диаграммы экранированных микрозондов (МБК) также по-
зволяют выделять границы пластов с очень большой точностью
(рис. 26). Для характеристики пласта, однако, диаграммы од-
ного микроэкранированного зонда недостаточно. Покажем это
с помощью простого расчета. Пусть в разрезе встречены плот-
ные породы и пласты-коллекторы, вскрываемые на пресном
либо соленом буровом растворе. Плотные породы имеют диа-
пазон изменения пористости от 4 до 8%; коллекторы — от 15
до 25%. Пластовые воды в разрезе с рв = 0,06 Ом-м. Скважи-
ны вскрывают пласты на пресных или соленых растворах
рФ1,2 = 1,54-0,5 Ом-м; рфз = 0,06 Ом-м. В плотных породах зонд
1 Как было показано выше, это объясняется шунтирующим влиянием гли-
нистой корки.
57
Рис. 26. Интерпретация диаграмм экранированного микрозонда I и трехэлект-
родного экранированного зонда II.
1, 2 — коллекторы: в интервале глубин 2560—2742 м нефтеносны (p3n<Pn)' ниже глубины
2756 м — водоносны (рзпетРп); 3— плотные породы (зона проникновения отсутствует)
касается стенки скважины, не покрытой глинистой коркой, и,
следовательно, в зоне исследования рп= 1/&п2рв; в коллекторах
влияют две среды: глинистая корка ргк (ее вклад невелик)
и рпп = 1 /^п2рф- В плотных породах рп= [1/(0,04) 24-1/(0,08)2] X
Х0,06 = 374-9,3 Ом-м; в коллекторах, вскрываемых на раство-
рах с рф1, сопротивление промытого пласта рПп1 = 66,74-24 Ом-м;
с рф2 — рПп = 22ч-8 Ом-м. При бурении скважины на соленом
растворе рф3 = рв—р1Шз== 2,664-0,96 Ом-м.
При вскрытии пластов-коллекторов на пресных растворах
диапазон изменения рпп почти полностью совпадает с диапазо-
58
ном изменения рп в плотных породах. Поэтому разделение
плотных и пористых пластов по диаграмме одного зонда МБК
оказывается невозможным.
Напротив, при вскрытии пластов на соленых буровых раст-
ворах коллекторы и плотные породы сильно разнятся по вели-
чине удельного сопротивления и, следовательно, еще больше
по величине кажущегося сопротивления рк, регистрируемого в
участках разреза, где есть глинистая корка, поскольку ргк<
<РпП-
На рис. 26 показан пример расчленения разреза скважины
при рР«;рв. Интервалы коллекторов выделяются по диаграмме
микроэкранированного зонда как пласты низкого сопротивле-
ния, независимо от характера насыщения. Характер насыщения
коллекторов выявляется по радиальной характеристике, часто
проявляющейся при сравнении показаний микроэкранирован-
ного зонда и зонда БК-3. В плотных породах оба зонда дают
высокие сопротивления (рп); в водоносных коллекторах —
низкие (рвп и рпп «рвп); в продуктивных — понижающее про-
никновение (рпп « рвп<Рп « ркБк) •
Диаграммы микроэкранированного зонда могут быть ис-
пользованы для определения удельного сопротивления промы-
той части коллектора. Для этой цели используются зависимо-
сти ркмвк/ргк=/(рпп/ргк, йгк) (см. рис. 25), содержащие кроме
рпп еще два параметра — ргк и Лгк, которые должны быть оп-
ределены независимыми способами: ргк по рР, а Лгк по микро-
кавернограмме. Если точность этих определений невелика, рпп
находится с большой погрешностью. Лучшим способом явля-
ется использование двух уравнений и номограмм, позволяющих
найти два неизвестных — рпп и /ггк. В этом случае используются
двухзондовые палетки — номограммы вида ркмБк/ргк =
= f (рк МПЗ/ргк, Рпп/ргк, Йгк) И рк МБк/ргк = /(рк МГз/Ргк, Рпп/ргк> ^гк) •
По этим номограммам возможно нахождение рпп и йгк при из-
вестном значении ргк [4].
Контрольные вопросы
1.	Какие задачи можно решать методами микрозондов?
2.	Какие микрозонды используются в практике исследования скважин?
3.	Какие задачи качественной интерпретации можно решать при помощи
микрозондов?
4.	Как выделяются плотные породы, коллекторы, глины по диаграммам
нефокусированных микрозондов?
5.	Какие породы и при каких условиях можно выделять с помощью фоку-
сированного микрозонда?
6.	Как определяется удельное сопротивление промытой части пласта по
диаграммам нефокусированных микрозондов?
7.	Как используется диаграмма фокусированного микрозонда (МБК) для
определения удельного сопротивления промытого пласта?
59
§ 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
ПОРОД, ПРОЙДЕННЫХ СКВАЖИНОЙ
Обзор методов решения задачи. Удельное электрическое
сопротивление коллекторов нефти и газа — важный параметр,
позволяющий как оценивать характер насыщения, так и опре-
делять величину коэффициента нефтегазонасыщенности kHT
коллекторов в условиях их залегания.
Задача нахождения удельного сопротивления пласта в об-
щем случае сводится к определению не одного, а трех парамет-
ров: рп, рзп и D. При этом условии она может быть решена
лишь при наличии трех независимых уравнений, т. е. трех зна-
чений кажущегося сопротивления, полученных в результате
измерений с зондами, имеющими разную глубину (по радиусу)
исследования. Для этой цели могут использоваться наборы
однотипных зондов, например, градиент-зондов разной длины,
или экранированных зондов (БК.) с разной фокусировкой,
а также разнотипные зонды, имеющие разную радиальную
глубинность, числом не менее трех. Для нахождения трех па-
раметров (один из них главный — рп) интерпретатор должен
располагать результатами решения прямой задачи, т. е. видом
зависимостей рк от рп, рзп и D для заданной модели (A, рвм, dc,
рР) и данного типа зондов. Поскольку все теоретические рас-
четные данные обычно выражаются в графической форме, оп-
ределение удельного сопротивления при ручной интерпретации
производится способом наложения точек, соответствующих
результатам измерений, на теоретические графики, именуемые
палетками1.
Расчетные данные могут быть представлены в разных ви-
дах. Простейшими являются однозондовые палетки, например
вида pK/pp=f(Рп/рр). Использование однозондовых палеток
требует предварительного определения таких параметров, как
Рзп И D.
Для нахождения D при определении рп по диаграммам мак-
розондов никаких прямых методов не существует. Поэтому
однозондовые палетки при ручной интерпретации имеют огра-
ниченное применение, поскольку по диаграмме одиночного зон-
да нельзя найти все три искомых параметра. В этом случае
применяют соединение однозондовых палеток в количестве не
менее двух, а в настоящее время для всех используемых в
практике зондов — в сводные палетки. Однозондовые палетки
1 Палетка — французское слово, обозначающее сетку на прозрачной бума-
ге, используемую для подсчета площадей неправильной формы. В геофизике
этим словом обозначается не то, что накладывается на измеряемый объект,
а расчетные данные, на которые накладываются результаты измерений. В гео-
физической литературе палеткой часто ошибочно именуют любую зависимость,
изображенную на бумаге в двухкоординатной системе.
60
используются в алгоритмах определения рп, рзп и D при ма-
шинных методах интерпретации, когда в короткое время может
осуществляться перебор большого числа палеток и поиск реше-
ния методом итераций.
Второй тип палеток, позволяющих определить две неизвест-
ные величины — рп и D,— именуется двухзондовыми. В этом
случае применение этой или иной палетки требует знания
третьей неизвестной рзп, которая находится из величины кажу-
щегося сопротивления какого-либо зонда с малой глубиной
исследования. Двухзондовые палетки представляют собой за-
висимости кажущегося сопротивления (pK°o)i одного зонда от
(ркоо)г второго зонда. Зонды должны обладать различной глу-
биной исследований.
Имеются попытки применения также трехзондовых палеток
с использованием показаний всех трех зондов ркБ, ркс и ркм-
Практика, однако, показала, что определение всех трех неиз-
вестных рп, рзп и D по таким палеткам все-таки затруднитель-
но. Поэтому процедура предварительного исключения одной из
неизвестных (рзп) всегда должна предшествовать последую-
щим определениям рп и D.
Самыми первыми в практике геофизических исследований
скважин явились многозондовые палетки, построенные для ие-
фокусированных градиент- и потенциал-зондов, из которых наи-
большее значение приобрели палетки однотипных и разноглу-
бинных градиент-зондов. Эти палетки до настоящего времени
не потеряли своего значения и обеспечивают процедуру опре-
деления параметров пласта рп, рзп, D по методике бокового
электрического градиент-зондирования (БЭЗ или Б КЗ). Па-
летки БЭЗ представляют собой зависимости кажущегося со-
противления от размера зонда pK/pP=f {AO/dz), где каждая
кривая характеризуется модулем ц. = рп/рР, а каждый лист па-
летки — параметрами среды — рзп/рР, D/dz или h/dz, рвм/рР-
Примеры таких палеток приведены на рис. 13—15. Поскольку
метод бокового зондирования является наиболее разработан-
ным и давно используется в практике, с него начнем рассмот-
рение всех методик определения удельного сопротивления по-
род при геофизических исследованиях в скважинах.
Контрольные вопросы
1.	Какова общая схема определения удельного сопротивления горных по-
род геофизическими методами?
2.	Из каких соображений выбирается комплекс зондов для определе-
ния Рп, рзп, £>?
3.	Что такое палетки? Какие типы палеток могут быть использованы прн
определении удельного электрического сопротивления пород, пройденных сква-
жиной?
61
Определение удельного электрического сопротивления пород
методом бокового электрического зондирования (БЭЗ, БКЗ) [7].
Для определения удельного сопротивления и установления ра-
диальной характеристики пласта используют метод бокового
электрического (или бокового каротажного) зондирования
(БЭЗ, БКЗ). Боковое электрическое зондирование представля-
ет собой исследование скважины серией зондов, имеющих раз-
личный размер, а следовательно, и глубину исследования. Раз-
мер наименьших зондов близок к диаметру скважины или
превосходит его в 2—4 раза. Размер наибольшего из употреб-
ляющихся зондов обычно не превышает 8 м. Для лучшего оп-
ределения границ пластов в комплект зондов БЭЗ вводят обра-
щенный зонд, если зондирование проводится последовательны-
ми зондами. Основная цель такого зондирования — получение
кривой изменения кажущегося сопротивления как функции из-
менения размера зонда pK — f(AO). Эта кривая, называемая
фактической, или практической, кривой зондирования, сравни-
вается с расчетными кривыми, собранными в палетки. В итоге
такого сравнения устанавливается совпадение фактической и
одной из палеточных кривых, при этом параметры модели, для
которой рассчитана теоретическая кривая, принимаются в ка-
честве результата интерпретации. На этом основании опреде-
ляются удельное сопротивление пласта рп и параметры зоны
проникновения рзп и D. Успех и качество интерпретации дан-
ных БЭЗ зависят, таким образом, не только от качества прове-
денных в скважине измерений, но и от правильности выбора
теоретических кривых, полученных на модели, строго соответ-
ствующей (или близкой) интерпретируемому пласту (h, рвм,
Рзп и D и т. п.). Имеющиеся в настоящее время палетки не пол-
ностью обеспечивают все встречаемые в практике условия за-
легания пластов, поэтому интерпретация в ряде случаев быва-
ет невозможной, а иногда может быть проделана лишь с не-
которой степенью приближения.
Перечислим основные виды палеток, употребляющихся при
интерпретации.
Двухслойные палетки построены для одной цилиндрической
границы раздела, моделирующей скважину и пласт бесконеч-
ной мощности. Онн представляют собой семейство кривых
pK/pp=f (AO/dc). Модулем каждой кривой является отношение
ц. = рп/рР (см. рис. 13).
Трехслойные палетки построены для двух цилиндрических
границ раздела, моделирующих скважину, зону проникновения
и пласт бесконечно большой толщины. Решение представлено
в виде семейств кривых pK/pp=f (AO/dc). Модулем каждой кри-
вой является отношение ц = рп/рр, модулями каждой палетки —
рзп/рр и D/dc (см. рис. 14).
Палетки для пластов конечной толщины построены для усло-
62
вий совместного влияния скважины и
пласта ограниченной толщины без зоны
проникновения. Они представлены в ви-
де семейств кривых рк/рр —f (AO/dc).
Модулем каждой кривой является отно-
шение |х = рп/рр> модулями палетки-—
рвм/рр и h/dc. К этой серии относятся па-
летки ЭКЗ (экстремальные кривые зон-
дирования, см. рис. 15).
Кроме перечисленных палеток имеют-
ся еще и другие, которыми можно поль-
зоваться при интерпретации БЭЗ, но они
имеют второстепенное значение в прак-
тике.
Обработку и интерпретацию диа-
грамм БЭЗ рассмотрим на примере ис-
пользования градиент-зондов, поскольку
Рис. 27. Определение оп-
тимального рк опт, средне-
го рк ср и экстремальных
Рк max И рк min ЗИЗЧеНИЙ
кажущихся сопротивле-
ний.
Штриховкой выделены пла-
сты высокого сопротивления
в практике исследования скважин гради-
ент-зондирование является стандартной
операцией.
Обработку диаграмм БЭЗ начинают
с определения границ и выделения под-
лежащих интерпретации пластов. Грани-
цы пластов находят рассмотренными вы-
ше способами по диаграммам малых
зондов или последовательного и обращенного зондов, микро-
зондов, каверномера, а также другими методами, которые ис-
пользуются для заключения о литологических особенностях
пород. Для выделенных интервалов строят кривую зависимости
кажущегося сопротивления от размера зонда pK = f (ЛО).
При снятии значений кажущегося сопротивления с диаграмм
БЭЗ следует придерживаться правил, которые определяются
отношением толщины пласта к диаметру скважины h/dc и в не-
которой степени отношением рп/рВм (рис. 27).
1.	При рпЗ>рвм и h/dc>-16—25 необходимо снимать опти-
мальные значения рк. Для этого определяют среднее кажущее-
ся сопротивление в интервале пласта, равном h—АО. Интервал
экранирования, равный длине зонда, вычитают из толщины пла-
ста со стороны минимума (от кровли — при последовательном
зонде, от подошвы — при обращенном).
2.	При h^.16 dC и равном 3,2—4,8 м (dc меняется в преде-
лах 0,2—0,3 м) следует снимать рк шах, если рп>рВм и рк mi;„
если рпСрвм, поскольку построение кривой зондирования по
оптимальным значениям кажущегося сопротивления в этом слу-
чае невозможно (размеры больших зондов превышают толщину
пласта).
3.	При рп, мало отличающемся от рвм, можно снимать значе-
63
Таблица 5
Примерная форма таблицы для интерпретации диаграмм БЭЗ
ния среднего кажущегося сопротивления в средней части
пласта.
Данные, снимаемые с диаграмм, вносят в таблицу (табл. 5).
На основании этих данных кривую зондирования рк —f (АО)
строят на прозрачном бланке билогарифмической бумаги, кото-
рый затем совмещают с палетками, подходящими для интерпре-
тируемого случая. Чтобы выбрать соответствующую палетку,
требуется установить тип кривой зондирования. Иногда тип
кривой и нужную палетку можно предусмотреть заранее, но
чаще это устанавливается только после сопоставления факти-
ческой кривой с двухслойной палеткой. Типы кривых зондиро-
вания определяются, в первую очередь, видом радиальной ха-
рактеристики (см. рис. 8) и, во вторую, — толщиной пласта.
Типы кривых зондирования рассмотрим для пластов неогра-
ниченной толщины (рис. 28).
Типы кривых зондирования. Двухслойные кривые (см. кри-
вые / на рис. 28) наблюдаются против плотных пород (рп>рР),
коллекторов с глубокой зоной проникновения (D»dc); коллек-
торов, где рз„ «рп (см. табл. 2 и рис. 8), когда РЛ Пп/^н-рф/рв« 1.
При наложении на двухслойную палетку интерпретируемая
кривая хорошо согласуется с палеточными.
Трехслойные кривые при наличии проникновения, повышаю-
щего сопротивление пласта pP<Zp3n>pn (см. кривые II на
рис. 28), чаще всего наблюдаются против водоносных коллек-
торов с межзерновой пористостью, когда рф>рв (радиальная
характеристика 1 на рис. 8). Кривая того же типа наблюдается
против нефтеносных и газоносных пластов, если Р» Пп/Рк-рф/рв>
>1, что свойственно коллекторам с невысоким начальным неф-
тегазонасыщением, вскрываемым на пресном буровом растворе.
64
Рис. 28. Кривые бокового электриче-
ского зондирования для пластов не-
ограниченной мощности:
1 — палеточные (шифр кривых — рп/рр);
2 — интерпретируемые (/ — двухслойные,
// — трехслойные при Рр<Рзп<Рп’
трехслойные при Рр<Рзп>Рп)'’ 3 — геомет-
рическое место точек рк = рп иа двухслой-
ной палетке
Кривая второго типа при наложении на двухслойные палетки
сечет теоретические, переходя от высоких к более низким мо-
дулям.
Трехслойные кривые при наличии проникновения, понижаю-
щего сопротивление пласта рР<р3п<рп (см. кривые III на
рис. 28), наблюдаются против продуктивных нефтегазонасы-
щенных коллекторов при Л,пп//^-рф/рв<1. При совмещении
с двухслойными палетками отмечается, что правая ветвь кри-
вой, а иногда и вся кривая сечет теоретические, переходя от
низких к высоким модулям.
При сравнении типов кривых, соответствующих различным
условиям, отмечается эффект резкого снижения кажущегося
сопротивления в правой части кривой зондирования, обуслов-
ленный радиальной характеристикой рР<рзп>рп и влиянием
ограниченной толщины пласта. В связи с этим при интерпрета-
ции БЭЗ эффект влияния проникновения часто может быть
выявлен только при правильном выборе палетки, точном учете
влияния толщины пласта и вмещающих пласт пород.
Интерпретация кривых зондирования. При интерпретации
двухслойных кривых зондирования бланк с нанесенными на
него точками, имеющими координаты АО и рк, совмещают
с двухслойной палеткой. Для совмещения используют точку
с координатами dc и рр, называемую крестом кривой зондирова-
ния (рис. 29). При совмещении используют преимущество ло-
гарифмической сетки, на которой деление и умножение пред-
ставляет собой вычитание и сложение логарифмов чисел. Кри-
вую зондирования, построенную на логарифмическом бланке
в системе координат 1g рк и 1g АО, совмещают с одной из кри-
вых палетки в системе координат lg (рк/рР) = lgpK—lgpP
и lg (AO/dc) =lg4O—lgdc- Системы координат кривой зондиро-
5—233
65
Рис. 29. Интерпретация двухслойной кривой зондирования по двухслойной
палетке.
1 — интерпретируемая кривая; 2 — палеточные кривые
вания и палетки различаются на величину отрезков 1g рр и lg dc.
Следовательно, для совмещения кривой зондирования с палет-
кой достаточно совместить точку с координатами рр и dc, отме-
ченную на бланке интерпретируемой кривой, с крестом палетки,
координаты которого рк/рР= 1, или рк = рР и ЛО/(/с=1, или
AO=dc.
При совмещении креста бланка с крестом двухслойной па-
летки точки фактической кривой зондирования либо совмеща-
ются с одной из теоретических кривых, либо располагаются со-
гласованно между двумя кривыми палетки. Удельное сопротивле-
ние пласта находят по пересечению фактической кривой с кри-
вой АА, представляющей собой геометрическое место точек на
палетке рк/рр = рп/рр, а на бланке рк = рп-
При интерпретации трехслойных кривых их условно делят
на правую и левую ветви (рис. 30). Левую ветвь проводят по
точкам, соответствующим малым зондам; она характеризует
зону проникновения. Правая ветвь соответствует большим зон-
дам и определяется сопротивлением пласта.
При совмещении кривой с двухслойной палеткой находят
приближенный модуль левой ветви или отношение рзп/рР. Это
отношение позволяет выбрать группу трехслойных палеток с та-
ким же или близким модулем рзп/рп- Из этой группы по лучше-
му совпадению с практической кривой подбирают лист с наи-
более близкими значениями Djdz. Удельное сопротивление пла-
66
Рис. 30. Интерпретация трехслойной кривой зондирования по трехслойиой па-
летке (рзп/рр=20, £)/dc=4).
Кривые: 1 — интерпретируемая; 2 — палеточиые (шифр кривых — рп/рр)
ста находят по пересечению практической кривой зондирования
с кривой АА; в этой точке рк=рп-
Параметры зоны проникновения рзп и D определяют по мо-
дулям выбранной трехслойной палетки рзп/рр и D/dc или в ре-
зультате интерполяции между двумя ближайшими палетками.
При определении параметров зоны проникновения таким спосо-
бом в случае, когда рР<рзп>рп величины рзп и D получаются
близкими к действительным, если отношения рзп/рр и Djd^ боль-
ше приведенных ниже значений рзп/рР и Dldc, до которых на-
блюдается эквивалентность кривых бокового зондирования:
р>„/рР .	.	....	.. 8	20	60	100	200
D/dc............................................... 2	3	5	6	8
Если значения D/dc и рзп/рР не превышают приведенных вы-
ше величин, наблюдается эквивалентность кривых зондирования
и параметры зоны проникновения, найденные по трехслойным
палеткам, могут не соответствовать действительным.
Трехслойную кривую зондирования в случае проникновения,
понижающего сопротивление пласта (рР<рзп<Т)), накладыва-
ют на двухслойную палетку (см. рис. 13). По точкам, соответ-
ствующим малым зондам, находят модуль левой ветви или при-
мерное значение рзп/рР. По этому значению выбирают группу
трехслойных палеток с равным или близким модулем рзп/рР-
Из этой группы последовательным наложением выбирают наи-
более подходящую палетку (или две ближайшие палетки). Ве-
личину рп находят по пересечению фактической кривой зонди-
рования с кривой А А. Величину D/dc определяют по модулю
67
палетки, с которой совместилась интерпретируемая кривая, или
путем интерполяции между двумя ближайшими палетками.
При неглубоком проникновении и высоком сопротивлении
пласта за зоной проникновения в случае, когда рзп<рп, также
отмечается эквивалентность кривых зондирования. Поэтому для
правильного определения параметров зоны проникновения не-
обходимо независимое определение сопротивления зоны проник-
новения.
Для интерпретации кривых данного типа можно пользовать-
ся сводной двухслойной палеткой, применяя ее только к правой
ветви. В этом случае скважина и зона проникновения объеди-
няются в фиктивную первую среду и правая ветвь кривой зон-
дирования рассматривается как эквивалентная двухслойная
кривая для двух сред — фиктивной первой и среды с удельным
сопротивлением рп. Поскольку удельное сопротивление первой
среды рфик в значительной мере зависит от зоны проникновения,
а диаметр фиктивной среды </фИК— от диаметра зоны проникно-
вения D, торфИК>рр и ^фИК>^с, следовательно, при совмещении
правой ветви кривой зондирования с двуслойной палеткой тре-
буется использовать фиктивный крест, расположенный правее
и выше действительного. Это эквивалентно смещению креста
фактической кривой зондирования влево и вниз относительно
креста двухслойной палетки. Поле, в пределах которого смеща-
ется крест фактической кривой зондирования на сводной палет-
ке, представляет собой палетку эквивалентных кривых (ЭК-2).
Сплошные и пунктирные линии являются соответственно линия-
ми равных значений рзп/рР и Did,-.
При пользовании этой палеткой сначала совместим факти-
ческий крест кривой зондирования с крестом двухслойной па-
летки. Определим модуль двухслойной кривой, проходящей че-
рез точки, соответствующие малым зондам. В первом прибли-
жении примем этот модуль равным рзп/рР интерпретируемой
кривой. Далее сместим фактический крест по кривой палетки
ЭК-2, которая имеет тот же модуль рзп/рР, до тех пор, пока пра-
вая ветвь кривой зондирования не согласуется с двухслойной
палеткой (рис. 31). Удельное сопротивление пласта определяет-
ся по пересечению правой ветви с кривой АА. Для более уве-
ренного нахождения диаметра зоны проникновения необходимо
независимое определение рзп/рР-
Кривую зондирования для пластов ограниченной толщины
строят по экстремальным значениям рктах или рктт- Она имеет
два креста — основной рк = рР, AO = dc и дополнительный
Рк = рвм> AO = h. При интерпретации таких кривых используют
палетки экстремальных кривых зондирования (см. рис. 15).
По величине отношений h/dc и рвм/рР интерпретируемой кри-
вой подбирают лист палетки с такими же или ближайшими зна-
чениями этих модулей. Кривую совмещают с палеткой сначала
68
Рис. 31. Интерпретация трехслой-
ной кривой зондирования по двух-
слойной палетке (фактический
крест сдвинут вниз и влево).
Кривые: J — интерпретируемая; 2 — па-
леточные; 3 — O/dc=eonst; 4 — рзП/рр=
«const
по левому кресту, затем по дополнительному кресту, определяя
Рп лев, Рп прав-
Поскольку используемые в данном случае палетки составле-
ны для пластов, не имеющих зоны проникновения, в результате
интерпретации могут быть получены несовпадающие значения
удельного сопротивления, найденного по левой и правой ветвям.
Если рп лев=рп прав, зона проникновения отсутствует или очень
велика. Если рп лев^*рп прав или рп лев<^рп прав, имеется зона про-
никновения, соответственно повышающая или понижающая со-
противление пласта. Однако более строгое определение рп, рзп,
D по этим данным затруднительно, поскольку количество вари-
антов трехслойных палеток ЭКЗ невелико и не соответствует
всему многообразию вариантов отношений /i/dc, рвМ/рр, рзп/рр
и D/dc, встречающемуся на практике.
Уточнение сопротивления бурового раствора по данным
зондирования. Для уверенной интерпретации данных бокового
зондирования требуется знание сопротивления бурового раство-
ра, которое измеряют скважинным резистивиметром. В некото-
рых случаях рр можно уточнить по данным того же зондирова-
ния. Для этого в разрезе выбирают пласт, для которого кривая
зондирования является заведомо двухслойной (плотная поро-
да). Желательно, чтобы толщина такого пласта была велика
(/i/dc>16) и сопротивление существенно отличалось от сопро-
тивления бурового раствора.
На бланк, где построена кривая для этого пласта, наносят
линию диаметра скважины, которую затем совмещают с линией
69
диаметра двухслойной палетки. Бланк перемещают вверх или
вниз относительно оси ординат палетки до тех пор, пока точки
интерпретируемой кривой не согласуются с кривыми двухслой-
ной палетки. При фиксированном положении кривой на бланке
определяют положение ее левой и правой асимптот (рк = рР
и рк=рп)- Величину рк = рР дает крест палетки, перенесенной на
бланк, а рк = рп определяется как точка пересечения интерпрети-
руемой кривой с кривой АА.
Аналогично для определения рр по данным бокового зонди-
рования могут быть использованы палетки ЭКЗ, если кривые
кажущегося сопротивления данного пласта ограниченной мощ-
ности не искажены экранированием.
Контрольные вопросы.
1.	Что такое боковое электрическое зондирование? Для какой цели эти
исследования проводятся в скважинах?
2.	Какова основная схема интерпретации результатов БЭЗ?
3.	Перечислите типы кривых бокового электрического зондирования. Ка-
кими особенностями пластов определяются типы кривых БЭЗ?
4.	Что такое палетки? Какие основные рабочие типы палеток БЭЗ вы
знаете?
5.	Как интерпретируются двухслойные кривые зондирования для пластов
большой толщины?
6.	Как интерпретируются двухслойные (без проникновения) кривые зон-
дирования для пластов малой толщины?
7.	Как интерпретируются трехслойиые кривые БЭЗ для пласта с проник-
новением, повышающим его сопротивление, в случае большой толщины?
8.	Как интерпретируются трехслойные кривые БЭЗ для пласта с проник-
новением, понижающим его сопротивление, в случае большой толщины?
9.	Как изучается радиальная характеристика и определяется сопротивле-
ние пластов малой толщины с проникновением? Какие трудности при этом
встречаются?
10.	Зачем при интерпретации БЭЗ нужно знать удельное сопротивление
бурового раствора и вмещающих пласт пород?
11.	Как и в каких случаях сопротивление бурового раствора можно уточ-
нить по данным БЭЗ?
Определение удельного сопротивления пород по диаграммам
разнотипных зондов. Удельное электрическое сопротивление по-
род может быть получено по диаграммам однотипных и разно-
типных разноглубинных зондов. Использование набора зондов
требуется, естественно, в том случае, когда в исследуемом ин-
тервале имеется зона проникновения. При отсутствии зоны та-
кие определения можно делать по одиночной диаграмме любо-
го зонда. Поскольку при наличии зоны проникновения опреде-
лению подлежат три неизвестных, для интерпретации необходи-
мо располагать не менее чем тремя измерениями с зондами,
имеющими разную глубину исследования. Такие независимые
измерения следует рассматривать как уравнения, число которых
должно быть равно числу определяемых неизвестных. Приме-
няемые при этом палетки представляют собой графические ре-
70
шения системы двух уравнений — двухзондовые палетки, тре-
бующие предварительного определения одной из неизвестных,—
либо трех уравнений — трехзондовые палетки. Палетки при
этом должны строго соответствовать типам применяемой аппа-
ратуры, для других типов их использовать не имеет смысла.
Чтобы сократить число используемых палеток, их строят для
пластов неограниченной толщины. Поэтому диаграммы отдель-
ных зондов перед использованием их для определения удельно-
го сопротивления должны быть предварительно исправлены
в соответствии с методикой, изложенной для фокусированных
зондов1.
Сводные однозондовые палетки [6]. Определение удельного
сопротивления по сводным однозондовым палеткам осуществля-
ется по набору зондов, которые интерпретатор может выбрать
произвольно. Входным модулем палетки является отношение
Рзп/рр, которое должно быть определено каким-либо независи-
мым способом. Для этого рекомендуется использовать диаграм-
мы самых малых или микроэкранированных зондов либо другие
данные. К другим относится, например, известная или мало из-
меняющаяся характеристика значений рзп для коллекторов дан-
ного района. Если величина пористости для данного типа кол-
лекторов изменяется мало, например, от 20 до 30%, то отноше-
ние рзп/рр = Рп зпРпрф/рр, примерно равное параметру пористости
Рп, определится в первом приближении как величина Pn — i/kn2 =
= 1 [0,22ч-0,32] «25ч-10. Следовательно, основные рабочие
листы палеток будут иметь входной модуль рзп/рР в пределах от
25 до 10.
Оценка входного модуля также может быть проделана тем
же путем, если в данном пласте определена пористость незави-
симым от методов сопротивления способом. Сводные палетки
позволяют использовать интерпретатору любой имеющийся
в его распоряжении набор зондов от двух и более. Пример та-
кой палетки приведен на рис. 32. Здесь используются группы
однозондовых палеток вида рк/рр=/:(рп/рр) для фиксированных
значений р3п/рр и dc. Модулями отдельных кривых являются
значения Did,.. Общая для всех палеток ось ординат рп/рР,
ось рк/рр для каждой палетки смещена по оси абсцисс на одну
логарифмическую единицу. При проведении определения рп/рР
по рекомендуемой методике существенные значения, снимаемые
с диаграмм всех зондов, приводятся к условию й = оо. Значения
кажущейся электропроводности индукционных зондов исправ-
ляются за влияние скважины и скин-эффекта и переводятся
в значения рКОо.
1 Нефокусированные зонды подлежат такой же обработке, т. е. приведе-
нию показаний к условию /г = оо с помощью соответствующих поправочных ко-
эффициентов.
71
Рис. 32. Пример интерпретации по сводной палетке (рап/рр=20, dc=0,2 м,
шифр кривых— рр, Ом-м) диаграмм комплексов зондов с разной глубиной ис-
следования (4И1, БК-3, ЛО=1,05 м).
/~5 — кривые для D!dc, равных соответственно 1, 2, 4, 8, 16. Пример: рк1 = 8,3 Ом-м;
Рк2=25 Ом-м, Ркз=60 Ом-м; рр=2,5 Ом-м. Результат интерпретации по этапам abcde-.
Рп/рр=2,1; рп = 5,3 Ом-м; £>/dc = 8; D=l,6 м
Последующие определения производятся следующим спосо-
бом. На кальке, наложенной на палетку, по оси абсцисс (на па-
летке рк/рр) откладываются значения рК1‘ на участках оси, соот-
ветствующих каждому из выбранных зондов (pKi, рк2--.)- Что-
бы привести для всех зондов ось рк> кальки в соответствие
с осью рК1/рр палетки, в координатах pKi/pP первого зонда откла-
дывают значение pKi = рР. Сдвинув кальку по оси абсцисс до сов-
мещения точки рК1 = рр (калька) с точкой pKi/pp= 1 (палетка),
получаем соответствие осей палетки и кальки. (Вычитание от-
резка 1g рр из всех значений lgpKI- осуществляет процедуру деле-
ния pKi/рр-) После этого, перемещая кальку вверх по оси орди-
нат, останавливаемся при условии, что все точки попали на
кривые (или разместились между ними) с одинаковым моду-
лем DJdc. Значение рп/рР, при котором это получилось, дает ве-
личину рп= (рп/рр) пэлРр- Подбор необходимой палетки осуще-
ствляется по величине предварительно найденных входных мо-
делей палетки рзп/рР и dc, наиболее близких к действительным
значениям.
i — номер зонда.
72
На определение рп таким и любым другим способом обяза-
тельно сказывается погрешность исходных данных Лркь В мето-
дике рекомендуется учитывать эту погрешность, откладывая
величину рк=± 10 % • Поскольку уровень ошибок при ГИС
в каждом случае измерения не определяется и они могут дости-
гать больших величин, для усреднения погрешностей рекомен-
дуется пользоваться максимально возможным числом измере-
ний зондами разного типа (больше необходимых двух).
Сводные палетки имеются для двух вариантов наборов зон-
дов: приведенного на рис. 32, включающего разнотипные зонды,
измерения с которыми могут производиться с разными сква-
жинными приборами, и зондов аппаратуры БИК-2.
Контрольные вопросы
1.	Что такое сводные палетки? Из каких элементов они состоят?
2.	Объясните способ использования сводных палеток.
3.	Какой предварительной обработке подвергаются снимаемые с диаграмм
значения рк и ак?
4.	Как выбирается комплекс зондов для проведения определения рп по
сводным палеткам?
Двухзондовые палетки [6]. Для определения удельного со-
противления пластов с зоной проникновения используются двух-
зондовые палетки. Пример такой палетки для двух фокусиро-
ванных зондов показан на рис. 33. При работе с этими палет-
ками также требуется строгое соответствие модели среды и ти-
па аппаратуры, с которой получены диаграммы, тем условиям,
для которых построены палетки.
Приведенная палетка предназначена для определения
удельного сопротивления коллекторов, имеющих зону проник-
новения, по диаграммам двух наиболее распространенных фо-
кусированных зондов 4И1 и БК-3 (рзп= Ю Ом-м). Координаты
палетки изображаются двумя шкалами Рик=/(Рбк) и рИк/рзп=
=f (рвк/рзп). Относительные значения второй системы координат
облегчают интерполяцию между палетками (повышается точ-
ность определений). Перед использованием палетки снятые
с диаграмм отсчеты предварительно исправляются по схеме, из-
ложенной выше, в результате чего каждый из отсчетов преоб-
разуется в значение рКоо. На палетке рис. 33 (ркм)ад1 = Рик;
(рко=) бк-з = Рбк-
Таким образом, если после введения поправок за скважину
и мощность рвк = 6 Ом-м, а рик=1,6 Ом-м, определяемые ве-
личины рп=1 Ом-м, a D = l,6 м. Полученные данные, разумеет-
ся, изменяются, если помнить, что измерения входных парамет-
ров рк и рзп проделаны с некоторой, не сообщенной интерпрета-
тору погрешностью. Если погрешность известна, величины ко-
нечного результата при такой глубине зоны проникновения мо-
73
Рис. 33. Пример двухзондовой палетки для зондов 4И1 и БК-3 (рэп=10 Ом-м,
dc=0,2 м).
Рп
Шифры кривых: 1 —------/рп, (Ом-м)-'; 2 — D, м; 3 — предельные значения Рк1цг
Рзп
гут сильно измениться, поскольку измерения зондом БК-3 боль-
ше отражают удельное сопротивление зоны проникновения,
а вклад геометрического фактора пласта зонда 4И1 в общем
сигнале также резко уменьшается.
Палетка на рис. 33 позволяет рассмотреть ограничения дан-
ного комплекта зондов при определении удельного сопротивле-
ния коллекторов. Нижняя часть палетки соответствует условию
рп<рзп повышающему, верхняя — понижающему проникнове-
нию рп>рзП. Для повышающего проникновения существует
область, соответствующая D/dc от 1 до 4 (до £) = 0,8 м), где рик
практически равно рп. Правее этой области оба зонда находят-
ся под большим влиянием зоны проникновения, и требуется
увеличение точности измерений, чтобы определить рп. В области
понижающего проникновения существует предел, который огра-
ничивает применение зонда 4И1 величиной рк = 204-50 Ом-м
74
(влияние гиперболической шкалы рк индукционного метода).
Начиная с этого предела, отсчет значений рк 4ш не имеет смыс-
ла. В то же время значения рвк-з для величины диаметра зо-
ны D до 0,8 м тяготеют к рп, хотя и заметно занижены вкладом
зоны проникновения.
На основании сказанного сделаем вывод, что двухзондовые
палетки для фокусированных зондов имеют существенные огра-
ничения в возможности определения рп, связанные с ограниче-
ниями шкалы рк индукционного зонда в области высоких сопро-
тивлений и требованием недостижимо высокой точности измере-
ний при наличии глубоких зон проникновения.
Контрольные вопросы
1.	Что такое двухзондовые палетки? Как они составлены? Что является
входным модулем таких палеток?
2.	Какие диаграммы можно интерпретировать по двухзондовым палеткам?
3.	Какие параметры определяются при использоваиин двухзондовых
палеток?
4.	Какова процедура использования двухзондовых палеток?
Трехзондовые палетки [4,6]. Для определения трех пара-
метров пласта рп, рзп и D существуют комплекты аппаратуры,
позволяющие получать сразу три уравнения. В этом случае
в скважинном приборе монтируются три зонда с разной ради-
альной характеристикой, а следовательно, и разной глубин-
ностью исследования. К таким приборам, кроме БИК-2, кото-
рый снабжен для интерпретации еще и сводными палетками,
относятся приборы Э6 и Э9. В приборе Э6 имеется набор раз-
нотипных зондов 6Э1 (Б), 8Э0.9 (С), БК-3 (М), различаю-
щихся глубиной исследования, соответственно большой (Б),
средней (С) и малой (М). Второй прибор Э9 имеет три одно-
типных зонда БК (Б), БК (С), БК (М) с разными параметра-
ми фокусировки и разной глубинностью.
Прибор Э6 снабжен трехзондовыми палетками (рис. 34).
В этом случае, как и в предыдущих, все значения рк исправля-
ются предварительно за влияние скважин (см. рис. 23), в ре-
зультате чего все рк приводятся к рктс. Затем из трех значе-
ний рм, рс и рБ определяются отношения рм/рБ и рс/рБ, по ко-
торым находятся три параметра по трем семействам кривых:
П0 отношению (рп/рБ)пал находим рп = (рп/рв) палРв; ПО (рзп/
/Рп)пал Рзп “ (рзп/рп) палРп, ПО (£)/б/с)пал—D — (Д/б/с) Пал^с. Та-
кие определения оказываются возможными лишь для случая
повышающего проникновения. Объясняется это теми же причи-
нами, что и рассмотренные при обсуждении разрешающей спо-
собности двухзондовой палетки зондов 4И1 и БК-3 (см. рис. 33).
Для прибора Э9, в котором использованы три зонда БК,
дающих рКБ, ркс и ркМ, схема обработки аналогична всем пре-
75
Рис. 34. Пример трехзондовой палетки для прибора Эб (зонды 6Э1 (Б),
8Э0,9 (С), БК (М): рп<рзп; </с=0,2м; /г=оо).
Кривые: 1 — D/dc=eonst, 2 — pn/p3n = const, 3 — p„/pg=const.
Исходные данные: рм=23 Ом-м; рс = 6 Ом-м; pg=4,2 Ом-м; dc«0,2 м. рс/рБ=1,4;
Рм/Р|5 = 5,4; Рп/Рб=0,9; Рзг/Рп = 9: D/dc=6,5; 0 = 1,3 м; Рп=3,8 Ом-м; рзп = 34 Ом-м
дыдущим. Сначала величины рк всех зондов приводятся к стан-
дартным условиям (рк«, или рБ, рс, рм) • Затем из полученных
величин рБ, рс, рм вычисляются отношения рм/рБ; рс/рБ и в си-
стеме координат палетки (рис. 35) Рм/Pb^f (рс/рР) по двум се-
мействам пересекающихся кривых находят на шкале оси абс-
цисс Рзп/рр и Рп/рР) а затем рзп == (рзп/рр) палрр И рп = (рп/рР) палрР
(по указателям на рис. 35,а).
Недостатком этого метода является та особенность, что дан-
ная система зондов не позволяет определить величину диамет-
ра зоны. Поэтому трехзондовые палетки для этого прибора
имеют входным модулем величину отношения Dld?_. Для того,
чтобы использовать такой прием определения параметров плас-
та, потребовалось в комплект зондов ввести четвертый зонд—
76
Рис. 35. Пример трехзондовой палетки для прибора Э9 (зонды БКб> БКс,
БКм, D/dc—4, h=oo),
и — кривые: 1 — рп/рр; 2 — рзп/рр: 3 — линии перемещения для нахождения pn/pf(abcde)
и pjn/pp(abcd'e'); б — вспомогательная палетка для определения D/dc (шифр кривых) с
использованием дополнительного зонда 6Э1 (ЭЗ, Э6)
6Э1 (приборы ЭЗ и Э6), с помощью которого параметр D/dc
определяется через рБ/рм=/(рБ/рбэО (рис. 35,6).
Еще одним недостатком методики является то обстоятельст-
во, что показания малого зонда очень чувствительны к влия-
нию изменений диаметра скважины, что несколько устраняется
при регистрации диаграмм прибором с отклонителем. Однако
при изменении dc до 0,3 м поправка за влияние диаметра сква-
жины резко возрастает, начиная с рк/рр = 20, что ухудшает спо-
соб определения рп, особенно в разрезах высокого сопротивле-
ния при понижающем проникновении.
Контрольные вопросы
1.	Что такое трехзондовые палетки? Как они построены? Для какой аппа-
ратуры они используются?
2.	Как используются трехзондовые палетки?
3.	Каковы ограничения в использовании этих палеток?
Изорезистивная методика [7]. Как видно из предыдущего
изложения, все методики определения удельного сопротивления
77
р*/р>
Рис. 36. Пример интерпретации комплекса диаграмм зондов с ЛО=0,45 м,
АО= 1,05 м, 6Ф1 и БК-3 по изорезистивной методике (p3n/pP=10; D/dc = 4;
шифр кривых— Рп/рр).
/ — кривая АА; 2 — изорезисторы зонда 6Ф1 для рр = 1-е0,2 Ом-м при рзп>рп, для зонда
БК-3 при рзп<Ргр 3 — рк, снятые с диаграмм градиент-зондов; 4 — точки пересечения пря-
мых Рк=Рк вФ1 н = БК‘3 с соответствУЮЩимн изорезисторами; 5 — палеточные
кривые БКЗ; рп ! = 1,15 Ом-м; рп 2=280 Ом-м
пласта обладают ограничениями: БЭЗ по толщине пласта, фо-
кусированные зонды по глубинности, влиянию скважины, из-за
ограниченной чувствительности в области высоких сопротивле-
ний. В связи с этим поиски последних лет привели разработ-
чиков теории методов сопротивления к идее комплексирования
78
всех имеющихся в распоряжении интерпретаторов методов ка-
жущегося сопротивления. В последние годы была создана ме-
тодика, получившая название нзорезистивной. Она объединяет
теоретические расчетные данные, используемые в методе боко-
вого градиент-зондирования, с данными, получаемыми стандар-
тизированным потенциал-зондом AM = 0,5 м, индукционными
зондами 4И1 и 6Ф1 и получившим широкое применение зон-
дом БК-3.
Для интерпретации используются приемы, изложенные выше
в методе бокового зондирования с добавлением в известные уже
палетки информации, получаемой от других зондов. Пример та-
кой палетки и способ ее использования приведены на рис. 36.
Главной особенностью этой палетки являются дополнительные
кривые, соединяющие точки на кривых: pK/pP = f (AO/dc), где
(рк/рр)гз= (рк/рр)вк-з; (Рк/рр)гз= (Рк/рр)бФ1, где рк/рР фокуси-
рованных зондов вычислены для тех же моделей, что и для гра-
диент-зондов (рп, рзп, D). Эти кривые названы изорезистами.
Использование этих палеток осуществляется следующим об-
разом. Значения рк фокусированных зондов, исправленные, как
и в предыдущих случаях, и приведенные к условиям стандарт-
ной скважины, наносятся на бланк БЭЗ вместе с кривой рк =
=/(АО) в виде прямых рк = (рк<х,)6Ф1 и (или) рк= (ркоо) БК-3
Точка пересечения этих прямых с соответствующими изорези-
стами, определяющими геометрические места точек для фокуси-
рованных зондов, используется как дополнительная точка кри-
вой зондирования. Если толщина исследуемого пласта мала
и оптимальное сопротивление с диаграмм больших зондов не
может быть снято, эти дополнительные точки расширяют воз-
можности бокового зондирования. В качестве примера приведе-
ны две кривые зондирования для пластов, толщина которых не
позволяет использовать информацию от зондов с АО = 2,25, 4,25
и 8,5 м. Кривая 1 для повышающего проникновения проводится
по двум точкам рк зондов с АО = 0,45 и 1,05 м и точке пересече-
ния изорезисты зонда 6Ф1 с прямой рк = рКбф1 (точка а). Это
продолжает кривую зондирования в области отсутствующих
значений больших зондов и позволяет определить рп по пересе-
чению с кривой АА. Таким же образом интерпретируется кри-
вая 2 для случая понижающего проникновения, но с использо-
ванием изорезисты зонда БК-3. Полученные значения pni =
= 1,15 Ом-м, рпа = 280 Ом-м.
Контрольные вопросы
1.	Каковы ограничения методов определения удельного сопротивления
коллекторов, имеющих зону проникновения фильтрата, во всех рассмотренных
методиках?
2.	Что такое изорезисты?
79
3.	Каково назначение изорезистивной методики? Какие измерения исполь-
зуются при ее применении? Как построены палетки?
4.	Как определяются параметры пластов по данной методике?
§ 6. МЕТОД ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ
Диэлектрическая проницаемость е наряду с удельным элект-
трическим сопротивлением р и магнитной проницаемостью ц
является физическим свойством породы, определяющим харак-
тер электромагнитного поля. Абсолютная диэлектрическая про-
ницаемость определяется соотношением zz=DIE, показываю-
щим, во сколько раз напряженность электрического поля Е
в данном диэлектрике меньше напряженности поля индукции D
в вакууме. Чаще пользуются не абсолютной еа, а относительной
диэлектрической проницаемостью1 е = еа/ео, характеризующей
отношение величины еа данной среды к значению ео абсолют-
ной диэлектрической проницаемости в вакууме.
Величина е всегда больше единицы вследствие поляризации
диэлектрика в электрическом поле. Для большинства минера-
лов осадочных пород типична поляризация смещения (е = 4-е-
4-10). Ориентационная поляризация характерна для воды
(е = 81) и нефти (е = 24-3). Величина е зависит от температу-
ры t среды; так, при изменении t от 20 до 100 °C е воды умень-
шается от 81 до 55. Диэлектрическая проницаемость магмати-
ческих пород, практически не содержащих влаги, закономерно
растет с увеличением их плотности 6. Величина еп осадочных
пород определяется в основном их влажностью w, возрастая
с увеличением w, поскольку значение е для воды на порядок
выше значения еск для минерального скелета породы.
Величина евп мономинеральной осадочной породы-неколлек-
юра или водоносного коллектора определяется выражением:
Бвп = Сск(1 &п) + Бв&п-	(15)
Значения еск для некоторых наиболее распространенных поро-
дообразующих минералов: кварц — 4,7; кальцит — 8,1; доло-
мит— 9,8.
Для нефте (газо) насыщенного мономинерального коллектора
8п — Бск(1 &п) “Ь Вфл&п,
где БфЛ — диэлектрическая проницаемость жидкости, заполняю-
щей поры. В неизмененной части нефтеносного коллектора
ефл = ен(1—&в)+ев&в, газоносного коллектора ефЛ = ег(1—&в) 4-
+ ев^в. Для нефти ен = 24-3 в зависимости в основном от газо-
вого фактора нефти, для газа ег=14-2 в зависимости от пласто-
вого давления.
В -; льнейшем изложении приводятся относительные значения е.
80
Рис. 37. Зависимости еп=/(йп) для
различных кв (шифр кривых).
1 — продуктивный коллектор в зоне пре-
дельного насыщения; 2 — водоносный кол-
лектор н неколлектор; 3— коллекторы с
промежуточным значением fcB; 4 — грани-
цы зоны двухфазного течения; 5 —Гранина
коллектор — неколлектор; I — нефть (газ);
II— нефть (газ)+вода; III— вода
Обычно евп водоносного коллектора значительно выше еп
продуктивного коллектора той же пористости. Соотношение зна-
чений продуктивных и водоносных коллекторов, а также некол-
лекторов для геологического объекта с мономинеральным соста-
вом пород иллюстрирует рис. 37. На нем помещены две глав-
ные линии (/, 2), характеризующие связи для полностью водо-
насыщенных пород-коллекторов и неколлекторов евп=/(^п),
предельно насыщенных нефтью или газом продуктивных кол-
лекторов еНп=/:(^п). Пересечение графика евп = /:(^п) с осью ор-
динат дает значение еСк; абсцисса пересечения графика евп =
=f(kn) линией Enn = f(kn) соответствует значению &Пгр для гра-
ницы коллектор-неколлектор. Область между графиками 1,2
соответствует породам-коллекторам с различным содержанием
нефти (газа). Используя коэффициент относительного водона-
сыщения
feB =	,	(16)
1 kBo
который определяется соотношением коэффициентов водонасы-
щения kB и остаточного водонасыщения kB0 породы и характе-
ризует содержание в породе подвижной воды, можно построить
семейство кривых e,a=f(kn) с различными kB=const, изменяю-
щимися от 0 для предельно нефте (газо)насыщенного коллектора
до 1 для водоносного коллектора. На рисунке показаны также
области коллекторов, дающих при испытании чистый продукт
(fcB_=0-?0,3), воду (/св>0,7) и нефть (или газ) с водой (0,3<
<&<0,7). Данные рис. 37 показывают, что отличие значе-
ний е предельно нефте (газо) насыщенных и водоносных коллек-
торов тем больше, чем лучше коллектор (чем больше его пори-
стость). В хороших коллекторах отличие еНп и евп столь суще-
ственно, что задача разделения коллекторов продуктивных и
водоносных (или обводненных в ходе эксплуатации) при любой
минерализации воды решается однозначно.
6—233	81
В глинистых коллекторах за счет высокого содержания фи-
зически связанной воды в глинистой компоненте контраст меж-
ду значениями еп и евп становится меньше, что усложняет одно-
значное разделение коллекторов на продуктивные и водоносные
по величине еп- Глины и глинистые породы-неколлекторы ха-
рактеризуются высокими значениями еп, сопоставимыми с вели-
чиной еВп водоносных коллекторов.
Рассмотренные петрофизические закономерности создают
основу для разделения коллекторов на продуктивные и водо-
носные при незначительной их глинистости, дифференциации
разреза, представленного слабоглинистыми или неглинистыми
продуктивными коллекторами, по пористости; литологического
расчленения терригенного разреза в его продуктивной части по
глинистости.
Для изучения разрезов скважин методом диэлектрической
проницаемости используют трехкатушечный скважинный при-
бор, позволяющий регистрировать параметры электромагнитно-
го поля частотой 15—43 МГц. Применяют две разновидности
диэлектрического метода (ДМ): индуктивный (ДИМ) и волно-
вой (В ДМ).
В ДИМ регистрируется разность вертикальных составляю-
щих | hz\—/г221 = |	| амплитуды электромагнитного поля, со-
ответствующих точкам (центры приемных катушек), располо-
женным на различном расстоянии от генераторной катушки,
создающей вторичное электромагнитное поле. Величина |/г22—
—hz\ | зависит от диэлектрической проницаемости е и удельного
сопротивления р исследуемой среды. Частота поля составляет
15—30 МГц.
ВДМ применяют в двух вариантах. Аппаратура АДК-1 ре-
гистрирует разность фаз Дф = ф1—ф2 поля в точках 1 (ф1) и 2
(ф2), точнее, ее функцию созДф. Аппаратура ДК1-713 позво-
ляет измерить отношение вертикальных составляющих ампли-
туд Ihz\ |/1hZ21 и величину \hzi—Аг2|/| Дг2| при частоте поля
43 МГц. Все три величины — Дф, |/г2]| и |ДА2//г22| зависят от
параметров е, р среды; в наименьшей степени зависит от р ве-
личина Дф. Показания ВДМ в меньшей степени, чем ДИМ,
искажены влиянием скважины. При записи кривых всех трех
параметров в интервалах разреза, представляющих интерес,
определяют значения еп и рп по специальным палеткам.
Исследования ВДМ проводят в необсаженных скважинах,
заполненных РВО с рр>0,74-0,8 Ом-м или РНО1. Чем выше рр,
тем эффективнее исследования ВДМ. Наиболее информативны
материалы ВДМ, полученные в скважине с РНО. В сква-
жинах с рр<0,74-0,8 Ом-м информативность резко снижа-
ется и тем сильнее, чем ниже рр. Наиболее подходящим
1 РВО — раствор на водной основе, РНО — раствор на нефтяной основе.
82
Рис. 38. Форма аномалии Д<р
в пластах ограниченной мощ-
ности (по С. Б. Денисову) (зонд
И20.3ИД75Г; /=43 МГц, е„п=45,
рВм = 5 Ом-м).
a — h=l,8 м, еп = 20, рп = 80 Ом-м; б —
Л=1,2 м, еп = 10, рп=80 Ом-м; в — h=
=0,3 м, еп=5, рп=40 Ом-м; I — приве-
денные значения Дер; 2 — фактические
кривые в скважине; 3 — характерные
значения Дф
объектом для изучения ВДМ является разрез высокого сопро-
тивления, В разрезах низкого сопротивления (рп<5 Ом-м)
ВДМ неэффективен, поскольку основной вклад в регистрируе-
мые параметры вносит проводимость среды. Применение ВДМ,
как и индукционного метода, возможно в скважинах, обсажен-
ных стеклопластиковыми трубами.
Аномалии кривых ВДМ, отражающих изменение по разрезу
cos Аср, sin Дф/2 и отношения амплитуд, в мощных пластах сим-
метричные; границы пласта, отмечаемого аномалией, опреде-
ляются точками кривой, в которых аномалия достигает полови-
ны максимального значения (рис. 38). В пластах толщиной
/i<0,5 м низкого сопротивления (рпСрвм) и /г<0,8—1 м высо-
кого сопротивления (рп>рвм) происходит искажение формы и
амплитуды аномалии. Аномалия становится асимметричной,
границы пласта определяются точками, расположенными на
расстоянии &L=MN между центрами измерительных катушек
(база зонда) ниже экстремальных точек (см. рис. 38). Глубин-
ность метода составляет 0,6—0,8 м. Скважина с dc<0,3 м, за-
полненная пресным раствором (рр>0,7—0,8 Ом-м), не влияет
на результаты измерений. Влиянием скважины с dc<0,3 м при
рР<0,74-0,8 Ом-м можно пренебречь только в разрезе высоко-
го сопротивления. Зона проникновения с Р<0,б4-0,8 м практи-
чески не влияет на показания ВДМ. При D>0,64-0,8 м зона
6'
83
cos Ду
Рис. 39. Палетка для определе-
ния е (шифр кривых) при извест-
ном р по диаграмме cos Дер (одно-
родная среда) по С. Б. Денисову
с р = оо (см. рис. 39). Шкалу
дом со шкалой cos Дф и
проникновения влияет на резуль-
таты исследований ВДМ тем ин-
тенсивнее, чем больше D и чем
сильнее отличие параметров е
и р зоны и неизмененной части
пласта. Количественная интер-
претация материалов ВДМ с
целью определения параметров
еп и рп целесообразна в скважи-
нах, пробуренных на РНО, или
в скважинах с РВО для объектов
с Д<0,6 м, т. е. в условиях, ког-
да зона проникновения в коллек-
торы отсутствует или когда ее
влиянием можно пренебречь
(£><4dc).
Для интерпретации диаграм-
мы соэДф, получаемой с аппара-
турой АДК-1, используют палет-
ку на рис. 39, для условий, ука-
занных выше. На диаграмме по-
мещают линейную шкалу пара-
метра cos Дф, значение которого
меняется в пределах от 0,8 до
—0,8 при изменении е от 1 (воз-
дух) до 80 (вода) для среды
е можно было бы поместить ря-
зоваться ею для определения еп
различных пластов в исследуемом разрезе только при рп = °°
или, по крайней мере, при рп>80 Ом-м. Поскольку в реальном
разрезе рп меняется в широких пределах, а величина Дф и, сле-
довательно, соэДф зависят от б и р среды, использовать еди-
ную шкалу е для всего исследуемого интервала нельзя, и зна-
чения е определяют в каждом пласте по палетке (см. рис. 39).
Для этого в системе (cos Дф; р) помещают точку с координата-
ми, соответствующими данному пласту, причем cos Дф опреде-
ляют по диаграмме ВДМ, а в качестве рп используют значение,
установленное по диаграмме фокусированного зонда. Шифр
кривой палетки, на которую легла точка, или интерполирован-
ной кривой, проходящей через точку, дает искомое значение бп-
Более надежное значение е по материалам, получаемым
с аппаратурой ДК1-713, поскольку один и тот же зонд фикси-
рует параметр sin Дф/2, зависящий в основном от е, и пара-
метр |/г22|/|Л1г| или ]Ahz\/\hiz\, зависящий от р.
Геологическую интерпретацию диаграмм ВДМ для различ-
ных ситуаций при решении различных задач рассмотрим на
примерах.
84
Рис. 40. Диаграммы ГИС в терригенном газоносном разрезе; скважина пробу-
рена на РНО. Кривая СП получена после замены РНО на РВО.
1 — газоносный коллектор; 2 — неколлектор
Пример 1. В скважине, пробуренной на РНО, исследован терригенный раз-
рез, содержащий газоносные полимиктовые песчаники и алевролиты. В этих
условиях диаграмма ВДМ, представленная кривой cos Аср, служит прежде все-
го как средство литологического расчленения разреза по глинистости, которая
в изучаемых отложениях контролирует способность породы быть коллектором,
а для коллекторов является фактором, контролирующим их пористость k„
и объемную влажность knkB (рис. 40).
Наиболее высокие показания ВДМ, соответствующие cos Аср= ( — 0,4) <-
<-( — 0,6) для глин и глинистых алевролитов, значение еп которых достигает
30—40. Низкие показания ВДМ (до значений cos Лер = 0,4<-0,6) соответствуют
наименее глинистым газоносным коллекторам — песчаникам и алевролитам,
для которых е„ составляет 5—10. Границе коллектор-неколлектор соответст-
вуют значения cos Аф=0<-—0,1, чему отвечают значения е„ до 20. Для изучае-
мых отложений установлена четкая связь между параметрами cos Аср и т)гл.
Характерно сходство формы кривых ВДМ и СП (зарегистрирована после
замены РНО на РВО), которые выделяют в разрезе минимумами газоносные
коллекторы, при более высокой дифференцирующей способности ВДМ. Рас-
членяющая способность ГМ в этих условиях значительно уступает таковой
у ВДМ и СП, поскольку коллекторы полимиктовые.
Таким образом, в рассматриваемом примере ВДМ является прежде всего
средством литологического расчленения разреза и выделения коллекторов
в продуктивной части разреза.
Пример 2. В скважине, вскрывшей продуктивный карбонатный разрез
с РНО, выполнен комплекс ГИС, в том числе исследования ВДМ. Затем рас-
твор заменен на РВО, после чего выполнен обычный комплекс ГИС, допол-
ненный ВДМ (рис. 41).
Сопоставление кривых ВДМ, полученных при заполнении скважины РНО
и после замены РНО на РВО, позволяет определить ВНК на глубине 1870 м.
85
Рис, 41. Диаграммы ГИС в карбонатном разрезе.
Коллекторы: 1 — нефтеносный, 2 — водоносный, 3 — неколлектор; кривые ВДМ, получен-
ные: 4 — в скважине с РНО: 5 — после замены РИО на РВО
Выше ВНК продуктивные коллекторы отмечаются участками расхождения
показаний ВДМ, поскольку при заполнении скважины РНО метод фиксирует
низкие значения еп (до 15), характерные для нефтенасыщенных межзерновых
коллекторов, а после замены на РВО ВДМ, обладая небольшой глубинностью,
исследует в коллекторах зону проникновения, при этом значения еп возрастают
до 20—30. В неколлекторах и водоносных коллекторах показания ВДМ.
в РНО и РВО практически совпадают. В водоносной части разреза, который
практически не содержит глинистого материала и имеет мономинеральный
скелет (кальцит), показания ВДМ контролируются только пористостью.
Об этом говорит сходство конфигурации кривых ВДМ и АГ акустического ме-
тода. В продуктивной части разреза коллектору, выделенному по материалам
ВДМ, отвечают значения /г„, установленные по АГ, выше граничного (6%).
Метод целесообразно применять для изучения разрезов
скважин, пробуренных с РНО, выделения в разрезе коллекто-
86
ров и оценки характера их насыщения в комплексе с другими
методами ГИС. В этих скважинах возможна оценка коэффи-
циента нефте(газо) насыщения в продуктивных неглинистых и
слабоглинистых коллекторах. Весьма эффективным является
выделение продуктивных межзерновых коллекторов в любом
разрезе по диаграммам повторных замеров ВДМ, полученным
при заполнении скважины РНО и после замены на РВО, или
в скважинах-дублерах, одна из которых пробурена с РНО,
другая — с РВО. В продуктивной части терригенного разреза
ВДМ можно также использовать как метод изучения глинисто-
сти. В продуктивном карбонатном разрезе с мономинеральным
скелетом ВДМ можно использовать для оценки пористости
пород.
При контроле разработки нефтяных месторождений ВДМ
используют для прослеживания положения ВНК и установле-
ния опережающих прорывов воды при нагнетании в законтур-
ные скважины пресной воды или на месторождениях с пласто-
вой водой низкой минерализации. Для решения этой задачи
целесообразно проводить исследования ВДМ в специальных
контрольных скважинах — необсаженных, пробуренных с РНО,
или обсаженных стеклопластиковыми трубами, в которых ВДМ
следует проводить в условиях полного расформирования зоны
проникновения.
Контрольные вопросы
1.	От каких основных факторов зависит величина диэлектрической прони-
цаемости горной породы?
2.	Какие задачи решает метод диэлектрической проницаемости при изуче-
нии карбонатного и терригенного разреза в разведочных скважинах?
3.	Какие разновидности метода диэлектрической проницаемости Вам из-
вестны?
4.	Охарактеризуйте глубинность волнового диэлектрического метода.
5.	Расскажите о применении ДМ при контроле разработки нефтяных ме-
сторождений.
§ 7. МЕТОД СОБСТВЕННЫХ ПОТЕНЦИАЛОВ (СП)
Общие положения. Собственные потенциалы или потенциалы
самопроизвольной поляризации (СП), регистрируемые при ис-
следовании нефтяных и газовых скважин, обусловлены естест-
венными электрическими полями, возникающими в результате
электрохимических процессов, протекающих на границах между
скважиной и породами, а также на границах между пластами
различной литологии в разрезе скважины. Среди электрохими-
ческих процессов, формирующих потенциалы СП в скважине,
основную роль играют диффузия солей и течение жидкости,
в результате которых возникают соответственно потенциалы
87
диффузионного или фильтрационного происхождения. Главная
роль принадлежит диффузионным потенциалам.
ЭДС диффузионного происхождения. На границе водных
растворов соли различной концентрации возникает диффузион-
ная ЭДС, определяемая формулой Нернста:
= —----------;-----In d/c2,	(17)
F nKZKU + naZaU
где £д — диффузионный потенциал, мВ; R = 8,314 Дж/ моль —
универсальная газовая постоянная; F = 96 500 Кл/моль — число
Фарадея; Т — абсолютная температура (К); «к, па — число ка-
тионов и анионов, на которое диссоциирует молекула электро-
лита (соли); zK, za — валентности; и, v — подвижности катиона
и аниона; сь с2— концентрации растворов «1» и «2». Последо-
вательность индексов при Ел определяет знак потенциала
в растворе «1» по отношению к потенциалу в растворе «2».
В общем случае
Е = 2’3 RT.. —— 1g С1/с2 =
F nKzKu + nazav
= -4^(^K-^a)lgCl/C2,	(18)
Г
где
ДГк==------,
nKZKU + ZlaZaV
MKZKU -J- tlaZaV
соответственно числа переноса катионов и анионов, определяю-
щие доли электричества, переносимые катионами и анионами
при диффузии.
Для одно-одновалентной соли
fe - 2’3Ж «~Р.,	(19)
д F u+v	V ’
Значения /гд (в мВ) при Т=293 К для наиболее типичных со-
лей пластовых вод и промывочных жидкостей составляют:
NaCl—11,6; NaHCO3 —2,2; СаС12—19,7; MgCl2 —22,5;
Na2SO4+2, KCl+0,4.
Диффузионно-адсорбционная ЭДС (£да) возникает также
между растворами соли или солей различной концентрации, но
не при непосредственном их контакте, как в случае диффузион-
ной ЭДС, а при разделении их пористой перегородкой из ди-
электрика, например, образцом горной породы.
По аналогии с выражением для £д
£да = &Да lgCi/c2,	(20)
88
где кда — коэффициент диффузионно-адсорбционной ЭДС
(в мВ).
По аналогии с выражением (19)
^а=27^(^к-^а)>	(21)
где Ук, У а— числа переноса ионов при диффузии их через по-
роду, разделяющую растворы. Для породы с крупными пора-
ми— глинистый песчаник или известняк — значения NK и Na не
отличаются от таковых для случая непосредственного контакта
тех же растворов, поэтому для такой породы &да = &д и Еда=Ед.
При разделении растворов породой с ультратонкими порами
(«идеальная мембрана» в науке о коллоидах)—например,
плотной, высокодисперсной глиной — радиус пор г породы соиз-
мерим с толщиной б двойного электрического слоя на поверх-
ности твердой фазы, а его внешняя обкладка, образованная
обычно катионами, целиком заполняет объем пор (рис. 42).
В этом случае NK= 1, Л^а = 0 и величина /гда достигает предель-
ного значения
/гда пред = 2,3RTIzF.	(22)
Для растворов одновалентных солей &дапред = 58 мВ, двух-
валентных— 29 мВ при 7 = 293 К-
Значения кда = кд и кда=кдапрад определяют характер зави-
симостей
Ед ~ кд\^С}/с2 И Еда пред = кда пред lg С1/с2,	(23)
соответствующих перегородкам из крупнопористой неглинистой
породы и породы с ультратонкими порами — плотной высоко-
дисперсной глины (рис. 43). Эти зависимости ограничивают об-
ласть существования возможных значений Еда для рассматри-
ваемой пары растворов и фиксированной температуре Т=const.
Экспериментальные кривые Eaa = f (lgci/c2) для пород с харак-
теристиками, промежуточными между характеристиками двух
рассмотренных предельных случаев породы (чистый песчаник
и высокодисперсная плотная глина), располагаются между кри-
выми, описываемыми уравнением (23). Для растворов NaCl —
преобладающей солевой компоненты пластовых вод и промы-
вочных жидкостей, при 7=293 К (£=20°С) кд=—11,6 мВ,
£дапред = 58 мВ и выражения для предельных случаев принима-
ют вид:
£д = — ll,61gCi/C2, Дда пред = 581g С1/с2.	(24)
По мере перехода от породы «1» к породе «2» уменьшается
средний радиус пор г, растет отношение б/г, приближаясь
к единице, значение NK растет, стремясь к единице,
a Л/а— уменьшается, приближаясь к нулю. Умень-
89
a
+_ +_+___+__-*!_+_+_+ Г
_+___+_ _±__t__+_±_±_+_}г
~- ~ +	+	+	+	+
- +	+	+	+	+	3
+ + ___ +• _ + _ + +
Z ± Z 3C ZiZZ +ZZ+ZZEZ ± Z±ZZZtZZ} 2
+ 4 +++ +  + + + + I/
5
+•+•+•	+	+	+	4~	4~ . /
_ ++_+_++__+_t. +J_+Zz+1 _±J2
_ + _	_4-_+
///^/////^ ’
Puc, 42. Схема переноса ионов в широком (а) и узком (6) капиллярах.
1 — адсорбированные ионы; 2 — подвижные ноны диффузного слоя; 3 — свободный рас-
твор; 4, 5 — перегородки с крупными и ультратонкими порами; 6 — направление диф-
фузии
Рис, 43. Зависимости EM = f(lgс2) при Ct = const и £aa = f(lgp2) при pi = const
для терригенных пород с различным значением параметра qn (шифр кривых).
I — Ea=f(lg с2); II — Eaa=f(tg с2) для породы с ультратоикнми порами; ГН — £\=f(lg Рг);
— Esa=fOg Рг) ДЛЯ породы с ультратонкими порами
90
шение f обусловлено ростом степени дисперсности частиц мине-
рального скелета породы и увеличением содержания высокоди-
сперсной (глинистой) компоненты в скелете, образованном пес-
чаными или алевритовыми зернами. Содержание в породе
высокодисперсного материала часто характеризуют различными
параметрами глинистости (сгл— массовая, ferjl— объемная,
т)гл — относительная глинистость), но наиболее точно выражает-
ся оно параметром приведенной емкости обмена
q =-212» 1 -fen6CK,	(25)
Чп 100 kn ск	1 ’
где Qioo — адсорбционная способность 100 г твердой фазы ми-
нерального скелета; бСк — плотность минерального скелета,
a qv выражает число мг-экв катионов двойного слоя на поверх-
ности твердой фазы в 1 см3 объема пор.
Способность породы вызывать отличие диффузионно-адсорб-
ционной ЭДС от диффузионной называется диффузионно-ад-
сорбционной активностью, характеризуется параметром диффу-
зионно-адсорбционной (мембранной) активности Лда (в мВ),
который рассчитывается по формуле
А а = {E"№-E'M)-(E\-E"A ,	(2б)
да	1g с'2/с"2
где Д'да, Ед и Еда", Ед"— значения ЭДС для концентраций
с2=с2' и с2=с2" при ci=const. Приближенно
Л да == кда ^д*	(27)
Величина Лда тесно связана с параметом qn- С ростом qn
значение Лда асимптотически стремится к предельному значе-
Рис. 44. Зависимость диффу-
зионно-адсорбционной ак-
тивности Дда от приведен-
ной емкости обмена поро-
ды ?п
Рис. 45. Лабораторная
установка для измерения
диффузионных и диффу-
зионно-адсорбционных
ЭДС на образцах.
1 — электрохимическая ячей-
ка с образцом; 2 — электро-
ды; 3 — измерительный при-
бор
91
нию Лда (рис. 44). Параметр qn выражают также соотноше-
нием:
=	(28)
«п
где о — плотность заряда двойного слоя (или число активных
центров) на поверхности твердой фазы в мг-экв/см2; Sa— пол-
ная адсорбционная поверхность породы в см-1.
В выражениях (17) — (20), (23), (24), (26) отношение кон-
центраций растворов Ci и с2 под знаком логарифма можно за-
менить обратным отношением их удельных сопротивлений pi,
Р2 и получить выражения типа:
£д = £д1ёР2/рь	(29)
Еда = &да 1g P2/P1	(30)
и т. п., £д, £да измеряются в мВ. Экспериментальные зависимо-
сти £fla = f(lgp2) при pi = const являются как бы зеркальным
отражением зависимостей Еда = ( (1g с2) при Ci = const для соот-
ветствующих условий.
Однократные измерения £да на образцах породы, разделяю-
щих растворы разной концентрации, производят в специальных,
электрохимических ячейках (рис. 45). В этих же ячейках полу-
чают зависимости Еля = f (1g с2) (см. рис. 43).
Величина Лда при прочих равных условиях растет с увели-
чением о, Sa и уменьшением kn. Наиболее сильным фактором
является отношение Sa/fen, характеризующее степень дисперс-
ности породы (5«1/гэф), где гЭф— средний эффективный ра-
диус частиц, из которых состоит порода), и степень ее уплотне-
ния (fen). Величина Sa изменяется от значений п-102 см-1 для
чистых неглинистых пород до п-106 см-1 для высокодисперсных
глин. В значительно более узких пределах изменяется величи-
на о в зависимости от минерального состава скелета породы.
Наибольшее влияние на величину Лда имеет комплексный фак-
тор (/п/св^1, характеризующий соотношение в порах породы свя-
занных катионов двойного слоя и подвижных катионов свобод-
ного раствора. Вследствие этого на параметр Дда данной груп-
мы пород косвенно влияет нефтегазосодержание, поскольку
наличие нефти или газа в эффективных порах повышает отно-
шение <7п/св в породах-коллекторах.
Связь Лда с различными параметрами глинистости терриген-
ных пород раскрывается через соотношение qn с этими пара-
метрами:
^n = -^L-2^" Сглбск,	(31)
100	Кц
1 Доля объема пор, занимаемая свободным раствором.
92
где сГл — массовая глинистость, Qioo™— обменная катионная
способность глинистой фракции, kn — коэффициент пористости
породы.
Используя известные соотношения
йгл = Сгл (1 - kn), Пгл = -	,	(32>
йгл + kn
где &гл, т)гл — соответственно объемная и относительная гли-
нистость, можно записать
д __ Q100 ГЛ kyn g _ Q100 гл_Цгл g	(33^
Ч°~	100 fe„ СК~ 100	1— Ягл СК’	' f
Уравнения (30) — (33) характеризуют связь параметра qn,
а следовательно, и Лда с используемыми в интерпретации ГИС
параметрами глинистости сгл, k™, Щл-
В полимиктовых песчаниках и алевролитах часть высоко-
дисперсного материала сосредоточена в пелитизированных зер-
нах полевого шпата. В вулканогенных и вулканогенно-обломоч-
ных породах носителями высокой адсорбционной активности
являются цеолиты, цеолитизированные породы, вулканический
пепел. Повышенной адсорбционной способностью обладают по-
роды со значительным содержанием цемента, представленного
гидрокислами железа (лимонит и др.). Присутствие в породе-
высокодисперсного материала ведет к повышению величин qn
и Лда, поэтому в общем случае величина Лда обусловлена со-
держанием не обязательно глинистых, а вообще любых высоко-
дисперсных минералов.
Практически для всех осадочных пород электрокинетический
^-потенциал имеет знак «—», следовательно, поверхность твер-
дой фазы породообразующих минералов заряжена отрицатель-
но. Всем этим породам свойственна положительная диффузион-
но-адсорбционная активность (Дда>0).
ЭДС фильтрационного происхождения. При фильтрации
жидкости через капилляр между концами капилляра возникает
разность потенциалов течения — фильтрационная ЭДС Еф, оп-
ределяемая уравнением Гельмгольца:
£ф =	&Р,	(34>
4л|1
где е, рв, р — соответственно диэлектрическая проницаемость,
удельное электрическое сопротивление, абсолютная вязкость
фильтрующейся жидкости; £ — электрокинетический потенци-
ал— разность потенциалов между подвижной и неподвижной
частями двойного слоя на поверхности стенок капилляра; Др —
перепад давлений между концами капилляра.
93.
Рис. 46. Зависимости фильтрацион-
ной ЭДС Дф от параметра для раз-
личных Ap=const (шифр кривых).
Рф= 1,5 Ом-м
Формула (34) справедлива для пористой среды, средний
эффективный радиус г капилляров которой существенно больше
толщины б двойного слоя (г^>б).
При фильтрации жидкости через образец горной породы воз-
никает фильтрационная ЭДС, описываемая эмпирической фор-
мулой:
Еф — ЛфРфДр,
(35)
где Дф — коэффициент фильтрационной электрохимической ак-
тивности (в мВ), численно равный фильтрационной ЭДС, изме-
ряемой на образце породы при фильтрации через него раствора
с рф=1 Ом-м под действием перепада давлений Др=0,1 МПа.
Фильтрационные ЭДС, наблюдаемые в образцах терриген-
ных пород-коллекторов и неколлекторов, с различной глинисто-
стью, характеризуются экспериментальными зависимостями
Еф=/(«7п) для различных Ap = const при фиксированном значе-
нии рф для всех кривых данного семейства (рис. 46). Для по-
род с г>10 мк и <7п<0,1 мг-экв/см3, т. е. для коллекторов, ве-
личина Еф слабо зависит от г и определяется формулой (34).
Для пород с г<10 мк и <7п>0,1 мг-экв/см3, т. е. для плохих
коллекторов, неколлекторов, глинистых корок и глин, значе-
ния f становятся соизмеримыми с б, с уменьшением г величина
дзета-потенциала в капилляре ограниченного радиуса уменьша-
ется по закону:
_	«. г— в . Л .	6 \
£ — £о 7---------- И + ~ Г >
О \	1 — О J
(36)
где £ — дзета-потенциал двойного слоя на поверхности с радиу-
сом кривизны г = оо. При г—>б —>0 и в соответствии с (36)
Еф—>0.
При фильтрации жидкости через два последовательно распо-
ложенных образца с различными характеристиками (<уп, kn?
и др.) ЭДС фильтрации этой сложной системы определяется
94
как алгебраическая сумма ЭДС на первом Еф1 и втором Еф2
образце:
Еф^ = £ф1 + Дф2 = -ДфффД/Ъ + ЛфгрфДрг, (37)
при этом вклад в суммарный эффект Еф каждого образца про-
порционален доле перепада давлений, приходящегося на этот
образец. Поскольку Др обратно пропорционален коэффициенту
проницаемости fenp образца, величина Еф будет определяться
в основном значением Еф на образце с более низкой проницае-
мостью. При последовательном включении глинистой корки
и образца коллектора или зоны кольматации и коллектора ве-
личина Еф практически равна Еф глинистой корки или зоны
кольматации.
Потенциалы СП в скважине. Статическая аномалия СП.
Наиболее наглядной является кривая СП в терригенном разре-
зе, представленном чередованием глин, чистых песчаников,
а также песчаников и алевролитов с различной глинистостью —
коллекторов и неколлекторов. Рассмотрим электрохимическую
ячейку, возникающую на стыке вмещающие породы (глины) —•
пласт песчаника — скважина, заполненная промывочной жид-
костью на водной основе (глинистый раствор) (рис. 47). Ячей-
Рис. 47. Естественное электрическое поле диффузионного происхождения в пла-
сте песчаника, залегающего среди глин.
/ — вмещающие породы (глины); 2 — песчаник; 3 — двойные электрические слои иа гра-
ницах глина — песчаник, песчаник — скважина, скважина — глина; 4 — эквивалентная
электрическая схема поля СП в скважине; графики: 5 — Es-,
95-
ка представлена замкнутым электрическом контуром, в котором
последовательно включены диффузионно-адсорбционные ЭДС
глины Дда гл, песчаника Еда п, активные сопротивления, эквива-
лентные сопротивлению глин /?гл, пласта Rn, скважины Rc
в объеме, по которому проходит постоянный ток силой i (см.
рис. 47). Лабораторным аналогом ячейки в скважине являются
образцы глин и песчаника, образующие перегородку между
растворами с концентрациями Сф (фильтрат бурового раство-
ра), св (пластовая вода) и соответствующими им удельными
сопротивлениями рф, рв (см. рис. 47). Статическое значение Es
скачка потенциала, фиксируемое электродом М при пересече-
нии им границы пласта во время движения его в скважине, оп-
ределяется алгебраической суммой ЭДС £да гл, £Да п:
Es = £да гл + £да п-	(38)
После подстановки значений Едд тл, Еда п в соответствии
-с (20) и несложных преобразований получим:
Es ~ (&да гл &да п) 1g CnlCfy =
= (&да гл ^дап) 1g Рф/рв = &сп!§рф/рв>	(39)
где kcn — коэффициент статической аномалии СП («литологи-
ческий коэффициент») в мВ, определяемый разностью коэффи-
циентов диффузионно-адсорбционной ЭДС пласта и вмещаю-
щих пород.
Обычно буровой раствор в скважине является более прес-
ным, чем пластовая вода, поэтому песчаный пласт отмечается
отрицательной аномалией СП по отношению к линии глин (зна-
чению потенциала СП в глинах).
Зная параметры глинистости или адсорбционной активно-
сти пласта и вмещающих пород, величину Es можно определить
расстоянием по вертикали между кривыми £да = /(р2) (рис. 43)
•с шифрами, соответствующими пласту и вмещающим породам
при условии, что Р2 = рф, a pi = pB.
Если пласт представлен чистым, неглинистым песчаником,
а вмещающая порода — плотной высокодисперсной глиной, эк-
вивалентной по электрохимическим свойствам идеальной мем-
бране, то при /=20°С (7 = 293 К)
Es 69,61g рф/рв « 701g рф/рв.	(40)
Выражение (40) с учетом пластовой температуры t примет вид:
= 70Рф/Рв-	(41)
Es и Est измеряются в мВ.
Регистрируемая аномалия СП. Скачок потенциала на кри-
вой СП, регистрируемый на границе пласт — вмещающие поро-
•96
Рис. 48. Пример палетки для опреде-
ления %сп по заданным значениям
h/dc, pn/рр (шифр кривых).
Пвм/Рр = 5> D=dc
0,21ll III Illi I lllllllil I I 1111 111!
2 3 4 5 6 7 10 h/otc
ды, равен £s лишь при условии
Явм + Яп < Яс,
(42)
т. е. когда сопротивление участка пути тока СП, соответствую-
щего породам, пренебрежимо мало по сравнению с сопротивле-
нием на участке пути в скважине. В этом случае
i(Rc + Явм + Rn) = Es,	(43)
и согласно принятому предположению
iRc = At/cn^ Es-	(44)
Произведение IRC— скачок потенциала, фиксируемый на гра-
нице пласт — вмещающая порода. Обычно же допущение (42)
несправедливо, поэтому ввиду влияния неоднородности среды
по сопротивлению и ограниченной мощности пласта AUcn^Es.
Отношение
vcn ~ АЦзп/Е s	(45)
является мерой искажения регистрируемой аномалии СП по
сравнению со статической. Величину Es вычисляют по формуле
Es = At/cn/vcn,	(46)
определяя АЕсп по диаграмме СП, а величину ven находя по
специальным палеткам (рис. 48).
Статическая аномалия СП фильтрационного происхожде-
ния Es ф в пласте песчаника, залегающего в глинах при одина-
ковом пластовом давлении в песчанике и поровом давлении
в глинах рассчитывается как алгебраическая сумма фильтра-
ционных ЭДС глин ЕфГЛ, глинистой корки Ефгк (включая и зо-
ну кольматации) в замкнутых электрических контурах, приуро-
ченных к кровле и подошве пласта:
Е$ф ~ Еф гл Еф гк = (Хф гл Л ф гк) Ар,	(47)
где Аф гл, Лфгк — фильтрационные электрохимические активно-
сти соответственно глин и глинистой корки; Ар = рс—рПл— ре-
прессия на границе скважина — пласт.
Величину Е3ф можно оценить с помощью графиков на
рис. 48. Учитывая, что обычно ^-потенциал глин и глинистой
7—233
97
корки отрицательный, а рс>рал, фильтрационная компонен-
та Es$ приводит к увеличению отрицательной аномалии Es (при
РФ>рв) и уменьшению ее (при рф>рв).
Теоретические (расчетные) кривые СП. Расчетные кривые
СП, характеризующие изменение потенциала СП по оси сква-
жины, получены на основе решения уравнения поля двойных
электрических слоев, расположенных на границах скважина —
вмещающие породы (/, V), скважина — пласт (///), вмещаю-
щие породы — пласт (II, IV) (см. рис. 47).
Кривые UN = f(zd), полученные при рп = рвм = рр, показыва-
ют, что при hd<4 регистрируемая аномалия At/cn меньше
Es(iRn соизмеримо с iRc), при ha^4 практически \UCn^Es.
Кривые Uai=f(zd) для наиболее общего случая при рпт^
¥=рвм5^ррт^рзп наличия зоны проникновения в пласте с диамет-
ром D и границ пласта, перпендикулярных оси скважины, полу-
чены для изменения указанных параметров в широком диапа-
зоне. На основе этих кривых для одиночных пластов получены
палетки, позволяющие определять величину ven для заданных
рп/рвм, Рвм/рр, рп/рр, рзп/рр, 77/tZc с целью последующего расче-
та Es в одиночных пластах по значению АС'сп (см. рис. 48).
Обработка и интерпретация диаграмм СП. Диаграмма СП
не имеет нулевой линии. Горизонтальный масштаб зарегистри-
рованной кривой СП указывается числом милливольт, приходя-
щимся на отрезок 2 см. Знаками «—» и «+», помещаемыми
по краям этого отрезка, указывается полярность кривой СП.
Обычно знаки «—» и «+» расположены так, что отклонение
кривой влево означает уменьшение потенциала, вправо — его
увеличение.
Ввиду отсутствия на диаграмме СП нулевой линии в качест-
ве условной нулевой линии, от которой отсчитывают отклоне-
ние кривой СП в милливольтах, используют линию глин, прово-
дя ее по участкам кривой с наиболее положительными показа-
ниями СП, соответствующими интервалам разреза, которые
представлены глинами или глинистыми алевролитами, известня-
ками, мергелями. При проведении линии глин учитывают сле-
дующие ситуации: наличие в разрезе пластов-коллекторов, на-
сыщенных водой более пресной, чем фильтрат бурового раство-
ра; наличие в разрезе битуминозных пород, в частности, глин,
или пород с высоким содержанием пирита. Пласты, представ-
ленные указанными породами, характеризуются обычно поло-
жительными аномалиями на кривой СП по отношению к линии
глин.
Линия глин для значительных интервалов разреза (до
200—300 м) сохраняется практически стабильной и идет парал-
лельно оси глубин. Постепенное отклонение линии глин вправо
с глубиной на значительных интервалах разреза связано с
влиянием геотермического градиента и уплотнением глин
98
с глубиной. Это не мешает отсчету отклонений кривой СП от
наклонной линии глин. Резкое смещение линии глин вправо или
влево с глубиной является признаком искажения диаграммы
СП поляризацией электродов. Такая диаграмма является бра-
ком и для интерпретации не используется.
Границы пластов на кривой СП соответствуют точкам пере-
гиба зарегистрированной кривой СП. Это наиболее универсаль-
ное правило определения границ по кривой СП реализуется,
если получить кривую градиента СП из кривой потенциала СП
путем дифференцирования последней на ЭВМ или графическим
путем, или путем непосредственной регистрации кривой гра-
диента СП в скважине.
При выделении одиночных пластов, отмечаемых отрицатель-
ной аномалией СП, пользуются одним из следующих правил
определения границ. В мощных пластах (/id^20—50), для ко-
торых MJcn=Es при любых электрических параметрах скважи-
ны и пород, границам пласта соответствуют точки на кривой,
в которых отклонение кривой СП от линии глин соответствует
0,5 Es в данном пласте.
В пластах с AUcn<Es границы пласта определяются в точ-
ках кривой СП, расстояние между которыми по вертикали от-
вечает мощности пласта; положение этих точек определяется
по специальным палеткам.
Аномалия At/сп в одиночном пласте при ручной обработке
определяется: в однородном пласте по максимальному отклоне-
нию, если пласт выделяется симметричной аномалией; в неод-
нородном пласте средним значением показаний СП. Величи-
на Es рассчитывается по формуле (46) с определением ven из-
ложенным выше способом.
Для геологической интерпретации диаграммы СП использу-
ются: график Es или значения Es в отдельных пластах; относи-
тельные значения асп, рассчитываемые по формуле
®СП = Es!Es max,	(48)
где Es — статическое значение амплитуды СП в исследуемом
пласте, a Esmax — максимальное значение Es в изучаемом участ-
ке геологического разреза (рис. 49).
При геологической интерпретации СП решаются следующие
задачи.
Определение значения рв при температуре пласта t„„ и рас-
чет минерализации пластовой воды св, соответствующей рв.
Для определения рв используют обычно аномалию СП в пласте
чистого песчаника или известняка, залегающего в плотных вы-
сокодисперсных глинах. В этом случае справедливо уравнение
(41). Подставляя в него известные Est, tr„, рф, решают уравне-
ние относительно рв. По графикам pB=f(cB) находят св (см.
рис. 2).
7*
99
Рис. 49. Пример литологического рас-
членения и выделения коллекторов
Если величина Es содержит
значительную компоненту Es$,
последнюю оценивают по дан-
ным рис. 46, учитывая свойст-
ва глин и глинистой корки, в
уравнение (44) подставляют
вместо Es величину Es—Е«ф
и проводят изложенные выше
процедуры.
Выделение коллекторов в
терригенном разрезе, опреде-
ление глинистости пород-кол-
лекторов и неколлекторов.
На диаграмме относитель-
ных приведенных значений асп,
построенной на основе графи-
ка Es для изучаемых продук-
тивных отложений, проводят
линию граничного значения
асп гр- К коллекторам относят
пласты с сссп ^спгр* Способы
определения аСПгр изложены
в гл. 11.
В пластах-коллекторах и
неколлекторах с рассеянной
глинистостью определяют зна-
чение относительной глинисто-
сти г)гл по эталонному графику
в терригенном разрезе по диаграмме
СП.
/ — кривая	// — график Es; 111 —
линия всп гр» / — коллектор; 2- некол-
лектор; 3 — глнна
асп—т)гл, составленному для
изучаемых отложений (рис.
50). Семейство корреляцион-
ных связей асп—т|гл для отло-
жений различных регионов и
возраста обнаруживают зако-
номерный переход от графи-
ка 1 к графику 3 по мере рос-
та минерализации пластовых вод и уменьшения адсорбционной
активности глинистого материала отложений, что в определен-
ной мере отражает рост степени метаморфизма пород. Ком-
плексируя метод СП с одним из методов пористости, мож-
но в пластах с установленным значением т)гл определить вели-
чины кГЛ и kn.
В пластах-коллекторах со слоистой глинистостью по значе-
нию асп определяют относительное содержание по мощности
%гл глинистых прослоев в пачке по палеткам типа приведенной
на рис. 51, используя значения электрических параметров раз-
реза.
100
Рис. 50. Зависимости acn=f('i'l™) для
различных терригенных отложений:
/ — о-в Сахалин, третичные отложения;
2— Тюменская область, мел; 3 — Волго-
Урал, девон
Рис. 51. Палетка для определения угл
слоистого глинистого коллектора по
значению асп.
РнпА°гл=10- Шифр кривых - р„п/рзп
Оценка коэффициентов пористости и проницаемости kn, k„p
в терригенных коллекторах с рассеянной глинистостью выпол-
няется при наличии достаточно тесной корреляционной связи
между параметрами асп и kn, асп и &пр (см. гл. 11).
Контрольные вопросы
1.	Какие факторы определяют диффузионно-адсорбционную и фильтра-
ционную электрохимическую активность горных пород?
2.	Расскажите о параметрах, наиболее объективно характеризующих при-
сутствие в породе высокодиоперсиых, например глинистых, минералов?
3,	В каких условиях и прн изучении каких разрезов метод СП наиболее
эффективен?
4.	Как разделить диффузионную и фильтрационную компоненты анома-
лии СП?
5.	Какие задачи решает метод СП в терригенном и карбонатном
разрезе?
Глава 2
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ
РАДИОМЕТРИИ СКВАЖИН
Радиометрия скважин — совокупность радиоактивных мето-
дов изучения разрезов скважин. Общим для этих методов явля-
ется то, что в каждом из них измеряется радиоактивное излуче-
ние— естественное или созданное искусственно.
101
§ 1.	ЕСТЕСТВЕННАЯ РАДИОАКТИВНОСТЬ
ГОРНЫХ ПОРОД
Естественная радиоактивность1 * * горных пород обусловлена
присутствием в них радиоактивных элементов урана 23892U, ра-
дия 2268sRa, тория 2329oTh, нестабильного изотопа калия 40)9К-
Содержание урана, тория и изотопа 401эК в земной коре состав-
ляет десятитысячные доли процента. Уран и торий входят в со-
став собственно урановых и ториевых минералов, а также уран-
и торийсодержащих минералов. Изотоп 40i<iK присутствует во
всех минералах, содержащих К, причем доля 40igK. от общего
содержания калия составляет 0,0119%.
Радиоактивность магматических пород возрастает от основ-
ных к кислым. Максимальной радиоактивностью среди кислых
и вообще всех магматических пород обладают граниты. Радио-
активность осадочных пород изменяется в широких пределах,
достигая в отдельных случаях радиоактивности кислых магма-
тических пород (табл. 6).
Радиоактивность обломочных пород обусловлена не только
присутствием обломков радиоактивных минералов, но прежде
всего адсорбцией ионов урана, калия и соединений урана и то-
рия на поверхности частиц. Максимальной радиоактивностью
характеризуются глины, минимальной — кислые кварцевые пес-
чаники. Полимиктовые песчаники даже при малой глинистости
обладают значительной радиоактивностью, поскольку у них
часть зерен скелетной фракции представлена калийсодержащи-
ми минералами — полевой шпат, глауконит, микроклин- Радио-
активность песчаников и алевролитов возрастает с увеличением
глинистости. Радиоактивность карбонатных пород, как правило,
низкая. Низкой радиоактивностью характеризуется большинст-
во хемогенных пород, за исключением калийных солей. Радио-
активность природных нефтей обычно низкая. Высокую радиоак-
тивность благодаря содержанию в них урана имеют природные
битумы и битуминозные породы.
Характерной является не только общая радиоактивность по-
род, но и вклад, который вносится в нее урановой, ториевой
и калиевой составляющими. Вклад определяется не только со-
держанием данного изотопа, но и характерным для него диффе-
ренциальным энергетическим спектром — распределением интен-
сивности гамма-излучения /т по энергиям Е1 гамма-квантов.
Спектр каждого изотопа имеет характерные для него максиму-
мы, так, максимум /т для 4°1эК наблюдается при Ел — 1,46 МэВ,
1 Естественную радиоактивность q-f в дальнейшем будем называть радио-
активностью. Она измеряется числом г-экв Ra на грамм породы; при этом
в породе за 1 с происходит столько же распадов, сколько в 1 г Ra.
102
Таблица 6
Радиоактивность некоторых осадочных пород
пг-экв Ra
Порода	Наиболее ве- роятные пределы из- менения q^	Среднее зна- чение q^
Ангидрит	—	0,08
Галит	—	0,1
Гипс	0,06—0,6	0,25
Известняк	0,05—0,8	0,5
Доломит	0,06—0,8	0,3
Мергель	0,6—1,8	1,0
Глнна	2,0—6,0	4,0
Песчаник кварцевый	0,2—1,0	0,5
Песчаник полимиктовый	1,0—3,0	2,0
Калийные соли	5,0—9,0	7,0
для RaC— при £т = 0,6 МэВ, для Th — при £> = 0,98 МэВ и
1,12 МэВ. Средняя энергия ^-квантов для горных пород состав-
ляет около 1 МэВ.
Контрольные вопросы
1.	Какова природа естественной радиоактивности изверженных осадочных
пород?
2.	Укажите пределы изменения удельной радиоактивности осадочных
пород.
3.	Почему глины имеют высокую радиоактивность?
4.	Что такое энергетический спектр радиоактивного изотопа? Какие энер-
гии у-квантов характерны для изотопов урана, радия, тория, калия?
§ 2.	ГАММА-МЕТОД
Исследование скважин гамма-методом (ГМ) заключается
в регистрации кривой изменения интенсивности естественного
гамма-излучения пород /т в разрезе скважины при перемещении
в ней радиометра.
Теоретические кривые интенсивности /т гамма-излучения
получены для одиночного пласта толщиной h с повышенной
гамма-активностью залегающего в породах с активностью
9твм (<Лп>*7Твм), в скважине диаметром dc, заполненной неактив-
ным буровым раствором. При расчетах было принято, что плот-
ность и коэффициенты поглощения всех сред постоянны
(рис. 52). При перемещении индикатора с бесконечно малой
скоростью вдоль оси скважины пласт повышенной гамма-актив-
ности выделяется симметричной аномалией, величина которой
103
Рис. 52. Теоретические и практические кривые ГМ,
а — теоретические кривые ГМ при различной толщине пластов h (шифр кривых); б —
практические кривые ГМ при ттах и xmin
при отсчете от вмещающих пород равна предельной аномалии
в пласте бесконечной толщины, начиная с h—1 м:
А Д == I^oo Д вм*	(49)
Границы пласта выделяются по точкам перегиба кривой.
Значение АДгр определяется на расстоянии АД от линии пока-
заний Двм во вмещающих породах. При уменьшении толщины
пласта величина амплитуды снижается и точки, соответствую-
щие границам, смещаются к вершине аномалии.
Практические кривые (см. рис. 52) гамма-активности суще-
ственно отличаются от теоретических или расчетных кривых
двумя особенностями: иззубренностью кривой, которая вызвана
статистическими флуктуациями; влиянием инерционности реги-
стрирующей аппаратуры, связанной с наличием в измеритель-
ном канале интегрирующей ячейки, которая характеризуется
постоянной времени1	Постоянная времени т выбирается
при записи диаграмм Д с таким расчетом, чтобы дорожка ста-
тистических флуктуаций была наименьшей, а скорость реги-
страции— наибольшей. По форме диаграмма гамма-метода
(и других радиоактивных методов) заметно отличается от
теоретической. Поскольку регистрация диаграммы ведется сни-
зу вверх, аномалия за счет инерционности интегрирующей ячей-
ки при большой скорости подъема прибора v либо при боль-
шом значении т медленно нарастает против подошвы пласта
высокой активности и медленно спадает выше его кровли (см.
рис. 52). При большой скорости v либо большом значении т
1 Эти понятия учащийся должен помнить из курса «Геофизические методы
исследования скважин».
104
Рис. 53. Зависимости v-,=j(h') • для различных trr=const (шифр кривых)
(при увеличении их) аномалия становится асимметричной, мак-
симум смещается вверх, располагаясь в кровле пласта. Чем
выше vi, тем больше понижается АД по сравнению с ЛД^
и увеличивается ширина аномалии Лф по сравнению с истинной
толщиной h пласта. Степень снижения АД по сравнению с ДДсо
характеризуется коэффициентом
v7 = АД/АД оо.	(50)
Такое снижение аномалии ухудшает характер диаграммы.
Вместе с тем при увеличении т уменьшается ширина дорожки
статистических флуктуаций, что улучшает форму кривой Д.
Обычно выбирают оптимальный режим записи, при котором
правила первичной практической обработки диаграммы /т сво-
дятся к следующему: 1) для определения границ пластов ис-
пользуют точки начала подъема кривой в подошве и начала
спада кривой в кровле пласта повышенной радиоактивности
(для пласта низкой радиоактивности — наоборот); 2) для при-
ведения показаний в пласте к условиям бесконечной толщины
используют наблюденную аномалию АД и коэффициент сниже-
ния амплитуды vT:
АД«х> = A7T/vT.	(51)
Величину vT находят по рис. 53. При регистрации диаграм-
мы гамма-излучения в обсаженной скважине величина Д сла-
гается из интенсивностей гамма-излучения породы Дп, цемен-
та Дц, колонны Дк и раствора Др (без фона Дф):
Л = Дп + Д к 4" Д ц 4- Др-	(52)
Если диаметр скважины постоянен и условия обсадки в ин-
тервале регистрации диаграммы не меняются (число колонн,
толщина их стенки, центрированность), переменной в уравнении
(52) является только Дп, которая зависит от qln пород. Форму-
ла может быть представлена в виде
Д = Д п + с,	(53)
где с = const.
105
Обычно считают, что /тк + Лр<СЛп+Л«> поэтому вкладом колон-
ны и раствора часто пренебрегают. Если диаметр скважины, усло-
вия обсадки и буровой раствор в скважине изменяются, реги-
стрируемая величина гамма-излучения зависит от всех этих
параметров. Чтобы учесть эти изменения и привести формулу
(52) к (53), на моделях пластов экспериментальным путем
и частично расчетным получили данные, позволяющие приме-
нять соответствующие поправки т]к, т]ц, учитывающие влия-
ние на показания изменений диаметра скважины, толщины
колонны, слоя цемента. Поправочный коэффициент rjT представ-
ляет собой отношение интенсивности излучения при некоторых
стандартных условиях /тст (например, стандартный диаметр
скважины, отсутствие колонны, цемента, нецентрированности
прибора в скважине) к регистрируемой интенсивности излуче-
ния Iper*
Т|т = А ст/A per-	(54)
Поправка позволяет приводить показания прибора дан-
ного типа в некоторой скважине переменной конструкции к ус-
ловиям стандартной скважины, для которой dc = 0 либо dc = dH
и обсадка скважины стандартна. Этим приемом в процессе
интерпретации выражение (52) сводится к (53), где Аи+А*+
+ Ар = с или обращается в нуль.
Итак, чтобы определить исправленное значение /т, выполня-
ют следующие операции.
1.	Проводят границы выбранного пласта и находят его тол-
щину h, пользуясь изложенными выше приемами.
2.	Смещают положение нулевой линии на диаграмме А на
постоянную величину, вычитая значение Аф*
3.	Вычисляют величину аномалии против пласта Д7трег =
= Дрег—Авм и находят vT для известных значений h, v и т по
рис. 53. Пользуясь величиной vT, рассчитывают ДА«> = ДАрегМ-
4.	Определяют коэффициент т]т, пользуясь соответствующи-
ми зависимостями для известных величин1 п, dc, dv, dK, hK, /?ц
и т.п. Исправленное значение А~* приведенное к стандартным
скважинным условиям, вычисляют по формуле
/тм =	(55)
\ /
где /Тсо — показания в пласте, приведенные к условиям беско-
нечной толщины в стандартной скважине.
В результате количественной интерпретации диаграмм
гамма-метода по величине А могут быть определены активность
пород <7ТП, объемная глинистость кгл либо объемное содержание
1 Поскольку величина n = q^/qiV неизвестна, ее заменяют отношением п'—
=	что является лишь первым приближением.
1С6
нерастворимого остатка kHO в карбонатных породах, если меж-
ду QTn и этими коэффициентами существуют корреляционные
связи.
Определение глинистости пород. В геологии нефти, газа и уг-
ля диаграммы ГМ используют для определения глинистости
в терригенных породах. Физической предпосылкой для таких
определений является связь между параметром q-.,-, и объемным
содержанием глинистого материала Д.ч:
Ят П — ^уГЛ^ГЛ-	(56)
В соответствии с (56) зависимость qv, от krn выражается
прямой, проходящей через начало координат. Нередко это и на-
блюдается при сопоставлении q-,n с параметрами kr,t в диапазо-
не их изменения от нуля до 20—30%. На практике чаще встре-
чаются нелинейные зависимости.
Эталонировка диаграмм ГМ в производственных условиях
часто не выполняется; в этом случае применять зависимость
<7Тп=/(^гл) невозможно, поскольку показания Ц нельзя выразить
в единицах qin. Тогда диаграмму эталонируют с использова-
нием значений /т в опорных пластах с минимальными /1т,п
и максимальными /ттах показаниями, выдержанных в пределах
месторождения. Для каждого пласта вычисляют параметр
Д7Т = Iv.~LL!.
max — /'
(57)
где Цх — показания в данном пласте.
При расчете Д7Т используют значения Цх, /тпнп и /ттах, при-
веденные к единым скважинным условиям по правилам, изло-
Рис. 54. Обобщенные зависимости ДУ7=)(сгл) для осадочных пород (по В. В. Ла-
рионову).
а — палеозойские отложения Предуралья; б — мезозойские и третичные отложения юж-
ных районов СССР. Шифр кривых — поправочный коэффициент К (реальная глинистость
опорного пласта с Д/Ттах)
107
женным выше. При вычислении разностей 11Х — /Tmin и /ттах—
— 7Тmin величины с [см. формулу (52)] взаимно уничтожают,
что повышает точность определений по параметру Д/т.
Величину сгл в пласте для вычисленного Д/т определяют по
зависимости A/T = f(c™) составленной для данных отложений на
основании сопоставления значений Д/т и сгл по пластам, хоро-
шо охарактеризованным керном (рис. 54).
Основным назначением гамма-метода при изучении разрезов
скважин нефтяных и газовых месторождений являются литоло-
гическое расчленение разреза и определение глинистости. Осо-
бенно важна роль гамма-метода как метода глинистости при
изучении разрезов скважин, заполненных соленым раствором,
когда метод СП малоинформативен.
Контрольные вопросы
1.	Для пластов какой мощности на диаграмме ГМ, зарегистрированной
при от=1000 м/с-с, искажение величины аномалии превысит 10%?
2.	Как влияют на показания радиоактивность раствора и диаметр в не-
обсаженной скважине?
3.	К чему приводит искажение диаграммы /т, вызванное влиянием обсад-
ной колонны и цементного кольца?
4.	Почему необходимо эталонировать диаграммы радиометрии?
5.	Определите глинистость пласта, если известно, что Д/т=0,4, шифр кри-
вой— 1 (см. рис. 54).
§ 3.	СПЕКТРОМЕТРИЯ ЕСТЕСТВЕННОГО
ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ
Спектрометрия естественного гамма-излучения заключается
в получении аппаратурных спектров гамма-излучения на одно-
или многоканальном гамма-спектрометре. Первичный спектр
естественного гамма-излучения породы дает представление
о распределении его интенсивности по энергиям и содержит ха-
рактерные максимумы, соответствующие определенным радио-
активным изотопам. Аппаратурный спектр гамма-излучения по-
роды отмечает максимумами наиболее интенсивно линии пер-
вичного спектра, соответствующие энергиям 0,6 и 1,8 МэВ для
радия; 0,9; 1,6 и 2,6 МэВ для тория; 1,46 МэВ для калия.
Наличие отдельных максимумов дает качественное представле-
ние о присутствии в породе соответствующих радиоактивных
элементов. Количественное определение содержания в породе
радия Ra (или урана U), тория Th и калия К выполняют на
основе анализа дифференциальных спектров естественного гам-
ма-излучения, получаемых в скважине против исследуемой по-
роды при неподвижном приборе. Дифференциальный спектр
характеризует интенсивность /т естественного гамма-излучения
в заданном диапазоне энергии ДЕ, причем каждый диапазон
108
исследуется отдельным каналом. Для определения qu, qn, q*.
по интенсивностям /т3, зарегистрированным первым, вто-
рым и третьим каналами, решают относительно искомых неиз-
вестных систему уравнений:
Л1 =	+ Яты^ть + Лк1<7к>
/Т2 =	+ Ять2*7ть + <1к2<7к;	(58)
Лз = flU3<7u + OlhS^Th + Окз^к-
Коэффициенты аи, ап, ак в уравнениях (58) для данного
радиометра определяют путем эталонирования прибора с ис-
пользованием специальных эталонных препаратов или моделей
пласта, содержащего определенный радиоактивный элемент.
Результаты исследований аппаратурой ГМ-с представляют
в виде трех кривых, характеризующих изменение по разрезу
скважины содержания в породе урана, тория, калия (К40)
в % НО-6. Эти кривые анализируют совместно с интегральной
кривой ГМ, учитывая при этом показания других методов ГИС.
С помощью ГМ-с решают различные задачи при поисках,
разведке и контроле разработки месторождений нефти и газа,
среди которых отметим следующие.
1.	Детальное литологическое расчленение разрезов, пред-
ставленных терригенными, карбонатными, вулканогенно-обло-
мочными, магматическими породами. Выделение надежных ре-
перов и корреляция разрезов.
2.	Выделение в плотных карбонатных породах зон трещино-
ватости в интервалах повышенного содержания урана при
низком содержании тория и калия и отсутствия показаний
других методов ГИС на присутствие глинистого материала.
3.	Определение минерального состава глинистых пород по
отношению Th/K, прогноз содержания в породе разбухающих
глинистых минералов.
4.	Оценка ресурсов органогенного углерода в битуминозных
глинистых нефтематеринских толщах по величине урановой
компоненты. Выделение в этих толщах зон трещиноватости.
5.	Контроль перемещения ВНК на нефтяном месторождении
в процессе разработки, разделение продуктивного коллектора
на участки заводненные и не охваченные разработкой, установ-
ление интервалов затрубной циркуляции жидкости в эксплуата-
ционных скважинах.
§ 4.	МЕТОД РАССЕЯННОГО ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ
Метод рассеянного гамма-излучения (ГГМ) основан на из-
мерении интенсивности /п гамма-излучения породы при облуче-
нии ее потоком гамма-квантов. При облучении породы жестки-
ми гамма-квантами (Е\=1 МэВ) интенсивность рассеянного
109
гамма-излучения, обусловленного главным образом комптонов-
ским эффектом, определяется только плотностью среды и прак-
тически не зависит от содержания в ней тяжелых элементов.
Облучение породы мягкими гамма-квантами (£\ = 0,5 МэВ) по-
рождает рассеянное гамма-излучение, обязанное в основном
фотоэффекту; интенсивность его пропорциональна атомному
номеру вещества z и не зависит от его плотности. При энер-
гии облучающих гамма-квантов 0,5<£\< 1 МэВ интенсивность
рассеянного гамма-излучения породы зависит от обоих факто-
ров.'В связи с этим метод ГГМ применяют в двух модифи-
кациях:
а)	в плотностном варианте (ГГМ-п) для изучения плотно-
сти пород при использовании источника жесткого гамма-излу-
чения (обычно СО-60);
б)	в селективном варианте (ГГМ-с) для определения кон-
центрации в породе элементов с большим атомным номером
при облучении пород источником мягких гамма-квантов (обыч-
но Cs-137 или Hg-203).
Радиус исследования гамма-гамма-методом не превышает
10—15 см, поэтому на его показания большое влияние оказы-
вают диаметр скважины, глинистая корка, обсадная колонна,
цементный стакан; такие исследования проводят только в необ-
саженных скважинах.
Форма кривых ГГМ аналогична кривым ГМ. Характер
влияния на величину аномалии параметров h и vr такой же,
как и для кривых Д. Правила отбивки границ по характерным
точкам те же.
Плотностной вариант ГГМ (ГГМ-п). Рассеяние гамма-излу-
чения с энергией больше 1 МэВ определяется плотностью по-
род, поскольку гамма-кванты рассеиваются на электронах.
Эффект рассеяния зависит от концентрации пе электронов
в единице объема облучаемого вещества:
Пе = б/AWz,	(59)
где б/Л— число грамм-атомов вещества в единице объема
(б — плотность, А — атомный вес); N— число Авогадро; z— за-
ряд ядра (или число электронов в атоме).
Породообразующими в разрезах скважин нефтяных, газо-
вых и угольных месторождений являются легкие элементы
с z<20 (углерод, кислород, кремний, алюминий, магний, каль-
ций и т.п.), для которых z/Л = 0,5. Исключение составляет во-
дород, у которого г/Л = 1. Таким образом, для осадочных пород,
состоящих из легких элементов, можно положить г/Л = 0,5 и
считать электронную плотность бе пропорциональной массовой
плотности бп
бе = Вбп	(60)
НО
с постоянным коэффициентом пропорциональности В. Непос-
тоянство В в породах с высокой пористостью благодаря значи-
тельному содержанию водорода, учитывается при переходе от
К 6П.
Характерной особенностью диаграмм ГГМ является, однако,
не прямая, а обратная связь показаний /п с плотностью, что
обусловлено размером зонда. Если бы индикатор гамма-излуче-
ния размещался вблизи источника, среда с повышенной плот-
ностью электронов в единице объема отмечалась бы высокой
интенсивностью рассеянного излучения, а среда с низкой плот-
ностью электронов — минимальной. Однако регистрировать рас-
сеянное гамма-излучение в непосредственной близости от источ-
ника нельзя из-за большого прямого фона излучения самого
источника. Обычно размер зонда Ln больше, чем расстояние,
в пределах которого поглощаются гамма-кванты в средах мак-
симальной плотности, поскольку между источником и индикато-
ром размещен свинцовый экран. В связи с этим на диаграмме
ГГМ-п показания тем ниже, чем выше плотность изучаемой
среды. Поскольку при постоянном минеральном составе (бск =
= const) пород плотность увеличивается с уменьшением пори-
стости, диаграмма /п отражает изменение kn.
Если зонд ГГМ не прижимается непосредственно к стенке
скважины, между зондом и стенкой располагается слой бурово-
го раствора или глинистой корки с плотностью, резко отли-
чающейся от средней плотности пород. Это происходит обычно
в пластах небольшой толщины с увеличением диаметра сква-
жины (каверны) или в пластах-коллекторах с глинистой кор-
кой. Влияние слоя низкой плотности со средней толщиной hc„
на показания /п весьма существенно, поэтому даже небольшие
каверны отмечаются на кривой /и как пласты пониженной
плотности.
В этих условиях приведение значений измеряемой интенсив-
ности /п к единым скважинным условиям по диаграмме ГГМ,
зарегистрированной с одним зондом, не может быть выполнено
с удовлетворительной точностью.
Более надежно значения бп можно определить по результа-
там измерений двумя зондами /п с учетом кавернограммы, за-
регистрированной одновременно с кривыми Наиболее совер-
шенный вариант этого способа связан с применением специаль-
ной аппаратуры. Скважинный прибор имеет два коллимирован-
ных счетчика гамма-квантов, расположенных на разных рас-
стояниях Li и Ь2 от источника, и прижимное устройство, выпол-
няющее одновременно роль каверномера. Аппаратура на по-
верхности содержит аналоговую счетную машину, позволяющую
регистрировать большого зонда в масштабе плотности поро-
ды с учетом поправок за влияние непостоянства скважинных
условий. Программа работы счетной машины основана на том,
111
Рис. 55. Палетка для определения
объемной плотности породы по диа-
грамме ГГМ, зарегистрированной ап-
паратурой РКС-1.
/ТТ2//ТТО2,	— отношения показаний
большого и малого зонда к показаниям
зонда в эталонной среде. Зависимости
ТТ2^ТТ02=^^ ТТ1^ ТТО1	ОТСУТСТВИИ
влияния глинистой корки; 2 —при нали-
чии глинистой корки; шифр кривых —
плотность породы бп, г/см3
что при постоянстве скважинных условий показания зондов /п2
и связаны линейно.
При наличии глинистой корки эта связь нарушается, причем
отклонение точек от прямой происходит по одному и тому же
закону (рис. 55). Используя линейную зависимость /П2=/(Лт1)’
шкалу плотности и поправочные графики по показаниям /ТТ1
и /П2 в каждом пласте можно определить бп вручную. Для это-
го на палетку наносят точку с координатами /П1 и /ТТ2, соответ-
ствующими интенсивностям, зарегистрированным большим и
малым зондами в данном пласте. Если точка оказалась на пря-
мой, значит скважина влияния не оказывает, и тогда по шкале
плотностей определяют величину 6П, соответствующую точке А
(см. рис. 55), через нее проводят линию в соответствии с бли-
жайшими поправочными графиками до пересечения с прямой
в точке В; координата точки В на шкале 6 и есть искомая ве-
личина 6п.
В настоящее время практически все материалы ГГМ в неф-
тяных и газовых скважинах получают с серийной двухзондовой
аппаратурой РГП-2, РКС-3 или РК4-841, снабженной вычисли-
тельным устройством, сводящим к минимуму влияние условий
скважины на диаграмму 6П. К каждому комплекту аппаратуры
придается набор эталонных сред с плотностью 2,32 г/см3
и 2,7 г/см3 (или 2,58 г/см3) и имитатор глинистой корки с плот-
112
ностью 1,2—1,8 г/см3. До и после каждого измерения в сква-
жине фиксируются показания прибора в двух эталонных средах
с разной плотностью, а также показания прибора в эталонной
среде вместе с имитатором корки. Результаты эталонировки
наносятся на диаграмме и являются основой для построения
вертикальной и радиальной характеристик скважинного прибо-
ра. Если замер выполнен без эталонировки, диаграмма, полу-
ченная при этом замере, считается браком.
Аппаратура РГП-2 регистрирует по разрезу кривую функ-
ции Г(бп), определяемой выражением
---B-Al,	(61)
Лт1 Лт»2 ЛтО1
где /п!, /П2 — показания малого и большого зондов в скважине;
Л-roi, /по2 — показания зондов в эталонной среде; В — метроло-
гическая константа аппаратуры.
Для перехода от значений Г(бп) к значениям бп пользуются
графиком, индивидуальным для данного прибора. Вычисли-
тельное устройство обеспечивает автоматический учет и исклю-
чение влияния скважинных условий при толщине hCJl промежу-
точного слоя (глинистая корка или буровой раствор) не более
2 см. При /гсл>2 см введение поправки не исключает влияния
скважинных условий и получаемые значения Г(бп) и бп нельзя
использовать для количественной интерпретации. Это соответ-
ствует интервалам уменьшения dc по сравнению с d„ (толстая
глинистая корка) или интервалам чередования слоев с различ-
ным dc>dH (каверны), когда прибор не прижимается плотно
к стенке скважины, поскольку длина его больше толщины
слоев. В этих интервалах получаемое по кривой Г(бп) значе-
ние 6 занижено по сравнению с истинным бп, поскольку плот-
ность бурового раствора и глинистой корки обычно ниже плот-
ности породы.
Аппаратура РКС-3 и РК4-841 регистрирует непосредственно
кривую 6, за исключением интервалов скважины, где /ic.i>2cm.
На диаграмме ГГМ-п, полученной с прибором РГП-2, вверху
помещают шкалу Г(бп), а под ней нелинейную шкалу бп.
На диаграмме РКС-3 или РК4-841 шкала бп линейная. На ди-
аграммах ГГМ-п, получаемых зарубежными фирмами, шкала
бп линейная; кроме кривой бп помещается кривая коррекции Аб,
которая дает наглядное представление о величине поправки Аб,
вводимой вычислительным устройством в показания двухзон-
дового прибора. Предельным значением Аб обычно является
0,15 г/см3, которое соответствует предельному значению толщи-
ны промежуточного слоя, указанному выше.
В разрезах нефтяных и газовых скважин диаграммы ГГМ-п
используют для расчета kn по величине бп. В породе с моно-
8—233	113
минеральным составом kn рассчитывают по формуле
» (62)
Оск — Oat
где бек — плотность минерального скелета породы; бж— плот-
ность жидкости, насыщающей породу в зоне, исследуемой
ГГМ-п. Величина бж берется различной в зависимости от изу-
чаемого объекта. В водоносном коллекторе используют значе-
ние бж, соответствующее минерализации фильтрата бурового
раствора Сф. В продуктивном коллекторе используемая в фор-
муле (62) величина бж рассчитывается с учетом остаточного
нефтегазонасыщения в промытой зоне.
В породе биминерального состава величину k„ находят по
данным комплекса ГГМ-п —НМ или ГГМ-п — AM, поскольку
приходится искать два неизвестных — kn и величину парамет-
ра, характеризующего минеральный состав скелета.
Контрольные вопросы
1.	Какие модификации метода ГГМ Вы знаете?
2.	Как отличить на диаграмме ГГМ минимумы б, обусловленные каверна-
ми и пластами с низкой плотностью?
3.	Зачем применяют двухзондовый скважинный прибор ГГМ?
4.	По данным ГГМ определена объемная плотность пласта доломита бп =
=2,7 г/см3. Рассчитайте его пористость, если известно, что пласт насыщен
водой с плотностью бв= 1,04 г/см3.
§ 5. НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ. НЕЙТРОННЫЕ
СВОЙСТВА ПОРОД
Под названием нейтронные методы объединяют различные
варианты радиометрии скважин, для которых общим является
изучение эффектов, возникающих при облучении горных пород
потоком нейтронов. В промышленности применяются методы
нейтрон-нейтронный по тепловым нейтронам ННМ-Т (НМ-Т)
или метод плотности тепловых нейтронов, нейтронный гамма-
метод (НГМ) и импульсные нейтронные методы (ИНЫМ,
ИНГМ).
Для радиометрии скважин основное значение имеют про-
цессы рассеяния и поглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов,
в основном упругое, обусловливает потерю ими энергии и за-
медление. Каждый акт столкновения нейтрона с ядром какого-
либо элемента приводит к потере нейтроном части первоначаль-
ной энергии, причем наибольшие потери происходят на ядрах
легких элементов, в первую очередь, на ядрах водорода. Если
среда облучается быстрыми нейтронами высоких энергий (Е>
>4ч-5 МэВ), рассеяние нейтронов способствует превращению
быстрых нейтронов в медленные или надтепловые (Е ~ 1 МэВ)
114
и тепловые (£«0,025 эВ), т.е. происходит замедление нейтро-
нов, причем тем интенсивнее, чем больше в среде водорода.
Для тепловых нейтронов при их взаимодействии с ядрами наи-
более вероятен радиационный захват, сопровождаемый вторич-
ным гамма-излучением. Среди ядер элементов, присутствующих
в горных породах в значительном количестве, наибольшей ак-
тивностью в отношении радиационного захвата нейтронов обла-
дают ядра хлора.
Таким образом, основными факторами, вызывающими за-
медление и поглощение нейтронов, являются водороде- и хлоро-
содержание среды. Нейтронные свойства горных пород харак-
теризуются следующими параметрами.
Эффективное микроскопическое сечение рассеяния ор нейт-
ронов отражает вероятность встречи нейтрона с ядром элемента
и последующего его рассеяния. Величина ор характеризуется
отношением числа актов рассеяния нейтрона на единице его
пути к концентрации в единице объема ядер элемента. Эффек-
тивное микроскопическое сечение захвата о3 нейтронов отра-
жает вероятность захвата нейтрона ядром элемента. Величи-
на о3 определяется отношением числа актов захвата нейтрона
на единице его пути к концентрации в единице объема ядер
элемента. Эффективные сечения захвата и рассеяния имеют
размерность площади и выражаются в квадратных сантиметрах.
Эффективное макроскопическое сечение рассеяния SP и эф-
фективное макроскопическое сечение захвата S3 нейтронов опре-
деляют соответственно вероятности рассеяния или захвата ней-
трона, но не одним ядром, а всеми ядрами одного или несколь-
ких элементов в единице объема вещества, облучаемого
потоком нейтронов. Параметры SP и S3 также имеют размер-
ность площади и для вещества, состоящего из атомов только
одного элемента с атомным весом А, микроскопическими сече-
ниями рассеяния ор и захвата о3 определяются выражениями
<63>
Если вещество, облучаемое нейтронами, представлено слож-
ным химическим составом, величины SP и S3 зависят также от
процентного содержания каждого элемента в данном веществе.
Длина замедления быстрых нейтронов Ls — наиболее вероятное
расстояние от источника, на котором быстрый нейтрон стано-
вится тепловым. Длина диффузии D характеризует расстояние
по прямой от места возникновения теплового нейтрона до места
его поглощения.
Среднее время жизни т тепловых нейтронов определяет наи-
более вероятное время между возникновением и захватом теп-
8*
115
Таблица 7
Значения <тР и а3 тепловых нейтронов
для различных элементов
Элемент	А	(Ур, 10-и см2	<Т,, 10~24 смг
Породообразующие элементы			
Водород	1	32	0,33
Углерод	12	4,8	0,042
Кислород	16	4,2	0,0002
Натрий	23	4	0,505
Магний	24	3,6	0,063
Алюминий	26	1,4	0,23
Кремний	28	1,9	0,13
Калий	40	3,2	0,43
Железо	56	11	2,53
Элементы с аномальными сечениями рассеяния
и захвата
Бор	11	4	755
Хлор	35,5	16	33,6
Марганец	55	2,3	13,2
Кадмий	112	7	2500
Ртуть	201	20	360
Таблица 8
Значения SP, 23 и т тепловых нейтронов
для различных минералов и пород
Минерал, порода	Химический состав	2р, смН	23, см*-*	т-10-6, с
Ангидрит	CaSO4	0,27	0,013	350
Гипс	CaSO4-2H2O	1,44	0,017	268
Доломит	CaMg(CO3)2	0,38	0,005	910
Кальцит	СаСОз	0,32	0,070	650
Галит	NaCl	0,44	0,750	6,1
Кварц	SiO2	0,27	0,004	1138
Вода	H2O (H-11%, 0-89%)	2,67	0,022	207
Песок (влажность 25%) Глииа (влажность 40%) Нефть	—	0,81	0,009	506
	—	0,60	0,011	414
	С —86%, Н—14%	3,0	0,025	182
Уголь каменный	С —84%,Н —6%, 0-10%	2,11	0,016	284
116
,'ювого нейтрона и рассчитывается по формуле
т= 1/»2з,	(64)
где v — скорость движения тепловых нейтронов, равная 2,2Х
Х105 см/с при /=20°С и возрастающая с увеличением t.
В табл. 7 и 8 приведены нейтронные характеристики элемен-
тов, чаще всего встречающихся в природе, и некоторых минера-
лов и горных пород. Из таблиц следует, что кроме водорода
и хлора существует ряд других элементов с аномальными ней-
тронными свойствами. Например, железо обладает аномальны-
ми сечениями рассеяния и захвата, бор, марганец, кадмий,
ртуть — аномальными сечениями захвата. Обращает внимание
близость нейтронных характеристик нефти и воды, обусловлен-
ная практичесчи одинаковым их водородосодержанием. В слу-
чае гипса и ангидрита, напротив, значительное содержание
водорода в первом и отсутствие водорода во втором обеспечи-
вают резкое различие для них значений Sp.
Для пород с одинаковым минеральным составом скелета
величины Ls, т уменьшаются с ростом их влажности, например
для песчаников или известняков, насыщенных водой, с увели-
чением их пористости.
Контрольные вопросы
1. Перечислите известные Вам виды взаимодействия нейтронов со средой.
2. Назовите нейтронные свойства среды.
3.	В чем различие между микроскопическим и макроскопическим сече-
ниями захвата н рассеяния нейтронов?
4.	Какова природа влияния водородосодержания на нейтронные свойства
среды?
5.	Какую роль играет хлоросодержание среды во взаимодействии нейтро-
нов с этой средой?
§ 6. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА ПЛОТНОСТИ
ТЕПЛОВЫХ НЕЙТРОНОВ И НЕЙТРОННОГО
ГАММА-МЕТОДА
Результаты исследования нейтронными методами определя-
ются пространственным распределением плотности надтепловых
Мнт и тепловых NT нейтронов. Характер этого распределения
в средах, не содержащих элементов с аномально высокими сече-
ниями захвата (С1, В, Cd и др), зависит от длины замедле-
ния Ls, т. е. от водородосодержания w окружающей источник
среды. В среде с высоким водородосодержанием w вблизи ис-
точника происходит значительно больше актов рассеяния быст-
рых нейтронов, приводящих к образованию надтепловых и теп-
ловых нейтронов, чем в среде с низким значением w, поэтому
плотности Мнт и Мт при малых расстояниях от источника тем
больше, чем выше водородосодержание среды. С удалением от
117
iVHT, отн.еЭ. NT,oiriH.e?.
Рис. 56. Зависимость плотности теп-
ловых нейтронов .V от расстояния г
между источником и индикатором.
Шифр кривых — W, %
источника начинает сказываться поглощение тепловых нейтро-
нов, которое тем интенсивнее, чем больше замедленных нейтро-
нов в среде. Поэтому при больших расстояниях от источника
плотности Nm и Nr уменьшаются с ростом водородосодер-
жания.
На рис. 56 приведены зависимости изменения плотности теп-
ловых нейтронов от расстояния г между источником и индика-
тором для двух сред с разным водородосодержанием. Эти дан-
ные показывают, что существует область инверсии, соответст-
вующая значениям LH = 204-30 см. Если при исследовании
скважин размер зонда L<204-30 см (доинверсионный зонд),
пористые пласты с высоким значением w выделяются макси-
мальными показаниями на диаграммах нейтронных методов,
а плотные — минимальными. В практике, однако, чаще исполь-
зуются зонды размером L>L„ (послеинверсионные зонды).
В этом случае породы с высоким водородосодержанием выде-
ляются минимальными показаниями на фоне более плотных по-
род, которые дают максимум на диаграммах нейтронных
методов.
При радиометрии скважин регистрируют интенсивность из-
лучения / (скорость счета), пропорциональную плотности пото-
ка тепловых нейтронов. Поскольку расстояние г от источника
быстрых нейтронов до точки измерения (середины детектора)
является размером зонда, полагаем r—L. Тогда для послеин-
версионных зондов, которыми обычно исследуют скважины
в методе НМ-Т, справедливо приближенное соотношение:
J (L) = В exp (— aL),	(65)
где величина В зависит от мощности источника нейтронов
и чувствительности детектора; а — декремент затухания потока
тепловых нейтронов. Используя результаты измерений Ji и /г
зондами длиной Li и Li соответственно, величину а можно вы-
числить по формуле
а =	(бб)
118
Физическим аналогом а является а*, величина которого есть
а* = 1/L,	(67)
1де L=~tfL2s + Dx — длина миграции нейтронов; Ls — длина за-
медления быстрых нейтронов; D — коэффициент диффузии теп-
ловых нейтронов; т— среднее время жизни тепловых нейтро-
нов. При L—>150 мм а—>-а*.
Если изучается радиационное гамма-излучение (нейтронный
гамма-метод), влияние хлоросодержания приводит к некоторо-
му возрастанию интенсивности наблюдаемого эффекта, посколь-
ку захват нейтронов ядрами хлора сопровождается излучением
до 3 гамма-квантов на один акт захвата. Общая же закономер-
ность влияния водородосодержания для нейтронного гамма-ме-
тода аналогична этому влиянию при исследовании ННМ-Т.
Особенности зависимостей плотности тепловых нейтроновN
от водородосодержания w, хлоросодержания и расстояния от ис-
точника нейтронов определяют глубинность исследования нейт-
ронными методами и область применения каждого из них.
1.	Глубинность нейтронных методов невелика и тем меньше,
чем выше водородосодержание среды. В зависимости от w ра-
диус исследования нейтронным гамма-методом изменяется от
20 см для высокопористых пород до 60 см для плотных. Глу-
бинность НМ-Т несколько меньше НГМ.
2.	В скважинах, бурящихся на нефть и газ, нейтронные мето-
ды используются для расчленения разреза по водородосодержа-
нию, определения пористости пород и нахождения положения
контактов вода — нефть, газ — вода, газ — нефть.
3.	Нейтронный гамма-метод и нейтронный метод по тепло-
вым нейтронам чувствительны к хлоросодержанию, поэтому их
используют для разделения коллекторов на водо- и нефтенасы-
щенные при высокой минерализации пластовых вод, поскольку
хлоросодержание водоносного и нефтеносного коллекторов при
одинаковой пористости существенно различается.
4.	Нейтронный метод по тепловым нейтронам используют для
поисков полезных ископаемых с высокой концентрацией бора,
марганца и других элементов с аномальным сечением захвата.
Контрольные вопросы
1.	Чем различаются методы НМ-Т и НГМ?
2.	Как зависит плотность надтепловых и тепловых нейтронов от расстоя-
ния до источника нейтронов в среде с низким и высоким водородосодер-
жанием?
3.	Что такое зона инверсии н инверсионный зонд?
4.	Каково влияние хлоросодержания на распределение плотности надтеп-
ловых и тепловых нейтронов в среде с различным водородосодержанием?
119
§ 7. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ НЕЙТРОННЫХ
МЕТОДОВ
В настоящее время в промышленном масштабе в нефтяных
и газовых скважинах выполняются исследования: нейтронным
гамма-методом НГМ в однозондовом варианте (аппаратура
ДРСТ-3-90 и СП-62) с зондом НГМ-60, нейтрон-нейтронным
методом по тепловым нейтронам ННМ-Т в однозондовом ва-
рианте (аппаратура ДРСТ-3-90) с зондом НМ-Т-50; нейтрон-
нейтронным методом по тепловым нейтронам в многозондовом
варианте (аппаратура К-7) и двухзондовом варианте (аппара-
тура РК4-841, РКС-2 и РКС-3).
Материалы этих исследований используются для литологи-
ческого расчленения разреза скважины, выделения продуктив-
ных коллекторов, определения коэффициента общей пористости
ПОрОД kaобш-
Определение коэффициента пористости выполняется в соот-
ветствии с положениями методического руководства, составлен-
ного для конкретного вида аппаратуры. Несмотря на некоторые
отличия рекомендуемых в этих руководствах приемов, все они
дают единую логическую схему, составленную из выполнения
различных процедур для получения на основании результатов
измерения величин /пх, Inn значения ^ПОбш-
Рассмотрим основные этапы интерпретации диаграмм, полу-
ченных с зондами НГМ-60 и НМ-Т-50, а затем диаграмм НМ-Т,
полученных с многозондовой аппаратурой.
Зависимости показаний 1п, и 1Пп от водородного индекса сре-
ды. Показания на диаграмме НГМ и 1пп на диаграмме
НМ-Т в разрезах нефтяных и газовых скважин определяются
в основном объемным содержанием водорода сн в породах.
В качестве эталонной среды с сн=1 принята дистиллированная
вода при атмосферных условиях (р = 0,1 МПа, /=20°С). Содер-
жание водорода в других средах, в частности, в горных поро-
дах, характеризуют водородным индексом, обозначая его w или
ВИ. Водородный индекс w определяет отношение объемного
содержания водорода сНх в данной среде к объемному содержа-
нию его в воде сн н2о’.
w = сн*/сннао.	(68)
Величину w можно рассматривать как объемное водосодер-
жание или объемную влажность среды.
Показания прибора НГМ /пт или НМ-Т Iпп в эталонной сре*
де принимаются за единицу и обозначаются как «условная еди-
ница». Все объекты, изучаемые в разрезах скважин нейтронны-
ми методами, имеют обычно ш<Е Основой количественной
интерпретации диаграмм НГМ, НМ-Т являются зависимости
120
показаний Лт, 1Пп, выраженные в условных единицах, от вели-
чины w. Для построения зависимостей используют отношения
•f т = In'tlln.f эт, J пп—I nnl I пп эт, где: 1пт^ /«тэт скорости счета в изу-
чаемой и эталонной средах при исследовании НГМ; 7пп. Inn. эт
то же при исследованиях НМ-Т. Эти зависимости получены на
натурных моделях для стандартных условий: порода — чистый
известняк с плотностью скелета 6Ск = 2,71 г/см3, насыщена прес-
ной водой с плотностью 6в = 1 г/см3 и минерализацией св = 3 г/л,
скважина заполнена такой же водой. Зависимости получены
для необсаженной скважины различного диаметра dc (шифр
кривых). Для этих условий параметр w равен коэффициенту
общей пористости kn, поэтому на палетке приведены зависи-
мости /„т, выраженные в условных единицах, от lg ka для раз-
личных dc = const. Зависимости Jm = f (&п) выполаживаются в об-
ласти низких (&п<5%) и высоких (&п>25%) значений коэф-
фициента пористости. Иногда используют зависимости обратной
величины 1//„т от ka, поскольку они практически линейны во
всем диапазоне ka. Зависимости Jnn — f(ka) выглядят так же,
как и зависимости	(рис. 57).
Зависимости на рис. 57 являются эталонными. Ими можно
пользоваться для определения ka по известной величине /пт или
Jnn только для условий, при которых они получены. Если усло-
вия в скважине (плотность и минерализация бурового раство-
ра, наличие глинистой корки) и в пласте (состав и плотность ми-
нерального скелета, минерализация пластовой воды) отлича-
Рис. 57. Экспериментальные зависимости	и Jnn=f(w), полученные
для натурных моделей пористой среды.
Минеральный скелеткальцит. Жидкость — пресная вода (св=3 кг/м3). Шифр кривых —
rfc, мм
121
ются от эталонных, то искомая величина kn рассчитывается по
формуле
kn — &п** + Д&п,	(69)
где kn** — кажущийся (эффективный) коэффициент пористости;
Л^п — суммарная поправка в значение kn**, учитывающая влия-
ние технических условий и отличие литологии изучаемого пла-
ста от чистого известняка, использованного в эталонной модели.
п
Величину Afen можно выразить суммой S Afenz = Afen, где каж-
»=i
дое слагаемое суммы может иметь знак «+» или «—». Эта сум-
ма обычно разбивается на две составляющие, из которых одна
обеспечивает учет технических условий измерения, другая—
учет литологии породы.
Рассмотрим последовательно процедуры количественной ин-
терпретации диаграмм НГМ и НМ-Т, полученные с соответству-
ющими однозондовыми приборами.
1.	Определение границ пластов. Отсчет показаний. Границы
пластов с аномальными по отношению к вмещающим породам
показаниями /„т, 1пп (максимум или минимум) определяют по
правилу, используемому при интерпретации диаграмм ГМ.
Показания НГМ, НМ-Т так же, как и показания ГМ, отсчи-
тывают: а) в мощных пластах с h>ит/1200, находя среднее зна-
чение / в пределах части h пласта, за вычетом зоны толщиной
й=ит/1200, где показания искажены инерционностью радиомет-
ра; б) в пластах с 1<й Сит/1200 по максимуму или минимуму
аномалии.
2.	Учет влияния инерционности радиометра или приведение
показаний / к условиям пласта неограниченной толщины выпол-
няется так же, как при интерпретации диаграмм ГМ, для пластов
ограниченной мощности с йСит/1200. Исправленное значение /„
в пласте вычисляют по формуле
Л» =/вм + 1/у(/пл —/вм),	(70)
где /Пл, /вм — регистрируемые интенсивности в пласте и вмеща-
ющих (подстилающих) пласт породах; v — поправочный коэффи-
циент (всегда v^l), определяемый по палетке (см. рис. 53) для
заданных h и vx.
3.	Учет влияния фона естественной радиоактивности выпол-
няется только при интерпретации диаграмм НГМ, поскольку при
регистрации диаграмм НМ-Т влияние естественной радиоактив-
ности пород отсутствует. Вычисляют разность
/П1р — £ДР = /ni,	(71)
где /лтР, /ТР — зарегистрированные показания НГМ, ГМ, исправ-
ленные за влияние инерционности радиометра; k — отношение
122
эффективности счета в каналах ГМ, НГМ. Для приборов с газо-
разрядными счетчиками величина k определяется отношением
числа счетчиков в каналах ГМ, НГМ и составляет 0,5. Для
ДРСТ-1 * = 0,3-4-0,35, для ДРСТ-3 *=0,15.
4.	Учет влияния технических условий измерения. Получение
коэффициента нейтронной пористости knn- После выполнения
описанных выше процедур в каждом пласте, намеченном для
интерпретации, на диаграмму в этих пластах наносят в виде от-
резков, параллельных оси глубин, ограниченных толщиной плас-
та, приведенные значения Jnn, полученные из /„тР, после иск-
лючения гамма-фона (для НГМ), учета влияния инерционности
радиометра (НГМ, НМ-Т). Эти значения можно выразить в ус-
ловных единицах в соответствии со шкалой, помещенной вверху
диаграммы, и в процентах или относительных значениях кажу-
щейся нейтронной пористости k*nn в соответствии со шкалой k*nn
(или w*), помещенной под шкалой J (рис. 58). Эти шкалы нано-
сятся на основании результатов эталонировки данного скважин-
ного радиометра, выполненной по показаниям / в двух опорных
средах с и>=1 (бак с пресной водой) и и> = 0,01 (блок чистого
мрамора или чистого плотного известняка).
Рис. 58. Пример диаграммы НГМ с результатами ее обработки и интерпре-
тации.
/ — зарегистрированная кривая /птр; 2 — приведенные показания 3 — линия /лтт1п;
4 — линия	5 — известняк; 6 — глинистый известняк; 7 — глина
П J ЩаЛ
123
При эталонировке в контрольно-поверочной скважине или
скважине-шахте с набором эталонных сред эталонировку выпол-
няют по большому числу точек, используя показания прибора в
средах с известными промежуточными значениями w — 0,2; 0,4
и т. д. Взаимное расположение шкал J и w на диаграмме отве-
чает палеточной зависимости / = f(u>) для данного типа аппара-
туры и диаметра изучаемой скважины, при этом полагают, что
остальные условия получения палеточной зависимости (в сква-
жине пресная вода, прибор лежит на стенке скважины и т. д.)
совпадают с условиями измерений в скважине. Однако в реаль-
ной скважине эти условия обычно иные: промывочная жид-
кость ПЖ (или буровой раствор) имеет бР> 1, минерализацию
ср выше, чем у пресной воды; в отдельных интервалах разреза
диаметр скважины больше номинального dc>dH или, напротив,
меньше dc<_dH при наличии промежуточного слоя в виде глини-
стой корки толщиной йгк; термобарические условия — величины
р и t — в скважине отличны от атмосферных. Учет технических
условий измерения в скважине — бР и сР, dc, hrK (при наличии
корки), р и t — выполняется путем процедуры:
&ПП = k^nn + А£П,	(72)
где k*nn — кажущаяся нейтронная пористость, найденная по шка-
ле до введения поправки за технические условия измерения;
Afen — суммарная поправка в значение k*nn, учитывающая влия-
ние технических условий; knn — коэффициент нейтронной порис-
тости (нейтронная пористость) пласта. Величина А£п является
суммой поправок:
А&п = А£пс + А£п<* + А&п/ + А&пр,	(73)
которые находят по специальным палеткам или номограммам.
Значения knn наносят на диаграмму в виде площадок против
отдельных проинтерпретированных пластов или в виде непрерыв-
ного ступенчатого графика в интервале разреза, где проводится
сплошная интерпретация данных ГИС.
Полученное значение knn соответствует искомому параметру
kn обш, только в разрезе, представленном чистыми известняками.
Для карбонатного разреза, содержащего кроме известняка плас-
ты доломита и доломитизированного известняка, карбонатных
пород с значительным содержанием сульфатов; для терригенно-
го разреза; для разрезов с значительным содержанием элемен-
тов с аномальными нейтронными свойствами при определении
величины йпобщ требуется введение в значение knn поправки за
литологию.
5.	Учет влияния литологии породы при определении knобщ
производится по формуле
Ain общ ~ ^ПП “Ь А&п/.	(74)
<•=1
124
Рис. 59. Палетка для учета литологии породы при интерпретации диаграммы
НМ (по Н. В. Головацкой)
Здесь Aknt — поправка, учитывающая влияние t-ro фактора.
На практике учет важнейших литологических факторов, вызы-
вающих различие kan и kn Общ, ведется раздельно.
Рассмотрим это на отдельных примерах.
Определение &Побщ для пластов чистого (слабоглинистого)
кварцевого песчаника.
Значение knn, установленное по шкале w для чистого извест-
няка, в пласте кварцевого песчаника требуется всегда увеличить-
на Afenn, которое находят по палетке (рис. 59). Это обусловлено
тем, что зависимость J = f(w) для кварцевого песчаника распо-
ложена выше аналогичной зависимости для чистого известняка
при прочих равных условиях, поскольку нейтронные параметры
минерального скелета этих пород различны.
Значение knn, установленное по шкале w для чистого извест-
няка, для пласта чистого доломита требуется уменьшить на А£п.
Как и в предыдущем случае, это вызвано различием нейтронных
параметров твердой фазы известняка и доломита.
Переход от knn к &Побщ выполняют в породах, содержащих
подчиненные минеральные компоненты с водородным индексом,
отличным от нуля. Рассмотрим это на примерах: кварцевые пес-
чаники, алевролиты с глинистым цементом, известняки с вклю-
чениями (линзы, прослои) гипса. Для рассматриваемых приме-
ров характерно следующее соотношение между общей &Побщ и
нейтронной knn пористостью:
knn ~ kn общ + А&п1 Ч" А&п2,	(75)'
где величина knn получена с учетом состава минерального скеле-
та породы; Afeni — поправка, учитывающая содержание в подчи-
ненной минеральной компоненте (глина, гипс) химически свя-
занной воды; Afe„2 — плотностная поправка, учитывающая раз-
125-
личие плотности породы с водосодержанием и»1 = £Побщ и w2 =
= kn общН~ Д&п1 •
Величина Д£П1 определяется выражениями соответственно
для глины и гипса
Д&п1 ~ Ьгл^гл х'у Д^П1 = ^гипс^гипс,
где &ГЛ) &ГИПС — соответственно объемное содержание глины и
гипса в породе; и>гл х, wTnnc — водородные индексы глины и гип-
са, обусловленные присутствием в этих минералах химически
связанной воды. Для глин величина шГлх составляет 0,15—0,35,
чаще всего 0,2—0,3, изменяясь в зависимости от минерального
состава глин, для гипса 0,48.
Поправки Д&п1 и ДйП2 обычно объединяют Д&П1 + Д#п2 = Д&п
и рассчитывают
kn общ ~ knn Д&п-	(76)
Аналогичная рассмотренной ситуация возникает при опреде-
лении &побщ по значению knn в породах, содержащих битум, ке-
роген и частицы угля. В этом случае также kan>k„ Обш. и отли-
чие тем больше, чем выше содержание в породе твердого орга-
нического вещества, представленного углеводородами (кероген,
битум) или углем. Водородный индекс битума и керогена в за-
висимости от их состава колеблется в диапазоне 0,5—0,7, для
углей в зависимости от их марочной принадлежности — 0,4—0,5.
Учет содержания элементов с аномальными нейтронными
свойствами. Наиболее распространенными элементами с ано-
мальными нейтронными свойствами, присутствующими в разре-
зах нефтяных и газовых месторождений, являются бор В и же-
.лезо Fe, если не считать хлора в составе хлоридов пластовой
воды. Бор входит в состав глинистых минералов, железо в со-
став пирита, а также хлорита, сидерита, лимонита, гематита и
магнетита, встречающихся в разрезах терригенных отложений.
Составлены специальные палетки, по которым находят поправку
Д^и в значение knn для известных kim и содержание в породе В
или Fe. Пренебрежение содержанием В и Fe при переходе от knn
к ^побщ приводит к систематическому завышению &Побщ.
Использование относительного параметра Д7ЯТ, \ JПп при опре-
делении knn, kn общ по диаграммам НМ.
Рассмотренная схема интерпретации диаграмм однозондовых
приборов НГМ, НМ-Т применима в том случае, когда диаграммы
получены с соблюдением правил эталонирования и калибровки
радиометрической аппаратуры. К сожалению, эти правила вы-
полняются не всегда, в связи с чем шкала J в условных едини-
цах на диаграммах НМ, полученных без соблюдения требований
эталонирования, не может быть использована для количествен-
ной интерпретации. В этом случае восстанавливают шкалу J в
условных единицах и соответствующую ей шкалу w, используя
:126
А/ т —
пп =
показания НМ в опорных пластах в изучаемом разрезе скважи-
ны. Чаще всего используют опорные пласты, в которых показа-
ния НМ максимальны (/тах) и минимальны (/min). Значения
/тах характерны для пластов плотного известняка с &п=1Ч-2%,
а также ангидрита, у которого обычно /гп<1%. Значения /min
характерны для пластов размытых глин, отмечаемых на кавер-
нограмме существенным превышением dc над dn\ для них вводят
понятие эквивалентной нейтронной пористости ^п«экв с наиболее
вероятным значением 40% при колебаниях в пределах 35—45%.
Желательно, чтобы пласты с /тах и /min были не единичными в
изучаемом интервале разреза, а присутствовали бы в различных
его участках и позволяли бы провести на диаграмме НМ линии
устойчивых значений /тах, /min, параллельные оси глубин. На
диаграмме НМ-Т эти линии проводят в соответствии с показа-
ниями в плотных пластах и размытых глинах, на диаграмме НГМ
по показаниям в этих пластах, исправленным за влияние гамма-
фона. На шкале w фиксируют точки с значениями и> = 40% и
w= 1 %. Вместо шкалы J в условных единицах составляют шкалу
относительного параметра А/пт или \Jnn'.
Inf х ' /nymin	(77)
пт max — /пу min
/л«х /««mln	(78)*
/пп max /пп min
где Imx и Innx — соответственно показания НГМ (без влияния
гамма-фона) и НМ-Т в изучаемом пласте.
Величины А/пт и А/лл изменяются от 0 в пласте размытых
глин до 1 в плотных породах. Построив шкалу Д/п7 или AJnn,-
составляют шкалу w, используя для этого соответствующую па-
леточную кривую так, как это показано на рис. 58.
Затем, вычисляя в каждом пласте, подлежащем интерпрета-
ции, параметр \1тх или \Jnnx, находят по шкале w соответ-
ствующее значение knn = w. При расчете	пп в значения
/птх, Innx вводятся поправки только за отличие dc от dn в соот-
ветствующих пластах.
Определение knn по диаграммам многозондового НМ-Т. По-
следние годы основной объем исследований нейтронными мето-
дами со стационарным источником в Советском Союзе и за ру-
бежом выполняют многозондовой, главным образом, двухзондо-
вой модификацией нейтрон-нейтронного метода по тепловым
нейтронам ННМ-Т. Преимущества таких исследований по срав-
нению с изучением разрезов скважин однозондовыми приборами
НГМ и НМ-Т очевидны: сводится к минимуму влияние на ре-
зультаты измерений изменения свойств промывочной жидкости
(плотность, минерализация), диаметра скважины, термобариче-
ских условий в интервале исследования.
1?7'
Аппаратура К-7 позволяет регистрировать раздельно кривые
НМ-Т малого (А] = 0,41 м) и большого (Л2 = 0,56 м) зондов, а при
необходимости еще две кривые с малым и большим зондами, раз-
меры которых увеличены на ЛТ = 54-10 см. Обычно регистриру-
ется кривая малого и большого зондов с /, = 0,41 м и 0,56 м в
масштабе условных единиц. Для определения величины knn вы-
полняются следующие операции.
1.	На кривых НМ-Т малого и большого зонда выделяют плас-
ты для интерпретации.
2.	В каждом интерпретируемом пласте вычисляют
А =/(£,)//(L2).	(79)
3.	Определяют по зависимости a = f(A) (рис. 60) величину а,
соответствующую вычисленному А, по формуле (66).
4.	Используя соответствующую палетку (рис. 61) из комп-
лекта палеток, на которых сгруппированы зависимости а=
= f(k*an), для заданных dc и ср находят k*nn, соответствующее
вычисленному а.
5.	Находя по специальным палеткам поправки \knn, учиты-
вающие влияние глинистой корки и отклонения диаметра сква-
жины от номинального в отдельных пластах, вычисляют исправ-
ленное значение knn в тех пластах, где это требуется, по фор-
муле:
п
knn = k*nn 4~ А^ПЛ1-
1=1
Полученное kan можно использовать как &Побщ в разрезах,
представленных чистыми известняками при незначительных при-
месях доломита (<25%), гипса (<1%) и нерастворимого остат-
ка (<10%). В разрезах с литологией, существенно отличаю-
Рис. 60. Зависимость A=f(a) для ап-
паратуры К-7
Рис. 61. Зависимости a=f(kan) для
аппаратуры К-7.
Ср<3 кг/м3 NaCl. Шифр кривых — dc, мм
128
щейся от литологии эталонной среды, использованной при полу-
чении зависимостей, составляющих интерпретационное обеспече-
ние аппаратуры К-7, переход от k„n к £Побщ производят, вводя
литологические поправки, подобные рассмотренным.
Двухзондовая аппаратура РКС-3, РК4-841 обеспечивает ре-
гистрацию параметра А и получение диаграмм НМ-Т в масшта-
бе knn при условии, если выполнены все требования эталониро-
вания и калибровка радиометра.
При определении &Побщ в разрезах со сложной литологией
НМ комплексируют с другим методом пористости — ГГМ или
акустическим. Если карбонатный разрез представлен чередова-
нием известняков, доломитизированных известняков и доломи-
тов, или терригенный разрез — чередованием чистых кварцевых
песчаников и алевролитов, чистых глин и промежуточных лито-
логических разностей, коэффициент пористости и компонентный
состав пород определяются из соответствующих систем уравне-
ний. Решение такой задачи лучше реализуется с применением
ЭВМ, поэтому рассматривается в § 3 гл. 13.
Контрольные вопросы
1.	Какие Вы знаете нейтронные параметры горных пород?
2.	Содержание каких элементов в разрезах скважин нефтяных и газовых
месторождений имеет решающее влияние на показания стационарных нейтрон-
ных методов?
3.	Что такое эталонирование радиометра НМ и как оно выполняется?
4.	Сформулируйте понятия водородный индекс w, кажущаяся нейтронная
пористость й*пп и нейтронная пористость kan.
5.	Влияние каких факторов учитывается при переходе от k* пп К knn?
6.	Приведите примеры учета литологии изучаемого пласта при переходе
ОТ knn к kn.
§ 8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ
КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДИАГРАММАМ НЕЙТРОННЫХ
МЕТОДОВ
При разделении методом НГМ коллекторов на нефтеносные
и водоносные используют различие в хлоросодержании нефте-
носных и водоносных пластов, а при выявлении газоносных кол-
лекторов — их пониженное водородосодержание по сравнению с
нефте- и водонасыщенными коллекторами. Характер насыщения
определяют обычно не по стандартным диаграммам НГМ, а пу-
тем использования специальной методики исследований, а также
по данным комплексной интерпретации диаграмм НГМ и НМ-Т.
При одинаковых пористости и минерализации пластовых вод
хлоросодержание нефтеносного коллектора меньше, чем водо-
носного, поэтому для водоносного коллектора характерны боль-
шее макроскопическое сечение захвата и более высокая интен-
9—233
129
сивность гамма-излучения радиационного захвата. Плотность
тепловых нейтронов при переходе от нефтеносной к водоносной
части коллектора, напротив, уменьшается. В связи с этим на
диаграммах НГМ и НМ-Т, зарегистрированных в неперфориро-
ванной скважине при расформированной зоне проникновения
ВНК, отмечаются уменьшение показаний НГМ и рост показаний
НМ-Т при переходе из водоносной в нефтенасыщенную часть
коллектора.
Выделение газоносных коллекторов по диаграммам НГМ
основано на том, что один и тот же коллектор при насыщении
его газом имеет более низкое водородосодержание, чем при на-
сыщении водой или нефтью. Величина knn газоносного коллекто-
ра приближенно равна
(8°)
623
где kr — коэффициент газонасыщения.
Чем ниже рпл, т. е. чем меньше глубина залегания исследуе-
мых отложений, тем больше различаются knnr и knn н—нейтрон-
ные пористости газоносного и водопефтеносного коллекторов и
тем благоприятнее условия для выделения в разрезе газоносных
коллекторов по данным нейтронных методов. Если пластовое
давление рпл близко к 60 мПа, возможность разделения их при
помощи нейтронных методов исчезает.
Рис. 62. Пример определения газоводяного (а) и газонефтяного (б) контакта
по материалам повторных исследований НМ в обсаженной скважине.
1,2 — кривые НГМ, зарегистрированные в обсаженном стволе соответственно до и после
расформирования зоны в коллекторе с ГВК; 3, 4 — то же, в коллекторе с ГНК. Штрихов-
ка соответствует газоносному коллектору
130
Исследования нейтронными методами с целью выделения га-
зоносных пластов проводят также в обсаженной скважине в ус-
ловиях, когда зона проникновения расформирована. Период, в
течение которого зона проникновения расформировывается, при
прочих равных условиях зависит от проницаемости коллектора:
чем больше проницаемость, тем меньше период расформирова-
ния. Все диаграммы НГМ или НМ-Т регистрируют в таком мас-
штабе, чтобы кривые	совпадали во всех участках разре-
за, кроме тех, где отмечается влияние газа на показания НГМ.
Если это условие при записи диаграмм не было соблюдено, для
выделения газоносных пластов используют графическое сопо-
ставление параметров А/пт или А/пп, вычисленных в пластах, ха-
рактер насыщения которых определяется. Газоводяной или газо-
нефтяной контакт определяется границей между интервалом
пласта-коллектора, в котором происходит рост во времени зна-
чения А/пТ(А/пп) и интервалом, для которого значение А/,!Т(А/,Ш)
сохраняется во времени неизменным (рис. 62).
Контрольные вопросы
1. Изложите физические предпосылки установления ВНК по комплексу
НГМ—НМ-Т.
2. Сформулируйте оптимальные условия для выделения газоносных кол-
лекторов по данным НМ.
§ 9. МЕТОД СПЕКТРОМЕТРИИ ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ
РАДИАЦИОННОГО ЗАХВАТА НЕЙТРОНОВ
Различные элементы обладают разными, характерными толь-
ко для них энергетическими спектрами гамма-излучения радиа-
ционного захвата, поэтому, изучая спектры вторичного гамма-
излучения пород при бомбардировке их нейтронами, можно по-
лучить представление об их химическом составе. В настоящее
время метод спектрометрии вторичного гамма-излучения в про-
изводственных масштабах используют для выделения в разрезе
пород, содержащих определенный элемент, и для оценки его со-
держания. Наряду с этим разрабатываются способы определе-
ния содержания породообразующих элементов с целью оценки
химического состава пород, слагающих разрез скважины, по
данным спектрометрии вторичного гамма-излучения. Наиболее
широкое применение метод спектрометрии гамма-излучения ра-
диационного захвата получил при поисках железных, никелевых,
титановых и других руд. В нефтяной и газовой промышленно-
сти основные перспективы применения метода связаны с двумя
направлениями: а) определение элементного состава коллекто-
ров и вмещающих пород на основе анализа полного дифферен-
9*
131
циального спектра гамма-излучения радиационного захвата и
прежде всего для определения содержания Al, Si и отношения
Al/Si; б) определение содержания в продуктивных отложениях
ванадия, что представляет интерес не только при оценке запасов
этого элемента, но и как косвенная информация о содержании
в породе твердых углеводородов.
§ 10. ИМПУЛЬСНЫЕ НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ
В импульсных нейтронных методах используется нестацио-
нарный, импульсный источник нейтронов. Такой источник посы-
лает в окружающую среду через промежутки времени Т кратко-
временный поток нейтронов — импульс в интервале времени АТ.
В промежутках между импульсами измеряется плотность ней-
тронов или интенсивность гамма-излучения, вызванного взаимо-
действием нейтронов с атомами породы, по прошествии опреде-
ленного времени t после окончания импульса в течение проме-
жутка времени А/ (рис. 63).
Таким образом, при помощи импульсных нейтронных мето-
дов можно изучить: 1) зависимость плотности нейтронов N или
интенсивности вторичного гамма-излучения 1,п от времени t,
измеряя N, и Im в различное время t (задержка) после оконча-
ния импульса нейтронов; 2) закономерности взаимодействия
нейтронов с веществом в фиксированный момент времени /.
При исследованиях импульсным нейтрон-нейтронным мето-
дом (ИННМ) измеряется плотность тепловых нейтронов Л'.
В импульсном нейтронном гамма-методе ИНГМ регистрируется
гамма-излучение радиационного захвата.
Замедление быстрых нейтронов и превращение их в тепловые
происходит в течение единиц микросекунд (10 6 с); диффузия
и захват тепловых нейтронов наблюдаются в течение сотен мик-
росекунд. В связи с этим величина задержки t, используемая в
ИННМ, выбирается в интервале 200—2000 мкс, который охваты-
вает практически все возможные значения времени жизни теп-
ловых нейтронов в породах.
Зависимость N = f (t) в однородной среде при малых значени-
ях t характеризуется ростом N со временем. После достижения
Рис. 63. Принцип измерения импульсным
нейтрои-нейтронным методом
132
Рис. 64. Зависимости N=f(t):
а — расчетная для песчаника (ш=20%), насыщенного пресной (/) и минерализованной
(2) водой; б — экспериментальные для нефтенасыщенного известняка (ш = 20%, Еп =
= 14 МэВ, 1 = 16 см), полученные в иеобсаженной (3, 4 — соответственно при эксцентрич-
ном н осевом положении прибора) и обсаженной (5) скважинах
максимума начинается спад N с увеличением t, который проис-
ходит по закону
N = 1Уэехр(-г/т),	(81)
где No — плотность нейтронов в момент to, соответствующий мак-
симуму кривой N = f(t)-, т—время жизни нейтронов в данной
среде (рис. 64). На практике нередко используют соотношение
A' = ;Voexp(—7.т), где Л = 1/т — временной декремент затухания
потока тепловых нейтронов.
Время t0 определяется в основном водородосодержанием w
пород, которое характеризуется коэффициентом диффузии D.
Чем больше w, тем меньше D и тем больше смещен максимум
зависимости W = f(O вправо. Интенсивность спада определяется
поглощающими свойствами среды, которые для нефтяных и га-
зовых скважин зависят от хлоросодержания. Чем выше хлоросо-
держание, тем меньше т и тем быстрее спад N во времени
(рис. 64).
Увеличивая t при регистрации кривой N в скважине, можно
достичь большого контраста в показаниях ИННМ в пластах с
низким и высоким хлоросодержанием, например в нефтенасы-
щенной и водоносной частях коллектора при определении поло-
жения ВНК. Этим обстоятельством и объясняется более высокая
эффективность ИННМ по сравнению с НМ-Т при установле-
нии ВНК.
Основными параметрами среды, которые определяют вид кри-
вых ИННМ при заданном значении t и характере зависимости
У=Н0 для каждого объекта исследования, являются т и D.
133
В однородной среде определяемые по зависимости
значения т и D соответствуют параметрам среды.
В неоднородной среде при пересечении пород скважиной с
характеристиками л и D, отличающимися от значений т2 и Z)2
породы, по данным ИНЫМ получают эффективные значения тЭф
и /)Эф, в общем случае отличающиеся от параметров т2 и D2 по-
роды. Влияние скважины на показания ИНЫМ и значения опре-
деляемых по ИННМ параметров тЭф и ОЭф характеризуется сле-
дующими особенностями.
С увеличением диаметра необсаженной скважины уменьша-
ются дифференциация кривой ИННМ и глубинность исследова-
ния пород. Влияние скважины на регистрируемую величину N
зависит от соотношения т2 и л. При т2>Т1 с ростом dc величина
N возрастает; при т2<л — уменьшается. На зависимость N=f(t)
скважина влияет значительно слабее, чем на абсолютные зна-
чения регистрируемой величины N. При наличии скважины для
условий t2>ti в области ^>300-4-500 мкс кривая зависимости
W=f(0 располагается ниже кривой, получаемой при отсутствии
скважины, и имеет больший наклон; однако при />1500 мкс
обе кривые зависимости	имеют почти одинаковый на-
клон и, следовательно, определенные по ним значения л>ф будут
одинаковы и равны величине т2, характеризующей породу. Это
свойство зависимостей N = f(t) обусловливает важное преимуще-
ство ИННМ — слабое влияние скважины на параметр тЭф, если
кривая N регистрируется при значениях t> 1500 мкс.
В обсаженной скважине наличие обсадной колонны приводит
к уменьшению абсолютного значения регистрируемой величины
N, но на характер связи N=f(t) при больших значениях t влия-
ния практически не оказывает (см. рис. 64,6).
Если имеется зона проникновения пресного бурового раство-
ра в коллекторы, то она качественно оказывает на результаты
ИННМ такое же влияние, как увеличение диаметра скважины,
заполненной таким же раствором. При глубине проникновения,
превышающей глубинность ИННМ, определение нейтронных па-
раметров по ИННМ исключается.
В случае заполнения скважины минерализованным раство-
ром величина NT снижается существенно, а зависимость NT = f(t)
меняется слабо.
Для определения характера насыщения коллекторов прово-
дят исследования серийной аппаратурой ИННМ в обсаженных
неперфорированных и действующих скважинах, используя зонд
Е = 35-1-40 см и генератор нейтронов с энергией около 14 МэВ
и частотой следования импульсов более 100 Гц. Наиболее ши-
роко эти исследования выполняются для определения положения
ВНК и контроля за его перемещением в процессе разработки
нефтеносных коллекторов с минерализованной пластовой водой.
134
Рис. 65. Определение ВНК в песчаном коллекторе по диаграммам ИННМ.
Песчаник: 1 — нефтеносный, 2 — водоносный
Надежные результаты при определении положения ВНК по диаг-
раммам ИННМ получают в неперфорированных скважинах,
если св>50 г/л, и в перфорированных скважинах при
св>100 г/л. Глубинность ИННМ зависит от нейтронных свойств
пород, а также от скважинных условий и превышает глубин-
ность НГМ. В скважине при неизменном t регистрируют непре-
рывные кривые ИННМ с различным временем задержки I, ана-
лиз которых позволяет: а) качественно определить характер на-
сыщения коллектора и положение ВНК по показаниям на кри-
вой, зарегистрированным при больших значениях t (рис. 65);
б) построить для каждого выбранного пласта зависимость NT =
= f(t) и определить по ней нейтронные параметры породы. Рас-
считывают величину
_ In NilN2
Тер — -------
6-Л
(82)
где Л/], N2— соответственно интенсивности, измеренные при за-
держках /1, t2. Методика расчета kH с использованием значения
Тер рассматривается в гл. 12.
Контрольные вопросы
1.	В чем преимущества импульсных нейтронных методов перед стационар-
ными? Назовите главные преимущества ИННМ перед НМ-Т.
2.	Каковы условия успешного применения ИННМ для определения по-
ложения ВНК?
3.	Дайте определение понятия «среднее время жизни тепловых нейтронов»
и изложите способы его определения.
135
§ 11.	ДРУГИЕ РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Кроме рассмотренных выше основных методов радиометрии
для изучения разрезов скважин используются методы радиоак-
тивных изотопов, наведенной активности и рентгенорадиометри-
ческий.
Метод радиоактивных изотопов заключается в том, что в по-
роды, вскрытые скважиной, нагнетают активированную жид-
кость, содержащую радиоактивный изотоп, после чего регистри-
руют диаграмму интенсивности гамма-излучения. На регистри-
руемой после закачки в скважину активированной жидкости
диаграмме /т отмечаются аномалиями повышенной радиоактив-
ности породы-коллекторы, в поры которых вошла активирован-
ная жидкость. При анализе диаграммы метода радиоактивных
изотопов полученную кривую /т сравнивают с кривой /7, зареги-
стрированной в скважине перед закачкой активированной жид-
кости, чтобы исключить из рассмотрения пласты, отмечаемые
аномалией естественной гамма-активности.
Перспективно применение метода радиоактивных изотопов
для изучения закономерностей распространения коллекторов в
пределах месторождения, установления гидродинамической свя-
зи между отдельными объектами разработки, выявления зон на-
рушения и локальной трещиноватости на площади нефтяной или
газовой залежи.
В настоящее время в промышленности применяется единст-
венная модификация метода радиоактивных изотопов — так на-
зываемый «индикаторный радоновый метод» (ИМР), в котором
в качестве активатора используется радон Rn, растворяемый в
промывочной жидкости (буровом растворе). Метод довольно ши-
роко опробован в скважинах крупных нефтяных и газовых мес-
торождений с карбонатными коллекторами. Доказана воз-
можность применения ИМР не только для выделения в разрезе
коллекторов любого типа, но и для определения динамической
(активной доли эффективной) пористости &пд этих коллекто-
ров, если она превышает 1% (рис. 66).
Метод наведенной активности (НА) основан на измерении
гамма-излучения пород, возникающего в результате различных
ядерных реакций, происходящих в породах при бомбардировке
их потоком нейтронов. При захвате нейтрона атомами отдельных
элементов, обладающих высоким сечением активации, образует-
ся радиоактивный изотоп элемента, который становится источ-
ником гамма-излучения, а также других видов радиоактивного
излучения.
Для решения конкретной геологической задачи объектом ак-
тивации выбирают определенный элемент. При разработке ме-
тодики регистрации наведенной гамма-активности /;а оптималь-
136
Рис. 66. Пример выделения коллектора (заштрихован) в карбонатном разрезе
по данным ИМР.
1 — фоновая запись; 2 — повторная запись после промывки
ное время между моментами активации и измерения /та и ши-
рину энергетического окна устанавливают с учетом периода по-
лураспада Т\/2 и энергии Е1а гамма-квантов, характерных для
данного элемента. При интерпретации диаграмм /7а вычисляют
чистый эффект
Аа = -Лар
вычитая из регистрируемого значения /7а р интенсивность естест-
венного гамма-излучения. Для изучаемых интервалов разреза
составляют графики /Ta = f(O, характеризующие экспоненциаль-
ный спад во времени величины /7а. Анализируя графики /Ta = f(/),
определяют концентрацию в породе активированных атомов и
общее содержание атомов изучаемого элемента.
В рудных скважинах методы НА применяют для выделения
и промышленной оценки залежей бокситов, флюорита, марган-
цевых и медных руд. В нефтяных и газовых скважинах перспек-
тивы в развитии метода НА связаны с применением импульсно-
го генератора нейтронов для активации пород, что можно про-
иллюстрировать на примере кислородного нейтронно-активаци-
онного метода (КНАМ) — «кислородного каротажа». КНАМ
основан на ядерной реакции
168О + 'оп —> 16?N 4- р + 7,
возникающей при облучении среды, содержащей кислород, быст-
рыми нейтронами. Образуется радиоактивный изотоп азота
16?N с периодом полураспада 7,35 с, который при fj-распаде дает
137
жесткое у-излучение с энергией 6,13 и 7,12 МэВ, тогда как энер-
гия у-квантов природных радиоактивных изотопов и других изо-
топов, возникающих в различных вариантах метода НА, не пре-
вышает 3 МэВ. Регистрируя у-излучение, возникающее при ука-
занной реакции, можно не только устанавливать наличие в
окружающей среде кислорода, но и количественно оценивать его
содержание. Это, в свою очередь, создает предпосылки для изу-
чения с помощью КНАМ состава жидкости в стволе скважины,
затрубном пространстве и для разделения коллекторов по ха-
рактеру насыщения.
Рентгенорадиометрический метод (PPM) предназначен для
выявления в горных породах и рудах, вскрытых скважинами,
элементов с эффективным атомным номером более 40 и опреде-
ления их процентного содержания. Выявление методом РРМ эле-
ментов в породе осуществляется по их характеристическим
спектрам энергий вторичного гамма-излучения. При взаимодей-
ствии гамма-квантов источника с веществом его атомы возбуж-
даются. Возвращение возбужденного атома в нормальное со-
стояние сопровождается испусканием избытка энергии в виде
квантов характеристического излучения, обладающего дискрет-
ным спектром: различают К-, L-, М-серии и т. д. характеристи-
ческого излучения. Наиболее интенсивной (до 80 % общего числа
квантов характеристического излучения) является A-серия, ко-
торой соответствуют кванты максимальной энергии, поэтому при
анализе вещества в условиях естественного залегания чаще все-
го используют именно ее. Каждый химический элемент обладает
строго определенной энергией характеристического излучения,
а интенсивность излучения зависит от количественного содержа-
ния элемента в породе. Энергия A-серии характеристического из-
лучения для некоторых элементов и источники гамма-излучения,
рекомендуемые для его возбуждения, приведены в табл. 9.
При проведении исследований рентгенорадиометрическим ме-
тодом исследуемая среда облучается пучком гамма-квантов с
энергией Ет, которые, взаимодействуя с атомами среды, испыты-
вают рассеяние или фотопоглощение. Детектор регистрирует
суммарное вторичное излучение, создаваемое рассеянным излу-
чением источника /тт и характеристическим излучением элемен-
тов /Рр.
Для исключения влияния рассеянного гамма-излучения, а
также состава среды, ее плотности и других факторов в рентге-
норадиометрическом методе используется способ спектральных
отношений: измеряется скорость счета в двух каналах гамма-
спектрометра, один из которых настроен на энергию характери-
стического излучения в области A-пика исследуемого элемента,
а другой — на величину рассеянного гамма-излучения в другом
диапазоне энергий, справа от A-пика элемента (см. табл. 9). От-
ношение скоростей счета, зарегистрированных этими каналами
138
Таблица 9
Элемент	Эффектив- ный номер	Энергия /(-серии		Источник гамма- излучения
		средняя j	/(-пика	
Висмут	83	84	90	Со-57
Свинец	82	80	88	Со-57 Селен-75
Ртуть	80	73	80	Со-57 Se-75
Вольфрам	74	54	60	Со-57 Se-75
Барий	56	36	70	Tm-170 Se-75
Сурьма	51	45	50	Tm-170 Se-75
Олово	50	28	30	Tm-170
Молибден	42	16	20	Cd-109
гамма-спектрометра, является основным параметром (цРР), из-
меряемым в РРМ. Фактически регистрируется отношение суммы
интенсивностей характеристического /рр и рассеянного /Пх излу-
чения, попадающего в тот же канал спектрометра, которым фик-
сируется /РР, к интенсивности рассеянного излучения /п в дру-
гом канале:
/рр + 7-rfx
Лрр —----;	
Способ спектральных отношений позволяет не учитывать воз-
можное изменение мощности источника и эффективности детек-
тора.
Формула после некоторых преобразований принимает вид
Лрр = Ло(1 + kqN),
где qN— содержание анализируемого элемента в породе; k —
коэффициент, связывающий процентное содержание элемента с
измеряемым характеристическим излучением; цо— спектральное
отношение в породе-наполнителе при qN = 0.
Поскольку величина ц0 непосредственно характеризует поро-
ду-наполнитель, спектральное отношение во вмещающей оруде-
нение среде может быть использовано для учета влияния состава
исследуемой среды. Для этого аномальное спектральное отноше-
ние т]рр нормируют по цо. Нормированное отношение
Пн = нрр/но = 1 +
При интерпретации диаграмм РРМ выделяют интервалы за-
легания рудных тел и определяют их мощность, вычисляют цн
для этого интервала и находят процентное содержание qN ис-
139
следуемого элемента. Нижняя граница рудного пласта (интер-
вала) устанавливается по резкому подъему кривой т]0, а верх-
няя — началу спада.
§ 12.	МЕТОД ЯДЕРНОГО МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА1
Метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) основан на
изучении разреза скважин путем измерения ядерно-магнитных
свойств пород. Явление ядерно-магнитного резонанса заключает-
ся в следующем. Ядра некоторых элементов, например водорода,
фтора, алюминия, углерода-13 и других, обладают как механи-
ческим, так и магнитным моментами, оси которых совпадают.
В постоянном внешнем магнитном поле эти ядра стремятся ори-
ентировать магнитные моменты р вдоль направления поля, од-
нако вследствие теплового движения молекул такое состояние
ядер постоянно нарушается и ядра, стремясь вновь принять на-
правление вдоль поля, прецессируют вокруг него подобно волч-
ку. Частота прецессии (Ларморова частота) пропорциональна
константе — гироскопическому отношению, величина которой ха-
рактерна для каждого типа ядер, а также напряженности маг-
нитного поля, в котором происходит прецессия. Если одновре-
менно с постоянным магнитным полем на исследуемую среду
воздействовать переменным магнитным полем, то происходит
аномальное поглощение энергии поля теми ядрами, для которых
Ларморова частота при заданной напряженности постоянного
магнитного поля совпадает с частотой переменного поля. Это
явление и называется ядерным магнитным резонансом.
Применяемый в настоящее время ядерно-магнитный метод
(ЯММ) изучения разрезов скважин основан на регистрации эф-
фектов свободной прецессии, обусловленных ядрами водорода,
обладающими наибольшим значением гиромагнитного отноше-
ния. Способ свободной прецессии заключается в следующем.
В скважину опускают катушку прямоугольной вытянутой формы,
которая попеременно служит для создания поляризующего маг-
нитного поля и измерения. До создания какого-либо внешнего
искусственного магнитного поля в породах, пересеченных сква-
жиной, магнитные моменты ядер водорода р. ориентируются пре-
имущественно в направлении магнитного поля Земли Н , пре-
цессируя вокруг него (рис. 67). Благодаря этому в среде вслед-
ствие совокупного действия большого числа отдельных ядер во-
дорода создается ядерная намагниченность, вектор которой Л4з
имеет только одну составляющую, совпадающую с направлени-
ем магнитного поля Земли, в то время как в перпендикулярной
плоскости составляющая вектора ядерной намагниченности (по-
1 Параграф составлен С. М. Аксельродом.
140
Рис. 67. Поведение вектора ядерной намагниченности М:
с—до поляризации; б — во время поляризации; в —в начале свободной прецессии
перечная составляющая) равна нулю. В начале цикла измере-
ния через поляризующую катушку в течение некоторого време-
ни /п пропускают ток поляризации /оп (см. рис. 67). Этот ток со-
здает в пласте поляризующее постоянное магнитное поле, вектор
напряженности которого Нп составляет значительный угол с век-
тором напряженности поля Земли Н и примерно на два поряд-
ка превышает его по величине. Благодаря этому вектор ядерной
намагниченности М исследуемой среды возрастает и ориентиру-
ется по направлению вектора напряженности поля Нс, представ-
Рис. 68. Схема процессов при исследованиях методом ЯМР (по С. М. Аксель-
роду).
и — график во времени тока поляризации б —изменение величины вектора ядер-
пой намагниченности М; в — изменение во времени ЭДС сигнала свободной прецессии
Е ССП=ИО; г — сигнал свободной прецессии после усиления н дефектироваиия
141
После включения поляризующего поля вектор ядерной намаг-
ниченности М устанавливается не мгновенно, а в течение време-
ни Т[ (время продольной релаксации), асимптотически прибли-
жаясь к значению Мо, которое наблюдалось бы, (если бы время
поляризации стремилось к бесконечности (рис. 68): М =
= Л10[1—ехр(—tn/Tx)]. Практически время поляризации берется
равным (3—5) Гь По истечении времени поляризации tn ток
поляризации выключается, однако для снижения переходных
процессов это выключение осуществляют ступенчато: сначала
наземным выключателем ток снижают до величины остаточного
тока ioc, а затем через время toc после прекращения переходных
процессов быстро выключают ток коммутатором в скважине, ко-
торый, спустя некоторое время, подключает катушку к усилите-
лю. За время действия остаточного тока вектор ядерной намаг-
ниченности лишь незначительно снижается (см. рис. 68) по ве-
личине и практически не изменяет своего направления.
С момента выключения поляризующего поля (поля остаточ-
ного тока) в среде вновь действует только магнитное поле Зем-
ли, а вектор ядерной намагниченности после выключения поля-
ризующего поля постепенно возвращается к равновесному со-
стоянию, наблюдавшемуся до поляризации, прецессируя вокруг
направления вектора Н3 (см. рис. 67). В этот период вектор
ядерной намагниченности по отношению к направлению магнит-
ного поля Земли имеет две составляющие — продольную
совпадающую с направлением Н3, и поперечную М±, перпенди-
кулярную к Н3 (см. рис. 67), которая вращается вокруг направ-
ления Н3.
Под действием вращающейся поперечной составляющей век-
тора ядерной намагниченности в катушке наводится переменная
ЭДС (сигнал свободной прецессии — ССП), постепенно затухаю-
щая по экспоненциальному закону с постоянной времени Т2, на-
зываемой временем поперечной релаксации (рис. 69)
Е = Доsin at ехр(—t/T2).	(83)
Частота ЭДС в поле Земли для ядер водорода составляет
примерно 2 кГц. Наибольший интерес для последующей интер-
претации представляет начальная амплитуда ССП По, которая
пропорциональна числу ядер водорода, входящих в состав сво-
бодного флюида в поровом пространстве породы. Для определе-
ния начальной амплитуды ССП Uo необходимо получить по край-
ней мере два значения напряжения огибающей ССП U\ и U2 или
Hi и Из, соответствующих определенному времени t\, t2, t3, от-
считанному от момента времени, сдвинутого на величину т от
142
Рис. 69. Функции релаксации fen (М и fccn(M) в полулогарифмическом мас-
штабе.
а — однокомпонентная экспоненциальная зависимость; б — двухкомпонентная зависимость;
/ — двухкомпонентная функция релаксации; 2, 3 — функции релаксации с большим и ма-
лым временами 7\ продольной релаксации; 4, 5 — функции релаксации, перенесенные па-
раллельно соответственно цифрам 2 и 3
начала прецессии. По значениям Ut н U2 или Ui и U$ вычисля-
ют начальную амплитуду Uq.
В нефтяных и газовых скважинах записываются одновремен-
но две или три кривые ССП, соответствующие амплитудам U\,
U2, U3 в фиксированные моменты времени ti, t2, t3. Для оценки
количества свободного флюида в породе по данным ЯММ исполь-
зуется понятие индекса свободного флюида (ИСФ) /Сф, который
определяется как отношение начальной амплитуды ССП, заре-
гистрированной на образце породы, к начальной амплитуде ССП,
измеренной на дистиллированной воде, занимающей тот же объ-
ем, что и образец породы. Чтобы установить масштаб кривых
ЯММ в единицах ИСФ, аппаратуру ЯММ эталонируют при по-
мощи эталонирующего устройства, представляющего собой ци-
линдрическую емкость, заполненную водой и имеющую цент-
ральный не заполненный водой канал, имитирующий скважину.
Все регистрируемые одновременно кривые ЯММ (U\, U2, П3)
записывают в одинаковом масштабе. На кривых ЯММ отмеча-
ется уровень минимальных отклонений 1—3% /сф, который со-
ответствует пластам-неколлекторам. Все пласты, выделяемые
аномалией на фоне помех, относят к коллекторам (рис. 70).
Однородные пласты на кривых ЯММ отмечаются симметрич-
ными аномалиями, у которых максимум соответствует середине
пласта, а точки перегиба — границам. Лишь для аномалий, мощ-
143
1ДР DO2
Рис. 70. Пример выделения коллекторов в терригенном разрезе по кривым £ссп
ЯМР
1 — коллекторы; 2 — битум
ность которых меньше длины зонда, границы пласта проводятся
на уровнях, смещенных по отношению к точкам перегиба внутрь
аномалии на половину длины зонда. Для определения истинного
значения ИСФ пласта необходимо по кажущимся значениям
ИСФ 7Сф к, считанных с кривых Ui, U2 или U?„ определить ампли-
туду Uo, соответствующую начальной амплитуде, и затем ввести
поправки на влияние скважины, глинистой корки, остаточного
тока, а также пространственной ориентации скважины. Для вве-
дения этих поправок используют соответствующие палетки и
номограммы. Истинное значение 7Иф п пласта, определенное в ре-
зультате интерпретации, численно близко к эффективной порис-
тости пласта &Пэф = &п(1—&во).
Метод ЯММ применяется для разделения нефтеносных и би-
туминизированных пластов, которые плохо различаются по дан-
ным существующих методов исследования скважин. Битумини-
зированные пласты вследствие высокой вязкости битума отлича-
ются от нефтеносных тем, что их ИСФ равен нулю.
Контрольные вопросы
1.	В чем сущность метода радиоактивных изотопов? Для решения каких
задач он применяется?
2.	Что такое наведенная активность?
3.	Расскажите о сущности и перспективах применения кислородного
метода.
144
4.	Что такоё\свободная прецессия ядер?
5.	Какая существует связь между сигналом свободной прецессии Uo и ин-
дексом свободного флюида (ИСФ) ?
Глава 3	\
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ АКУСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
§ 1. УПРУГИЕ СВОЙСТВА ПОРОД
В ультразвуковом (акустическом) методе исследуются ско-
рость распространения и энергия упругих волн, возбуждаемых
в скважине и породах. В основе метода лежит различие упругих
свойств пород, слагающих разрезы скважин. В однородной сре-
де упругие волны распространяются в радиальном направлении
от источника колебаний; фронт волны является поверхностью
сферы с центром в источнике и непрерывно растущим во време-
ни радиусом. В неоднородной среде пути распространения упру-
гих волн и их фронт имеют более сложную геометрию.
Различают продольные упругие волны (Р), которые застав-
ляют перемещаться частицы по направлению распространения
волн, и поперечные (S), вызывающие колебания частиц перпен-
дикулярно к этому направлению. Скорости распространения про-
дольных иР и поперечных vs волн зависят от упругих параметров
среды — модуля Юнга Е, коэффициента Пуассона о и плотно-
сти 6:
Ур = ]/ E(i-o)	(84)
р V 6(1 + о) (1 -2а)	V ’
= Е(85)
г 26(1 +а)
Для горных пород о=0,25-+0,35, принимая о = 0,25; получим
Up=l,73us, следовательно, всегда Up>vS- Продольные волны
распространяются в твердых, жидких и газообразных телах, по-
перечные — только в твердых.
Особенности распространения упругих волн в породах мож-
но рассмотреть на примере записи их в образце породы, упругие
свойства которого были определены на лабораторной установ-
ке— сейсмоскопе (рис. 71). Во время исследования к торцам
цилиндрического образца прижаты датчик и приемник ультра-
звуковых колебаний.
С помощью специальной схемы на экране осциллографа по-
лучают волновую картину, которая содержит: а) аномалию, со-
ответствующую возбуждающему импульсу,— первое отклонение
кривой от положения равновесия; б) момент прихода головной
продольной волны и серию колебаний меньшей амплитуды, вы-
10—233
145
Рис. 71. Волновая картина ультразвуковых колебаний.
а — при измерениях на образце: 1 — возбуждающий импульс; 2 — момент прихода про-
дольной волны; 3 — момент прихода поперечной волны; 4— марки времени; б — при ис-
следовании скважины трехэлементиым зондом: 1,2 — запись колебаний в каналах соот-
ветственно первого и второго приемников; 3 — марки времени; 4 — возбуждающий им-
пульс; 5 — момент прихода продольной волны; 6 — момент прихода поперечной волны
званных продольной волной; в) момент прихода головной попе-
речной волны и серию колебаний большей амплитуды, вызван-
ных поперечной волной. Марки времени, регистрируемые от-
дельным каналом, позволяют определить на волновой картине
время прихода продольной АГР и поперечной ATS волн (см.
рис. 71). Зная расстояние L между излучателем и приемником
(длину образца), можно вычислить скорости продольной и по-
перечной волн
Vp = ЦАТ Р;	vs = A/ATs.	(86)
Серийной аппаратурой акустического метода изучают пара-
метры, характеризующие продольные волны.
В породах с постоянным минеральным составом скелета ско-
рость продольных волн в породе ип зависит от пористости kn по-
роды, скоростей этих волн в скелете vCK и в жидкости иж или
газе пг, заполняющих поры
— = A--}- 1 — fen .	(87)
уп ^жг уск
Величина ижг значительно меньше иск, поэтому при постоян-
ном составе среды, заполняющей поры, уменьшается с ростом
пористости.
Амплитуда колебаний А характеризует энергию волны. Умень-
шение амплитуды колебаний прямой или поперечной волн по
мере удаления приемника от излучателя отражает поглощение
энергии упругих волн при движении их в среде и подчиняется
закону
А=Аоехр(—aPL),	(88)
где Ао — максимальная амплитуда в элементарном объеме близ
146
источника колебаний и А — амплитуда на расстоянии L, ар—
коэффициент Поглощения.
Параметр а? зависит от пористости породы, геометрии пор'
и жидкости, насыщающей поры. Минимальным значением ар
характеризуются плотные известняки, доломиты и песчаники,,
ангидриты и каменная соль. С ростом пористости ар возрастает,,
причем при прочих одинаковых условиях больше в нефтенасы-
щенной породе, чем в водонасыщенной, и значительно больше в
газонасыщенной, чем в водо- и нефтенасыщенной. Повышенные
значения ар наблюдаются в глинистых породах, особенно в гли-
нах, и в плотных породах с трещинно-кавернозной пористостью.
§ 2. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ СТАНДАРТНОГО
АКУСТИЧЕСКОГО МЕТОДА
Стандартные исследования акустическим методом выполняют
серийной аппаратурой СПАК в необсаженной скважине трехэле-
ментным зондом (два излучателя и один приемник). Исследова-
ния проводятся при частоте генерируемых излучателями упругих
импульсов 25—30 кГц, глубина исследования составляет 0,2—
0,5 м, возрастая с увеличением плотности изучаемой среды.
Основными параметрами, используемыми для интерпретации,
являются интервальное время пробега продольной волны АТ? и
коэффициент ослабления амплитуды продольной волны аР. Па-
раметр АГР является величиной, обратной скорости иР:
АГр = 106/иР,	(89)
где АГр в мкс/м при условии, что иР выражена в м/с. Величина
ар определяется выражением
аР = 1/AL In А]/А2,	(90)
где АГ — база зонда в м, ар в дБ/м.
Регистрируемые аппаратурой СПАК значения АГ и аР соот-
ветствуют породам, расположенным между излучателями И] и
И2, т. е. в пределах базы зонда длиной АГ, поэтому результаты
измерений относят к середине базы, считая ее точкой записи.
Глубина исследований трехэлементпым зондом определяется его
базой; считают, что при АГ = 0,5 м глубина исследования состав-
ляет в среднем 0,25—0,3 м. Пласты с аномальными упругими
свойствами отмечаются на кривых АГ и аР симметричной ано-
малией, максимум которой соответствует истинному значению АГ
или ар пласта, если его мощность h^-AL. При /г<АГ значения
АГтах и аР занижены по сравнению с истинными, причем степень
занижения тем больше, чем меньше h. Границы пластов любой
мощности устанавливают по следующему правилу: кровлю про-
водят на 0,5 АГ ниже начала отхода кривой АГ или а? от уровня
10'
147
150 250 350 150 250 350 150 250 350 150 AT, МКС/и /
I---1---1 I-----1---1 I----1---1 I----1---1
Рис. 72. Теоретические графики значений А'Г истинных (/) и регистрируе-
мых (2) для пластав различной толщины
h=0,2AL,
/
/
для вышележащих пород, а подошву — на 0,5 ДА выше точки
отхода кривой от уровня для подстилающих пород (рис. 72).
В пластах с h>kL границам соответствуют точки на кривой ДТ
или аР, где отклонение от значения во вмещающих породах до-
стигает половины максимальной амплитуды.
На кривые ДТ и ар, регистрируемые трехэлементным зондом,
диаметр скважины не влияет, если он не изменяется в интерва-
ле ДА. Локальное изменение диаметра dc (каверна) отмечается
на кривых ДГ и ар аномалией увеличения значений, причем гра-
ницы каверны определяются по кривым ДТ и аР так же, как
границы обычного пласта. Аномалии на кривых ДТ и аР, обус-
ловленные изменением упругих свойств разреза или наличием
каверн, различают, анализируя совместно диаграммы ультразву-
кового метода и кавернограмму. Характер жидкости, заполняю-
щей скважину, не оказывает существенного влияния на кривые
ДТ и аР.
Правильность масштаба кривой ДГ контролируется характер-
ными значениями интервального времени (табл. 10). В любом
интервале разреза величина ДТ должна удовлетворять условию
Д7’min<ДТ<ДТтах. Иногда в отдельных интервалах на кривой
Гг появляются максимальные показания при низких или средних
значениях времени на кривой Л; к этим же интервалам приуро-
чены максимальные значения на кривой Д7\ Эти максимумы Т2
и ДТ непосредственно не связаны с особенностями разреза и
обусловлены аппаратурной помехой — проскальзыванием циклов,
типичным для интервалов разреза с низким затуханием. Такие
диаграммы не являются браком, более того, проскальзывание
циклов — дополнительный признак пород, характеризуемых вы-
соким затуханием (трещинно-кавернозных, глинистых или газо-
насыщенных), однако в интервалах искажения кривых Т2 и ДТ
148
Таблица 10 \
Значения ДТП и аР для различных пород
Порода	ДТП, мкс/м	ар, м-1
Известняки, доломиты плотные	140—180	0,05—0,1
Карбонатные породы-коллекторы	180—250	0,05—0,1
Сцементированные песчаники	190—300	0,07—2,0
Рыхлые песчаники	250—380	0,1—10
Глины уплотненные	270—330	0,1—10
Глины средне- и слабоуплотненные	330—560	0,1—10
Ангидрит	164—170	—
Гипс	172	—
Каменная соль	220	—
Калийные соли	245—255	—
Кристаллические породы	150—220	—
этой помехой значения ДТ и Тг нельзя использовать для интер-
претации. Значения интервального времени ДГ (в мкс/м) для
некоторых сред приведены ниже.
Большая каверна в скважине.................... 580—600
(максимальные
показания)
Плотные	известняки...................155—160
(минимальные
показания)
Незацемеитированиая обсадная колонна............185
(промежуточное
показание)
Кривые ДГ и аР используют для литологического расчлене-
ния разреза в комплексе с диаграммами других методов ГИС.
Характерные значения ДТ и аР для различных пород приведены
в табл. 10.
В терригенном разрезе максимальные значения АТП и аР
соответствуют глинам, минимальные — плотным песчаникам и
алевролитам неколлекторам, промежуточные значения ДГП и аР
соответствуют песчаникам и алевролитам с различной пористо-
стью и глинистостью. В неглинистом карбонатном разрезе ве-
личина ДТп отражает в основном пористость, отмечая минималь-
ными показаниями плотные участки разреза, максимальными —
межзерновые коллекторы. Показания минимальные за исключе-
нием трещинных зон, где аР существенно возрастает. Прослои
мергелей отличаются повышением ЛТП и аР. Максимальные по-
казания ДГП и ар, как и в терригенном разрезе, соответствуют
пластам глин. Хорошие предпосылки имеются для расчленения
гидрохимических отложений по величине &ТП (см. табл. 10).
По диаграммам ДГ определяют пористость пород в карбонат-
ном и терригенном разрезе. Петрофизической основой определе-
149
ния коэффициента пористости Ап по величине \Тп является урав-
нение среднего времени
АТп = А7СК(1 — А„) + AT^An,	(91)
где АТск, АТж — интервальное время пробега продольной волны
соответственно в минеральном скелете породы и в жидкости,
насыщающей поры. Уравнение (91) справедливо для породы с
мономинеральным скелетом. Решая уравнение (91) относитель-
но k„, получаем
Значение \ТСК (в мкс/м) в массиве некоторых породообразую-
щих минералов составляет: кальцит—155, доломит—142,
кварц— 164, ангидрит— 164.
Приведенные значения \ТСК можно использовать только для
мономинеральных пород с жестким каркасом при идеальном
акустическом контакте между зернами. Так, величину АТ’СК=164
можно использовать для кварцитов, плотных песчаников с ре-
генерационным силикатным цементом. Для сцементированных
кварцевых песчаников рекомендуется величина АТ’ск=170 мкс/м,
для слабосцементированных кварцевых песчаников и алевроли-
тов А7’ск= 1804-185 мкс/м.
Величина АТЖ для воды зависит от ее минерализации св и
составляет 560—650 мкс/м, при этом с уменьшением св и АТЖ
растет. Для растворов с минерализацией, типичной для фильт-
рата пресного бурового раствора АТ’ж = 6004-620 мкс/м, для сме-
си пресного фильтрата с пластовой водой средней минерализа-
ции АТЖ = 5804-600 мкс/м. Для нефти в зависимости от ее плот-
ности бн и газового фактора Г АТ’Ж = А7Н составляет 700—
770 мкс/м, увеличиваясь с ростом Г и уменьшением 6И. Величина
АТ’г в газе меняется в широких пределах в зависимости от тер-
мобарических условий от 1000 до 2100 мкс/м. Ввиду резкого от-
личия АТ’г от АГж в воде и нефти присутствие газа в породе в
зоне исследования акустическим методом всегда завышает ве-
личину АТж, а следовательно, АТ’г.
В нефтеносном коллекторе
ДТЖ = ДГВ(1 — Ан) + АТнАн.	(93)
В газоносном
АГж = АТ’В(1 — Аг) + АГгАг,	(94)
где Ан и Аг — соответственно коэффициенты нефте- и газонасы-
щения породы в зоне исследования акустическим методом.
Уравнение (91) справедливо для атмосферных условий. Экс-
периментальные данные, полученные на образцах из различных
геологических объектов, при значениях эффективного давления
150
Рис. 73. Экспериментальные зависи-
мости ДГ=)(£П) для терригенных от-
ложений при различных термобариче-
ских условиях (р3ф,	1°„л) (по
Г. П. Ставкину).
Шифр кривых — Н, м. Значения рЭф, <пл°
растут с увеличением Н
йТ.мкс/м
5	15	25 кп,%
рЭф и температуры tnn, соответствующих пластовым условиям,
показывают, что вид уравнения (91) с ростом рэф и tn„ не меня-
ется, но закономерно меняются константы уравнения (91), в
основном ДТск. Это показывает семейство графиков&Tn=f(kn),
полученных на коллекции образцов терригенных пород при ат-
мосферных и различных пластовых условиях (рис. 73). Пласто-
вые условия охарактеризованы глубиной залегания пласта Н
(шифр графиков), которой для изучаемого региона соответству-
ют конкретные значения рэф и tn„. Анализ семейства графиков
показывает, что с глубиной для пород с неизменным составом
минерального скелета величина Ыск уменьшается, поэтому с
ростом Н (то есть рэф и (пл) графики располагаются ниже при
незначительном уменьшении их угла наклона. Отмеченное явле-
ние объясняется улучшением акустического контакта между зер-
нами скелета породы с ростом прежде всего рЭф- Очевидно, что
для избежания систематических ошибок в определении ka по
диаграмме АГ необходимо при интерпретации использовать связь
A7' = f(fen) для изучаемого геологического объекта, полученную
с учетом пластовых условий.
Рассмотрим влияние сложного минерального состава скелета
породы на вид уравнения (91) на примере пород биминерально-
го состава — глинистых песчаников и доломитизированных из-
вестняков.
Пример 1. Глинистый песчаник или алевролит с рассеянной глинистостью
Уравнение (91) в этом случае принимает вид:
ДТп = АГСк (1 — k„ — krn) + АГгл£гл + А	(95)
Величина ДГгл изменяется в широких пределах в зависимости от минерально-
го состава и пористости глин.
Данные таблицы являются результатом обобщения петрофизических опре-
делений на искусственных образцах глин мономинерального состава
и образцах природных глин, а также результатов интерпретации ма-
териалов ГИС по различным регионам. Как видно, с глубиной за-
кономерно уменьшаются пористость глин k-, гл и ДГГЛ. Интервал из-
менения ДГгл при фиксированном значении k„ гл отражает влияние
минерального состава глин: минимальное ДГгл соответствует глинам каолини-
тового, максимальные — монтмориллонитового состава, средние ДГгл харак-
терны для глин преимущественно гидрослюдистого состава с примесями каоли-
нита и хлорита. Из табл. 11 следует, что значение ДГГЛ = ЗЗО мкс/м, наиболее
часто рекомендуемое в литературе, особенно зарубежной, соответствует част-
ному случаю глин гидрослюдистого состава на глубине 2 км.
151
Таблица И
Значения ДТГЛ для глин различной пористости
и минерального состава
Глубина, м	гл* %		Д7ГЛ, мкс/м	
	Интервал	Среднее	Интервал	Среднее
300	40—60	50	450—550	500
1000	25—35	30	360—430	400
2000	12—18	15	290—360	330
3000	8—12	10	260—330	295
4000	6—8	7	250—310	280
5000	4—6	5	230—290	260
При незначительном содержании йгл< 10%, характерном для коллекторов,
глинистый материал заполняет поры, образованные каркасом скелетных зерен,
и не испытывает геостатической нагрузки, которая приходится полностью на
каркас. В этом случае полагают АТгл=400-н500 мкс/м, как в слабоуплотиеи-
ных глинах, С ростом kn часть глинистого цемента становится уплотненной
под действием геостатической нагрузки и k„ гл приближается к значению, соот-
ветствующему глубине залегания пласта. Здесь рассчитывают k„, решая урав-
нение (95) и принимая Д?гл незначительно превышающим соответствующее
глубине пласта значение в табл. 11.
Пример 2. Глинистый песчаник, представленный чередованием прослоев
чистого (слабоглинистого) коллектора и глин. В этом случае
АТП — Д7'песч(1 %гл) + ДТГл(%гл),	(96)
где %гл — относительное содержание по мощности прослоев глииы в пачке;
Д^песч •— величина, соответствующая прослоям чистого песчаника и опреде-
ляемая уравнением (91). В уравнении (96) используют значение ДГгл из
табл. 11, соответствующее глубине залегания слоистого коллектора, поскольку
прослои глин в пачке уплотнены в той же степени, как и глииы, покрывающие
и подстилающие пачку. Для определения kn ПесЧ песчаных прослоев вначале на-
ходят ДТпесч, решая уравнение (96), а затем рассчитывают kn песч по форму-
ле (92), подставляя в нее вместо ДТп значение ДГпесч.
Если изучаемый разрез представлен чередованием известня-
ков, доломитов и доломитизированных известняков с различной
степенью доломитизации, то для определения коэффициента по-
ристости с одновременной оценкой объемного содержания доло-
мита £дол в скелете породы используем комплексную интерпре-
тацию данных акустического и нейтронного (НГМ или НМ-Т)
методов.
Рассмотрим особенности интерпретации диаграмм ДТ в моно-
минеральном карбонатном разрезе с присутствием трещинных и
кавернозно-трещинных коллекторов. Трещинные участки разре-
за, как уже отмечалось, характеризуются повышенными пока-
заниями аР при трещиноватости хаотичной или секущей путь
преломленной продольной волны. Кривая ДТп практически тре-
щинных зон не выделяет. В кавернозных или трещинно-кавер-
нозных породах при диаметре каверн больше 1 см продольная
волна распространяется в основном по матрице с межзерновой
пористостью, обходя каверны, поэтому будет справедливо урав-
152
Рис. 74. Пример выделения кавернозного коллектора в карбонатном разрезе
путем сопоставления графиков fen am и fen общ.
Заштрихован кавернозный коллектор
нение (91), где роль ka играетне коэффициент общей пористости
кавернозной породы Лпобщ, а коэффициент межзерновой порис-
тости блоков £цЮ, определяемый соотношением &Пмз=£побщ—
—knK. Вообще коэффициент пористости кавернозной породы,
определяемый по данным акустического метода &пак, для кавер-
нозных пород с различными размерами каверн и расстоянием
между ними заключен в пределах: £п мз<£п ак<£п общ. Чем
меньше размеры каверн, тем ближе £пак к значению &п общ, чем
больше размеры каверн и расстояние между ними, тем ближе
fenAK к значению kaK3.
Признак kn ак<^п общ является одним из главных для выде-
ления в разрезе пород кавернозных и смешанного типа — кавер-
нозно-трещинных, кавернозно-поровых и т. д. Его устанавлива-
ют, сопоставляя по разрезу карбонатных отложений кривые k„ АК
и й„общ (последняя полученная по данным НМ или ГГМ). При
совпадении kn лк и kn Общ в породах, где каверны отсутствуют или
в которых каверны имеют небольшие размеры, в интервалах раз-
реза, соответствующих кавернозным породам, значение £пак
становится существенно ниже &ПОбщ (рис. 74). Разность
kn общ — ^пак рассматривают как нижний предел каверновой ем-
кости kn к-
Учет состава насыщающего породу флюида выполняют, вво-
дя эмпирические поправки по формулам:
и “ kn фЯ;	(97)
kn Г = kn фЬ,	(98)
153
где knH и k„r — истинные значения коэффициента пористости
нефтеносного и газоносного коллектора: йпф— фиктивные, обыч-
но завышенные значения k„, рассчитанные по формуле (97) с
использованием в качестве &ТЖ величины АГф фильтрата буро-
вого раствора; а и b — эмпирические коэффициенты. Обычно ре-
комендуют п = 0,9ч-0,95; Ь = 0,8-=-0,9, беря конкретное значение
с учетом плотности и газового фактора нефти (а) или термоба-
рических условий (Ь).
Рассмотрим общую схему интерпретации диаграмм стандарт-
ного акустического метода.
1.	Выполняют литологическое расчленение разреза по кри-
вым АГП и аР с учетом данных всего комплекса ГИС.
2.	Выделяют в разрезе межзерновые коллекторы по признаку
kn>knrp, коллекторы с пористостью смешанного типа по призна-
кам, рассмотренным выше.
3.	В намеченных для интерпретации пластах-коллекторах и
неколлекторах определяют величину k„ по установленному зна-
чению АГ. Петрофизической основой этих определений является
петрофизическая связь между ДГП и k„. Рассмотрим различные
способы получения такой связи в порядке их предпочтитель-
ности:
а)	в одной из первых разведочных скважин на месторожде-
нии отбирают в продуктивных отложениях представительный
при полном выносе на поверхность керн, на основе изучения ко-
торого в лаборатории сопоставляют по однородным пластам с
различным kn, охватывающим весь диапазон изменения kn в изу-
чаемом объекте, средние значения АГП, установленные по диаг-
рамме АГП, со средними значениями kn, определенными на керне
при термобарических условиях. Получают надежную связь ДГ =
= f(k„) типа «геофизика — керн», которую можно затем исполь-
зовать при интерпретации диаграмм АГ в других скважинах
месторождения;
б)	по данным определения АГП и kn при термобарических
условиях в лаборатории на коллекции образцов из скважины,
рассмотренной выше или, в крайнем случае, из разных скважин
при неполном выносе керна, но при охвате всего диапазона из-
менения k„ в изучаемом объекте, получают связь типа «керн —
керн», надежность которой почти не уступает связи «геофизика —
керн», рассмотренной в способе «а», если не считать, что в связи
«керн — керн» не учтены законы усреднения по каждому пласту
величины ДГП;
в)	при отсутствии керна связь АГП—kn получают, сопостав-
ляя значения ДГП и kn, установленные другим геофизическим ме-
тодом— ГГМ, НМ, сопротивлений по большому числу пластов-
коллекторов и неколлекторов в продуктивных отложениях по
ряду скважин. Такая связь типа «геофизика — геофизика» явля-
154
ется достаточно надежной, если выборка пластов представитель-
на, а значения £п, определенные по ГЙС, достоверны;
г)	при отсутствии керна и другого надежного метода ГИС
для определения пористости, но зная, какими породами пред-
ставлен изучаемый разрез, используют уравнение (91), подстав-
ляя в него значение &ТСК, соответствующее преобладающему ли-
тотипу в данном разрезе, и значение ЛТЖ, учитывающее среднюю
минерализацию фильтрата бурового раствора и пластовых вод.
Значение &ТСК определяют иногда путем сопоставления значе-
ний ДГп и 1/рп по пластам-неколлекторам и водоносным коллек-
торам, проводя затем линию регрессии по полученной совокуп-
ности точек в системе координат ДГП—1/р„ и устанавливая ве-
личину ДГск в точке пересечения полученной линии Д7’п = /(1/рп)
и оси абсцисс (при 1/рп = 0).
При использовании зависимостей \Tn = f(kn), полученных
способами «а», «б», «в», не вводят поправки за глинистость и
термобарические условия, поскольку влияние этих факторов уч-
тено при построении зависимости; при необходимости вводят
только поправки за влияние остаточного газонасыщения, ре-
же— нефтенасыщения, в продуктивных коллекторах. При ис-
пользовании зависимости, полученной способом «г», вводят
поправку за глинистость и термобарические условия. Для опре-
деления k„ по данным акустического метода наиболее благоприя-
тен диапазон £„ = 5-4-25%. Породы с £„>25% обычно слабосце-
ментированные с плохим акустическим контактом между зерна-
ми скелета, поэтому определяемые в них значения ДТп недоста-
точно надежны, особенно в газоносных коллекторах. Для плотных
пород с £п<5% наблюдается сильное влияние на величину &ТП
разнообразия в минеральном составе и геометрии пор изучаемых
отложений, что вызывает большую дисперсию связи \T„ = f(kn)
в области низких значений k„. Влияние характера насыщения
(в первую очередь, наличие газа) и рассеянной глинистости в
породах-коллекторах на величину &Т„ тем меньше, чем лучше
степень цементации скелета породы.
§ 3. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ
ШИРОКОПОЛОСНОЙ МОДИФИКАЦИИ
АКУСТИЧЕСКОГО МЕТОДА (АКш)
Широкополосная модификация акустического метода реали-
зуется при исследованиях аппаратурой АКН-1. В ней предусмот-
рено использование более широкого диапазона частот (5—20 кГц)
импульсов, генерируемых излучателями, что позволяет повысить
в 2—3 раза (при использовании низких частот 4—10 кГц) глу-
155
Рис. 75. Пример фазокорреляционной
диаграммы ФКД (а) и волновой карти-
ны АКш (б) по разрезу скважины (по
данным Б. 3. Лабковского)
бинность метода и обеспе-
чивает возможность изуче-
ния разрезов обсаженных
скважин при условии каче-
ственного цементирования
колонны. Главным преиму-
ществом АКш является воз-
можность получения значи-
тельно большего объема ин-
формации, чем при стан-
дартных акустических ис-
следованиях.
При исследованиях мето-
дом АКш получают: а) фа-
зокорреляционную диаграм-
му ФКД (рис. 75); б) ана-
логовые кривые кинематиче-
ских (АГр, ATS и Д7\ — ин-
тервальное время волны
Лэмба1) и динамических (аР,
as и at — коэффициент по-
глощения волны Лэмба) па-
раметров упругой волны;
в) видеоизображение волно-
вой картины, фиксируемое
кинорегистратором в отдель-
ных точках разреза, задава-
емых оператором. Аналого-
вые кривые получают путем
обработки на ЭВМ по спе-
циальным программам дан-
ных ФКД .Специальные про-
граммы дают возможность с
помощью ЭВМ получить не-
прерывные кривые значений
коэффициента Пуассона ап
и сжимаемости породы,
которые при необходимости для отдельных пластов можно рас-
считать по формулам:
_ 0,5(A7s/ATp)2 — 1 .	,qq.
°п	’	к3 *-7/
(ATs/ATp)2 — 1
3(1 —о„)ДГр2
6п( 1 + Оп)
(100)
1 Волна Лэмба распространяется по столбу бурового раствора, имеет дли-
ну волны порядка диаметра скважины, характеризуется более низкой часто-
той колебаний и скоростью, чем волна S. При отсутствии влияния трещинова-
тости обычно Al>As>Ap.
156
Рис. 76. Выделение трещинных зон в карбонатном разрезе в интервалах уве-
личения ад и as
Трещинные зоны отмечены штриховкой
По данным АКш решаются следующие задачи.
1.	Дается более детальное, чем по материалам стандартного-
акустического метода, литологическое расчленение разреза.
2.	Выделяются в разрезе участки, представленные трещин-
ными и кавернозно-трещинными коллекторами, с использованием
характерного для каждой разновидности «звукового образа» на
волновой картине и прежде всего в участках разреза с интенсив-
ным ослаблением амплитуды волны Лэмба — а£, а также вол-
ны S — as (рис. 76).
3.	Рассчитывают величину коэффициента трещиноватости
£пт в интервалах коллекторов трещинных и смешанного типа
(кавернозно-трещинный, порово-трещинный) по формуле
£Пт=^Т~~^М ,	(101)
Рт
где рп т — сжимаемость трещиноватой породы, вычисляемая по
формуле (100); рм — сжимаемость плотной матрицы (блоков)
трещиноватой породы; рт — сжимаемость трещин, которую опре-
деляют экспериментально или рассчитывают теоретически для
конкретной модели трещины.
157
4.	Получают информацию об упругих свойствах разреза (аку-
стическая жесткость, коэффициент Пуассона, модуль Юнга
и др.), которая используется в комплексе с детальной сейсмо-
разведкой, ВСП, данными наклономера и акустического теле-
визора для построения трехмерной модели изучаемого месторож-
дения (см. гл. 10).
5.	В обсаженной скважине с хорошим качеством цементиро-
вания по диаграммам АКш, полученным после полного расфор-
мирования зоны проникновения в коллекторах, устанавливают
характер насыщения коллекторов по комплексу динамических
и кинематических параметров волн Р и S.
4. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ
СКВАЖИННЫМ АКУСТИЧЕСКИМ ТЕЛЕВИЗОРОМ (CAT)
При исследованиях необсаженных скважин прибором САТ-1
получают видеоизображение поверхности стенок скважины
(рис. 77). Диаграмма CAT является развернутой на плоскость
боковой поверхностью цилиндра, которой является в первом при-
ближении поверхность стенок. В черно-белом варианте на диаг-
рамме фиксируются участки темные, светлые и промежуточных
оттенков. Оттенок характеризует коэффициент отражения упру-
гой волны от стенки скважины и, следовательно, акустическую
жесткость среды, отражающей волну. Наиболее светлые участки
соответствуют породе с максимальной акустической жесткостью,
максимальным коэффициентом отражения и минимальным ко-
эффициентом поглощения энергии упругой волны; обычно это
очень плотные породы с низкой пористостью ^п^1-ь2%. Темные
участки соответствуют прослоям глин и различным крупным пу-
стотам-трещинам, кавернам и т. п., которые характеризуются
максимальным коэффициентом поглощения и минимальным ко-
эффициентом отражения. Разрешающая способность CAT, опре-
деляемая минимальной толщиной прослоев, каверн и т. п., ко-
торые метод способен фиксировать, определяется несколькими
миллиметрами. Возможность применения CAT ограничена верх-
ним пределом плотности промывочной жидкости 1,25 г/см3.
Данные CAT в комплексе с АКш и стандартными ГИС по-
зволяют существенно уточнить представления об объекте иссле-
дования и выбрать наиболее надежную петрофизическую модель
для интерпретации результатов ГИС, особенно в сложных кол-
лекторах.
Пример. На планшете (см. рис. 77) приведены результаты исследований
•CAT и стандартного комплекса ГИС в карбонатных отложениях. На диаграм-
ме CAT четко выделяются трещины и каверны в плотных участках разреза,
а также сутуро-стилолитовые швы и т. п. Очень четко выделяется пласт
глины.
CAT используют также в обсаженных скважинах для контроля состояния
•обсадной колонны и проверки результатов перфорации колонны.
158
ИР Iffip И* HP И*
Рис. 77. Характеристика карбонатного разреза по данным CAT и современного,
комплекса ГИС.
1 — известняк; 2 — глинистый известняк; 3 — глинистый кремеиь; 4 — песчаник иефтенос-
ный; 5—аргиллит
159'
Контрольные вопросы
1.	Какие свойства горных пород изучают акустическими методами?
2.	Какие задачи решает стандартный акустический метод?
3.	Расскажите о факторах, вызывающих поглощение энергии упругой
волны.
4.	Какое уравнение лежит в основе определения коэффициента пористости
породы по данным акустического метода?
5.	Что Вы знаете об особенностях распространения упругих волн в кавер-
нозных породах?
6.	Какие задачи решает широкополосная модификация акустического
метода?
7.	Характеризуйте способы петрофизического обоснования количественной
интерпретации результатов исследований акустическим методом.
8.	Какие задачи решают исследования скважинным акустическим теле-
визором?
Глава 4
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ
ТЕРМОМЕТРИИ СКВАЖИН
§ 1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Термометрия скважин проводится с целью изучения регио-
нального теплового поля Земли, локальных тепловых полей, обус-
ловленных различными физико-химическими процессами в гор-
ных породах, и искусственных тепловых полей, возникающих
вследствие различия температур бурового раствора и пород, а
также экзотермической реакции схватывания цемента. В связи
с этим различают термические исследования, выполняемые с
целью: а) определения геотермического градиента; б) выделе-
ния в разрезах газоносных коллекторов по эффекту охлаждения
при поступлении газа в скважину и выявления притоков в сква-
жины пластовых вод; в) расчленения разрезов скважин по теп-
ловым свойствам пород в искусственном тепловом поле. Данные
термометрии скважин используют при интерпретации диаграмм
различных геофизических методов, прежде всего электрометрии
скважин. Разнообразные термические исследования проводятся
с целью контроля за техническим состоянием скважин — опреде-
ление высоты подъема цементного кольца, интервалов затруб-
ной циркуляции вод — и в действующих нефтяных и газовых
скважинах для исследования закономерностей притока в сква-
жину нефти и газа в процессе разработки.
Распределение температуры в скважине обусловлено особен-
ностями естественных и искусственных тепловых полей и тепло-
выми свойствами пород в разрезе скважины и бурового раствора.
К тепловым свойствам пород относятся удельная теплопро-
водность Z и обратная ей величина — g удельное тепловое сопро-
160
тивление1, теплоемкость С и температуропроводность а, которая
связана с g и С соотношением
а = 1/Q6n.	(102)
Для интерпретации термограмм основное значение имеет па-
раметр g. Величина g зависит от объемной плотности и пористо-
сти породы, состава флюида, насыщающего породу, в меньшей
степени — от проницаемости и структуры породы. С увеличени-
ем плотности и уменьшением пористости породы g уменьшается.
Породы-коллекторы при одинаковой пористости и других харак-
теристиках имеют минимальное значение £ при насыщении пор
водой, несколько большее значение при насыщении нефтью и
максимальное при насыщении газом. С ростом проницаемости
коллектора величина Ej уменьшается благодаря дополнительному
переносу тепла за счет конвекции.
Максимальное тепловое сопротивление наблюдается у рых-
лых сухих осадочных пород, газоносных коллекторов, ископае-
мых углей; значительно тепловое сопротивление глин; низкие
значения g типичны для плотных карбонатных пород, каменной
соли, ангидрита; минимальное значение g характерно для пород
с высоким содержанием рудных минералов (сульфиды, магне-
тит) с электронной проводимостью.
§ 2.	ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГЕОТЕРМОГРАММ
Термометрия скважин с установившимся тепловым режимом
в условиях, когда буровой раствор в скважине воспринял темпе-
ратуру пород, позволяет получить геотермограмму, по которой
определяют геотермический градиент Г регионального теплового
поля Земли в данном районе (рис. 78). Усредненное для всего
интервала исследования значение Г характеризует среднее воз-
растание температуры на 100 м.
Г100 = 100-J2"^-,	(103)
и 2 -
где 6 и t2 — температура пород на глубине Hi и Н2.
Различный наклон отдельных участков геотермограммы по-
казывает, что рост температуры с глубиной происходит нерав-
номерно. Геотермический градиент Г, характеризующий прира-
щение температуры с глубиной на 1 м, является произведением
плотности теплового потока qt на тепловое сопротивление
пород на данной глубине
Г = ^п.	(104)
1 В дальнейшем для краткости параметр | будем называть тепловым со-
противлением.
11—233
161
Рис. 78. Геотермограмма и графики из-
менения по разрезу скважины геотерми-
ческого градиента Г и теплового сопро-
тивления пород |
При постоянном значении qt изменение Г обусловливается
изменением gn пород в разрезе, поэтому с увеличением gn поро-
ды наклон геотермограммы в интервале залегания этой породы
возрастает, и наоборот. Таким образом, геотермограмма, заре-
гистрированная в детальном масштабе температур, позволяет
выполнить литологическое расчленение разреза по величине Г,
пропорциональной параметру gn. Определение плотности тепло-
вого потока в различных скважинах, охватывающих определен-
ную территорию и вскрывших одинаковые по литологии отло-
жения, дает возможность изучить тектонику отложений, не
вскрытых скважинами; так, сводам погребенных антиклиналь-
ных складок соответствуют зоны повышенных значений qr,
в синклиналях значения qt минимальны. В районах с выходом
кристаллических пород на поверхность геотермический градиент
Гюо не превышает 1 °С/100 м. Для платформенных областей и
складчатых зон мезозойского и палеозойского возраста Гию со-
ставляет 0,75—3 °C/100 м. Максимальной величины (2,5—20 °C/
100 м) Гюо достигает в областях кайнозойской складчатости и
особенно в зонах кайнозойского вулканизма. В осадочных отло-
жениях максимальные значения Гюо отмечаются в глинах и ар-
гиллитах, минимальные — в карбонатных и гидрохимических от-
ложениях.
§ 3.	ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ТЕРМОГРАММ ЛОКАЛЬНЫХ
И ИСКУССТВЕННЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОЛЕЙ
Локальные тепловые поля наблюдаются в газоносных и неф-
теносных коллекторах в процессе их разработки, в зоне притока
в скважину пластовых вод, в породах, выделяющих тепло в ре-
зультате интенсивных окислительно-восстановительных реакций
(сульфиды, угли).
Приток газа в скважину, который возможен при давлении в
скважине рс на уровне газоносного пласта, меньшем пластового
162
давления рпл, отмечается аномалией
понижения температуры, обуслов-
ленной эффектом Джоуля— Томсо-
на при адиабатическом расширении
газа (дроссельный эффект). В сква-
жинах, вскрывающих длительно раз-
рабатываемые газоносные пласты,
эти пласты отмечаются отрицатель-
ными аномалиями температур неза-
висимо от соотношения рс и рпл.
В скважинах, которые не эксплуа-
тируются, границы газоносного пла-
ста определяются точками перегиба
кривой в пределах отрицательной
аномалии t\ в действующих эксплуа-
Рис. 79. Термограммы в сква-
жинах, вскрывших газоносные
пласты, затронутые разработ-
кой (по В. Н. Дахнову)
Скважина: а — не эксплуатируется,
б — эксплуатируется
тационных газовых скважинах гра-
ницы газоносного пласта соответ-
ствуют точкам начала резкого
уменьшения температуры (подош-
ва) и ее увеличения (кровля)
(рис. 79).
Водоносные коллекторы отмечаются аномалией t при нали-
чии в них циркуляции воды. Интервалы разреза скважины, ко-
торые интенсивно поглощали буровой раствор в процессе буре-
ния (например, зоны дробления, карстообразования в карбонат-
ном разрезе, выделяются отрицательной аномалией t, если тем-
пература бурового раствора (Р ниже температуры пород tn.
Если в скважину происходит приток жидкости (нефти или
воды) с температурой (ж, отличающейся от температуры /р бу-
рового раствора, интервал притока фиксируется на термограмме
отрицательной (при	или положительной (при (Ж>(Р)
аномалиями. Зная теплоемкость пластовой жидкости, раствора
и смеси жидкости с буровым раствором, по величине аномалии
Д( можно определить дебит жидкости. Эта возможность реали-
зована при разработке скважинных термодебитомеров, широко
используемых в настоящее время в нефтедобывающих районах.
При заполнении скважины раствором, температура которого
tp отличается от температуры пород t„, на термограмме появля-
ются аномалии t, обусловленные различным тепловым сопротив-
лением g пород. Если (рХп, породы с более низким значением
В, например песчаники, выделяются отрицательными аномалия-
ми Д( на фоне пород с высоким тепловым сопротивлением g, на-
пример глин. При tp<Zta породы с низкими значениями g отме-
чаются, напротив, положительными аномалиями Д( (рис. 80).
Таким образом, термограммы, полученные в условиях искусст-
венного теплового поля, можно использовать для литологическо-
го расчленения разреза.
И
163
Рис. 80. Термограмма искусственного
теплового поля.
Кривые 1: I - при /р>/п; 7/ -- при 7р</п; / —
глииа; 2 — известняк; 3— песчаник; 4 — ангид-
рит
Рис. 81. Выделение газоносного коллектора по аномалий-термограмме (по
Л. 3. Позину).
/ — песчаник; 2 — алевролит; 3 — глина; 4 — газоносный коллектор
164
§ 4.	АНОМАЛИИ-ТЕРМОГРАММЫ
Аномалий-термограммы получают со специальными электро-
термометрами (аномалии-термометры), исключающими темпера-
турный фон, создаваемый региональным тепловым полем Земли.
Аномалий-термометры позволяют регистрировать t в детальном
масштабе (до 0,02°С/см), поэтому аномалий-термограммы ис-
пользуют для изучения тепловых полей низкой интенсивности,
не доступных для обычной термометрии. На аномалий-термо-
грамме, полученной в скважине с установившимся тепловым ре-
жимом, участки разреза с повышенным и пониженным значения-
ми Г отмечаются соответственно положительными и отрицатель-
ными аномалиями \t на фоне интервалов разреза со средним
геотермическим градиентом. В скважинах с неустановившимся
тепловым режимом или при наличии локальных тепловых полей
характер аномалий на аномалий-термограммах тот же, что и
на обычных термограммах (рис. 81).
Последние два десятилетия резко возросла роль термометрии
в комплексе ГИС на стадии разведки и особенно контроля раз-
работки нефтяных и газовых месторождений. Основными об-
ластями применения термометрии являются: 1) исследования
высокочувствительными электротермометрами в специально обо-
рудованных и подготовленных скважинах для выделения нефте-
носных и газоносных интервалов в сложных коллекторах на
стадии разведки (пример: баженовская свита Салымского мес-
торождения) ; 2) контроль характера заводнения длительно раз-
рабатываемых нефтяных месторождений, в первую очередь, на
крупных месторождениях с закачкой в нагнетательные скважи-
ны пресной воды; 3) систематическое исследование эксплуата-
ционных скважин газовых месторождений с насосно-компрессор-
ными трубками (НКТ) нефтяных месторождений с целью на-
блюдения за работой эксплуатационных пластов; 4) решение
задач контроля технического состояния скважин — выявление
затрубных перетоков.
Контрольные вопросы
1.	Какие тепловые свойства горных пород Вы знаете?
2.	Что определяют по геотермограмме?
3.	Как связаны геотермический градиент и тепловое сопротивление
пород?
4.	Какие задачи решают при изучении локальных и искусственных тепло-
вых полей?
5.	Какими преимуществами обладает аномалий-термограмма?
6.	Охарактеризуйте область применения термометрии в нефтяной и га-
зовой промышленности.
Глава 5
МАГНИТОМЕТРИЯ СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Под термином магнитометрия скважин обычно подразумева-
ется сокращенное название метода измерения магнитной вос-
приимчивости горных пород (каротаж магнитной восприимчи-
вости КМВ), слагающих стенки скважины. Магнитная восприим-
чивость— это способность горных пород намагничиваться под
действием внешнего магнитного поля и сохранять это состояние
после прекращения его действия. Для большинства горных по-
род магнитная восприимчивость определяется присутствием фер-
ромагнитных минералов — магнетита и титано-магнетита.
По величине магнитной восприимчивости можно дифферен-
цировать пересеченные скважиной горные породы и руды, поэто-
му магнитометрия широко применяется для литологического рас-
членения и корреляции геологических разрезов скважин, вскрыв-
ших изверженные и некоторые типы метаморфических пород, а
также для выделения и изучения рудных тел, обладающих маг-
нитными свойствами. Представление о магнитной восприимчи-
вости различных пород можно получить из табл. 12.
Измерения магнитной восприимчивости горных пород произ-
водятся в необсаженной части скважины.
Для измерения и непрерывной регистрации магнитной вос-
приимчивости применяется аппаратура, состоящая из панели
Таблица 12
Предельные значения магнитной восприимчивости
горных пород
Порода
х-10\ ед. СИ
Гранит
Гранодиорит
Диабаз
Г аббро
Базальт
Порфорит
Сиенит
Песчаники и алевролиты
Глины
Мергели
Известняки и доломиты
Магнетиты
Бокситы
Полиметаллические руды
Марганцевые руды
0—4600
200—2000
0—14 000
1000—7500
125—15 500
400—73 000
400—23 000
0—1000
0—1000
0—500
0—500
20 000—100 000
300—15 000
300—3000
30—50
166
управления и скважинного прибора (снаряда). В скважинном
приборе находятся две катушки — генераторная и приемная (из-
мерительная), а также электронная схема. В некоторых типах
аппаратуры применяется датчик в виде одной катушки индук-
тивности, которая одновременно выполняет функции источника
электромагнитного поля и приемной катушки.
Измеряемая при магнитометрии магнитная восприимчивость
х определяется отношением интенсивности намагниченности J к
напряженности магнитного поля Н:
х = J/H.
За точку записи при магнитометрии принимают середину из-
мерительной катушки. Расстояние между генераторной и изме-
рительной катушками называют размером зонда L. От размера
зонда зависит глубина исследований. У однокатушечного зонда
глубина исследования 4—5 см, у двухкатушечных зондов при
£ = 50 см глубина исследований 30—35 см, при £ = 75 см — по-
рядка 45—50 см.
§ 2. ОСНОВЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДИАГРАММ
МАГНИТОМЕТРИИ СКВАЖИН
При интерпретации диаграмм выделяют интервалы разреза с
различной магнитной восприимчивостью, определяют их мощ-
ность и глубину залегания; проводят литологическое расчлене-
ние разрезов скважин, выделение железорудных и других объ-
ектов, определение процентного содержания железа в рудах.
Пласты, однородные по магнитной восприимчивости, отмечаются
на диаграммах магнитометрии скважин симметричными анома-
лиями.
Амплитуда и конфигурация аномалии измеряются в зависи-
мости от соотношения мощности исследуемого пласта h и дли-
ны приемной катушки / (рис. 82).
Кривые х для маломощных пластов (£ = 0,5/) имеют два мак-
симума с провалом в центральной части; наблюдается резкое
уменьшение (в 2—5 раз) амплитуды аномалии. Пласты мощ-
ностью 1—21 отмечаются аномалией, также уменьшенной по ве-
личине. Пласты мощностью 2,5/ и более отмечаются неиска-
женной аномалией.
При интерпретации диаграмм определение положения гра-
ниц пластов с различной магнитной восприимчивостью, а также
их мощности осуществляется с учетом данных, приведенных на
рис. 82.
Границы мощного пласта (£>2,5/) определяются точками,
расположенными на уровне половины амплитуды аномалии, а
мощность пласта равна ширине аномалии на этом уровне
(рис. 82, а). Границы пластов, а также их мощность при 1,2/<
167
Рис. 82. Определение толщины пластов
(КМВ).
по данным магнитометрии скважин
а,  экспериментальные кривые и, полученные на моделях пластов различной мощности
(шифр кривых — h/Z); б — зависимость ширины аномалии иа уровне 0,5 амплитуды (фик-
тивной толщины) от истинной. Шифр кривых — dzl: / — 1,39 (£с=0); 2 — 1,39 (kc=0,37);
3 — 0,58 (fec=0)
Рис. 83. Литологическое расчленение разрезов изверженных (а) и осадоч-
ных (б) пород по данным магнитометрии.
1 — порфирит плагиоклазовый; 2 —порфирит; 3—«гранит; сланцы: 4 — песчано-глинистый;
5 — глинистый; 6 — песчаник
168
<^h<2,5l могут быть приближенно найдены по графику на
рис. 82, б. Положение границ пластов с /к; 1,2/ практически не
определяется.
Примеры литологического расчленения разрезов скважин по
данным магнитометрии приведены на рис. 83. В изверженных по-
родах пониженными значениями выделяются граниты и порфо-
риты, а повышенными — порфиты плагиоклазовые (см. рис. 83, а).
В осадочных породах повышенными значениями отмечаются пес-
чаники (см. рис. 83, б).
Метод магнитометрии используют для установления мощно-
стей и контактов магнетитовых руд, неокисленных разностей же-
лезистых кварцитов, для поисков марганцевых руд, бокситов,
силикатного никеля, хромитовых и некоторых полиметалличес-
ких руд.
§ 3.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ЖЕЛЕЗА В РУДАХ
Измерения магнитной восприимчивости в скважинах на же-
лезорудных месторождениях в ряде случаев могут быть успешно
использованы для определения содержания железа. Для этой
цели устанавливают зависимость магнитной восприимчивости
рудного интервала от процентного содержания железа, опреде-
ленного по результатам химического анализа керна. Для но*
строения зависимости привлекают наиболее достоверные данные
керна и результаты геофизических исследований.
Диаграмма КМВ сопоставляется с кавернограммой и разби-
вается на участки, в пределах которых диаметр скважины со-
храняется постоянным с погрешностью ±5 мм. Участки локаль-
ных каверн (протяженностью менее длины скважинного прибо-
ра и амплитудой более 1 см) исключаются из количественной
обработки и должны быть апробированы методом химического
и фазового анализа. После этого диаграмма разбивается в со-
ответствии с характером выделенных на ней пластов и геологи-
ческой документацией керна на рядовые интервалы опробования
мощностью 9—10 м. Мощность рядовых интервалов по данным
КМВ устанавливается в соответствии с мощностью рядовых ин-
тервалов химического опробования, принятой на месторождении.
Для большинства месторождений железистых кварцитов средняя
мощность интервалов рядового опробования устанавливается
7—8 м. Минимальная мощность рудных тел и максимальная мощ-
ность прослоев пустых пород устанавливается технико-экономи-
ческими показателями эксплуатации месторождения, но должна
быть не менее 3—4 длин измерительного зонда.
В пределах выделенных интервалов определяются средне-
взвешенные значения магнитной восприимчивости. В соответ-
169
Рис. 84. Пример графического определения масштаба шкалы регистрато-
ра, % FeM
ствии с корреляционным графиком зависимости x = f(FeM) зна-
чения х переводятся в содержания железа магнетитового. Пере-
вод значений х в процентное содержание FeM может быть выпол-
нен графически или с помощью таблиц.
Графический способ перевода показаний прибора в процент-
ное содержание железа магнетитового приведен на рис. 84. В ле-
вой части рисунка представлен приведенный градуировочный
график x = f(Z). В правой части — график корреляционной зави-
симости x = f(FeM). Дальнейшие построения ясны из рисунка, где
стрелками показана последовательность операций, с помощью
которых деления шкалы прибора переводят в процентное содер-
жание железа магнетитового. В результате построений шкала
прибора нормируется в процентах FeM (см. рис. 84, шкала II).
Контрольные вопросы
1.	Что такое магнитная восприимчивость?
2.	Чем определяется величина измеряемой магнитной восприимчивости?
3.	Как определяются границы пластов при магнитометрии?
4.	Как по данным магнитометрии можно определять содержание железа
в рудах?
170
Глава 6
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРЯМЫХ МЕТОДОВ
ИЗУЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РАЗРЕЗОВ
К прямым методам изучения нефтегазоносности горных пород
относятся геолого-технологические исследования скважин в про-
цессе бурения (ГТИ), гидродинамические исследования (гидро-
динамический каротаж ГДК), а также отбор проб пластовых
флюидов приборами на кабеле (ОПН, ОПО) и испытателями на
трубах (КИИ).
§ 1.	ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
При геолого-технологических исследованиях скважин в про-
цессе бурения (ГТИ) производится сбор и обработка значитель-
ной технологической, геохимической и геологической информа-
ции с целью оптимизации процессов бурения, прогнозирования и
предотвращения аварийных ситуаций, литологического расчле-
нения разреза скважины, оценки коллекторских свойств горных
пород и прогнозной оценке характера их насыщения.
Основные параметры, изучаемые при ГТИ можно объединить
в пять групп.
1	группа — механические параметры: скорость бурения, ско-
рость спуско-подъемного инструмента, глубина забоя скважин,
нагрузка на долото, частота вращения долота (ротора), крутя-
щий момент на роторе, перемещение бурильной колонны и т. д.
2	группа — параметры циркуляционной системы: расход про-
мывочной жидкости на входе и выходе из скважины, давление
на стояке, давление на штуцере на выходе, общий объем ПЖ в
емкостях, число ходов поршня бурового насоса.
3	группа — параметры промывочной жидкости (ПЖ)—тем-
пература раствора на входе и выходе, пластическая вязкость
ПЖ, предельное напряжение сдвига, плотность ПЖ (на входе
и выходе), общее газосодержание.
4	группа — параметры газового анализа ПЖ—общее содер-
жание углеводородов, компонентный состав углеводородов.
5	группа — параметры анализа шлама — пористость, прони-
цаемость, показатель глинистости, плотность, нефтегазонасы-
щенность.
171
£	I Литология j		N8.5 М0,5А 	СП 0 !0 ?0 Рк, 0 Z 4 Ом м		T^muh/m 0 10 20 30	ИПЖ,°/о 20 15 10 5	Г сум, 0 12 3	£,м3/м3 0 05 1 15-103
1960 гооо	•/о; О-;. ’-.О’ .о-;., ’••о ’о:	I I " I j ^8+f		> I I	I 1 I I	1	1"	1	- i г Г
							
гооо							
			1 U ।				
			-*				
[W BW' П~> ГПй'
Рас. 85. Комплекс ГИС и ГТИ по участку разреза скважины.
Кривые: 7\ — продолжительности (скорости) бурения; ДПЖ—изменения количества
(объема) промывочной жидкости выходящей нз скважины (в % к объему входящей);
Гсум-суммарного содержания углеводородных газов в газовоздушной смеси (в %);
£1—коэффициента разбавления, показывающего какой объем прокачанного через сква-
жину глинистого раствора приходится иа единицу объема выбуренной породы,
/—глины; 2 —песчаники; 3 — песчаники уплотненные; 4 — заглннизированный коллектор;
5 — газонасыщенная часть пласта; 6 — водонасыщенная часть пласта; 7 — ннжняя грани-
ца переходной зоны
Рис. 86. Результаты компонентного анализа газа, содержащегося в нефтена-
сыщеином (а) и водонасыщенном (б) пластах
172
Для геологической интерпретации привлекается значитель-
ное число параметров ГТИ прямо или косвенно связанных с фи-
зико-механическими, химическими и другими свойствами горных
пород вскрываемого разреза.
Так например, по результатам регистрации продолжитель-
ности (скорости) бурения (механические параметры) строится
график продолжительности бурения как функция глубины сква-
жины (механический каротаж — МК), позволяющий судить о
степени разрушаемости вскрываемых горных пород (рис. 85).
Для геологической интерпретации также успешно использу-
ется один из параметров циркуляционной системы — наблюдение
(контроль) за изменением объема промывочной жидкости, на-
ходящейся в стволе скважины (так называемый фильтрационный
каротаж). Вскрытие в разрезе проницаемых прослоев, как пра-
вило, сопровождается поглощением промывочной жидкости, что
фиксируется соответствующими датчиками.
К осложняющим обстоятельствам при проведении фильтра-
ционного каротажа (пример диаграммы см. на рис. 85) следует
отнести трудности, связанные с учетом изменения производи-
тельности насосов и влияния зон поглощения, вскрытых в нахо-
дящихся выше интервалах.
Широкое распространение для изучения нефтегазоносности
разреза получил метод изучения газонасыщенности циркулирую-
щей в скважине промывочной жидкости (газовый каротаж).
Этот метод позволяет решать следующие задачи:
устанавливать наличие (или отсутствие) в разрезе залежей
нефти и газа и определять с некоторой погрешностью глубины
их залегания;
прогнозировать характер залежей (нефть, газ, вода).
На рис. 86 показаны результаты компонентного анализа га-
зовоздушной смеси, отобранной из нефтенасыщенного и водона-
сыщенного пластов. Форму записи кривой суммарных газопо-
казаний см. на рис. 85.
Люминесцентные исследования керна и шлама основаны на
способности нефтей люминесцировать (светиться) в ультрафио-
летовых лучах. Цвет свечения изменяется в зависимости от со-
става нефти: у легких нефтей — фиолетовый, синий или голубой,
у тяжелых — оранжевый, красный, коричневый. Люминесцент-
ный анализ проводят с помощью люминоскопа, представляюще-
го собой затемненную камеру с помещенным внутри источником
ультрафиолетового излучения и окуляром, служащим для на-
блюдения за исследуемой пробой.
По результатам ГТИ составляются следующие документы:
ежесуточные геологические и технологические сводки; еже-
месячные сводные унифицированные формы, содержащие все
сведения по ГТИ за истекший период времени, приведенные в
общий масштаб глубин 1 : 500 (1 : 200).
173
§ 2.	ОТБОР ПРОБ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ
ОПРОБОВАТЕЛЯМИ НА КАБЕЛЕ
Опробование пластов приборами на кабеле (ОПК) проводят
в необсаженной скважине с целью отбора проб пластовых флюи-
дов, определения их физических свойств и химического состава
для установления характера насыщения пласта. Опробователь
спускают в скважину на каротажном кабеле, и устанавливают в
намеченном интервале.
При отборе пробы соблюдают следующие условия. Время
между вскрытием пласта и опробованием не должно превышать
5 сут. Продолжительность стояния опробователя на притоке
должна быть одинаковой и составлять 3—5 мин при глубине
2—3 км. Точки опробования назначаются по данным ГИС и
ГТИ, в частности, с учетом кавернограммы, так, чтобы они от-
стояли не менее, чем на 0,6—0,8 м от каверны.
Каждый изучаемый объект должен опробоваться не менее
чем в трех точках. Пробу отбирают при максимально возмож-
ном перепаде давлений между пластом и баллоном, в который
попадает проба пластовой жидкости. Объем пробы стремятся
доводить до предельной величины — 20 л. Опробование считает-
ся некачественным, если в баллон попадает значительное коли-
чество бурового раствора — в этом случае производят повторное
опробование. Для оценки качества пробы на скважине опреде-
ляют плотность, вязкость, удельное сопротивление отобранной
жидкости, которые сравнивают с соответствующими параметра-
ми глубиной пробы бурового раствора, взятой в начале работ.
Чтобы избежать искажения состава газа жидкости, находящейся
в баллоне, при отборе ее из баллона за счет дифференциально-
го разгазирования следует для анализа брать усредненную
пробу.
Объем и последовательность анализов отобранной из балло-
на жидкости определяются выбранными критериями интерпре-
тации данных опробования и оценки качества проб. Общее ко-
личество отобранной опробователем жидкости и интенсивность
притока характеризуют проницаемость пласта. Основную инфор-
мацию о характере насыщения коллектора получают в резуль-
тате определения суммарного содержания углеводородов и их
компонентного состава, которое выполняется теми же способа-
ми, что и в газометрии скважин. Аналогичным образом выпол-
няют и интерпретацию полученных графиков компонентного со-
става— путем сравнения их с эталонными и графиками, состав-
ленными для пластов — коллекторов изучаемых отложений с
известным характером насыщения. Анализ результатов большо-
го числа опробований показывает, что даже при отборе проб в
неблагоприятных условиях глубокого проникновения фильтрата
в коллектор состав углеводородных компонентов в пробе меня-
174
Рис. 87. Диаграммы давления при
ОПК для различных случаев.
а — отбор жидкости из ствола скважины
(контрольная проба промывочной жидко-
сти); б — пласт с высокой проницаемостью,
приток жидкости (пластовая вода, филь-
трат, нефть с низким газовым фактором);
в — пласт с низкой проницаемостью; г —
пласт практически непроницаем; д — пласт
с высокой проницаемостью, приток газа;
е — пласт с высокой проницаемостью, при-
ток нефти с большим газовым фактором;
— стандарт-сигнал
ется мало и является надежным диагностическим признаком ха-
рактера насыщения коллектора.
Критериями определения характера насыщения по данным
ОПК являются:
нефтеносный пласт — наличие нефти в пробе, компонентный
состав углеводородных газов, характерный для нефтеносного
пласта;
газоносный пласт — количество газа в баллоне составляет
несколько десятков или сотен литров;
водоносный пласт — наличие пластовой воды в пробе, компо-
нентный состав углеводородных газов, характерный для водо-
носных пластов.
Характер притока из пластов можно определить по виду ди-
аграмм давления, зарегистрированных при ОПК (рис. 87).
Одно из главных преимуществ метода заключается в его из-
бирательной способности изучения объекта по вертикали, т. е.
в возможности практически точечных испытаний. Недостатки
метода: а) невозможность опробования и оценки в целом изу-
чаемого объекта; б) ограниченная глубинность исследования,
не превышающая 0,5 м.
§ 3.	ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ
В последние годы в нашей стране и за рубежом уделяется
серьезное внимание разработке оперативных методов и средств
определения гидродинамических параметров пластов в их есте-
175
ственном залегании в разрезе скважин. Наиболее экономичны
и высокопроизводительны при детальных поинтервальных иссле-
дованиях технические средства, использующие каротажное обо-
рудование и кабель, с помощью которых обеспечивается быстрая
установка прибора в интервалах исследования, дистанционное
управление его работой с поверхности и получение информации
о гидродинамических свойствах исследуемых пластов.
Гидродинамический каротаж (ГДК) проводится аппарату-
рой ГДК-1 или АИПД, опускаемой в скважину на серийном ка-
ротажном кабеле в комплексе с обычным наземным промыслово-
геофизическим оборудованием. Регистрация диаграмм осущест-
вляется при помощи серийного наземного пульта опробователя
ПО и фоторегистратора каротажной станции.
В процессе исследования устанавливаются следующие основ-
ные гидродинамические параметры пласта: коэффициент прони-
цаемости, пластовое давление, эффективная мощность отдающей
части пласта, профиль отдачи или приемистости пласта, положе-
ние водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов
и др. Затраты времени на исследование одного участка состав-
ляют в среднем 3—5 мин.
Изменения ГДК проводятся после проведения ГИС в интер-
валах, подлежащих дальнейшему изучению. Результаты иссле-
дования регистрируются в виде диаграммы давления характер-
Рис. 88. Диаграммы давления, полученные аппаратурой ГДК-1 для разных
случаев:
а — пласт с низкой проницаемостью; б — пласт с высокой проницаемостью; в — рпл, рс\
г — непроницаемый пласт; д — отсутствие герметичности стока жидкости; рс, рпл, рэт —-
давления соответственно скважинное, пластовое, эталонное; pf, рп, рш — значения дав-
лений при ограниченном объеме отбора флюида в периоды времени tJt iIIt
176
Рис. 89. Зависимость эффективной во-
допроницаемости, определенной по
данным гидродинамического карота-
жа, от абсолютной проницаемости
керна для нефтеносных (/) и водо-
носных (2) пластов
ной формы, которая изменяется в зависимости от проницаемости
пластов, соотношения давлений в пласте и скважине, надежно-
сти работы прибора (рис. 88). На результаты измерений оказы-
вает влияние глубина проникновения фильтрата промывочной
жидкости в пласт на момент проведения замера.
Эффективное значение коэффициента проницаемости опреде-
ляется по формуле
К3 = Vp/AMAp,
где V — объем флюида (зависит от конструкции пробоприемни-
ка и указывается в паспорте на аппаратуру; ц— вязкость отби-
раемого флюида; А — коэффициент, учитывающий геометрию
притока1; At— время депрессии; Ар— депрессия, определяемая
по формуле Ар = пА1 (п— масштаб записи, мПа/мм; А/—ам-
плитуда депрессии, мм).
Проницаемость, определенная по приведенным выше форму-
лам, будет абсолютной только в случае водоносного пласта. При
исследовании нефтеносного пласта с остаточной нефтенасыщен-
ностью в зоне проникновения определяется коэффициент фазо-
вой проницаемости по воде (фильтрату промывочной жидкости).
Определение абсолютной проницаемости достигается введением
соответствующей поправки за остаточную нефтенасыщенность.
На рис. 89 изображены зависимости средних значений эффек-
тивной водопроницаемости нефтеносных и водоносных пластов,
полученных по гидродинамическому каротажу, от средних зна-
чений абсолютной воздухопроницаемости по керну. Как видно,
в водоносных пластах значения эффективной водопроницаемо-
сти, определенные по гидродинамическому каротажу, и усреднен-
ным данным керна, практически совпадают (расхождения не
превышают 10—20%). А в нефтеносных пластах эффективная
1 Значение геометрического коэффициента определяется размерами и фор-
мой отверстия стока в герметизирующем башмаке; для круглого отверстия
стока диаметром 50 мм .А—10,7 см, а для щелевого отверстия размером 95x50
А = 15,2 см.
12—233	177
проницаемость оказывается существенно заниженной, и тем бо-
лее, чем выше остаточная нефтенасыщенность. По данным ис-
следования кернов остаточная нефтенасыщенность продуктивных
пластов колеблется в пределах 14—35%. В отдельных случаях,
как это следует из показаний гидродинамического каротажа,
остаточная нефтенасыщенность может достигать 40%.
Следует отметить, что гидродинамический каротаж достаточ-
но эффективен при изучении терригенных разрезов в тех случа-
ях, когда забойное давление не превышает 50 МПа, а темпера-
тура не более 70 °C.
$ 4. ИЗУЧЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ ИСПЫТАТЕЛЯМИ
НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ
Испытание пластов комплектом испытательного инструмента
(КИИ) на бурильных трубах позволяет решать следующие за-
дачи: отбор проб пластовой жидкости и газа, установление ха-
рактера насыщения коллектора и его основных гидродинамиче-
ских параметров (пластовое давление, гидропроводность, коэф-
фициенты проницаемости и продуктивности). Изучение пластов
с применением КИИ проводят как в ходе бурения, так и по окон-
чании бурения в открытом или обсаженном стволе. Интервал
испытания намечают по данным ГИС с учетом информации, по-
лучаемой в процессе бурения. Аппаратуру КИИ устанавливают
в намеченном интервале, который герметизируют от остальной
части ствола скважины одним или двумя пакерами. Герметиза-
цию одним пакером производят, когда испытывают интервал
между забоем скважины и пакером; двумя пакерами герметизи-
руют интервал испытания, расположенный на том или ином рас-
стоянии выше забоя.
Цикл испытания состоит из двух периодов: периода притока
(время сообщения пласта с полостью бурильных труб) и перио-
да восстановления давления (время восстановления давления в
подпакерном или межпакерном пространстве от забойного до
пластового после закрытия запорного устройства и разобщения
полости труб от пласта).
Аппаратура КИИ снабжена глубинными регистрирующими
приборами — манометрами и термометром, обеспечивающими
непрерывную регистрацию давления рпл и температуры ?пл в
ходе испытания.
После проверки герметичности состояния с открытым прием-
ным клапаном на время притока. Пластовые жидкость и газ под
действием перепада давления поступают в пластоиспытатель и
полость бурильных труб.
Продолжительность притока определяется проницаемостью
пласта и технологией испытания. По окончании притока прием-
ный клапан закрывают, изолируют подпакерное (межпакерное)
178
Рис. 90. Схематическое изображение кривой изменения давления во времени.
АБ — спуск ИПТ; ВК — испытание пласта; ЛМ — подъем ИПТ; Т — время, периода при-
тока; 0 — время восстановления давления р
пространство от полости труб; начинается период восстановления
давления, в течение которого глубинные приборы регистрируют
кривую восстановления давления (КВД). После завершения все-
го цикла исследований пакер освобождают и инструмент подни-
мают на поверхность. Результаты испытания заключаются в
определении количества и состава пластовой жидкости, получен-
ной в период притока; в построении диаграммы давления, заре-
гистрированной основным глубинным манометром, характеризу-
ющей изменение давления в испытателе пластов во времени в
течение всех циклов испытания (рис. 90).
Полученную жидкость анализируют для определения ее фи-
зических свойств и химического состава, чтобы оценить харак-
тер насыщения пласта. Диаграмму давления интерпретируют с
целью определения гидродинамических параметров пласта, при
этом учитывают результаты испытания и ГИС.
Одним из основных элементов ИПТ является глубинный ма-
нометр; получаемые диаграммы изменения давления в интерва-
ле испытуемого пласта и в трубах позволяют судить о том, как
проходил весь цикл испытания.
При соблюдении оптимальных условий испытания и записи
качественных кривых давления можно определить основные гид-
родинамические параметры пласта: пластовое давление (рпл),
коэффициент гидропроводности knvh/\k, где h — эффективная тол-
щина коллектора, определенная по данным ГИС, а р,— вязкость
12'
179
жидкости), среднюю эффективную проницаемость (&пр), коэф-
фициент призабойной закупорки (П3) и дебит притока (</).
Комплексирование исследований трубными испытателями с
данными ГИС дает возможность существенно повысить эффек-
тивность заключений по данным промысловой геофизики, обеспе-
чивает получение гидродинамических параметров промышленных
объектов, позволяет свести к минимуму число обсаженных сква-
жин, которые ликвидируются после отрицательных результатов
опробования объектов, рекомендованных к испытанию. Резуль-
таты, получаемые опробователями на кабеле и трубными испы-
тателями, при рациональном комплексировании дают более пол-
ную характеристику перспективных объектов в разрезе.
Контрольные вопросы
1.	В чем заключается основное отличие геофизических и прямых методов
исследований скважин?
2.	Каковы задачи службы геолого-технологических исследований нефтя-
ных и газовых скважнн в процессе бурения?
3.	Какие основные параметры изучаются при ГТИ?
4.	Какие геологические задачи решаются при ГТИ?
5.	Какая геологическая документация составляется по результатам ГТИ?
6.	Что является критериями определения характера насыщения коллекто-
ров по данным ОПК?
6.	Какие основные гидродинамические параметры пластов определяются
при ГДК?
7.	Как определяется эффективное значение коэффициента проницаемости
при ГДК?
8.	Какие основные гидродинамические параметры пласта определяются
с помощью КИИ?
Глава 7
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ
НАКЛОНОМЕТРИИ СКВАЖИН
Пластовый наклономер предназначен для определения эле-
ментов залегания — угла б и азимута <р падения — пластов в
разрезе скважины. В состав наклономера входят: а) прибор,
обеспечивающий регистрацию 3-х или более кривых одного и
того же параметра, соответствующих различным датчикам,
скользящим по стенке скважины при подъеме прибора; б) ин-
клинометр. В СССР наклонометрия проводится серийной аппа-
ратурой НИД-1, которая позволяет регистрировать 3 кривые
градиента сопротивления микробокового зонда. Каждая кривая
соответствует определенному башмаку МБК. Кривые PN-1, PN-2,
PN-3 регистрируются в подробном масштабе глубин (от 1 :50
до 1 : 10) и в основных чертах сходны друг с другом (рис. 91, а).
180
Рис. 91. Пример результатов исследований пластовым наклономером НИД-1:
а — исходная информация, получаемая на скважине; б — азимут профиля скважины; в —
наклонограмма; г — ннклинограмма; распределения: 1 — по азимуту, 2 — по углам
Специальная программа обеспечивает корреляцию кривых для
определения положения электрических поверхностей, соответ-
ствующих границам между различными пластами, а также тре-
щинам и разломам. Другая программа рассчитывает значения б
и <р для каждой границы, установленной программой корреля-
ции по экстремальным точкам кривых. Результаты этих расче-
тов приводятся на наклонограмме (рис. 91, е) в виде совокуп-
ности стрелок, расположенных на разных глубинах в системе ко-
ординат б (горизонтальная ось) и И (вертикальная ось). Каждая
точка, обведенная кружком, соответствует электрической грани-
це, отмеченной программой корреляции кривых рк. Координата-
ми точки являются угол наклона б и средняя глубина соответ-
ствующей границы; направление вектора — стрелки определяет
азимут наклона границы. На наклонограмме через определенные
интервалы, не превышающие 10—15 м, приведены статистические
181
распределения («розы ветров») азимута наклона, соответствую-
щие определенному интервалу разреза. На рис. 91, б изображе-
ны проекции отмеченных наклономером границ на вертикальную
плоскость (профиль), ориентированную по определенному ази-
муту, указанному в заголовке диаграммы. Справа (рис. 91, г)
в виде точек, обведенных кружками, и стрелок-векторов в мас-
штабе угла наклона ствола скважины а и глубины (Я) приво-
дятся данные инклинометрии; направление вектора соответству-
ет азимуту исправления скважины.
Все приведенные результаты обработки исходных кривых рк
выполняются автономным вычислительным устройством, входя-
щим в комплект аппаратуры НИД-1, по специальным програм-
мам.
Кривые градиента рк МБК регистрируются на магнитную лен-
ту в цифровой форме, чтобы обеспечить возможность получаемой
информации без преобразования в ЭВМ. В аналоговой форме
кривые градиента рк приводятся для возможности визуального
анализа материалов в сложных интервалах разреза. Результа-
ты первичной интерпретации выдаются ЭВМ в графическом (см.
рис. 91) или цифровом виде.
Далее выполняют геологическую интерпретацию материалов
наклонометрии, которую проводят обычно с учетом данных ком-
плекса ГИС, решая различные задачи, среди которых важней-
шими являются: установление преобладающего структурного на-
клона пластов, выявление интервалов разреза с косой слоис-
тостью, обнаружение трещин и разломов. Опыт интерпретации
наклонограмм, накопленный в нашей стране и за рубежом, по-
зволяет рассматривать следующие характерные типы элементов
залегания пластов в разрезе.
К первому типу относится совокупность пластов, азимут на-
клона которых с глубиной не меняется или меняется постепенно,
а угол падения с глубиной растет, а затем, достигнув макси-
мального значения, быстро уменьшается. Данный тип соответ-
ствует пересечению скважиной антиклинальной или синклиналь-
ной складки, тектонического нарушения, русловых отложений
или соляного купола.
Второй тип характеризует отложения с практически постоян-
ным азимутом и закономерно возрастающим с глубиной углом
падения, что соответствует пересечению разреза, содержащего
угловое несогласие или тектоническое нарушение.
Третий тип отложений характеризуется постоянством азиму-
та и угла наклона с глубиной и соответствует обычно глубоко-
водным морским осадкам при условии, что подобная же картина
наблюдается в ряде других скважин, расположенных на обшир-
ной территории.
Эффективность интерпретации данных наклонометрии в от-
дельных скважинах существенно возрастает при совместном ана-
182
лизе материалов ГИС и наклономера в каждой скважине, а так-
же при анализе материалов ГИС, наклономера и сейсморазведки
по площади. Начальный этап такой интерпретации состоит в
выявлении регионального и структурного наклонов в пределах
изучаемой площади. Региональный наклон можно установить по
данным наклономера по среднестатистическим значениям угла
и азимута падения для нескольких скважин на изучаемой пло-
щади. Региональный наклон осложняется обычно структурным
или седиментационным наклоном, обусловливающими сущест-
венные изменения параметров наклона для локальных участков
разреза, поэтому по данным наклонометрии в одной скважине
региональный наклон надежно не устанавливается. В достовер-
ности установления регионального наклона можно быть уверен-
ным лишь в случае постоянства параметров структурного накло-
на для большого интервала разреза, включающего разновоз-
растные отложения.
Структурный наклон устанавливают визуально по данным на-
клонометрии либо статистически — по средним значениям или
гистограммам угла и азимута падения по локальным участкам
разреза. Оптимальные интервалы глубин для составления гисто-
грамм 10—50 м. При использовании интервалов менее 10 м влия-
ние седиментационных особенностей разреза, например, косой
слоистости, может замаскировать наличие структурного накло-
на. При составлении гистограмм для больших интервалов есть
опасность «потерять» такие закономерности, как плавное изме-
нение элементов залегания с глубиной при пересечении скважи-
ной наклонной складки и т. п. Получая резко отличающиеся
значения параметров наклона для соседних участков разреза,
устанавливают границы углового или азимутального или того и
другого одновременно тектонического несогласия. Анализируя
по площади данные по параметрам регионального и структурно-
го наклона, устанавливают синхронные маркирующие горизонты.
После установления особенностей и параметров структурно-
го наклона переходят к выделению в разрезе трещинных зон,
тектонических разломов и интервалов отложений с косой слоис-
тостью.
Наиболее четким признаком присутствия в разрезе трещин
является наличие в разрезе границ с углом наклона более 70°
на фоне значений б<30° для основной массы границ, характери-
зующих структурный наклон (рис. 92). Для субвертикальных и
вертикальных трещин с углом наклона, близким к 90°, детальная
корреляция аномалии, соответствующая трещине на кривых р
различных зондов МБК, осложняется. В этом случае трещина
отмечается нередко аномалией необычно большой ширины. При
записи кривых не градиента, а самого значения р пересечение
электродом раскрытой трещины, а также трещины, заполненной
глинистым материалом или пиритом, отмечается четким мини-
183

мумом р. Более надежному обнаружению трещин и зон трещино-
ватости способствует комплексная интерпретация наклонограм-
мы, данных акустического телевизора и АКш. При этом не толь-
ко фиксируют в разрезе наличие отдельных трещин, разломов
и зон трещиноватости, но и определяют их ориентацию в про-
странстве, что очень важно для различных пространственных
геологических построений, например, для составления трехмер-
ной модели нефтегазового резервуара — объекта подсчета запа-
сов и последующей разработки.
Структурный наклон пластов обычно не превышает 30°. На-
клон субвертикальных трещин, имеющих наибольшее значение
при промышленной оценке объекта, превосходит 70°. Косой сло-
истости отвечает диапазон угла наклона 0—70°. При корректном
определении структурного наклона в различных участках разре-
за скважины интервалы, представленные отложениями с косой
слоистостью, фиксируются значениями угла наклона, отличными
от структурного. Надежность выделения таких интервалов воз-
растает при учете данных комплекса ГИС.
Массовые исследования наклономером при оперативной ин-
терпретации результатов этих исследований в комплексе с дан-
ными стандартных и расширенных ГИС позволяют существенно
повысить эффективность поисков и разведки месторождений неф-
ти и газа на ранней стадии разведки, повышают надежность
подсчета промышленных запасов нефти и газа и проектирования
их разработки.
Зарубежный опыт последних лет открывает новые возмож-
ности ГИС для детального изучения и диагностики различных
типов осадочных пород путем применения комплексного прибо-
ра, включающего наклономер с множеством датчиков (от 8
до 64) и электрический телевизор.
Контрольные вопросы
1.	Какова физическая сущность наклонометрии скважин?
2.	В каком виде представляют результаты наклонометрии?
3.	Какие задачи решает иаклоиометрия?
Глава 8
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗУЧЕНИЯ
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН
§ 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАМЕТРА НЕОБСАЖЕННОЙ
СКВАЖИНЫ
Различают номинальный dn и фактический dc диаметры
скважины. Номинальный диаметр соответствует диаметру до-
лота или коронки, которыми бурилась скважина. Фактический
диаметр обычно отличается от номинального: в зависимости от
типа проходимых пород и технологии бурения возможны сле-
дующие соотношения: dc>dK-, dc^dB. Фактический диаметр
скважины следует знать в процессе бурения для получения ха-
рактеристики технического состояния скважины и по окончании
бурения для правильного расчета количества цемента, необхо-
димого для крепления обсадной колонны. Сведения о dc требу-
ются также при количественной интерпретации диаграмм раз-
личных геофизических методов и при выборе интервалов уста-
новки пакера в случае испытания пластов трубным испытате-
лем с двумя пакерами.
Для регистрации кривой изменения диаметра скважины по
ее стволу используют каверномер, который позволяет на лю-
бой глубине определить среднее из двух измеренных во взаим-
но перпендикулярных вертикальных плоскостях значений диа-
метра скважины. Диаграмму каверномера — кавернограмму
регистрируют в линейном масштабе диаметров (обычно 1 см,
2 см или 5 см в 1 см бумаги) и в масштабе глубин 1 :500 или
1 :200. На кавернограмме проводят линию номинального диа-
метра dK, которая позволяет выделить интервалы расширения
и сужения фактического диаметра по сравнению с с/н
(см. рис. 93). Кавернограмма дает ценную информацию не
только службе бурения; она полезна и при геологической ин-
терпретации геофизических материалов: на кавернограмме уве-
личением диаметра характеризуются глины, уменьшением (за
счет образования глинистой корки) — породы-коллекторы; но-
минальный диаметр сохраняется в плотных породах. Увеличе-
ние диаметра возможно в коллекторах и плотных породах,
если они являются трещиноватыми. Иногда кавернограмму до-
полняют микрокавернограммой, регистрируемой каверномером
со специальной конструкцией ножек в очень детальном мас-
штабе (1:1) и коркограммой, получаемой с коркомером, обес-
печивающим измерение толщины глинистой корки. Микрока-
верномер и коркомер позволяют получить детальную картину
изменения толщины глинистой корки даже в интервалах обще-
186
^^4
Рис. 93. Исследование профиля сечения скважины профилемером и прибором
«Спрут» (по Е. М. Пятецкому).
1 — плотный известняк; 2 — песчаник; 3 ~ алевролит; 4 — глина
го увеличения dc (трещинный коллектор) и тем самым полу-
чить дополнительные данные об эффективной мощности кол-
лектора.
Профилемер в отличие от каверномера дает возможность
регистрировать кривые двух взаимно перпендикулярных диа-
метров скважины, показывающие, что поперечное сечение
скважины в интервалах увеличения диаметра, как правило, не
круглое — диаметры, измеренные во взаимно перпендикуляр-
ных направлениях, различаются (см. рис. 93). Профилеметрия
дополняется детальным изучением в отдельных точках ствола
скважины формы поперечного сечения скважины и его ориен-
тации прибором «Спрут». Установлено, что наиболее характер-
ной формой сечения скважины является изображенная на
рис. 93. Это свидетельствует о присутствии в стволе скважины
желобов, возникающих благодаря воздействию на стенки сква-
187
жины соединений (замков) свечей, из которых составляют бу-
ровой инструмент, при спуско-подъемных операциях. В случае
наличия желобов повышается вероятность возникновения ава-
рий как в процессе бурения скважин, так и при геофизических
исследованиях вследствие прихватов бурового инструмента и
геофизических приборов. Данные профилеметрии позволяют
разработать мероприятия по нейтрализации прихватоопасных
желобов, уточнить объем ствола скважины для правильного
расчета количества цемента при креплении обсадной колонны,
изучить влияние формы поперечного сечения скважины на про-
ходимость геофизических приборов.
§ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Качество цементирования обсадной колонны характеризу-
ется: а) высотой, на которую поднялся цемент в затрубном
пространстве; б) степенью заполнения затрубного пространства
цементом; в) качеством сцепления цемента с колонной и по-
родой.
Высота подъема цемента — верхний уровень цементного
кольца — определяется с помощью термометрии, выполненной
в интервале цементажа обсаженной скважины в течение опре-
деленного времени (2—3 сут) после заливки цемента, когда
наблюдается заметное повышение температуры, обусловленное
экзотермической реакцией схватывания цемента. В этом слу-
чае весь интервал цементажа отмечается значительным повы-
шением температуры по сравнению с нормальным фоном тем-
ператур, подчиняющимся тепловому полю Земли. Длительное
время такой способ контроля качества цементажа был единст-
венным. Эта задача может быть решена в результате исследо-
ваний методом радиоактивных изотопов, если в цементный рас-
твор добавить короткоживущий изотоп; однако этот способ
широкого применения не получил из-за невозможности удов-
летворительного соблюдения правил техники безопасности.
В настоящее время основными видами геофизических методов
определения качества цементирования обсадной колонны яв-
ляются гамма-гамма и акустическая цементометрии.
Гамма-гамма-цементометрия выполняется аппаратурой
СГДТ-3 (скважинный гамма-гамма-дефектомер — толщино-
мер). Радиометр имеет 2 малых зонда ГГМ, из которых один
(дефектометр) дает информацию о степени заполнения цемен-
том затрубного пространства, другой —о толщине обсадных
труб. Дефектомер снабжен устройством, обеспечивающим ази-
мутальный обзор окрестностей скважины при подъеме прибо-
ра. Скорость поступления информации от детекторов рассеян-
ного гамма-излучения, расположенных по окружности близ на-
188
Рис. 94. Примеры определения качества цементирования обсадных колонн по.
данным цемеитограмм, дефектограмм, круговых цемеитограмм.
/ — буровой раствор; 2 — цемент
ружной поверхности радиометра, находится в соответствии со-
скоростью подъема прибора при измерении, так что регистри-
руемая кривая /тт достаточно полно характеризует среду, рас-
положенную близ колонны в затрубном пространстве. В целом
кривая /„ дефектомера по форме напоминает синусоиду с из-
меняющимся по стволу скважины положением линии средних
значений и переменной амплитудой отклонений от средней ли-
нии (рис. 94).
При отсутствии цемента в затрубном пространстве отмеча-
ется наиболее высокий уровень средних значений 1п, что отра-
жает влияние среды с минимальной плотностью — жидкости
в затрубном пространстве, и максимальная амплитуда колеба-
ний, характеризующая эксцентричное положение колонны в
скважине (см. рис. 94,/). Участкам предельного заполнения
цементом затрубного пространства соответствуют наиболее
низкие средние значения /тт при минимальных колебаниях по-
казаний, что отражает влияние плотности цемента, более высо-
кой, чем у жидкости, и примерно одинаковой плотности среды
в затрубном пространстве близ поверхности труб во всех ази-
мутальных направлениях (см. рис. 94,11,111). Участки ствола
скважины с различными вариантами промежуточной характе-
ристики отвечают различной степени заполнения цементом за-
трубного пространства (см. рис. 94, IV). Кривая /п толщино-
189’
ие. 95. Пример выделения цемен-
та за колонной по диаграммам
акустического цементомера (АКП)
•м гамма-гамма дефектомера
(СГДТ-2).
Контакт цемента с колонной (илн по-
родой):	I — хороший; // — плохой;
III — частичный; IV — отсутствует (ко-
лонна свободная)
мера отмечает муфтовые соеди-
нения обсадной колонны, а так-
же позволяет выявить участки
нарушения колонны, вызванные
интенсивной коррозией.
Информация, получаемая при
анализе диаграммы СГДТ, явля-
ется ценной, но недостаточной
для оценки качества цементиро-
вания колонны, поскольку она не
содержит сведений о степени
сцепления цемента с колонной и
породами. Для решения этой за-
дачи используют акустическую
цементометрию, выполняемую
прибором АКЦ-4. При исследо-
вании АКП регистрируют интер-
вальное время ДТр и амплитуду
Ар первого вступления продоль-
ной преломленной волны. Неза-
цементированные участки колон-
ны отмечаются максимальными
значениями АР, то есть мини-
мальным поглощением энергии
волны, идущей по свободной ко-
лонне, и характерным для стали
значением Д7’р = Д7’к= 185 мкс/м
(рис. 95). Интервалы зацемен-
тированной колонны при хоро-
шем сцеплении цемента с колон-
ной и породами характеризуются
минимальными значениями Ар и
участками кривой ДТ?, сходны-
ми по форме с соответствующи-
ми участками диаграммы ДТП
акустического метода, получен-
ными в необсаженной скважине.
В этом случае преломленная
продольная волна распространя-
ется в основном по породе, по-
этому значения ДТр (как прави-
ло, Д7'р>Д7'к) близки к значе-
ниям ДТ„, а поглощение энергии
волны существенно возрастает по
сравнению с условиями распространения волны в колонне. Зна-
чения ДТпСАТк лишь в том случае, когда порода в хорошо за-
цементированном интервале характеризуется низкими \ТП.
190
Рис. 96. Установление интервалов затрубной
циркуляции по данным термометрии.
/ — цемент; 2 — порода
Промежуточные ситуации между примерами I—IV, харак-
теризуемые различными вариантами частичного заполнения це-
ментом затрубного пространства и частичного сцепления цемен-
та с породами и колонной, характеризуются промежуточной
между вариантами I—IV характеристикой по кривым Д7р и
АР (см. рис. 95).
Повторные замеры АКЦ после выполнения перфорации об-
садной колонны показывают, что даже при хорошем или удов-
летворительном цементировании, установленном до перфора-
ции, качество цементирования может существенно понизиться
после прострела.
Заключение о состоянии цемента в затрубном пространстве
дается в виде перечня интервалов ствола скважины с характе-
ристикой качества цементирования по категориям: «хорошее»,
«удовлетворительное», «плохое» и «цемент за колонной отсут-
ствует». Первой категории отвечает заполнение цементом всего
затрубного пространства при хорошем сцеплении цемента с ко-
лонной и породами. Оценка «удовлетворительно» выдается для
интервалов, в которых цемент в затрубном пространстве есть,
но сцепление цемента с колонной и породами частичное.
Последние две категории соответствуют случаям наличия
цемента в затрубном пространстве при отсутствии сцепления
с колонной и породой и полного отсутствия цементного кам-
ня за колонной.
Заключение о качестве цементирования дается на основе
комплексного анализа материалов АКЦ и СГДТ, но решающи-
ми для выдачи характеристики цементного кольца являются
данные АКЦ.
Еще более полную информацию о состоянии цемента в за-
трубном пространстве получают по данным АКш. Так, по ма-
териалам ФКД четко выделяются участки с хорошим качест-
вом цементирования, где фазокорреляционные кривые волн Р
и S отражают кинематические параметры пород в отличие от
191
участков плохого цементирования, где кривые ФКД идут па-
раллельно оси глубин. Повторные замеры АКш позволяют ус-
тановить время схватывания цемента в процессе цементиро-
вания колонны, зафиксировать положительный результат пос-
ле ремонтных работ с применением компрессии колонны и т. п.
Сведения о качестве цементирования колонны дают возмож-
ность объективно проанализировать результаты испытания
в колонне (перфорация, испытание аппаратурой КИИ перфо-
рированных интервалов). Отсутствие таких сведений нередко
приводит к тому, что результаты испытания, не подтвердившие
заключение геофизиков о характере насыщения коллектора
(например, получение притока воды из пласта, рекомендован-
ного геофизиками в качестве продуктивного), рассматривают-
ся как результат ошибки интерпретатора-геофизика; в то же
время истинной причиной такого результата опробования мо-
жет быть некачественный цементаж.
Геофизические методы позволяют решать ряд других задач
по контролю за техническим состоянием скважин. В обсажен-
ных скважинах определяется кривизна ствола скважины инкли-
нометром. Методика интерпретации результатов исследований
инклинометром изложена в учебнике [1]. В скважинах с от-
крытым стволом методами электрометрии определяют место-
нахождение оставленных в скважине металлических предме-
тов; методами термометрии, электрометрии, радиоактивных
изотопов устанавливают интервалы интенсивного поглощения
(потери циркуляции) бурового раствора. В обсаженных сква-
жинах определяют положение муфтовых соединений колонны;
методами электрометрии, термометрии, акустики устанавлива-
ют места нарушения колонны; при помощи термометрии обна-
руживают интервалы затрубной циркуляции вод, обусловлен-
ной некачественным цементажом (рис. 96); электромагнитным
методом или измерением естественных потенциалов устанавли-
вают участки интенсивной коррозии колонны.
.Контрольные вопросы
1.	Какие задачи можно решить при помощи кавернометрии и профилемет-
рии скважин?
2.	Почему целесообразно комплексировать акустическую и гамма-гамма-
цементометрию?
3.	Каковы физические предпосылки акустической цементометрии скважин?
4.	Какие геофизические методы контроля технического состояния обсажен-
шых скважин Вы знаете?
Глава 9
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИС
ПРИ КОНТРОЛЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений
по материалам ГИС решаются следующие задачи.
1.	Контроль перемещения во времени водонефтяного (ВИК)
и газожидкостного (ГЖК) контактов, обнаружение зон опере-
жающего прорыва воды в продуктивных пластах.
2.	Установление интервалов притока пластовых флюидов в
действующих эксплуатационных скважинах и интервалов по-
глощения в нагнетательных скважинах.
3.	Изучение состава жидкости в стволе действующей сква-
жины.
4.	Исследования в оценочных скважинах с целью оценки
степени выработки залежи.
5.	Контроль технического состояния скважин.
Способы решения последней задачи применительно к раз-
ведочным и эксплуатационным скважинам рассмотрены в гл. 8.
Остановимся на способах решения первых четырех задач при-
менительно к нефтяным и газовым месторождениям.
§ 1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Контроль перемещения В НК. Обнаружение опережающих
прорывов воды. Контроль перемещения водонефтяного контакта
является важнейшей задачей, которую решает геофизическая
служба на стадии разработки месторождения. Рассмотрим гео-
физические способы ее решения в порядке их эффективности и
масштабов применения для месторождений, заводняемых мине-
рализованной и пресной водой.
Заводнение минерализованной водой.
Установление и контроль положения текущего ВНК выпол-
няется надежно в терригенных коллекторах с kn> 15% при ми-
нерализации законтурной воды св>100 г/л импульсным ней-
трон-нейтронным методом в обсаженных наблюдательных не-
перфорированных скважинах.
Измерения выполняются в одних и тех же скважинах, рас-
положенных в зоне заводнения залежи, через промежутки вре-
мени, составляющие несколько месяцев.
Текущий ВНК четко отмечается увеличением показаний
ИНЫМ при переходе из заводненной части коллектора к неф-
тенасыщенной. Сопоставление кривых ИНЫМ, зарегистриро-
ванных в различное время при одинаковом режиме (размер
13—233
193
Рис. 97. Подъем ВНК в ходе эксплуатации нефтяного месторождения, фикси-
руемый повторными замерами ИНМ.
1 — песчаник; 2 — глнна; ВНК: 3— начальный, 4— текущий; кривые: 5 — ПС, 6 — КС,
7, 8 — ИНМ, полученные соответственно через 4 и 8 лет после замеров КС и ПС
зонда, время задержки, временное окно и т. д.) и данных ме-
тода сопротивлений, фиксирующего начальный ВНК, дают на-
глядную картину подъема текущего ВНК во времени (рис. 97).
Заводненная часть продуктивного коллектора отмечается по-
вышенными по сравнению с водоносным коллектором показа-
ниями ИННМ благодаря наличию в заводненной части невы-
тесненной остаточной нефти.
Если регистрация кривых ИННМ с различными задержка-
ми дополняется точечными замерами в небольшом интервале
в зоне ВНК, по материалам ИННМ определяют среднее время
жизни тепловых нейтронов тп в нефтенасыщенном и заводнен-
ном интервалах коллектора, рассчитывая затем коэффициенты
текущего и остаточного нефтенасыщения.
При опережающем прорыве законтурной воды в неоднород-
ном коллекторе, с лучшими коллекторскими свойствами в сред-
ней части, ИННМ во времени фиксирует значительное пониже-
ние показаний при практически неизменных показаниях в пе-
риферийных участках пласта, где сохраняется невыработанная
нефть.
В необсаженных скважинах, пробуренных в зоне заводне-
ния, данные метода сопротивлений (БЭЗ, ИМ) позволяют оп-
ределить текущий ВНК, однако после обсадки положение ВНК
в этих скважинах по данным электрометрии проследить уже
нельзя. Имеется опыт контроля за перемещением ВНК на от-
194
дельных участках эксплуатируемых месторождений путем ис-
следования продуктивных отложений, являющихся объектом
разработки, индукционным методом в скважинах, обсаженных
стеклопластиковыми трубами. Эффективность такого способа
контроля ВНК сомнений не вызывает, однако масштабы его
внедрения ограничиваются малым количеством выпускаемых
промышленностью стеклопластиковых труб.
Заводнение пресной (слабоминерализованной) водой.
Последние годы практически все гигантские и крупные ме-
сторождения нефти, разрабатываемые в режиме поддержания
пластового давления нагнетанием воды в законтурные скважи-
ны, имеют пресную законтурную воду, поскольку ее закачива-
ют в нагнетательные скважины. Кроме того, месторождения
Тюменской области, играющие основную роль в нефтяной про-
мышленности, имеют пластовую воду с минерализацией менее
20—30 г/л. Нейтронные параметры и удельное сопротивление
нефтеносного коллектора и того же коллектора, промытого
пресной водой, практически не отличаются, поэтому положение
текущего ВНК по данным ИННМ, ННМ-Т и НГМ, метода со-
противлений фиксируется неуверенно или вообще не отмеча-
ется. Это заставило геофизиков искать новые способы установ-
ления ВНК по данным ГИС. В настоящее время применяют
следующие приемы контроля перемещения ВНК на месторож-
дениях с пресной законтурной водой.
1.	В обсаженной наблюдательной скважине, пробуренной в
зоне предполагаемого заводнения нефтенасыщенного горизон-
та, проводятся повторные исследования ИННМ через опреде-
ленные интервалы времени, выбираемые с учетом темпа завод-
нения. Изменение показаний /дам в пласте или рассчитанного
значения т во времени фиксирует минимум, отмечающий период
прохождения через скважину вала минерализованной остаточ-
ной пластовой воды, который накапливается в ходе заводнения
нефтенасыщенного коллектора (рис. 98) пресной законтурной
водой. Располагая системой наблюдательных скважин, можно
по данным многократных повторных замеров ИННМ следить
за перемещением границы заводнения на месторождении с ми-
нерализацией пластовой воды более высокой, чем минерализа-
ция нагнетаемой воды.
Рис. 98. Прохождение вала минерали-
зованной воды, предшествующего те-
кущему ВНК, через наблюдательную
скважину, отмечаемое по данным по-
вторных замеров ИНМ (по Б. М. Ор-
линскому)
13'
195
2.	Повышая точность регистрации полезного сигнала и по-
давляя уровень иомех при регистрации /инм, добиваются воз-
можности прослеживания текущего ВНК на месторождениях
среднеобской группы. При этом фиксируют различие в значе-
ниях Тнп и Тип порядка 10 мкс.
3.	Проводят повторные исследования волновым диэлектри-
ческим методом ВДМ в наблюдательных необсаженных сква-
жинах, заполненных РНО, фиксируя перемещение ВНК во вре-
мени или опережающие прорывы нагнетаемой воды в интерва-
лах увеличения значений параметра 8П. Ту же задачу решают
повторные измерения ВДМ в наблюдательных скважинах со
стеклопластиковым хвостовиком.
4.	Выполняют исследования методом АКш, отмечая ВНК
или опережающий прорыв нагнетаемой воды по характерному
соотношению динамических параметров (АР, As или аР, as)
продольной и поперечной волны [1].
5.	Опережающий прорыв пресной нагнетаемой воды с ми-
нерализацией, меньшей минерализации пластовой воды, уста-
навливают по наличию смещения влево линии глин на кривой
СП выше (прорыв в кровле) или ниже (прорыв в подошве)
заводняемого пласта; граница между заводненной и нефтена-
сыщенной частями коллектора при этом не устанавливается.
6.	В ходе заводнения нефтяной залежи пресной водой в зоне
ВНК, появляется отсутствовавшая ранее аномалия повышен-
ной радиоактивности на диаграммах повторных ГМ, которую
можно использовать как индикатор текущего ВНК. Однако это
явление, обнаруженное геофизиками Татарии и названное ра-
диогеохимическим эффектом, характерно только для части ме-
сторождений Татарии и Башкирии.
Установление интервалов притока и поглощения в эксплуа-
тационных и нагнетательных скважинах. Интервалы притока
жидкости в действующей эксплуатационной скважине устанав-
ливают по дебитограмме, полученной с механическим (турбин-
ным) дебитомером или скважинным термодебитомером (СТД).
По данным наблюдений механическим дебитомером в дей-
ствующей скважине составляют диаграмму накопленного деби-
та скважины Q = f(H) в интервале продуктивного горизонта,
дающего приток. Участки кривой, наклоненные к оси глубин
под разным углом, соответствуют отдающим интервалам, участ-
ки, параллельные оси глубин, указывают интервалы бесприточ-
ные. Под нижним из отдающих интервалов Q = 0, над верхним
отдающим интервалом значение Q максимальное и равно сум-
марному дебиту, который дает интервал перфорации (рис. 99).
Дифференцируя интегральную кривую Q = f(H) с определен-
ным шагом по глубине А//, например, ДЯ=1 м, получают диф-
ференциальную ступенчатую диаграмму	= вели-
1 96
Рис. 99. Примеры дебитограмм, зарегистрированных турбинным (а) и термо-
электрическим (СТД) (б) дебитомерами.
Дебитограммы: 1 — интегральная; 2 — дифференциальная
чина аномалии которой в каждом интервале составляет
«вклад» интервала в суммарный дебит (рис. 99). Обычно «ра-
ботает» лишь часть перфорированного интервала. Однако из
этого вовсе не следует, что работающая часть пласта hp со-
ставляет эффективную толщину йЭф. Последняя определяется
способами, изложенными в гл. 1; практически всегда hp<Zh3^.
Отношение hp к /гЭф характеризует режим работы продуктивно-
го пласта при заданных условиях; по-видимому, его можно ис-
пользовать для оценки коэффициента охвата пласта по толщи-
не при разработке.
Термодебитомер (СТД), работающий как термоанемометр
[1], четко отмечает минимумами температуры работающие ин-
тервалы, которые обычно подтверждают аналогичную инфор-
мацию, получаемую механическим дебитомером (рис. 99). Од-
нако количественной интерпретации данные СТД не поддают-
ся ввиду влияния на результаты СТД ряда факторов, коррект-
ный учет которых невозможен.
197
Рис. 100. Исследование добывающих скважин дебитомерами в комплексе
с влагомером (а) и гамма-гамма плотномером (б).
Дебитограммы: / — интегральная, II — дифференциальная; диаграммы: /// — влагомера,
IV гамма-плотномера, V— резистивиметра, VI— кислородного нейтронно-активационно-
го метода (КНАМ); интервалы, отдающие: I — нефть, 2 — нефть с водой, 3 — воду
Изучение состава жидкости в стволе действующей скважи-
ны. В стволе действующей скважины нефтяного месторожде-
ния присутствуют нефть и вода. Для определения состава жид-
кости в стволе скважины на определенной глубине выполняют
специальный комплекс ГИС, включающий исследования гам-
ма-гамма-плотномером, градиент-манометром, кондуктометром,
влагомером.
Гамма-гамма плотномер (прибор ГГП) позволяет зарегист-
рировать диаграмму показаний /п, которые обратно пропор-
циональны плотности жидкости в стволе скважины, поэтому
участки ствола, заполненные водой, отмечаются минимальны-
ми показаниями, заполненные нефтью — максимальными, нако-
нец, участки, представленные смесью нефти и воды, — проме-
жуточными показаниями /п (рис. 100). Для каждого прибора
имеется индивидуальный эталонировочный график, который по-
зволяет рядом со шкалой /п поместить на диаграмме шкалу
плотности жидкости бж (кг/м3). Зная плотность нефти бн изу-
чаемого объекта и плотность пластовой воды бв, величина ко-
торой зависит от минерализации воды, рассчитывают долю
воды в стволе скважины на заданной глубине по формуле
£ _ б;К — бн
В~ 6в-5„ ’
Другой, реже применяемый в отечественной практике спо-
соб определения плотности бж в скважине, основан на измере-
198
ниях скважинным градиент-манометром, который позволяет
определить разность давлений между глубинами Hi и Н2 в
скважине
Ар = р2 — pi = (Н2 — Hi)g&K,
где g— ускорение свободного падения. Зная Др, Н=Н2—Ну
рассчитывают бж по формуле
бж « 105Др/ДЯ,
где Hi, Н2 в м, pi, р2 — ь МПа.
Кондуктометр является разновидностью скважинного рези-
стивиметра и позволяет определить удельную электропровод-
ность ож или удельное сопротивление рж жидкости. Участок
скважины, заполненный водой, характеризуется на диаграмме
кондуктометра значением ов или рв, определяемым минерализа-
цией воды св и температурой t. Участок, заполненный нефтью
или нефтеводяной эмульсией (капли воды в нефти), отмечает-
ся значениями ож = 0, рж = °о. Интервал с водонефтяной эмуль-
сией характеризуется значением
2(1 -М
ож = ов-——L ,
1 + 2/гР
где /гЕ — объемное содержание воды в эмульсии.
Если эмульсия не образуется, кондуктометр отмечает грани-
цу нефть — вода. При наличии переходного слоя, образованно-
го эмульсией между нефтью и водой, кондуктометр отмечает
границу между нефтеводяной и водонефтяной эмульсиями. Вла-
гомер регистрирует емкость конденсатора С, величина которо-
го пропорциональна диэлектрической проницаемости еж жидко-
сти в скважине. Значение еж определяется приближенным
уравнением
еж ~ Ей (1 feB) 4“ feB8B,
решая которое относительно feB, получаем формулу:
h — 8ж — 8'4
— --------- »
8в 8н
где ев, Ен — диэлектрические проницаемости воды и нефти. По-
скольку ев = 80, ен = 2-=-3, влагомер позволяет надежно оценить
степень обводнения продукции. Преимущество влагомера по
сравнению с кондуктометром заключается в возможности оп-
ределения состава смеси нефти с водой независимо от ее струк-
туры.
На рис. 100 приведены результаты комплекса ГИС, полу-
ченные в действующей нефтяной скважине и позволяющие на
основе рассмотренных приемов анализа диаграмм выделить
199
отдающие интервалы разреза и дать характеристику состава
жидкости в стволе скважины.
Оценки степени выработанности нефтяного месторождения по
данным ГИС. На завершающей стадии разработки нефтяного
месторождения в пределах заводненной части залежи бурятся
оценочные скважины, задача которых — установить конечный
коэффициент вытеснения нефти из продуктивного коллектора
в точках расположения этих скважин, а также оценка нерав-
номерности выработки залежи по ее площади. Совместный ана-
лиз материалов ГИС по этим скважинам и по всему фонду
эксплуатационных скважин длительно разрабатываемого ме-
сторождения позволяет оценить остаточные запасы нефти и
распределение их в объеме залежи.
В оценочных скважинах, бурящихся на РНО, или на РНО
с последующей заменой на РВО, проводится расширенный
комплекс ГИС, материалы которого позволяют определить ко-
эффициент остаточного нефтенасыщения йно по данным мето-
дов сопротивлений и радиометрии, а затем, сравнив его с на-
чальным коэффициентом нефтенасыщения йн, установленным
по данным метода сопротивлений на стадии разведки в сосед-
них с наблюдательной скважинах, рассчитывают коэффициент
вытеснения
Анализ распределения остаточных запасов по площади дает
основание для заложения дополнительных эксплуатационных
скважин, которые бурят в зоне целиков остаточной нефти, что-
бы получить дополнительные количества нефти. Результаты та-
кого анализа, выполненного по гигантским, крупным и средним
длительно разрабатываемым месторождениям нефти, показы-
вают, что чаще всего неравномерная выработка залежи обу-
словлена несовершенством проекта разработки, не учитываю-
щим неоднородность объекта и предусматривающим недопус-
тимо высокие темпы эксплуатации. Лучше всего вырабатыва-
ются наиболее однородные участки залежи, представленные
лучшими коллекторами. В неоднородных участках резервуара
со средними и худшими коллекторами наиболее низкий коэф-
фициент нефтеотдачи; нередко к таким участкам приурочены
пелики невыработанной нефти.
§ 2.	РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Контроль положения текущего ГВК на газовых и ГНК га-
зонефтяных месторождениях. Основным геофизическим мето-
дом контроля положения текущего газожидкостного контакта
(ГВК, ГНК) является нейтронный гамма-метод, реже нейтрон-
200
нейтронный метод. Определение текущего ГВК в ходе разра-
ботки газового месторождения выполняется путем повторных
замеров НГМ через периоды в несколько месяцев в наблюда-
тельных обсаженных скважинах в условиях полностью расфор-
мированной зоны проникновения в коллекторах. Благодаря
различию в значениях водородного индекса для газонасыщен-
ной и водоносной частей коллектора ГВК отмечается увеличе-
нием показаний НГМ при переходе от водоносной к газонос-
ной части коллектора. ГВК отмечается тем четче, чем выше
пористость и коэффициент газонасыщения коллектора, чем
меньше глубина его залегания. Такие исследования эффектив-
ны при глубине изучаемых продуктивных отложений не более
3—3,5 км; при большей глубине различие между водородными
индексами газоносного и водоносного коллекторов становится
столь незначительным, что определение ГВК по данным НГМ.
становится невозможным.
Одновременно с контролем положения текущего ГВК в ходе
разработки месторождения по диаграммам повторных замеров
НГМ определяют текущий коэффициент газонасыщения kr. По-
ложение текущего ГВК на различные даты сравнивают с на-
чальным ГВК, установленным в исследуемой скважине в на-
чальный период разработки, а также с ГВК, определенным в
соседних с данной наблюдательной разведочных скважинах
(рис. 101); составляют график изменения во времени текущего
Аг по сравнению с начальным kr, определенным по данным ме-
Рис. 101. Подъем ГВК в ходе эксплуатации газового месторождения, отмечае-
мый повторными замерами НМ.
Коллекторы: 1 — газоносный, 2 — водоносный; 3 — глинистый алевролит; 4 — начальный
ГВК; 5 —текущий ГВК; кривые НГМ, снятые: 6 — одновременно с кривой ИМ, 7, 8 —
соответственно через 4 и 8 лет
201
тода сопротивлений в начальный период эксплуатации место-
рождения или на завершающей стадии разведки. На газовых
месторождениях с высокой минерализацией законтурных вод
контроль текущего ГВК можно выполнять по данным повтор-
ных исследований импульсными нейтронными методами в наб-
людательных неперфорированных скважинах подобно тому, как
это делается при контроле текущего ВНК на нефтяных место-
рождениях. Для установления положения текущего ГВК мож-
но использовать также данные метода сопротивлений во вновь
бурящихся эксплуатационных скважинах до их обсадки.
Контроль положения текущего ГНК на газонефтяных ме-
сторождениях выполняется также по материалам повторных
замеров НГМ в обсаженных неперфорированных наблюдатель-
ных скважинах. ГНК отмечается на диаграмме НГМ, получен-
ной при полностью расформированной зоне проникновения в
продуктивном коллекторе. Исследования НГМ целесообразно
дополнять замерами ИНМ в тех же скважинах для повышения
надежности получаемых результатов.
Установление интервалов притока и поглощения в дейст-
вующих скважинах. Интервалы притока газа действующей
скважины, в которую спущены насосно-компрессорные трубы,
выделяют по данным термометрии, поскольку исследование та-
ких скважин дебитомерами невозможно. Электротермометр
фиксирует газоотдающие интервалы минимумами температуры
на фоне постепенного увеличения ее с глубиной, зависящего
от геотермического градиента теплового поля Земли. Миниму-
мы против газоотдающих интервалов обусловлены понижением
температуры газа при его расширении (эффект Джоуля—Том-
сона или дроссельный). Величина отрицательной аномалии
температуры А/ при прочих равных условиях пропорциональна
депрессии на границе скважина — газоносный пласт и дебиту
газа. Условия выделения газоотдающих пластов, особенно, ког-
да их несколько в исследуемом интервале, отличаются в дей-
ствующей и остановленной скважине. Наиболее четкое выделе-
ние пластов достигается при исследовании длительно работаю-
щей скважины и в течение некоторого времени после ее оста-
новки. К недостаткам термического метода выделения газоот-
дающих пластов относятся: 1) малая точность определения де-
бита отдельных прослоев; 2) низкая вертикальная разрешаю-
щая способность при наличии в изучаемом интервале несколь-
ких близко расположенных газоотдающих пропластков.
Контрольные вопросы
1.	Изложите физические предпосылки определения текущего ВНК по дан-
ным ГИС при наличии минерализованной воды за контуром залежи.
2.	Каковы особенности контроля за перемещением текущего ВНК при
закачке пресной воды в нагнетательные скважины?
202
3.	Дайте характеристику комплекса ГИС для изучения состава жидкости
в стволе действующей нефтяной скважины.
4.	Укажите черты сходства и различия комплекса ГИС, применяемого
для контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.
5.	Сформулируйте оптимальные условия применения нейтронных методов
при контроле разработки газовых месторождений.
Глава 10
КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС
И СЕЙСМОРАЗВЕДКИ
Интенсивное развитие методики и технических средств
сейсморазведки за последние годы привело к резкому повыше-
нию точности и детальности изучения геологического разреза,
а комплексирование данных сейсморазведки и результатов гео-
лого-геофизического изучения разрезов скважин по данным
керна и ГИС, позволило значительно повысить достоверность
не только структурных построений, но и изучение строения за-
лежей нефти и газа, что в свою очередь обеспечивает более
рациональное размещение разведочных и эксплуатационных
скважин.
При комплексной интерпретации геолого-геофизических дан-
ных (на сейсмостратиграфической основе) помимо данных сей-
сморазведки привлекаются результаты и геологической доку-
ментации разрезов скважин по данным ГИС, а также вся имею-
щаяся геологическая информация (модель осадконакопления,
стратиграфия, литология, описание керна и шлама и т. д.).
Основные трудности, возникающие при комплексной интер-
претации данных ГИС и сейсморазведки, связаны со следую-
щими причинами:
данные ГИС строятся в масштабе глубин, а данные сейсмо-
разведки— в масштабе времени;
показания ГИС зависят от абсолютных величин измеряемых
параметров (плотности, скорости и др.), а данные сейсмораз-
ведки (коэффициент отражения) зависят от приращения про-
изведения скорости на плотность;
кривой АК. соответствует высокочастотный спектр (длина
волны составляет доли метра), в то же время при сейсмораз-
ведке длина волны составляет десятки и даже сотни метров;
при ГИС исследуется лишь небольшой объем пород вокруг
скважины, а при сейсморазведке — обширная область в десятки
и^даже сотни раз превышающая объем пород, изучаемых при
разная природа помех: при ГИС — изменение диаметра
скважины, проникновения раствора в пласты и т. д., а при
203
сейсморазведке — интерференция с многократными и случай-
ными волнами и т. д.
Разрешающая способность сейсморазведки по вертикали —
это способность различать соседние объекты. Считается, что
она примерно равна 1/8—1/4 длины волны, которая колеблется
в значительных пределах от 30—40 м в неглубоко залегающих
породах до 250—300 м в глубоких областях земной коры. Так
например, на глубинах 3—4 км длина волны приближается к
200 м и, следовательно, разрешающая способность сейсмораз-
ведки на этих глубинах составляет 25—50 м и более. Это необ-
ходимо обязательно учитывать при комплексной интерпре-
тации.
Комплексирование данных ГИС и сейсморазведки проводит-
ся на всех этапах геологоразведочных работ, причем задачи,
решаемые при этом комплексировании, носят различный ха-
рактер.
Если на этапах региональных работ и поискового бурения,
когда результаты сейсморазведки используются в основном для
построения структурных карт (карт изоглубин) отражающих
горизонтов, данные ГИС в основном используются для уточне-
ния глубины залегания отражающих горизонтов, то на этапе
разведки (доразведки) месторождений и их эксплуатации дан-
ные ГИС и сейсморазведки широко привлекаются для изуче-
ния межскважинного пространства (выявление зон литологи-
ческого замещения и выклинивания пластов, зон литологиче-
ских ловушек, не вскрытых скважинами и т. д).
Следует отметить, что скважинные данные (ГИС и др.) —
наиболее надежное средство геологического контроля за ре-
зультатами интерпретации сейсмических данных.
Необходимость привлечения данных ГИС при региональных
и поисковых работах вызвана тем, что глубины залегания от-
ражающих горизонтов (границ раздела) и их конфигурация
определяется сейсморазведкой с погрешностями, зависящими
от многих факторов: в какой степени принятая при интерпре-
тации скоростная модель среды близка к реальной, насколько
точно были установлены значения и закономерности распро-
странения упругих волн в различных интервалах разреза, с ка-
кими погрешностями были определены и введены поправки за
>ельеф земной поверхности и неоднородное строение зоны ма-
лых скоростей и т. д.
На практике ошибки в определении глубин залегания отра-
жающих горизонтов достигают десятков метров, а в отдельных
случаях — значительно больше.
Наличие указанных ошибок затрудняет ведение геологораз-
ведочных работ, приводит к неправильному планированию глу-
бин бурящихся скважин и интервалов отбора керна и т. д.
204
В то же время информация, получаемая в результате буре-
ния сети поисковых и разведочных скважин, позволяет обеспе-
чить точное высокодетальное документирование по данным
ГИС геологических разрезов только в точках расположения
скважин.
Комплексирование данных ГИС и сейсморазведки позво-
ляет изучать межскважинное пространство и практически не-
прерывно картировать изменение геометрии и физических
свойств геологических тел.
Наиболее эффективным является комплексирование данных
ГИС и сейсморазведки на стадии разведки и, особенно, при
□разведке и эксплуатации месторождений, для установления
зон выклинивания (замещения) продуктивных пластов, выяв-
ления залежей-спутников, в том числе и в неантиклинальных
ловушках и т. д..
Комплексирование данных ГИС и сейсморазведки на регио-
нальном и поисковом этапах геологоразведочных работ. Для
привязки сейсмических отражающих горизонтов к литолого-
стратиграфическому разрезу скважин используется комплекс
ГИС, включающий методы АК, ГГКП, ПС, ГК и др.
При этом особое внимание уделяется наиболее контрастным
изменениям разреза (глинизация пластов, значительные изме-
нения мощности слоев, наличие пластов с аномальными аку-
стическими жесткостями, флюидонасыщение продуктивных
пластов и т. д.), которые визуально сопоставляются с соответ-
ствующими изменениями рисунков сейсмической записи.
Обычно окончательная привязка отражающих горизонтов
производится путем вмонтирования данных ГИС (во времен-
ном масштабе) в сейсмические и псевдоакустические разрезы
(рис. 102).
Рис. 102. Пример визуальной увязки данных сейсморазведки (вертикального
псевдоакустического разреза) с данными ГИС (кривая акустической жестко-
сти 1)
205
Рис. ЮЗ. Пример сопоставления построенной по данным ГИС (АК и ГГКП)
сейсмограммы с наблюденной сейсмотрассой.
/—4 — кривые соответственно КС, ПС, АК, ГГКП; 5 — исходная модель акустической
жесткости, построенная по данным ГИС; 6 — сейсмические трассы: а ~ синтетическая
для исходной модели, б — реальная (по временному разрезу), в — синтетическая для
уточненной модели; 7 —уточненная модель акустической жесткости; 8 — результаты ис-
пытания скважины
Помимо визуальной увязки данных ГИС и сейсморазведки
на практике применяют несколько иных более надежных спо-
собов: построения синтетических сейсмограмм, диаграмм псев-
доакустического каротажа (ПАК) и др.
При этом большую ценность представляют синтетические
сейсмограммы, особенно в сочетании с сейсмическим разрезом,
проходящим через скважину.
Синтетическая сейсмограмма строится путем обработки диа-
грамм АК и ГГКП, т. е. кривых скорости и плотности пород в
разрезе. Порядок построения синтетической сейсмограммы
обычно принимают следующим:
206
Рис. 104. Пример привязки полевой сейсмотрассы и отражающего горизонта
к построенной по данным ГИС кривой акустической жесткости (эффективной
сейсмической модели — ЭСМ),
а — сопоставления без корректировки глубин; б — сопоставление после корректировки
1Лубнн; 1 — эффективная сейсмическая модель; 2 — полевая (реальная) сейсмотрасса
перемножают значения скорости и плотности, получая кри-
вую изменения акустической жесткости;
значения акустической жесткости иногда пересчитывают в
коэффициенты отражения, получая соответствующую кривую по
разрезу всей скважины.
Пример исходных данных (диаграмм АК и ГГКП), постро-
енной синтетической сейсмограммы и результаты ее сопостав-
ления (увязки по глубинам) с наблюденной сейсмотрассой при-
ведены на рис. 103.
На рис. 104 приведен пример привязки полевой сейсмотрас-
сы и отражающего горизонта к построенной по данным ГИС
(АК, ГГКП) эффективной сейсмической модели (ЭСМ) по од-
ной из скважин Астраханского ГКМ. ЭСМ была построена пу-
тем усреднения данных ГИС по увеличенным (по сравнению с
фактическими диаграммами) интервалам.
Как следует из приведенных на рисунке графиков первый
вариант привязки был неудачным и только после внесения по-
207
Рис. 105. Перевод сейсмической трассы в прогнозную кривую АК и сопостав-
ление ее с фактической.
1 — полевая сейсмическая трасса (вверху показан возбуждающий среду импульс); 2—
зависимость коэффициента отражения от времени; кривые АК: 3 — прогнозная, 4 — фак-
тнческая
правки в глубины, определенные по данным сейсморазведки
(~ на 60 м) стало наблюдаться совпадение ЭСМ и сейсмо-
трассы.
Если построение синтетической сейсмограммы есть резуль-
тат расчета сейсмотрассы по данным ГИС, то построение кри-
вой псевдоакустического каротажа (ПАК) является расчетом
кривой (эквивалентной кривой АК) по информации, заклю-
ченной в данных сейсморазведки.
На рис. 105 приведен пример перевода сейсмической трас-
сы (с учетом величины коэффициента отражения) в прогноз-
ную кривую АК и сопоставления (увязки) этой кривой с фак-
тической кривой АК, наблюденной в скважине.
Комплексирование данных ГИС и сейсморазведки на этапах
разведки и доразведки месторождений, а также при их экс-
208
плуатации. В общем случае комплексная интерпретация дан-
ных ГИС и сейсморазведки выполняется в следующем порядке:
построение линейных сейсмоакустической и петрофизической
моделей разреза (по данным ГИС, изучения керна и резуль-
татов испытания скважин);
выявление опорных связей между сейсмоакустическими и
петрофизическими особенностями разреза (для сравнения с
разрезами, полученными ранее);
построение горизонтального теоретического профиля на ос-
новании данных ГИС, ВСП и сейсморазведки (профиль должен
дать прогнозную информацию о пространственном изменении
геометрии и свойств изучаемых пластов);
построение геологических разрезов, структурных карт, уста-
новление геометрии контактов и т. д.
Следует отметить, что комплексное использование данных
сейсморазведки и ГИС представляет собой процесс многократ-
но повторяющейся переинтерпретации (по мере поступления
новых данных), выполняемой для последовательного уточнения
геометрии и геологического (литолого-стратиграфического)
строения изучаемого объекта.
Наиболее важные этапы комплексной интерпретации дан-
ных ГИС и сейсморазведки рассмотрены ниже.
Под линейной (одномерной) геоакустической моделью под-
разумевается зависимость акустических характеристик пород
от глубины для одной скважины. Полная геоакустическая мо-
дель заключает в себе зависимости от глубины пластовых, ин-
тервальных и средних сейсмических скоростей и другие све-
дения.
Построенные по результатам ГИС детальные линейныесей-
смоакустические модели разреза, жестко увязанные с петрофи-
зическими особенностями вскрытых скважинами пород, в ка-
кой-то мере позволяют объяснить основные закономерности
формирования полученного при сейсморазведке волнового поля,
т. е. волновое поле «наполняется» геологическим содержанием.
Геоакустическая модель (рис. 106) является петрофизиче-
ской основой интерпретации материалов сейсморазведки. Кор-
реляция по площади линейных геоакустических моделей позво-
ляет перейти к двухмерным, профильным и объемным моделям
среды, а комплексный анализ моделей и данных сейсморазвед-
ки дает возможность:
выявлять основные отражающие горизонты и определять их
стратиграфическую и литологическую приуроченность;
изучать изменения скоростных и поглощающих свойств вы-
деленных пластов;
выявлять связи основных сейсмоакустических характери-
стик пластов с их литологией, коллекторскими свойствами, ха-
рактером насыщения и др.
14—233
209
		НКГ	ГК		КС	ПС	АК
3 (У CJ	S а				50 мВ	
§ Е		/кг		0 10 0 50	у5к,0м-м	5 tp, мкс/м
Ч		^0 210 t	1	i		0 250	1	220 380 ।	1	1	t t
	2450					❖ 5 С ^ПЛ»КМ/С
						
						
						S
1Ш						
						
						
						
Mill	2550					
		Г Г >				
		>=-* -£				
						
						V, _<
—						
						
“ZZ"	2650					5 	
		>4 #				
						ч^,
"LI”						
Рис. 106. Пример построения линейной геоакустической модели по данным
ГИС.
Штриховкой выделены продуктивные пласты
Данные сейсморазведки позволяют провести интерполяцию
(увязку) между скважинами полученных линейных петрофизи-
ческих моделей и экстраполяцию их на неразбуренную часть
площади.
Материалы комплексной интерпретации ГИС и наземной
сейсморазведки с успехом используются для уточнения струк-
туры продуктивных горизонтов, поиска и разведки неантикли-
нальных ловушек и решения ряда других геологических задач.
Значительную ценность представляет возможность прогнозиро-
вания изменения по площади физико-механических свойств гор-
ных пород, а также геометрии пластов-коллекторов, необходи-
мых для выбора оптимальных режимов бурения и размещения
разведочных и эксплуатационных скважин.
Комплексирование данных ГИС и сейсморазведки при по-
исках ловушек литологического типа. Целью комплексной ин-
терпретации данных ГИС и сейсморазведки является прогноз
зон развития коллекторов определенного генетического типа и
зон их выклинивания, т. е. наметить области развития неанти-
клинальных (литологических и комбинированных) ловушек
нефти и газа в терригенных отложениях.
Прогнозирование ловушек литологического типа основано
на познании генетической природы их формирования и законо-
мерностей распространения в конкретной литолого-фациальной
обстановке.
В настоящее время методика выделения (при анализе кер-
нового материала) различных типов фации терригенных отло-
жений успешно подкрепляется (а при отсутствии керна являет-
ся определяющей) методикой анализа фаций по моделям мето-
дов ГИС.
Считается, что среди методов ГИС при фациальной диаг-
ностике песчаных тел ведущую роль играет метод ПС, так как
форма кривых ПС имеет прямую связь с содержанием в поро-
де глин, а также изменением гранулометрического состава об-
ломочного материала.
При фациальном анализе исследуется общая форма кри-
вой ПС, а также отдельные ее составные части: характер кро-
вельной, боковой и подошвенной линий, величина асп и т. д.
Для поисков нефти и газа интерес представляют только оп-
ределенные фации, например отложения потоковых и боковых
генетических типов.
Если мощность выделенных по ГИС песчаных тел нахо-
дится в пределах разрешающей способности сейсморазведки,
то в благоприятных ситуациях на временном разрезе удается
выделить соответствующие им сейсмические фации, определить
форму тел в вертикальных сечениях и составить площадные
карты сейсмофаций, с помощью которых устанавливается про-
странственное распространение тела (залежи).
14
211
Контрольные вопросы
1.	С чем связаны основные трудности при комплексной интерпретации дан-
ных ГИС и сейсморазведки?
2.	Какова разрешающая способность сейсморазведки, как она определяет-
ся и от чего зависит?
3.	С чем связаны ошибки в определении глубин при сейсморазведке?
4.	Какие задачи решаются при комплексировании ГИС и сейсморазведки
на различных этапах геологоразведочных работ?
5.	Что такое синтетическая сейсмограмма и с какой целью она строится?
6.	Что такое псевдоакустический каротаж?
7.	Что представляет собою геоакустическая модель и для какой цели она
строится?
8.	Какова роль ГИС при поисках ловушек литологическосго типа?
Глава 11
КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС
В СКВАЖИНАХ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Результаты комплексной интерпретации ГИС являются ос-
новным источником информации о разрезах нефтяных и газо-
вых скважин. Комплексная интерпретация ГИС выполняется
для решения следующих задач: расчленение разреза каждой
скважины, составление литологической колонки с выделением
различных литотипов, в том числе коллекторов; выделение в
разрезе скважины коллекторов нефти и газа, определение по-
ложения начальных контактов — ВНК, ГВК, ГНК — в коллек-
торах с неоднородным насыщением, определение эффективной
толщины, коэффициентов пористости и нефтегазонасыщения
для выделенных продуктивных коллекторов с целью использо-
вания значений этих параметров при подсчете запасов нефти
и газа; для межзерновых терригенных коллекторов — опреде-
ление коэффициентов проницаемости; корреляция разрезов
скважин и составление на ее основе важнейших построений, ха-
рактеризующих геологическое строение месторождения.
При проведении комплексной интерпретации ГИС в каждой
скважине учитывается также информация, получаемая: служ-
бой геолого-технологических исследований (ГТИ) в процессе
бурения скважины; службой испытания пластов в открытом
стволе и в колонне; лабораториями изучения образцов керна
и состава пластовых флюидов. При корреляции разрезов сква-
жин, составленных по материалам ГИС, последние годы все
шире используются данные детальной высокочастотной сейсмо-
212
разведки и вертикального сейсмического профилирования
(ВСП); комплексная интерпретация данных ГИС, сейсмораз-
ведки, ВСП с целью изучения межскважинного пространства и
построения его трехмерной модели положила начало новой
науке — сейсмостратиграфии.
§ 1. ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗА
Терригенный разрез. Скважина пробурена на пресном РВО.
Литологическое расчленение разреза проводят по схеме:
1) Все породы в разрезе делят на коллекторы и неколлек-
торы. Методика выделения и разделения коллекторов по ти-
пам и характеру насыщения рассматривается ниже.
2) Среди неколлекторов выделяют глины, песчано-алеври-
товые глины, глинистые песчаники и алевролиты. Глины отме-
чаются: максимальными показаниями на диаграммах СП и ГМ,
минимальными одинаковыми значениями рк на кривых микро-
зондов; участками увеличенного по сравнению с номинальным
диаметра скважины (d<C>dH) на кавернограмме. Глинистые
песчаники и алевролиты (неколлекторы) отмечаются: макси-
мальными показаниями рк микрозондов; значениями dc = dK на
кавернограмме; максимальными показаниями СП, соответст-
вующими «линии глин»; высокими, но более низкими, чем в
глинах, показаниями ГМ (рис. 107).
Глины песчано-алевритовые на диаграмме СП и каверно-
грамме отмечаются примерно теми же показаниями, что чис-
тые глины, но характеризуются более низкими показаниями ГМ
и более высокими — микрозондов. На диаграмме стандартного
акустического метода глинам соответствуют максимальные зна-
чения АТ и а?, глинистым песчаникам и алевролитам — мини-
мальные АТ и повышенные аР, песчано-алевритовым глинам —
значения АТ и ар, близкие к их значениям в чистых глинах.
На диаграмме ГГМ глинистые алевролиты и песчаники отме-
чаются максимальными значениями плотности бп, чистые гли-
ны— более низкими значениями 6П, соответствующими степени
уплотнения глин рассматриваемых отложений на данной глу-
бине, песчано-алевритовым глинам соответствуют промежуточ-
ные значения 6П. По величине удельного сопротивления, уста-
новленной по диаграммам разноглубинных методов сопротив-
ления, глины характеризуются наиболее низкими значения-
ми ргл, исключая водоносные коллекторы, насыщенные мине-
рализованной водой, глинистые песчаники и алевролиты — вы-
сокими значениями р, песчано-алевритовые глины — промежу-
точными значениями.
Кроме рассмотренных трех литотипов в терригенном разре-
зе могут присутствовать: слабоглинистые или неглинистые пес-
213
Рис. 107. Расчленение терригенного разреза и выделение коллекторов по стандартному комплексу ГИС.
Скважина пробурена на РВО. Коллекторы: 1 — водоносный, 2 — продуктивный, 3 — глина, 4 — неколлектор
чаники и алевролиты с карбонатным цементом (неколлекто-
ры); битуминозные глины, песчаники и алевролиты; пласты
угля. Плотные песчаники и алевролиты с карбонатным цемен-
том отмечаются низкими значениями коэффициента пористости
на диаграммах методов пористости (НМ, AM, ГГМ) при мини-
мальных показаниях методов глинистости (СП, ГМ) и высоком
сопротивлении на диаграммах обычных зондов и микрометодов
сопротивлений. Битуминозные породы характеризуются высо-
кими значениями естественной радиоактивности и высокими
удельными сопротивлениями.
Битуминозные глины имеют более высокую радиоактив-
ность, чем небитуминозные (в 2—3, а иногда в 5—10 раз) и
удельное сопротивление, достигающее сотен и даже тысяч ом-
метров. Битуминозные песчаники и алевролиты, даже слабо-
глинистые, характеризуются радиоактивностью более высокой,
чем в обычных песчаниках и алевролитах при низких показа-
ниях СП и ВДМ (последнее в скважинах, пробуренных как на
РВО, так и на РНО), высоким удельным сопротивлением при
отсутствии радиального градиента сопротивления; на диаграм-
мах методов пористости битуминозные песчаники и алевроли-
ты практически не отличаются от нефтенасыщенных коллек-
торов.
Скважина пробурена на РНО. В комплексе ГИС отсутству-
ют методы сопротивлений, включая микрозонды и исключая
только индукционный зонд, метод СП, а кавернограмма стано-
вится практически неинформативной. Основная нагрузка по-
этому ложится на методы пористости AM, НМ, ГГМ и единст-
венный метод глинистости ГМ. В целом признаки выделения
рассмотренных литотипов по диаграммам этих методов сохра-
няются; следует иметь в виду специфические признаки газонос-
ных коллекторов, которые будут рассмотрены ниже. Важным
дополнением комплекса является включение ВДМ.
Карбонатный разрез. Скважина пробурена на пресном РВО.
Рассмотрим типичные варианты карбонатного разреза, распо-
ложив их в порядке усложнения.
Разрез представлен известняками с различной пористостью
при минимальном содержании или полном отсутствии глинисто-
го материала, входящего в нерастворимый остаток (НО).
Расчленение выполняется по диаграммам методов пористо-
сти (НМ, AM, ГГМ) и метода сопротивлений (в основном БК,
МБК). Выделяются межзерновые коллекторы с &п>&пгр и
плотные, низкопористые породы с &п<£Пгр. Последние при не-
обходимости дифференцируются на различные классы соответ-
ственно интервалам значений пористости. Среди плотных по-
род могут присутствовать сложные коллекторы — трещинные
н трещинно-кавернозные.
215
Разрез представлен чередованием известняков, доломитов и
доломитизированных известняков с разной степенью доломити-
зации. Содержание НО пренебрежимо мало.
Расчленение выполняется только на основе комплексной ко-
личественной интерпретации на ЭВМ диаграмм двух методов
пористости (НМ—ГГМ, НМ—AM, AM—ГГМ), в результате ко-
торой в исследуемом интервале разреза выдаются непрерывные
кривые изменения с глубиной параметра kn и объемного со-
держания известняка £изв и доломита £дол (см. гл. 13). Для ре-
шения задачи наиболее предпочтителен комплекс ННМ-Т—
ГГМ. Показания ГМ и СП, как и в предыдущем случае, ми-
нимальные при слабой дифференциации кривых. На кривой ГМ
возможны, однако, отдельные аномалии, обусловленные не
глинистостью породы, а другими причинами, среди которых от-
метим следующие: а) повышенное содержание Ra, возникшее
в результате изоморфного замещения кальция радием в процес-
се доломитизации известняков; б) присутствие битума в
породе.
Пласты глин выделяются по тем же признакам на диаграм-
мах ГМ, СП, каверномера, микрозондов, что и в терриген-
ном разрезе. Участки разреза, представленные карбонатными
породами с НО, отмечаются ростом показаний ГМ и СП по
сравнению с уровнем минимальных показаний этих методов в
чистых (неглинистых) карбонатных породах.
Разрез представлен эффузивными и эффузивно-обломочны-
ми породами. Задача литологического расчленения по данным
ГИС здесь существенно сложнее. Во-первых, число и разнооб-
разие литотипов в этом разрезе значительно больше, чем в тер-
ригенных или карбонатных отложениях. Во-вторых, методы ГИС,
как правило, успешно используемые для составления литологи-
ческой колонки в рассмотренных выше разрезах, по разным
причинам менее информативны в вулканогенно-обломочных от-
ложениях. Метод ГМ в стандартной модификации — регистра-
ция интегральной радиоактивности — малоинформативен, в то
время как спектральный вариант ГМ-с, весьма эффективный
для изучения вулканогенно-обломочных пород, пока не обеспе-
чен серийной аппаратурой. Использование данных методов по-
ристости осложняется вариацией в широких пределах плотно-
сти, интервального времени, нейтронных параметров минераль-
ного скелета не только для разных литотипов, но иногда в пре-
делах одного литотипа. Метод СП в рассматриваемых отложе-
ниях вообще недостаточно эффективен.
Возможные подходы к решению задачи связаны со следую-
щими приемами: 1) использование способа кросс-плотов; 2) ис-
пользование программ распознавания или кластерного анализа
(см. гл. 13).
216
S 2. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИХ ЭФФЕКТИВНОЙ ТОЛЩИНЫ,
ПОЛОЖЕНИЯ КОНТАКТОВ
Породы-коллекторы отличаются от вмещающих пород спо-
собностью содержать флюиды — воду, нефть, газ, отдавать их
и скважину — при наличии депрессии на границе скважина —
порода, т. е. когда давление в скважине рс меньше пластового
Рпл (Рс<.рпл), поглощать промывочную жидкость (буровой рас-
твор), когда возникает репрессия на пласт (рс>рпл). При
вскрытии пород, слагающих разрез, в процессе бурения сква-
жины обычно соблюдают условие рс^>рПл, предупреждая опас-
ность выброса нефти и газа. Поскольку основная масса нефтя-
ных и газовых скважин бурится с применением промывочной
жидкости — раствора — на водной основе (РВО), в участках
разреза, представленных породами-коллекторами, происходит
поглощение РВО и формирование зоны проникновения фильт-
рата бурового раствора с одновременным образованием глини-
стой корки из глинистых частиц, взвешенных в буровом раство-
ре. Возникновение зоны проникновения и глинистой корки
в породах-коллекторах создает предпосылки для выделения
коллекторов по прямым качественным признакам по данным
ГИС в необсаженных скважинах, пробуренных на РВО. Более
полную информацию о наличии и формировании во времени
зоны проникновения в коллекторах дают повторные ГИС в не-
обсаженной скважине. Повторные замеры в обсаженной сква-
жине позволяют установить в коллекторах наличие зоны про-
никновения и расформирование ее во времени в породах-кол-
лекторах.
Прямые качественные признаки коллекторов по данным ГИС.
Прямые качественные признаки коллектора, устанавливаемые
по материалам ГИС в скважинах, пробуренных с РВО, осно-
ваны на формировании во времени зоны проникновения в по-
родах-коллекторах. Рассмотрим эти признаки и способы их
установления.
Наличие глинистой корки на стенке скважины. Устанавли-
вается по диаграммам каверномера, профилемера, коркомера.
На кавернограмме и профилеграмме корка устанавливается по
соотношению dz<Z.dK, то есть в интервале уменьшения фактиче-
ского диаметра скважины по сравнению с номинальным, на
коркограмме — в интервале, где фиксируется корка с толщиной
/г,к>0 (см. рис. 107).
Радиальный градиент сопротивления является характерным
для коллектора, поскольку в радиальном направлении удель-
ное сопротивление коллектора изменяется — отличны удельные
сопротивления глинистой корки, промытой зоны, зоны проник-
217
новения и неизменной части (см. гл. 1, рис. 10). В неколлекто-
рах, где зоны проникновения нет, этот признак отсутствует. Ра-
диальный градиент сопротивления устанавливают, сравнивая
показания разноглубинных электрических зондов или удельное
сопротивление различных зон коллектора, установленное при
количественной интерпретации данных метода сопротивлений.
По диаграммам микрозондов коллекторы выделяют в участ-
ках разреза, где при невысоких показаниях микрозондов наб-
людается превышение показаний рк мпз микропотенциал-зонда
над показаниями рк мгз микроградиент-зонда (ркМпз>Рк мгз)-
На диаграммах рк микробокового и бокового зондов, или
двух разноглубинных боковых зондов, зарегистрированных в
одинаковом логарифмическом масштабе сопротивлений, нало-
женных одна на другую (совмещенных), коллекторы отмечают-
ся расхождением показаний зондов при практическом совпаде-
нии их во вмещающих породах-неколлекторах (рис. 108). Знак
этого расхождения зависит от типа проникновения: при пони-
жающем рк МБК^ Рк БК’ Р кБК^-Р к Бк (3Десь Р К БК И Р к БК СО-
ответствуют зондам с меньшим (/) и большим (2) радиусом
исследования); при повышающем Ркмбк>Ркбк1 р'к бк>Р7/кбк-
По диаграммам разноглубинных и разнотипных зондов
(экранированных и индукционных) или по диаграммам БЭЗ
Рис. 108. Пример выделения продуктивных коллекторов в терригенном разре-
зе по радиальному градиенту сопротивления и граничному значению k„ гр.
/ — коллектор; // — неколлектор. Кривые: ВК — Л 2 — соответственно с меньшим и боль-
шим радиусами исследования; 3 — МБК
218
критерием выделения коллектора является наличие радиально-
го градиента сопротивлений (рпп>рзп>рп или рПп<рзп<Рп),
установленного в результате количественной интерпретации
этих диаграмм по палеткам или по программам, входящим в
одну из систем автоматической обработки результатов ГИС.
Изменение в пласте показаний во времени на диаграммах
повторных замеров, выполненных одним и тем же зондом в
необсаженной скважине при постоянстве во времени показа-
ний этого зонда во вмещающих пласт породах, является при-
знаком коллектора, говорящим о формировании во времени
зоны проникновения.
Повторные замеры нейтронными методами со стационарным
или импульсным источником нейтронов, выполненные через раз-
личное время после спуска колонны, позволяют зафиксировать
изменение показаний в коллекторах в разрезе обсаженной
скважины. Наиболее характерными являются эти изменения в
газоносных коллекторах, расположенных на глубине менее Зкм
(см. рис. 62). В данном случае изменение показаний вызвано
расформированием зоны проникновения в коллекторах.
Количественные критерии выделения коллекторов по дан-
ным ГИС.
Предпосылкой для выделения коллекторов, главным обра-
зом межзерновых, по величине какого-либо параметра поро-
ды — например, коэффициента пористости или глинистости, яв-
ляется то, что изучаемому типу коллектора соответствует опре-
деленная область значений этого параметра, при этом границе
коллектор — неколлектор отвечает определенное граничное
значение используемого параметра — коэффициента пористо-
сти kn гр или коэффициента глинистости кгл гр-
Зная граничное значение параметра, по которому прово-
дится деление пород на коллекторы и неколлекторы, на диа-
грамме ГИС проводят уровень, соответствующий этому значе-
нию, который позволяет выделить в разрезе коллекторы по
признаку Ап>^пгР (см. рис. 41).
Рассмотрим петрофизические основы выделения коллекто-
ров по граничным значениям параметров на примере терриген-
ного разреза. Коэффициент пористости kn терригенных пород
определяется в основном глинистостью породы. Величина kn
терригенных коллекторов закономерно снижается с ростом гли-
нистости коллектора, характеризуемой параметрами сгл, £гл,
т]гл- В свою очередь, с уменьшением пористости и ростом гли-
нистости в коллекторе возрастает доля капилляров малого раз-
мера (г<1 мкм), не пропускающих пластовые флюиды, и сни-
жается, достигая в конце концов нуля, доля фильтрующих ка-
налов (г>1 мкм), обеспечивающих способность породы быть
проницаемой (величина йпр>0). Это подтверждается четкой
корреляционной связью величины йпр с параметрами kn и т|гл
219
a	3
Хпр.МД	Кпр,мд
*6 об
Рис. 109. Корреляционные
связи коэффициента прони-
цаемости fenp С fen (а), Т)гл
(б) и пример определения
fen Гр по корреляционной свя-
зи между параметрами feB0
и fe„ (в).
1 — коллектор; 2 — неколлектор
(рис. 109). Граница коллектор — неколлектор характеризуется
прежде всего значением &пр = 0, а точнее, некоторой малой ве-
личиной &пргр, например 0,001 мкм2. При &пр>&пргр порода яв-
ляется коллектором. На основе корреляционных связей knv—k„,
knp—т]гл можно найти граничные значения karp и т]глгр. В при-
мере на рис. 109 &пгр=16°/о; т)гл гр = 0,4. Используя корреляци-
онные связи геофизических параметров — например АТ и
«сп—с параметрами пористости kn и глинистости /ггл, т|гл, на-
ходят граничные значения ДТгр и аспгр, которые используют
затем для проведения уровней Д7' = Д7’гр и асп = аспгр на диа-
граммах AM и СП для выделения коллекторов по признакам
А7’>А7’гР, асп >«спгр (см. рис. 41, 49). Аналогичным образом
220
используют для выделения терригенных коллекторов диаграм-
мы других методов пористости (НГМ, ННМ-Т, ГГМ) или гли-
нистости (ГМ). На диаграмме методов пористости проводят
уровень, соответствующий граничному значению Д7птгр на диа-
грамме НМ, 6пгр на диаграмме ГГМ или, используя шкалу k„,
граничное значение &Пгр. На диаграмме ГМ проводят уровень
граничному значению Д/тгр или &Глгр, если на диаграмме нане-
сена шкала кгл. Используют следующие способы обоснования
граничных значений.
Получают граничные значения параметров пористости и
глинистости на основе граничного значения коэффициента про-
ницаемости knp.
Граничное значение коэффициента проницаемости опреде-
ляют: 1) статистическим путем; 2) по величине минимального
рентабельного дебита нефти или газа; 3) на основе петрофизи-
ческих связей.
Статистический способ определения £nprp заключается в со-
ставлении распределений параметра &Пр, установленного по дан-
ным гидродинамических исследований, ГИС или представитель-
ного керна, для опробованных пластов, которые дали приток
пластового флюида и бесприточных. Абсцисса точки пересече-
ния распределений дает граничное значение &Пргр, интервал
значений &Пр, соответствующий перекрытию распределений, оп-
ределяет область неоднозначности. Реализация способа требу-
ет наличия массива данных для большого числа опробованных
объектов, который можно сформировать только на поздней
стадии разведки месторождения.
Способ минимального рентабельного дебита Qmin рекомен-
дует расчет &Г1Ргр по формулам:
для нефтеносных коллекторов
/	Цвфт'п н 1 Гк в
А-прг? —	’
2л/1ЭфДр
для газоносных коллекторов
Здесь рн, цг — вязкость нефти, газа в пластовых условиях;
Qmin н, Qmin г — минимальные рентабельные дебиты нефти, газа,
обоснованные экономически и технологически для данного гео-
логического объекта; гк, гс — радиусы контура питания и эф-
фективной скважины; йЭф — эффективная толщина объекта ис-
пытания.
Значения &Пргр, рассчитанные для различных геологических
объектов Советского Союза, составляют 10~16—10~15 м2 для га-
зоносных, 10-15—10 ~14 м2 для нефтеносных коллекторов.
221
Петрофизический способ заключается в использовании кор-
реляционной связи между параметрами knp и коэффициентом
остаточного водонасыщения kB0- Получив такую связь на осно-
ве результатов изучения образцов коллектора в условиях, при-
ближенных к пластовым, данного геологического объекта в ла-
боратории, находят значение £пр, соответствующее 6ВО = 0,7, по-
лагая, что это значение £пр и является граничным. Такой под-
ход основан на предположении, что гидрофильные межзерно-
вые породы при &во>0,7 практически не отдают нефть и газ
при испытании. Рассматриваемый способ применим только для
гидрофильных межзерновых коллекторов.
После того, как значение &пРгр установлено одним из ука-
занных способов, определяют соответствующее ему значение
/гпгр или сГл гр, &глгр, т]гл гр по связи параметра &пр с kn или с
одним из параметров глинистости.
Непосредственное получение граничных значений парамет-
ров, минуя коэффициент проницаемости производится следую-
щим способом. Составляют статистические распределения па-
раметра, граничное значение которого хотят получить, для объ-
ектов, давших приток пластового флюида и бесприточных. Гра-
ничное значение находят как абсциссу точки пересечения рас-
пределений. Практичнее находить сразу граничное значение
геофизического параметра, например, АТгр или аспгр, посколь-
ку выделение коллекторов в разрезах скважин выполняется по
диаграммам ГИС. Этот способ прост но, как и в случае опреде-
ления &пр гр этим способом, он применим только на поздней ста-
дии разведки месторождения.
Как и в рассмотренном выше примере для определения
^пргр, петрофизический способ установления &ПГр, KirP и дру-
гих граничных значений геофизических параметров основан на
петрофизической связи k„—feB0, или &гл—kao и т. д., полученной
в лаборатории на образцах (связь «керн — керн»), или связи
«сп—kso, АТ—kao и т. д. типа «геофизика — керн», полученной
по данным параметрической скважины с представительным
керном. Граничное значение каждого из рассматриваемых па-
раметров находят по соответствующей связи при &во = 0,7.
В примере на рис. ПО величине /гво —0,7 соответствует аспГр =
= 0,6.
Граничное значение &ПгР для межзерновых коллекторов в
терригенном разрезе изменяется в широких пределах в зависи-
мости от возраста и глубины залегания изучаемых отложений:
так, если для сильно метаморфизованных песчаников нижнего
кембрия (Сибирская платформа, Советская Прибалтика, Се-
верный Алжир) &пгр составляет 4—5%, то для слабосцементи-
рованных песчаников и алевролитов сеномана на севере Тюмен-
ской области 6Пгр=22ч-25%. Для продуктивных терригенных
отложений большей части нефтяных и газовых месторождений
222
Рис. 110. Определение граничного зна-
чения аспгр, соответствующего kBorp.
1 — коллектор; 2 — неколлектор
&пгр составляет 10—16% • Граничное значение йПГр для меж-
зерновых карбонатных коллекторов заключено в более узких
пределах, изменяясь от 3—4% для крупнопористых рифовых
отложений до 10—15% для тонкопористых мелоподобных из-
вестняков. Наиболее часто встречающиеся значения &ПГр кар-
бонатных межзерновых коллекторов палеозойского и мезозой-
ского возраста заключены в интервале 6—8%.
В скважинах, пробуренных на качественном РВО с низкой
водоотдачей, в равной мере используют приемы выделения кол-
лекторов по данным ГИС, основанные как на прямых качест-
венных признаках, так и с использованием количественных кри-
териев. В скважинах, пробуренных на РВО низкого качества —
с высокой водоотдачей, приемы выделения коллекторов, осно-
ванные на прямых признаках, становятся менее эффективными,
следовательно, возрастает роль приемов, основанных на ис-
пользовании граничных значений параметров. В скважинах,
пробуренных на РНО, используют только способы выделения
коллекторов, основанные на использовании количественных
критериев. Исключение составляют скважины, пробуренные на
РНО, в разрезах которых выделяют газоносные коллекторы по
данным повторных замеров, методами нейтронными и рассеян-
ного гамма-излучения благодаря формированию в ограничен-
ном объеме зоны проникновения жидкой основы РНО.
В заключение рассмотрим еще один способ выделения меж-
зерновых коллекторов по данным опробователя пластов на ка-
беле (ОПК), снабженного устройством для регистрации давле-
ния р при заполнении баллона опробователя пластовым флюи-
дом. Такой прибор (АИПД) позволяет в точке взятия пробы
рассчитать эффективную проницаемость &ПрэФ коллектора и
установить, является или нет порода коллектором. Производя
исследование АИПД в продуктивных отложениях при частоте
отбора проб 1—2 на 1 м разреза, получают серию точек в си-
стеме координат &ПрэФ—Н, своеобразную «кернограмму» про-
ницаемости по разрезу, позволяющую достаточно надежно ус-
223-
Рис. 111. Выделение коллекторов и определение их эффективной толщины по
данным ГДК и ГИС.
7 — коллектор, 2 — неколлектор, 3 — плотный доломит, 4 — аргиллит
тановить интервалы продуктивного коллектора, выделить про-
слои неколлектора в пластах коллектора сложного строения.
Сравнение результатов интерпретации комплекса ГИС и «гид-
родинамического каротажа» (так называют исследования
АИПД) показывает их хорошую сходимость (рис. 111).
Разделение коллекторов на продуктивные и водоносные.
В скважинах, пробуренных на РВО, эта задача решается по
данным коммплекса ГИС по величине удельного сопротивления
породы рп или вычисленных на основе рп параметров Рк и /гЕ.
Для каждого коллектора (характер насыщения которого
определяется): 1) устанавливают по данным ГИС значения рп
и k„; 2) рассчитывают величину рвп^Рпрв, используя для опре-
деления Рп петрофизическую связь Pn—f(k„), характерную для
изучаемого объекта; 3) сравнивают значения рп и рвп- Если
Рп~рвп, коллектор является водоносным. Если рп<рвп, полага-
ют, что при определении рп или расчете рвп допущена грубая
ошибка, находят причину ошибки и пересчитывают значение
рп или рвп, поскольку соотношение рп<рвп абсурдно с физиче-
ской точки зрения.
При рп>рвп коллектор относят к классу продуктивных, од-
нако пока нельзя утверждать, что он промышленно продуктив-
ный. К промышленно продуктивному коллектору относят тот,
224
для которого рп>рпкР, где рп кр — критическое (граничное) зна-
чение рп, которое необходимо знать для изучаемого геологиче-
ского объекта. Значению рп кр соответствуют также критические
значения параметра насыщения
Ра кр = рп кр/рвп
и коэффициента водонасыщения
h —?/ p-i
"•в кр г 1 н кр •
Промышленно продуктивный коллектор, дающий при испыта-
нии промышленный приток нефти или газа, безводный или с
минимальным количеством воды, характеризуется соотноше-
ниями Ри>РНкр; 4в<Авкр. Непромышленно продуктивный кол-
лектор, имеющий соотношения рпкр>рп>рвп; /’нкр>/’н>1;
1>&в>&вкр, при подсчете запасов не учитывается.
Величина рПкР устанавливается для изучаемого объекта ста-
тистическим или петрофизическим способом.
Статистический способ связан с построением распределений
значений рп для пластов, давших при испытании промышлен-
ный приток нефти или газа и пластовую воду. Абсцисса точки
пересечения распределений для продуктивных и водоносных
объектов дает значение рп кр (рис. 112). Этот основной способ
определения имеет два недостатка: 1) применение его возмож-
но лишь на поздней стадии разведки месторождения; 2) на до-
стоверность определения рп кр оказывает влияние технология
вскрытия пластов при испытании и бурении скважин.
Рис. 112. Определение величины рп кр по пересечению статистических распре-
делений рп для водоносных (1) и продуктивных (2) коллекторов
15—233
225
Рис. 113. Определение характера насыщения коллектора по комплексу зависи-
мостей петрофизических параметров.
I — нефть; II — нефть+вода; III — вода
Петрофизический способ определения рп Кр и производных
параметров РИ кр, kBКР реализуется на основе анализа предста-
вительного керна, отобранного из продуктивных отложений в
одной из первых разведочных скважин на данном месторожде-
нии. В результате анализа получают петрофизические связи
между параметрами Р„ и kB, Рп и kn, kB0 и kB, kBO и #пр, kn и
&пр, а также зависимости между коэффициентами относительной
фазовой проницаемости по нефти (или газу) kf™u , А°™. и воде
&°™в, и коэффициентом водонасыщения коллектора kB.
Если объект представлен одним классом коллекторов, он ха-
рактеризуется одной зависимостью PH — f(kB) и парой зависи-
мостей =f(kB) (или /<“™г =f(kB) и/г°™ =f(/eB) (рис. 113).
На оси абсцисс зависимостей, характеризующих относитель-
ные фазовые проницаемости, расположено характерное для
данного коллектора значение kBO, ограничивающее область воз-
можного изменения kB: &во<&в<1. Величина kB0 определяется
литологией коллектора. Значения абсциссы kB* и kB** разгра-
ничивают области однофазного течения нефть (газ) k*BO<ZkB<C
<&в*, двухфазного течения нефть (газ)—вода /гв*<6в<&в**,
226
'Г а б л и и а 13
Область	Параметр		Прогнозируемый результат испыта- ния
	ря	k*	
I	Рн пред>.?н>Рп кр	^во<С^в<С^в кр	Нефть (газ)
II	Рн Кр>Рн>Рн**	kB кр<йв</гв**	Нефть + вода (газ + вода)
III	Рн**>Рн>1		Вода
однофазного течения вода &В*-<ЛВ<1. Перенося характерные
значения Лво, &в*, kB** на ось абсцисс зависимости Рн=/(/гв),
находим соответствующие им значения Рн пред, Ри*, Рн**. Усло-
вием получения безводного притока нефти (газа) являются со-
отношения: kBo<kB<_kB*, Рв преД>Рн>Рн*, ЧТО ПОЗВОЛЯвТ рЭС-
сматривать значения kB*, Р„* как критические и положить
/евкр = ^в*, РИкр=Рн*. Величину рп кр вычислим по формуле:
Р11 кр “ Рн*рвп*
Располагая зависимостями на рис. ИЗ для изучаемых от-
ложений по величине Рн или kB, можно прогнозировать резуль-
таты испытания коллектора (табл. 13).
Область II рассматривают как область неоднозначного ре-
шения задачи подобно зоне перекрытия распределений пара-
метров Рн или рп для объектов, дающих при испытании чистый
продукт или воду. Очевидно, что природа зоны неоднозначно-
сти при прогнозе результатов испытания коллектора по дан-
ным метода сопротивлений обусловлена прежде всего физикой
нефтяного и газового пласта, конкретнее — законами относи-
тельной фазовой проницаемости коллектора.
Если объект представлен несколькими классами коллекто-
ра с различной пористостью, проницаемостью и глинистостью,
для каждого класса составляют индивидуальные связи Рн =
=f(kB), &прНи=П&в), ^прнв=^^в)- Каждый класс характе-
ризуют интервалом значения или средней величиной kn, kTa,
т]гл или какого-либо геофизического параметра, например, от-
носительной амплитудой асп для терригенных глинистых пород.
На рис. 114 помещено семейство зависимостей PH=/(feB) для
продуктивных терригенных отложений, охватывающих несколь-
ко классов коллектора. Каждый класс охарактеризован фикси-
рованным значением асп, которое для коллекторов изменяется
от граничного значения <хсп = 0,4 до 1 для «чистых» (слабогли-
нистых) коллекторов. Зависимости Pa—f(kB), полученные для
каждого класса путем моделирования в лаборатории на образ-
цах значения kB от единицы до минимального (неснижаемого)
kBG, ДОПОЛНЯЮТСЯ огибающей зависимостью Рн преД = /(^в0), ко-
торая является геометрическим местом точек с координатами
Рн пред, kBQ. ЗаВИСИМОСТИ PB~f (£в) ДЛЯ ОГсп = 1 И Ри пред ~ f (&во)
15*
227
Рис. 114. Зависимости Ph — HW Д;|Я
объекта, представленного несколькими
классами коллекторов, и использование
их для оценки характера насыщения кол-
лектора.
/ — нефть; II — нефть+вода; /// — вода. Кри-
вые: 1 —	= для различных a^-j^const
(шифр кривых); 2 — Рн пред=/(*в0); 3> 4 - ГР 1’
ницы зоны неоднозначности (двухфазного тс-
течения жидкости)
ограничивают область возможного существования точек для
продуктивных коллекторов изучаемого геологического объекта.
Для того, чтобы разделить эту область на зоны I, II, III, соот-
ветствующие коллекторам, дающим при испытании чистый про-
дукт (I), нефть (или газ) с водой (II) и воду (III), находят на
зависимостях Pn=f(kB) точки с абсциссами kB* и кв** в соот-
ветствии с зависимостями для относительных фазовых прони-
цаемостей. Значения kB* и kB** для разных классов различные.
Соединяя эти точки кривыми, получаем зависимости Ри* =
=f(kB*) и PH**=f (kB**), которые являются границами между
зонами I, II и III. Принимая, как и ранее, Рн* = РнкР, kB* =
= /гвкР, получим гамму критических значений Рн кр и kB кр или
зависимости Рп кР = /(сссп) и &вкР=/(асп)- Нанося в системе ко-
ординат Рн—асп или kB—асп точки для каждого коллектора,
характер насыщения последнего определяем по расположению
точки по отношению к соответствующей зависимости. К продук-
тивным коллекторам, как и ранее, относим объекты с Рн>
3>Рн кР и kB<Z.kB кр.
В качестве петрофизической основы для разделения коллек-
торов по характеру насыщения используют также семейство
графиков рп = )(^п) для различных feB = const (рис. 115).
На рис. 115 обозначены области пород-коллекторов и не-
коллекторов, граница между которыми определена граничным
значением &ПгР- Зависимость рп = /(&п) для неколлекторов пред-
228
ставлена единственной линией. Область возможных точек для
коллекторов ограничена сверху графиком рп преД=f(kn) для
Тв = 0, соответствующим зоне предельного насыщения коллекто-
ра нефтью (газом), снизу — графиком pBn = f(fen) с &в=1 для
водоносных коллекторов. Графики для различных фиксирован-
ных промежуточных значений kB расположены между зависимо-
стями для feB = 0 и 1; они характеризуют удельное сопротивле-
ние продуктивных недонасыщенных коллекторов переходной
зоны массивной залежи. На основе анализа кривых относи-
тельной фазовой проницаемости для различных классов кол-
лектора, устанавливают значения kB* и kB**, определяемые
формулами:
1 fiso
К в* *
1 - ^ВО
Для большого числа нефтяных и газовых залежей, приурочен-
ных к терригенным отложениям, характерны граничные значе-
ния kB* = 0,3, kB** — 0,7. По аналогии с предположением kB кр =
= kB*, принятому ранее, примем, что критическое kBKV=kB*.
Становится ясно, что использование параметра kB для прогно-
за характера насыщения коллектора имеет очевидное преиму-
щество по сравнению с использованием для этой цели парамет-
ра kB, поскольку kB кр остается практически постоянным для раз-
личных классов терригенных коллекторов, тогда как kB кр ме-
няется в широких пределах — от 0,1—0,2 для чистых слабогли-
нистых высокопроницаемых до 0,5 для сильноглинистых с низ-
кой проницаемостью.
Располагая построением, приведенным на рис. 115, харак-
тер насыщения каждого коллектора в разрезе устанавливают
следующим образом: 1) определяют по данным метода сопро-
тивлений величину рп; 2) по комплексу методов пористости на-
ходят величину /гп; 3) в системе координат рп—kn наносят точ-
ку, соответствующую пласту, по которому дается прогноз. Зона,
в которую попала точка, определяет характер насыщения кол-
лектора. Условие отнесения коллектора к продуктивному опре-
деляется неравенством рп пРеД5>рп>рп КР. Рис. 115 составлен на
основе зависимостей PB = f\kB) и &пРоти = /(&в) для различных
классов коллекторов и обобщенных для объекта в целом зави-
симостей kBo f (*в) , Рп==/(^п), Р н пред “ / (*во) . График рвп--
состоящий из 2-х участков — для неколлекторов и во-
доносных коллекторов, составляют на основе зависимости Рп =
=f(kn) для всех пород изучаемого объекта. График рПпРед =
=f(kn) получают, задавая различные значения kn и определяя
значения kB0, Рп пред по соответствующим зависимостям, а за-
229
Рис. 115. Палетка для определения характера насыщения коллектора при за-
данных значениях рп и ka.
Графики: / — Рп ,,pM = f(&„) 2 — рв„=?(*я), 3 — pn = f(fen) для различных кв (шифр кри-
вых); 4 — граница коллектор — неколлектор. / — нефть; II — нефть + вода; /// — вода
тем рассчитывая рп пред = ^н предРвп. Графики pn = f(£n) ДЛЯ раз-
личных kB — const получают путем интерполяции между графи-
ками для kB, равными нулю и единице. Выбор значения feB* =
= kBKP обосновывается кривыми относительной фазовой прони-
цаемости для разных классов коллектора.
Преимущество петрофизического способа обоснования кри-
тических значений рпкР, РНкр, kBKp, kB КР состоит в том, что им
можно воспользоваться на ранней стадии разведки месторож-
дения.
Наглядным графическим способом выделения в разрезе про-
дуктивных коллекторов является «способ нормализации»,
чаще применяемый при изучении карбонатного разреза. Он ос-
нован на сравнении величин рп и расчетных значений рвп по
разрезу. В этом способе сравнивают путем наложения их друг
230
на друга кривую бокового
или индукционного зонда и
коивую одного из методов
пористости — нейтрон-ней-
тронного или нейтронного-
гамма, акустического или
плотностного. Предвари-
тельно кривую рп пере-
страивают в таком масшта-
бе сопротивлений, чтобы в
плотных породах показа-
ния рп и диаграммы метода
пористости совпадали, то
есть изображают кривую рп
в маштабе пористости, при-
веденном на диаграмме ме-
тода пористости. Продук-
тивные коллекторы выде-
ляются расхождением по-
казаний р„ и метода порис-
тости при практическом со-
впадении показаний во вме-
щающих породах-неколлек-
торах (рис. 116).
Разделение продуктив-
ных коллекторов на нефте-
носные и газоносные. Для
решения этой задачи ис-
пользуют комплекс метода
сопротивлений и нейтронно-
го метода НМ. со стацио-
нарным источником нейтро-
нов— НИМ или НГМ. Ис-
Рис. 116. Выделение продуктивных кол-
лекторов в карбонатном разрезе спосо-
бом нормализации
следования НМ проводятся
по специальной программе, рассмотренной в гл. 2. Газоносные
коллекторы выделяют в интервалах, где на диаграммах НМ, за-
регистрированных в колонне через различное время после об-
садки скважины, происходит заметный рост показаний НМ в
отличие от нефтеносных коллекторов, в которых такое измене-
ние не наблюдается.
Определение положения начального ВНК и ГВК в скважи-
нах, расположенных в водонефтяной или газоводяной зоне за-
лежи. Определение положения начального ГНК в нефтегазо-
вых залежах. В разрезах скважин, расположенных в водонеф-
тяной или газоводяной зоне залежи, расположен коллектор, на-
сыщенный вверху нефтью или газом, внизу водой. В таком
пластовом пересечении по данным метода сопротивлений опре-
231
деляют положение водонефтяного (ВНК) или газоводяного
(ГВК) контакта и его абсолютную отметку.
При отсутствии переходной зоны контакт нефть — вода,
газ — вода четкий и определяется непосредственно по диаграм-
ме больших зондов БЭЗ, индукционного зонда, при благопри-
ятных условиях (понижающее проникновение) по диаграмме
БК, как подошва пласта высокого сопротивления, образуемого
нефте(газо-)насыщенной частью коллектора.
Если предельно нефте(газо-)насыщенная часть коллектора
отделена от водоносной его части зоной переменного нефте-
(газо-) насыщения — переходной зоной, — положение контакта
определяют следующим образом.
1.	Проводят нижнюю границу зоны предельного нефтегазо-
насыщения и верхнюю границу полностью водонасыщенного
коллектора («зеркало воды»). Эти границы одновременно яв-
ляются границами — кровлей и подошвой — переходной зоны
(рис. 117).
2.	Определяют величину рппред предельно нефте(газо-)насы-
щенной части коллектора и водоносного рвп коллектора.
3.	Составляют график изменения рп с глубиной. В предель-
но нефте(газо-) насыщенной и водоносной частях коллектора рп
постоянно и равно соответственно рппред и рвп. В переходной
зоне принимают линейный закон изменения рп с глубиной, со-
единяя прямой точки, расположенные в кровле и подошве пе-
реходной зоны. Если переходная зона имеет большую
(>10 м) толщину и литологически неоднородна, зону разби-
вают на отдельные участки с постоянной литологией, для каж-
дого определяют рп, после чего строят ступенчатый или плав-
ный график изменения рп с глубиной.
4.	Находят на графике pn = f(H) точку, где рп = рПкр и про-
водят ВНК (ГВК) на глубине, соответствующей этой точке.
Толщина части коллектора, расположенной выше контакта,
включается в подсчет запасов (см. рис. 117).
Газонефтяной контакт проводят по нижней границе части
коллектора, выделенной по данным НМ, как газоносная.
Выделение сложных коллекторов. К сложным коллекторам
относят те, которые не выделяются в разрезах скважин по при-
знакам, на которые опирается интерпретатор при выделении
межзерновых коллекторов. Для сложных коллекторов харак-
терны: сложное строение порового пространства, наличие кро-
ме межзерновых пор также трещин и каверн. К сложным от-
носят также коллекторы со сложным минеральным составом
скелета.
Трещинный коллектор приурочен обычно к низкопористым,
плотным породам. Он состоит из блоков (матрицы) с низкой
межзерновой %(МЗ<5-ь10% и нулевой эффективной порис-
тостью /гПэф.мз = 0, разделенных трещинами значительной про-
232
Рис. 117. Определение ВНК в терригенном коллекторе при наличии переходной/
зоны.
1, 2 — соответственно кровля н подошва переходной зоны; 3 — ВНК; 4— предельно неф-
тенасыщенная часть коллектора; 5—переходная зона; 6 — водоносный коллектор; 7 —
глина
тяженности, образующих одну, две и более системы с опреде-
ленной ориентацией. Емкость трещин невелика, характеризует-
ся коэффициентом трещиноватости k„r, обычно /гптс0,5%,
редко достигая 1%. В то же время трещины являются идеаль-
ными путями фильтрации флюидов, обеспечивая высокую про-
ницаемость трещинного коллектора.
При проходке скважины методы, входящие в комплекс гео-
лого-технологических исследований в процессе бурения (ГТИ) —
фильтрационный и детальный механический каротаж — отмеча-
ют зоны трещиноватости аномалиями поглощения промывоч-
ной жидкости и снижением продолжительности проходки.
Рис. 118. Выделение трещинного коллектора в карбонатном разрезе по анома-
лиям параметра аР
233
Стандартный комплекс ГИС не позволяет обнаружить тре-
щинный коллектор. Так, в карбонатном разрезе, где коллекто-
ры этого типа были впервые обнаружены и исследованы, зо-
нам трещиноватости соответствуют низкие значения kn на диа-
граммах методов пористости, номинальный или незначительно
увеличенный диаметр скважины на кавернограмме или профи-
леграмме, высокие показания на диаграммах разноглубинных
зондов при отсутствии признаков радиального градиента со-
противления, низкие показания на диаграммах СП и ГМ. Из-
менение показаний на диаграммах разных методов во времени
в трещинном коллекторе иногда наблюдается, но в целом не
является характерным. Можно отметить лишь следующие при-
знаки трещинного коллектора на диаграммах стандартного
комплекса ГИС:
повышение коэффициента поглощения аР энергии продоль-
ной волны на диаграмме акустического метода (рис. 118);
небольшое увеличение диаметра скважины dc^>dH по срав-
нению с номинальным, растущее во времени на повторных ка-
вернограммах;
увеличенные по сравнению с расчетным значения аномалий
СП, непостоянные во времени и достигающие иногда 200 мВ и
более (рис. 119).
Рис. 119. Выделение трещинного коллектора в зоне аномальных показаний СП,
изменяющихся во времени.
1,2 — соответственно начальный и повторный замеры СП
234
Однако каждый из этих признаков не является постоянным
и поэтому надежным. В зонах развития вертикальных и суб-
вертикальных трещин признак повышения аР отсутствует. При-
знак	чаще отсутствует; не всегда наблюдаются ано-
мальные показания СП. Для обнаружения изменения показа-
ний на кавернограмме или профилеграмме, на диаграмме СП
необходимо иметь результаты повторных замеров, которые вы-
полняются эпизодически.
Для выделения трещинного коллектора необходимо прово-
дить специальные ГИС, которые выполняют в отдельных па-
раметрических (базовых) скважинах. Рассмотрим специаль-
ный комплекс ГИС для выделения и изучения трещинных кол-
лекторов и признаки, по которым выделяют зоны трещинова-
тости по данным этого комплекса.
1.	Вскрытие разреза на минерализованном буровом раство-
ре (минерализация фильтрата близка к минерализации пласто-
вой воды), исследование комплектом обычных или фокусиро-
ванных разноглубинных зондов. Зоны трещиноватости выделя-
ются четкими минимумами удельного сопротивления на фоне
вмещающих эти зоны плотных пород. Объясняется это тем, что
трещинный коллектор и вмещающие плотные породы имеют
примерно одинаковую общую пористость, но удельное сопро-
тивление трещинной породы при той же пористости сущест-
венно ниже удельного сопротивления породы с межзерновой
пористостью, если трещины заполнены минерализованным рас-
твором (см. гл. 1). Другой путь обнаружения трещинной
зоны — совместная обработка диаграммы рк БК и кривой ме-
тода пористости (AM или НМ) способом нормализации, рас-
смотренным выше. Кривая рк отметит трещинную зону и в этом
случае понижением показаний по сравнению с показаниями на
кривой метода пористости.
2.	Вскрытие разреза на минерализованном растворе, регист-
рация диаграмм рк фокусированных зондов, затем расширка
ствола скважины в интервале изучаемых отложений с промыв-
кой пресным раствором, регистрация диаграмм рк теми же зон-
дами. Исследования по такой программе назвали «метод двух
растворов», предложенный советскимми геофизиками и сыграв-
ший в свое время значительную роль в изучении трещинных
коллекторов. Совмещая диаграммы одного и того же зонда,
обычно БК, полученные при пресном и соленом растворе, тре-
щинные зоны выделяют в интервалах четкого расхождения по-
казаний при практическом совпадении их во вмещающих не-
проницаемых породах (рис. 120). Метод двух растворов эффек-
тивен при соблюдении всех тонкостей довольно сложной техно-
логии его реализации, однако основной недостаток — громозд-
кость, необходимость длительного простоя скважины — ограни-
чивают масштабы его применения на практике.
235
Рис. 120. Выделение трещинного коллектора и определение в нем величины k„T
в карбонатном разрезе способом двух растворов.
/ — трещинный коллектор; 2, 3 — соответственно первый н второй замеры БК
3.	Исследование скважины аппаратурой АКш.
По данным АКш трещинные зоны отмечаются следующими
характерными признаками:
интенсивное ослабление амплитуды Лемба— Стоунли и по-
перечной волны (см. рис. 76);
уменьшение яркости линий на фазокорреляционной диаграм-
ме, иногда вплоть до полной потери изображения, особенно во
временном интервале, соответствующем волне Лемба — Стоун-
ли (см. рис. 75);
появление характерной сетки на ФКД;
аномальное значение коэффициента Пуассона породы о, по
236
сравнению с величиной о во вмещающих непроницаемых по-
родах.
4.	Существенным дополнением АКш для выделения трещин-
ных зон Являются исследования скважинным акустическим те-
левизором (аппаратура CAT) в сочетании с пластовым накло-
номером. Видеоизображение стенок скважины, получаемое с
помощью CAT, подтверждает наличие трещин различной ори-
ентации в трещинных зонах, выделенных АКш. Наклономер
четко выделяет трещинные зоны, в которых присутствуют тре-
щины вертикальные и субвертикальные, которые по ориента-
ции существенно отличны от преобладающего напластования
пород (см. рис. 92).
5.	Полезную информацию для выделения трещинного кол-
лектора можно получить, регистрируя повторные кривые СП
при изменении репрессии на породы между измерениями.
6.	Трещинные зоны можно выделить по термограмме, заре-
гистрированной в детальном масштабе температур, при неуста-
новившемся тепловом режиме вскоре после вскрытия разреза
бурением. При значительном различии температур промывоч-
ной жидкости и пород трещинные зоны отмечаются минимума-
ми температуры.
Кавернозно-трещинный коллектор. Матрица этих коллекто-
ров, как и трещинных, является непроницаемой. Общая порис-
тость такой породы определяется выражением
kn общ ~ kn мз + kп к 4- k п т>
где kn мз, kB к, kB т соответственно коэффициенты пористости
матрицы, кавернозности и трещиноватости. Обычно kn к в 5—
10 раз и более превышает £пт, поэтому в отличие от трещинно-
го кавернозно-трещинный коллектор обладает значительной ем-
костью. Проницаемость кавернозно-трещинного коллектора по
крайней мере не уступает проницаемости трещинного. Вторич-
ную пористость такого коллектора характеризуют суммой
вг = /гп к + ^п т. Величину ka вт нередко рассматривают как эф-
фективную пористость, полагая £пвт = &пэф-
При проходке скважины кавернозно-трещинный коллектор
отмечается более интенсивным поглощением бурового раствора
и увеличением скорости (снижением продолжительности) про-
ходки. Возможно полное поглощение промывочной жидкости
до потери циркуляции и провалы бурового инструмента («поле-
ты») до нескольких метров, характерные, вероятно, для закар-
стованных зон.
По данным стандартного комплекса ГИС кавернозно-тре-
щинный коллектор не отмечается, как и трещинный, характер-
ными для межзернового коллектора показаниями на каверно-
грамме, профилеграмме и на диаграммах микрозондов. Су-
237
щественными отличиями кавернозно-трещинного от трещинного
коллектора являются: а) более высокая общая пористрсть, по-
зволяющая выделить его по значению /гп Общ среди боЛее плот-
ных вмещающих пород; б) характерное отличие значения
kn общ, определяемого по данным НМ или ГГМ, от коэффици-
ента пористости Апак по данным акустического метода. В та-
ком коллекторе ka дк близко к kn мз и существенно ниже
k„ общ- Эта закономерность проявляется тем четче, чем больше
размеры пустот и расстояние между ними. Сопоставляя значе-
ния £„общ и Апак в изучаемом разрезе, можно по данным стан-
дартного комплекса методов пористости выделить кавернозно-
трещинный коллектор по признаку &побщ>#пдк при практиче-
ском совпадении этих значений в непроницаемых или чисто
трещинных вмещающих породах (см. рис. 74).
Все рассмотренные выше специальные ГИС и способы выде-
ления трещинного коллектора применимы и для выделения ка-
вернозно-трещинного, причем получаемые эффекты в последнем
обычно больше, чем в трещинном. Кроме этого, для выделения
и промышленной оценки кавернозно-трещинного коллектора
проводят ГИС по программе с общим названием: «исследова-
ние — воздействие — исследование» («каротаж — воздействие —
каротаж»). Стержнем программы является идея повторных за-
меров, позволяющих зафиксировать изменение показаний како-
го-либо метода ГИС во времени, отражающее процесс форми-
рования или расформирования зоны проникновения в интерва-
ле коллектора. Воздействие состоит: а) в изменении физических
свойств промывочной жидкости (активации ее) между первым
и последующим ГИС; б) в увеличении или уменьшении репрес-
сии на породы перед повторным замером; в) в объединении
приемов, указанных в п.п. а и б, что, как правило, дает макси-
мальный эффект.
Примером варианта а) является рассмотренный выше метод
двух растворов, когда проводят повторные замеры методом
сопротивлений, изменяя минерализацию, а следовательно,
удельное сопротивление бурового раствора. Для выделения ка-
вернозно-трещинного коллектора более эффективны другие мо-
дификации метода двух растворов.
1)	Повторные замеры гамма-методом с закачкой в сква-
жину после первого замера активированного радиоактивным
изотопом (например, радоном) раствора (см. рис. 66).
2)	Повторные замеры НГМ или ННМ-Т с закачкой в сква-
жину после первого замера раствора, содержащего элемент с
аномальными нейтронными характеристиками (например, бор).
3)	Повторные исследования ИНМ с закачкой в скважину
перед повторным исследованием раствора с повышенным со-
держанием хлора (увеличение концентрации NaCl или добав-
ление в раствор НС1).
238
Закачка активированного раствора в скважину обычно со-
провождается увеличением репрессии, таким образом, выполня-
ют вариант исследований в.
В каждом из рассмотренных случаев при успешной реали-
зации программы на диаграмме повторного замера в интерва-
ле кавернозно-трещинного коллектора фиксируют изменение
показаний, амплитуда которого пропорциональна эффективной
емкости коллектора, принявшей активированную жидкость.
Вариант б) реализуют в следующих модификациях:
исследование — репрессия — исследование («каротаж —
давление — каротаж» — КДК);
исследование — депрессия — исследование	(«каротаж —• ис-
пытание — каротаж» — КИК) •
В первом случае перед вторым замером создают дополни-
тельную репрессию, ускоряя формирование зоны проникнове-
ния, во втором — производят испытание аппаратом КИИ,
создавая депрессию и вызывая расформирование зоны.
В обоих случаях обычно выполняют исследования БК; на
диаграмме повторного замера фиксируют изменение показаний
в интервале коллектора.
Ядерно-магнитный метод выделяет кавернозно-трещинный
коллектор аномалиями ИСФ, величина которых близка к зна-
чению &пвт- Для выделения трещинного коллектора ЯММ не-
пригоден, поскольку &п эф^&п т< 1 %, т. е. ниже уровня помех
при определении ИСФ.
Гидродинамический каротаж как средство выделения тре-
щинных и кавернозно-трещинных коллекторов неэффективен.
Коллекторы смешанного типа. К этому типу относят кол-
лекторы, в которых наряду с эффективной емкостью вторичных
пустот — каверн, трещин — присутствуют эффективные межзер-
новые поры в проницаемой матрице. Такие коллекторы харак-
теризуются обычно высокой общей пористостью и выделяются
в разрезе по данным ГИС на основе тех же признаков, что и
межзерновый коллектор.
Оценка характера насыщения сложных коллекторов. Ха-
рактер насыщения коллекторов смешанного типа с межзерновой
эффективной пористостью устанавливается теми же способа-
ми, что и в межзерновом коллекторе.
Характер насыщения трещинного коллектора устанавлива-
ют прямыми методами — испытание в открытом стволе аппа-
ратурой КИИ, перфорация колонны.
Продуктивность кавернозно-трещинного коллектора уста-
навливают по данным ГИС на основании результатов следую-
щих специальных исследований.
1.	Исследование по программе КИК- Продуктивные зоны
выделяют в интервалах увеличения рк на диаграмме повторно-
го БК.
239
В0,25А4М
050
СП	0 10
ZU&	0 2р,,0мм 14700 15900 Г„г,имп/мин
Рис. 121. Определение величин ЛЭф г и
и /1Эф н в пластовом пересечении, содер-
жащем ГНК н ВНК.
Коллекторы: 1 — газоносный, 2 — нефтеносный,
3 — водоносный, 4 — глина, 5 — неколлектор
2.	Исследования ВДМ. или ИНМ в скважине, пробуренной
на РНО, или в скважине-дублере, пробуренной на РН(7, когда
основная скважина пройдена на РВО. Продуктивные эоны вы-
деляют по характерным показаниям ВДМ и ИНМ (см/гл. 1,2).
3.	Исследования однозондовым прибором ИНМ Или двух-
зондовым по методу ИНМ—КВ в обсаженной скважине в ус-
ловиях расформированной зоны проникновения. Продуктивные
коллекторы выделяют по данным комплексной интерпретации
однозондового ИНМ и какого-либо метода пористости или по
характерным показаниям на диаграмме ИНМ — КВ.
Для определения ВНК и ГВК в массивной залежи с кавер-
нозно-трещинным коллектором целесообразны исследования
скважин сверхбольшими симметричными градиент-зондами.
Определение эффективной толщины продуктивных коллек-
торов. Выделение продуктивных коллекторов завершается оп-
ределением их эффективной
толщины /гЭф.
Межзерновым, коллектор.
Возможны следующие ти-
пичные ситуации при опре-
делении /гЭф-
Однородный коллектор с
однородным насыщением.
Коллектор не содержит про-
слоев неколлектора, насы-
щен от кровли до подошвы
нефтью или газом. В ка-
честве /гЭф берется вся тол-
щина пласта коллектора.
Однородный коллектор с
неоднородным насыщением.
Рассмотрим следующие ва-
рианты.
1.	Верхняя часть пласта
насыщена нефтью или га-
зом, нижняя — водой. Опре-
деляют рассмотренными
способами положение ВНК
или ГВК. В качестве нефте-
насыщенной Цнили газо-
насыщенной Йэфг ТОЛЩИНЫ
продуктивного коллектора
берут его толщину между
кровлей и ВНК или ГВК
соответственно (см. рис.
117).
240
2.	Верхняя часть пласта
насыщена газом, нижняя —
нефтью; подошвенной воды
нет. Определяют по комплексу
данных методов сопротивле-
ния и нейтронного положения
ГНК. В качестве йЭфг берут
толщину газоносной части
пласта, в качестве йЭф н — неф-
теносной.
3.	Пласт имеет газо-, неф-
тенасыщенную части и водо-
носную. Определяют положе-
ние ГНК, ВНК; в качестве
/гЭфг и йЭфн берут толщину со-
ответственно газо- и нефтена-
сыщенной части пласта (рис.
121).
Неоднородный коллектор
с однородным насыщением.
Здесь имеется в виду коллек-
тор, содержащий прослои не-
коллектора, но насыщенный
от кровли до подошвы только
нефтью или только газом.
Подход к определению йЭф
различен в зависимости от
того, какую мощность имеют
прослои неколлектора и како-
во строение в целом неодно-
родного коллектора.
1. Если коллектор содер-
жит отдельные прослои некол-
лектора мощностью не менее
0,3—0,5 м, разделенные про-
Рис. 122. Характеристика слоистого
глинистого продуктивного коллектора
по данным электрометрии.
/, // — линии соответственно чистых песча-
ников и глин на кривой СП; /— глина;
2 — чистый коллектор; 3— слоистый гли-
нистый коллектор
слоями продуктивного коллектора значительно большей
мощности, то выделяют по данным комплекса ГИС все
прослои неколлектора, вычисляют их суммарную толщину
^hi „к, а затем рассчитывают
/гЭф = h — Яг, ,лк,	(105)
где h— общая толщина неоднородного коллектора. Можно
просто суммировать толщину всех прослоев коллектора. В прак-
тике при этом встречают два характерных случая.
а.	Прослои неколлектора представлены чистой глиной или
глиной с примесями, обычно они выделяются минимумами на
диаграммах микрозондов, зондов БЭЗ, НМ, максимумами ДТ
на диаграмме AM, повышенными показаниями СП и ГМ.
16—233
241
б.	Прослои неколлектора представлены плотными, низко-
пористыми породами, которые отмечаются максимумами на
диаграммах микрозондов, НМ, высокими значениями рк, соиз-
меримыми с рк в продуктивном коллекторе или еще более вы-
сокими, минимумами А7\ Если эти породы не содержат глини-
стого материала, показания СП и ГМ против них практически
такие же, как в коллекторе, если в них есть глинистый мате-
риал, диаграммы СП и ГМ отмечают их повышенными пока-
заниями.
2. Продуктивный объект представлен пачкой тонкого чере-
дования прослоев нефте(газо) насыщенного коллектора и не-
коллектора; толщина прослоев (менее 0,2—0,3 м) находится за
пределами разрешающей способности не только методов боль-
шой и средней глубинности (зонды БЭЗ, БК, ИМ), но и микро-
методов. Такие пачки обычно встречаются в терригенном раз-
резе (рис. 122).
Здесь возможны два варианта в соответствии с рассмотрен-
ными выше видами прослоев неколлектора.
Слоистый глинистый песчаник или алевролит. Присутствие
глинистых прослоев (слоистая глинистость) снижает удельное
сопротивление пачки рп по сравнению с удельным сопротивле-
нием чистых прослоев продуктивного коллектора рнп, поскольку
рглСрнп. Для пачки в целом справедливо соотношение
= %™ + 1-~	,	(Ю6)
Рп ргл рнп
где %гл — доля прослоев глины в пачке. Значение хгл находят,
решая уравнение (106) относительно искомой величины или по
относительной амплитуде асп способом, рассмотренным в гл. 1.
Величину йЭф вычисляют по формуле (105), подставляя в нее
ЕЙ/
Пачка представлена чередованием тонких прослоев продук-
тивного коллектора и плотных прослоев, например, песчаника
или алевролита с карбонатным или силикатным цементом.
В этом случае для пачки йЭф находят один из следующих спо-
собов.
а.	Зная интегральное значение коэффициента пористости
пачки kn по данным методов акустического, нейтронного или
плотностного, определив наиболее вероятные значения коэффи-
циентов пористости коллектора kn, и плотных прослоев &Пнк,
вычислять
йзф^ ^~-пплй.	(107)
л пл
б.	Выделить все плотные прослои по диаграмме МБК, за-
регистрированной в детальном масштабе глубин (1:50 или
1 : 100) и вычислить йЭф по формуле (105).
242
Неоднородный коллектор с неоднородным насыщением. Это
наиболее сложный для интерпретации вариант, который неред-
ко встречается на практике. В этом случае вначале устанавли-
вают положение контактов, после чего приступают к опреде-
лению /гЭф в газонасыщенной и нефтенасыщенной частях кол-
лектора с учетом изложенного выше.
§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ
ПРОДУКТИВНЫХ коллекторов
Различают коэффициенты общей, или абсолютной, k„ Общ,
открытой k„, эффективной &Пэф и динамической kna пористо-
сти. Величина kn Общ характеризует суммарную емкость в поро-
де всех пустот, входящих в систему сообщающихся пор и изо-
лированных; величина kn — емкость сообщающихся пор; значе-
ние £ПЭф характеризует объем пор, заполненный подвижными
флюидами; величина /гпд соответствует части &Пэф, в объеме ко-
торой при заданных условиях эксперимента происходит фильт-
рация флюидов. В общем случае kn Общ>&п>£п эф>&п д. По-
скольку в большей части пород-коллекторов закрытые поры от-
сутствуют, для этих пород принимается ^Побщ=^п-
Величина £пэф рассчитывается по формуле:
£пэф=М1—М-	(Ю8>
Для гидрофильных коллекторов в зоне предельного нефте-
газонасыщения £пэф=Ып или kn3b=kTkn. Величина /гпд не яв-
ляется константой породы; она всегда меньше kn эф и зависит
от условий опыта, например, от перепада давлений, приходя-
щегося на образец, для которого определяют kn д.
Величину k„общ определяют практически для всех разно-
видностей пород-коллекторов и неколлекторов по данным НМ
(ННМ-Т или НГМ), ГГМ, для пород сложного минерального
состава по данным комплексной интерпретации НМ и ГГМ, НМ
и AM, ГГМ и AM. В межзерновых коллекторах величина
общ ” kn и определяется по диаграммам AM, метода сопро-
тивлений и для ограниченного класса терригенных коллекторов
по данным СП.
Величину kn эф определяют во всех коллекторах, кроме тре-
щинных, по данным ЯММ, в коллекторах с вторичной порис-
тостью по данным комплексной интерпретации диаграмм AM и
радиометрии. Значение &Пэф в глинистых терригенных коллек-
торах с рассеянной глинистостью рассчитывают по данным
комплексной интерпретации диаграмм электро- и радиометрии.
Информацию для расчета /гпд содержат результаты специссле-
дований индикаторными методами (ИМР и др.).
Выше были приведены способы определения k„ общ по дан-
ным НМ й ГГМ, kn и &пт по диаграммам AM, &ПЭф по диа-
16*	243
граммам ЯМР. Рассмотрим приемы определения ka и /?„ т по
данным метода сопротивлений, величин k„ эф, knK — комплекс-
ной интерпретации материалов электро- и радиометрии.
Определение kn межзерновых коллекторов по удельному со-
противлению коллектора. Величину kn определяют по данным
метода сопротивлений в гидрофильных терригенных и карбо-
натных коллекторах:
по удельному сопротивлению коллектора рвп за контуром
залежи;
по удельному сопротивлению промытой зоны рпп и зоны
проникновения рзп продуктивного коллектора.
Определение kn по величине рвп. Для этого выбирают плас-
товые пересечения коллектора в законтурных скважинах, где
коллектор полностью водонасыщен, или в скважинах, располо-
женных в водонефтяной зоне, когда водоносной является толь-
ко нижняя часть пласта. Для расчета величины kn по значению
рвп выполняют следующие процедуры.
1. Определяют величину рвп по диаграммам БЭЗ, индукци-
онного зонда или комплекса фокусированных разноглубинных
зондов — ИМ и БК-
2. Находят значение удельного сопротивления пластовой
воды рв изучаемого горизонта одним из следующих способов:
1)	по данным измерения рв непосредственно на пробе плас-
товой воды, полученной испытателем пластов (ИПТ) или опро-
бователем на кабеле (ОПК);
2)	по зависимостям pB = f(cB) при различных / = const (см.
рис. 2) для растворов NaCl в соответствии с концентрацией св,
равной суммарной минерализации пластовой воды, в предполо-
жении, что все соли представлены только NaCl.
3.	Рассчитывают параметр РП по формуле Рп = рВп/рв и по
соответствующей изучаемым отложениям зависимости Рп =
= f(kn) определяют величину kn.
Найденное таким образом значение kn при подсчете запа-
сов используют как дополнительную информацию, поскольку
оно характеризует законтурную часть залежи.
Определение kn по величине удельного сопротивления про-
мытой зоны рпп продуктивного коллектора.
1.	Определяют рпп.
2.	Находят рассмотренным выше способом рф.
3.	Рассчитывают РП по формуле
Рп =—Рдп_(	(109)
Рф^К пп
где Рн пп — параметр нефте- или газонасыщения в промытой
зоне, определяемый соотношением
Рнпп= (1-Лнпп)-",	(ПО)
244
где &нпп = 1—&впп — коэффициент остаточного нефте-(газо)на-
сыщения в промытой зоне. Комплексирование МБК и ГГМ по-
зволяет для расчета неизвестных k„ и kH пп составить систему
р = Рпп
п рф(1 — kB0)n ’
60 — [бн^но + 6в(1 — &но) ] kn + 6ск(1 — ^п),
(111)
(112)
где бп, 6Н — объемные плотности породы (6П определяется по
ГГМ) и нефти в пластовых условиях (6В~1 кг/м3).
Определение k„ по величине удельного сопротивления зоны
проникновения рзп продуктивного коллектора.
1.	Определяют рзп по данным метода сопротивлений.
2.	Рассчитывают РП по формуле
РП = Рзп/Рн зпрвф,	(113)
где рвф — удельное сопротивление смеси фильтрата бурового
раствора и остаточной пластовой воды, вычисляемое по фор-
муле
рВФ=-	—>’	<114)
Рф2+ рв(1 — Z)
где z— доля остаточной пластовой воды.
Вычисляют
р =________!____
НЗП (1-^нзп)" ’
(115)
где йнзп=1—йвзп — коэффициент остаточного нефте (газо-) на-
сыщения зоны проникновения.
Значения г и kH зп находят по петрофизическим зависимо-
стям z и kH от kn для изучаемого объекта, если такие зависимо-
сти получены в лаборатории. При определении k„ по рзп ис-
пользуют способ итераций, задаваясь первым приближением
kn И Т. Д.
3.	По зависимости Pn = f(kn) находят значение k„, соответ-
ствующее известному Рп.
Если в нескольких скважинах имеются исследования надеж-
ными методами пористости, возможен следующий путь опреде-
ления kn по величине рзп.
Вначале по материалам этих скважин сопоставляют зна-
чение отношения рзп/рф/эп = <7 с величиной kn, вычисленной, на-
пример, по диаграмме АГ1. Значение РП при расчете q берут
в соответствии с kn по AM. Сопоставляют не менее чем по 20—
30 пластовым пересечениям, соответствующим продуктивным
коллекторам, значения q и kn, получают уравнение регрессии и
график q—kn, которые используют в качестве петрофизической
1 Или другого метода определения пористости.
245
ч
Рис. 123. Эмпирическая зависимость
между параметрами q и k„ для терри-
генных продуктивных коллекторов.
Пунктиром отмечена линия регрессии
основы определения kn по величине рзп (рис. 123). Имея связь
q—kn, в остальных скважинах месторождения определяют k„
по величине рзп следующим образом.
1.	Определяют известными приемами рзп.
2.	Задаваясь первым приближением k„, определяют по со-
ответствующей зависимости Р'п и рассчитывают первое при-
ближение q'.
3.	По графику q=f(kn) находят второе приближение kn",
соответствующее q'.
4.	Используя kn", рассчитывают q" и т. д. Обычно второго
или третьего приближения вполне достаточно.
Этот способ надежен потому, что основан на использовании
связи q—kn, учитывающей условия естественного залегания
коллектора. Он апробирован на ряде месторождений нефти и
газа с положительными результатами.
Определение коэффициента трещиноватости &пт в трещин-
ном и кавернозном коллекторах по данным метода сопротив-
лений. Величину knT рассчитывают по данным специальных ис-
следований методом сопротивлений, получивших название «спо-
'эб двух растворов» (см. выше). Для расчета knT используют
формулу
£	__ 1 Р'фр"ф(р"зп р'зп)	(116)
ПТ А р'зпр"зп(р"ф — р'ф) ’
где р'зп, р"зп — значения удельного сопротивления зоны про-
никновения при исследовании с минерализованным и пресным
растворами; р'ф, рф" — удельные сопротивления фильтрата ми-
нерализованного и пресного растворов; А — безразмерная ве-
личина, составляющая от 0,5 до 1 для трещин различной ори-
ентации по отношению к оси скважины.
Полагают, что значение knT, получаемое при расчете по
формуле (116), является нижним пределом коэффициента тре-
щиноватости, поскольку таким образом определяют объем про-
246
точной части объема трещин, без учета шероховатости поверх-
ности трещин.
При вскрытии разреза скважины на минерализованном бу-
ровом растворе с рф~рг, величину fenT, используя значение
рзпт, установленную по данным однократного замера БК, мож-
но рассчитать по формуле
k _ Рв(рп бл Рзп т)	(117)
Л рзп Трп бл
где рПбл — удельное сопротивление блоков непроницаемой мат-
рицы с межзерновой пористостью fenM3. Величина рп бл рассчи-
тывается по формуле рп бл = рв/г~тп мз или определяется измере-
нием на образцах породы в лаборатории.
Определение коэффициента эффективной пористости &Пэф в
кавернозно-трещинном коллекторе с непроницаемой матрицей.
Величина &Пэф такого коллектора, как уже отмечалось, опреде-
ляется суммой йпк + ^пт, где основную долю составляет вели-
чина fenK- Значение йПЭф вычисляют по приближенной формуле
fen эф — fen общ fen бл	(118)
или по более корректной
L ____ fen Общ fen бл	/11
кпэф ; ;	I	111
I - ku бл
которая учитывает, что fen общ определяется по данным радио-
метрии на всем объеме породы, a fen бл — независимо от спосо-
ба его определения — на доле 1—ЛПЭф этого объема.
Величина йПОбщ определяется по материалам НМ или ГГМ
способами, изложенными в гл. 2. Величина йПбл устанавлива-
ется одним из следующих способов.
1.	По диаграмме АГ акустического метода с использованием
свойства продольной волны распространяться по плотной мат-
рице кавернозного коллектора (см. гл. 3).
2.	По данным метода сопротивлений, если скважина про-
бурена на пресном буровом растворе. В этом случае значения
РФ и рп бл, насыщенных минерализованной водой, отличаются
Мало И рзпт бЛИЗКО К рпбл, ПОЭТОМУ СЧИТаЮТ, ЧТО Рпбл —
~рзпт/рв, определяя йПбл по соответствующей зависимости
Гп бл ~ / ( fen бл ) •
3.	На образцах представительного керна из интервала иссле-
дования в данной скважине или используя модальное значение
fen бл распределения по всем образцам керна изучаемого объек-
та по месторождению в целом.
Определение коэффициентов глинистости коллекторов. Ин-
формация о содержании в коллекторе высокодисперсного глини-
стого материала не используется непосредственно при подсчете
запасов нефти и газа, однако ее необходимо иметь для коррект-
247
кого определения подсчетных параметров kn и kHr по данным
ГИС. Кроме того, сведения о глинистости коллектора представ-
ляют ценность для проектирования разработки залежи и анали-
за хода разработки.
Способы определения параметров глинистости по материа-
лам ГИС рассмотрены в гл. 1, 2.
§ 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ
НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ
коллекторов
Коэффициент нефтегазонасыщения характеризует долю
объема пор породы-коллектора, занимаемую подвижными угле-
водородами
kur ~ Кнг/Кп,
где V-n-—объем пор породы-коллектора; Кнг — объем пор, зани-
маемый углеводородами. Остальную часть объема пор продук-
тивного коллектора занимает вода, содержание которой в порах
характеризуется коэффициентом водонасыщения
&в = 1—йнг.	(120)
Содержание воды в породе характеризуется объемной влажно-
стью
= kBkn.	(121)
По данным методов ГИС определяют параметры kB или wB
коллекторов, зная которые, можно рассчитать коэффициенты
нефтенасыщения кя в нефтенасыщенном, газонасыщения kr в
газонасыщенном, нефтегазонасыщения k,lr в нефтегазонасыщен-
ном коллекторе.
По удельному сопротивлению рп неизмененной части продук-
тивного коллектора в необсаженных скважинах определяют
величину kB, рассчитывая затем ka, kr или kar в зависимости от
того, каков характер насыщения изучаемого объекта. Последние
годы по величине рп определяют также wB, после чего, учитывая
значение kn, рассчитывают kH, kr, kar.
По материалам диэлектрического метода, полученным в не-
обсаженной скважине с РНО, определяют величину wB, а затем,
используя известный kn, находят kH, kr или кяг. По диаграммам
импульсного нейтронного метода, полученным в необсаженной
скважине с РНО или в обсаженной скважине при полностью
расформированной зоне проникновения в коллекторе, определя-
ют величину kB в нефтеносном коллекторе, насыщенном водой
высокой минерализации (сЕ>100 г/л) при £п>0,2, а затем вы-
248
числяют ku. В газоносном коллекторе величину kr определяют
по диаграммам стационарных нейтронных методов — НГМ или
ННМ-Т, полученным в обсаженной скважине в условиях полного
расформирования зоны проникновения в коллекторе для объек-
тов с йп>0,15, расположенных на глубине менее 3—3,5 км.
В коллекторах с трехфазным насыщением (нефть, газ, оста-
точная вода) определяют /гнг и раздельно kH и /гг по данным
комплексной интерпретации электро- и радиометрии.
Определение параметров ku, kr, klir по удельному сопротив-
лению рп продуктивного коллектора. Как уже указывалось,
процедура определения kH, kr или klir по данным метода сопро-
тивлений состоит в определении kB и последующем расчете ka,
kr или йнг по формуле (120).
Величину kB находят по следующей схеме.
1.	Определяют значение рп по данным метода сопротивлений.
2.	Используя величину ka, установленную по данным одного
из методов пористости ГИС, находят по связи Pn = f(&n) для
изучаемого класса коллекторов величину Рп. Используя извест-
ное значение рв или определив его одним из рассмотренных вы-
ше способов, ВЫЧИСЛЯЮТ рвп = ^’прв.
3.	Рассчитывают отношение Рн=рп/рвп и по соответствующей
изучаемому объекту зависимости Pa=f(kB) находят величи-
ну kB.
4.	Зная kB, рассчитывают kH, kr. или kav по формуле (120).
Если исследуемые продуктивные отложения представлены
двумя-тремя классами коллекторов, для определения kB необ-
ходимо выбрать зависимость Рн=Г(&в), соответствующую данно-
му классу. Для этого необходимо знать величину параметра, по
которому дифференцированы зависимости PH = f(kB), например
аСп (см. рис. 7) или какой-либо другой.
Если значения рв и св в объеме нефтегазовой залежи отли-
чаются от значений рв и св за ее контуром, рекомендуется такой
подход.
1.	В параметрической (базовой) скважине, пробуренной на
РНО, отбирают представительный керн, определяя на образцах
из продуктивных отложений величины wB и kB прямым методом.
По диаграмме индукционного зонда в скважине с РНО или по
комплексу методов сопротивлений в той же скважине после
замены РНО на РВО определяют удельное сопротивление пород
в интервале отбора керна.
Сопоставляя по пластам значения рп со средними значения-
ми wB по керну, получают корреляционную связь рп = /:(а’в),
которая является петрофизической основой для выполнения пос-
ледующих операций (рис. 124).
2.	В других скважинах месторождения, пробуренных на РВО
или РНО, определяют значения рп в продуктивном коллекторе,
затем для каждого пластового пересечения находят wB, соот-
249
Рис. 124. Зависимость рп от и.',,
для нефтеносных терригенных кол-
лекторов
ветствующее известному рп, ис-
пользуя полученную связь рп =
3.	Установив значение ka для
каждого пласта, в котором по-
лучено дав, рассчитывают
kB = wB/kn, (122)
после чего по формуле (120) по-
лучают ku, kr или kHr.
Рассмотренный прием позво-
ляет избежать информации с св
внутри контура. Однако он тре-
бует бурения параметрической
скважины с РНО. Если такая
скважина отсутствует на данном
месторождении, можно использо-
вать зависимость рп=Наув) на
одном из соседних месторожде-
ний, где продуктивные отложе-
ния представлены аналогичными
коллекторами.
Определение коэффициентов
/?н, ^г, йнг по значению диэлектрической проницаемости еп про-
дуктивного коллектора. В скважине, пробуренной на РНО, по
диаграмме ВДМ в продуктивном коллекторе определяют вели-
чину еп (см. гл. I). Установив по данным одного из методов
пористости kn изучаемого коллектора, зная диэлектрические
проницаемости остаточной воды ев, минерального скелета поро-
ды еСк, углеводородов, насыщающих коллектор — нефти е„, газа
ег или нефти с газом внг вычисляют

£п — Век + fen (Век — Внг)
Sb Енг
(123)
В качестве Вщ, подставляют значение ен для нефтеносного
и вг для газоносного коллектора. Величину 8В находят по таб-
лицам, учитывая минерализацию остаточной воды, вск берут
для преобладающей минеральной компоненты скелета.
Затем по формулам (120) и (122) рассчитывают kB и kiir.
Имеется положительный опыт определения коэффициента
битумосодержания kr, в битуминозных породах, в скважинах,
пробуренных как на РНО, так и на РВО. В этом случае рассчи-
тывают wB битуминозной породы, не содержащей нефти и газа,
по формуле (123), подставляя в нее вместо внг диэлектричес-
кую проницаемость твердого битума еб, а вместо ka — нейтрон-
ную пористость knn. Далее рассчитывают kB по формуле (122),
250
подставляя в нее также kan вместо ka, после чего из формулы
(120), подставляя в нее kB, находят k&.
Определение величины /г„ по диаграммам И НМ. Величину*
kH нефтеносного коллектора можно определить по результатам
специальных исследований ИНМ, полученным в скважине обса-
женной при полностью расформированной зоне проникновения
в коллекторе, или в скважине, пройденной на РНО. Удовлетво-
рительные результаты получают в коллекторах с kn>20 %, при
минерализации пластовой воды св>100 г/л. Физической пред-
посылкой определения ka по данным ИНМ является связь сред-
него времени жизни тепловых нейтронов среды с ее хлорсодер-
жанием.
Хлорсодержание породы-коллектора тем выше, чем выше
минерализация пластовой воды, значения kn и kB. При неиз-
менной минерализации воды и пористости коллектора хлорсо-
держание породы зависит только от kB или k„ в продуктивном
коллекторе. Среднее время жизни тепловых нейтронов Тп кол-
лектора связано с коэффициентом нефтенасыщения /гн урав-
нением
(124)
'Тск
1 __ Г 1 % |
I	Тн .
где тв, Тн, Тск — соответственно среднее время жизни тепловых
нейтронов пластовой воды, нефти, минерального скелета породы.
Подставляя в уравнение (124) значения т1Г по данным интер-
претации ИНМ (см. гл. 2), значения тв, тн для пластовой воды
и нефти данного месторождения с учетом пластовых условий,
тек с учетом реального элементного состава минерального скеле-
та, решают уравнение (124) относительно /гн.
Величину тв для пластовых вод с преобладающей солевой
компонентой NaCl рассчитывают по формуле
тв = [4,83 + 0,077св]-1,
где св — концентрация в растворе солей (в г/см3). Величину
тн рассчитывают по формуле
т = ^х + у
н 43,51/би ’
где х, у — число атомов углерода и водорода в молекуле нефти;
бн — плотность нефти в пластовых условиях. Для нафтеновой
нефти
Тн = 0,166н-1.
Значения тск типичных породообразующих минералов оса-
дочных пород, а также значения т пластовых флюидов приведе-
ны в табл. 14.
251
Таблица 14
Минерал*	тск, мкс	Минерал (жидкость)	тск(тфл>- мкс
Кварц Кальцит Доломит Ангидрит Гипс Ортоклаз Значение ср< газа в Пластовы	1100 630 960 360 250 300 гднего вре1 х условиях	Каолинит Монтмориллонит Пресная вода Минерализованная вода Нефть иени жизни тепловых рассчитывают по фор	360 400 200—210 40—200 210 нейтронов для муле
Tr = 129рпл-!,
которая справедлива при /пл = 204-40 °C.
На месторождениях с пресной пластовой водой, например, на
нефтяных месторождениях Тюменской области, определение kH
по ИНМ невозможно ввиду близости значений тв и тн.
Определение коэффициента газонасыщения kT по диаграм-
мам нейтронных методов со стационарным источником. Физи-
ческой предпосылкой для определения kr по данным НМ явля-
ется зависимость нейтронной пористости коллектора kun от
содержания в породе газа, обусловленной существенным отли-
чием водородного индекса газа wr от водородных индексов неф-
ти и пластовой воды ш>н, С глубиной величины wr, w„, wB
сближаются, что исключает возможность выделения газоносных
коллекторов и определения в них kr при рпл>50 МПа (Н>
>3,5ч-4 км).
Величину kr находят, решая уравнение
A’nn — ka общ [®В (1 kr) 4"	,	( 125)
где kan — нейтронная пористость (водородный индекс) газонос-
ного коллектора; а>г, w!t— соответственно водородные индексы
газа в пластовых условиях и пластовой воды. Величина wT,
состоящего из метана, рассчитывается по формуле
а»г= 1,6-10-3рпл^- —,	(126)
1 пл 2
где рПл — пластовое давление в МПа; Тпл — пластовая темпера-
тура в Л; z — коэффициент сверхсжимаемости метана, который
определяют по специальной палетке для заданных рПл и Тпл-
При изменении рпл в пределах 0—40 МПа и Гпл от 300 до
500 К 2 составляет 0,8—1,1.
В чистом песчаном коллекторе /гг рассчитывается по форму-
ле
__ kn обЩ^В- knn	(127)
kn общ(^в t4>r)
252
Величину wB, зная минерализацию св воды в г/см3, рассчи-
тывают по формуле
wB = 1 — 0,36св.
Раздельное определение ks и kr в коллекторах с трехфазным
насыщением. Для решения этой задачи используют следующие
пути.
1. Определяют kIlr по удельному сопротивлению, kr по мате-
риалам НМ, &н рассчитывают как kw—kT.
2. Определяют kBT по удельному сопротивлению, k„ по дан-
ным ИНМ, kj. рассчитывают как km.—kn.
Материалы НМ, ИНМ должны включать результаты пов-
торных исследований по программе: первый замер до спуска ко-
лонны, второй — сразу после цементирования колонны, третий
и последующие — через различное время после обсадки вплоть
до полного расформирования зоны проникновения в продуктив-
ном коллекторе.
§ 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ
ПРОДУКТИВНОГО коллектора
Предложены способы определения коэффициента абсолют-
ной проницаемости knp терригенного межзернового коллектора
по удельному сопротивлению продуктивного коллектора, по дан-
ным методов СП и ГМ.
Определение величины /гпр терригенного продуктивного пре-
дельно нефтегазонасыщенного коллектора по данным метода
сопротивлений. Физической предпосылкой определения величи-
ны knp продуктивного коллектора здесь является уравнение
/г„р =	;	j28>
Рц
где бво — средняя толщина слоя остаточной воды.
Выражение (128) устанавливает связь величины /г11Г, с элект-
рическими параметрами Ри, Рп, которые рассчитывают по соот-
ветствующим формулам, используя значения рп и рвп, получен-
ные по данным метода сопротивлений. Величина бв0 является
усредненной для изучаемой залежи нефти или газа величиной,
которая отражает особенности геологического строения залежи,
свойства пластовых флюидов, термобарические условия место-
рождения.
Выражение (128) дает основание для определения величины
&пр в предельно нефте (газо) насыщенной части залежи нефти
или газа, представленной гидрофильным чистым или слабогли-
нистым песчаным коллектором. Многочисленные варианты ме-
тодики определения /г|гр по данным метода сопротивлений,
предложенные различными авторами в Союзе и за рубежом,
253
основаны на соотношении (128), которое записывают в более
общем виде
Ainp = сРиаР„ь,	(129)
где с, а, b — эмпирические величины, значения которых опреде-
ляют для конкретного месторождения или группы месторожде-
ний, используя в качестве эталонов данные о проницаемости
отдельных пластов, полученные на основе гидродинамических
исследований или представительного керна. Например, для пла-
стов БВ810 месторождения Самотлор с= 1,37, а=1, Ь = 0.
Рассмотренный подход позволяет определять /гпр только для
предельно нефте- или газонасыщенной части залежи и неприго-
ден для оценки /гпр в водонефтяной (газоводяной) зоне залежи,
где коллектор является недонасыщенным углеводородами.
Более универсальными являются способы оценки величины
Лщ, по данным методов СП и ГМ.
Определение величины /гпр терригенного коллектора по дан-
ным методов СП и ГМ. Известно, что в терригенных коллекто-
рах с рассеянной глинистостью, изменяющейся в широких пре-
делах, наблюдается корреляционная связь параметра &пр с ко-
эффициентами глинистости — &гл, т]гл, а следовательно, с геофи-
зическими параметрами, характеризующими глинистость кол-
лектора— асп и AZT (рис. 125, 126). Связь между асп и kup,
АД и knp имеет место для коллекторов продуктивных и водонос-
ных, что позволяет использовать для оценки проницаемости в
зоне предельного насыщения коллекторов углеводородами, в
зоне недонасыщения и за контуром залежи. Установлено, что
для коллекторов ряда месторождений наблюдается связь вели-
чины knp с комплексным параметром АД/асп более тесная, чем
ПОрОЗНЬ С Осп или Д/т.
Определение /г1|р по результатам исследований испытателями
пластов на трубах (ИПТ) и опробователями пластов на кабеле
(ОПК). Аппаратура КИИ (комплект испытательного инстру-
мента) позволяет в ходе испытания интервала разреза в откры-
том стволе получить одновременно с порцией пластового флюи-
да кривую восстановления давления и вычислить параметр
йпрйэф/ц, на основе которого при известных эффективной толщи-
не коллектора в интервале испытания и вязкости флюида ц в
пластовых условиях определяется значение k^,. Поскольку
интервал исследования составляет не менее 10 м, для неодно-
родных объектов получают интегральное значение /гпр.
Аппаратура АИПД (автоматический измеритель пластового
давления), созданная на базе ОПК, позволяет определить ко-
эффициент эффективной проницаемости /г1|р:)ф на глубине отбора
пробы, практически в точке разреза. На основе замеров, выпол-
ненных АИПД, в серии последовательно расположенных на
254
Рис. 125. Зависимость асп от /гпр для терригенных пород (построена по экспе-
риментальным точкам)

Рис. 126. Зависимость ДУТ от йпр для тер-
ригенных отложений Южного Мангыш-
лака.
1 — линия регрессии; 2 — границы доверитель-
ного интервала
0\_______।_______I 1
0,001 0,01 Кпр,М*Мг
близком расстоянии (0,5—1 м) точек, получают профиль эффек-
тивной проницаемости в изучаемом пластопересечении (см.
гл. 6).
§ 6.	ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИС
ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ И СОСТАВЛЕНИИ ПРОЕКТА
РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Подсчет запасов нефти и газа. На основе материалов ГИС
получают следующую информацию для подсчета запасов место-
рождений нефти и газа.
1.	Сведения о эффективной толщине /гЭф, коэффициенте по-
ристости /гп, коэффициенте нефте(газо)насыщения /гнг по каж-
дому пластовому пересечению в каждой скважине, пробуренной
в контуре месторождения.
2.	Сведения о положении начальных контактов ВНК, ГВК,
ГНК по отдельным скважинам, находящимся соответственно в
водонефтяной, газоводяной, газонефтяной зоне.
3.	Схемы корреляции разрезов скважин, выполненных подан-
ным комплекса ГИС, которые являются основой для составле-
ния геологических профилей, карт структурных, равной мощно-
сти, равного удельного нефте (газо)содержания и подсчетных
планов.
Оснозную информацию о геометрии и объеме залежи, ее
удельном нефтегазосодержании на различных ее участках дают
материалы ГИС.
255.
Статистика Государственной Комиссии по запасам полезных
ископаемых при Совете Министров СССР показывает, что три
из двух основных подсчетных параметров — /гЭф и kHr прини-
маются практически только по материалам ГИС. Исключение
составляют сложные карбонатные коллекторы — кавернозно-
трещинные и трещинные, значение kw для которых или не оп-
ределяется или оценивается условно. Коэффициент пористости
ka по большей части месторождений принимается также по дан-
ным ГИС, однако для некоторых разновидностей коллекторов
величина ku по данным ГИС надежно не определяется: это низ-
копористые сложные и высокопористые несцементированные
«суперколлекторы» (&п>ЗО°/о).
Каждый отчет по подсчету запасов нефти и газа содержит
раздел, посвященный методике интерпретации результатов ГИС,
петрофизическому обоснованию этой методики, анализу резуль-
татов определения подсчетных параметров, полученных по ма-
териалам ГИС. К отчету прилагаются планшеты по скважинам,
расположенным в контуре залежи, а также по отдельным закон-
турным скважинам, на которых помещены: диаграммы полного
комплекса ГИС по продуктивным отложениям; значения под-
счетных параметров ЛЭф, ka, kur и отметки контактов, установ-
ленные по ГИС; результаты опробования, полученные с ИПТ,
ОПК в необсаженном стволе и при перфорации колонны.
В отчете помещают также анализ достоверности результа-
тов интерпретации ГИС и петрофизические зависимости, исполь-
зованные при комплексной геологической интерпретации данных
ГИС.
Проектирование разработки. Для составления проекта раз-
работки месторождения нефти или газа используются практи-
чески все сведения о резервуаре — объекте разработки, которые
были получены по данным ГИС при подсчете запасов.
Для того, чтобы составить модель резервуара, необходимо
располагать сведениями о проницаемости коллектора в отдель-
ных пластовых пересечениях по скважинам, а также информа-
цией о неоднородности резервуара по коллекторским свойствам
(проницаемость, пористость) и начальной нефте(газо)насы-
щенности. Как уже указывалось ранее, материалы ГИС позво-
ляют определять коэффициент проницаемости терригенных
межзерновых коллекторов, что позволяет составлять карты
проницаемости по отдельным объектам разработки, облегчаю-
щие оптимальное размещение эксплуатационных и нагнетатель-
ных скважин с учетом площадной неоднородности объекта раз-
работки. Информация о значениях параметров &щ> и ka по пла-
стовым пересечениям разрезов скважин и профиле изменения
этих параметров по вертикали в неоднородных пластах дает
основание для прогноза коэффициента вытеснения, коэффици-
ента охвата разработкой по толщине объекта разработки.
256
Площадная неоднородность резервуара, устанавливаемая по
картам пористости и проницаемости, используется для обосно-
вания коэффициента охвата разработкой нефтяных и газовых
залежей.
Анализ разработки длительно разрабатываемых месторож-
дений, выполняемый с учетом материалов ГИС, полученных в
разведочных скважинах на стадии разведки и в эксплуатацион-
ных в ходе разработки месторождения, позволяет при необхо-
димости вносить коррективы в первоначальный проект разработ-
ки с целью его оптимизации, а на завершающей стадии разра-
ботки— оценить остаточные запасы углеводородов и установить
характер размещения их в выработанной части залежи.
Контрольные вопросы
1.	Какие задачи решают по данным комплекса ГИС на стадии разведки
нефтяных и газовых месторождений?
2.	Определение каких подсчетных параметров обеспечивают материалы
ГИС?
3.	Дайте сравнительный анализ состава и эффективности комплекса ГИС
в скважине, пробуренной на РВО и РНО.
4.	Характеризуйте основные типы сложных коллекторов.
5.	Каковы современные способы выделения в разрезе трещинных коллек-
торов по данным ГИС?
6.	Для решения каких задач проводят ГИС расширенным комплексом?
7.	Характеризуйте область применения различных методов ГИС определе-
ния коэффициентов порнстостн.
8.	Изложите геофизические способы разделения общей пористости на от-
дельные компоненты.
9.	В каких ситуациях целесообразно комплексирование ГИС и ГТИ?
Глава 12
ОЦЕНКА КАЧЕСТВА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ
И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС
Оценка точности, воспроизводимости или погрешностей из-
мерений и определений является предметом науки метрологии,
которая занимается вопросами определения этих характеристик
для различных информационно-измерительных средств, приме-
няемых в разнообразных областях науки и техники.
Геофизические исследования скважин, проводимые с исполь-
зованием скважинных средств измерения при последующей
интерпретации получаемых диаграмм (см. рис. 1,6), выполня-
ются в сложных условиях, содержат много разнотипных измери-
тельных устройств и средств преобразования информации.
Следовательно, они представляют собой сложную информацион-
но-измерительную систему, результаты использования которой
подлежат оценке погрешности, характеризующей точность из-
17—233
257
мерений и определений. Поэтому в общем случае на точность
представляемых геофизической службой результатов влияет
точность измерений при регистрации диаграмм и достоверность
последующей интерпретации каждой из них отдельно и в ком-
плексе.
§ 1. ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ ГИС
Основным показателем точности измерений (прямых или
косвенных, простых или сложных) является их погрешность.
Погрешность Дх есть отклонение результата измерений от
истинного значения величины х*:Дх = х—х*. Погрешности из-
мерений возникают по различным причинам и могут иметь раз-
ный характер. Причиной возникновения погрешности может
являться несовершенство методики (Дхмег—методическая), либо
средства или инструмента измерения (Дхи—инструменталь-
ная), либо недостаточная квалификация человека, производя-
щего измерение (Дхл— личная). По характеру погрешности
делятся на случайные и систематические. Последние в свою
очередь могут быть представлены постоянной составляющей —
сдвигом всех измеренных значений на величину а, либо линей-
ным (иногда нелинейным) искажением масштаба или действи-
тельной шкалы прибора Ь. В этом случае х = а + йх*, где а от-
лична от нуля и постоянна, а b отлична от 1 и постоянна при
линейной погрешности (непостоянна при нелинейной). Система-
тические погрешности первого вида называются аддитивны-
ми Дха, второго — мультипликативными Дхм. Случайная состав-
ляющая погрешности обозначается Дхс.
Если сравниваются два измерения, выполненные в одинако-
вых условиях, то различие полученных величин также отражает
погрешность и называется сходимостью ДхСх = -И—Хъ. Сходи-
мость не является полной погрешностью.
Погрешности изображаются разными способами. Наиболее
употребимые способы выражения погрешностей — абсолютная,
относительная, средняя квадратическая. Абсолютная погреш-
ность Дх = х—х* выражается в единицах измеряемой величины;
относительная 6=(х—х*)/х*-100%—в процентах либо долях
единицы; средняя квадратическая — аналогична абсолютной по-
грешности, но по результатам п измерений о=|//<	—х*)2;
относительная средняя квадратическая погрешность — 6 =
= о/х* • 100%.
Как следует из приведенного ряда способов выражения
погрешностей для любых видов измерений, в том числе и для
сложных косвенных, требуется знание истинного значения опре-
деляемой величины — наличие эталона. Для информационно-
258
измерительной системы, представляющей собой процесс геофи-
зического исследования скважин, таких эталонов нет и, возмож-
но, не может быть создано. В настоящее время для оценки ка-
чества результатов измерений при ГИС используется только
обязательная оценка качества регистрации диаграмм в скважи-
не, что составляет лишь часть всего процесса, следовательно,
лишь часть погрешности. Диаграммы при регистрации оценива-
ются по сходимости основного и повторного замеров в скважи-
не в интервале перекрытия. Оценка выражается в виде относи-
тельной погрешности б, которая отражает лишь стабильность
работы данного конкретного набора аппаратуры и не включает
систематических погрешностей, вносимых настройкой и сменой
узлов аппаратуры, оператора и др. Полученная оценка, следо-
вательно, существенно занижена. В связи с этим не случайно
величины погрешностей измерений в скважине обычно никак не
учитываются при интерпретации.
Для оценки погрешностей, возникающих при последующей
обработке и интерпретации диаграмм, в настоящее время не
существует достаточно обоснованных методов. Поэтому исполь-
зуются различные приближенные оценки, позволяющие отобрать
из всей информации ту, которая является наиболее достовер-
ной.
При отсутствии эталонов, представляющих собой значения
истинных величин измеряемых или определяемых параметров
%*, более правильной оценкой погрешности являются величины
о и б, для получения которых требуется использовать проведе-
ние многократных измерений или реализаций того или иного
процесса интерпретации. Полученные в результате повторений
значения параметра х{ характеризуются средней величиной
1 п
х — — -Sxi и средним квадратическим отклонением от среднего
п < = 1
/ 1 ” ~ —
о = 1/ —S(x,—х)2, где вместо х* используется х. В этом слу-
Г п 1=1
чае оцениваемая погрешность определяется воспроизводимо-
стью различного рода процедур или измерений, проведенных
одинаковым образом. Величина погрешности находится по сте-
пени отклонения результатов единичных реализаций процесса от
найденного по всем среднего. При этом погрешность измерений
в скважине — это воспроизводимость замеров, проделанных в
течение короткого промежутка времени всеми видами наземной
и скважинной аппаратуры, различными операторами данной
конторы или треста; погрешность интерпретации — это воспро-
изводимость определений, проведенных интерпретаторами дан-
ной интерпретационной партии, и т. д. Поскольку при проведе-
нии повторных замеров интервал исследования включает не
один пласт, а много (tn), при вычислении воспроизводимости
17*	259
ов требуется усреднение по всем объектам. Поэтому
°в= 1/-----!--- £ 2 (хи-*;)2 ’	(130)
Г (т- l)n i=i “1
где Xi — средняя диаграмма, полученная в результате усредне-
ния всех замеров. При использовании такого способа оценки
погрешностей вводится также сопоставимая оценка 0 = од/ов,
где Од характеризует диапазон изменения измеряемого или оп-
ределяемого параметра х и представляет собой среднеквадрати-
ческое отклонение параметра от общего среднего. Величина 0
характеризует сравнительную точность измерений тем или иным
методом и показывает, во сколько раз средняя погрешность из-
мерений меньше той средней погрешности, которая была бы
допущена, если вместо измерений пользовались просто средним
х. Величина 0 изменяется от 1 до <х>. Если 0 приближается к
1, это означает, что погрешность замеров соизмерима со сте-
пенью дифференциации параметра и измерения теряют смысл.
Увеличение 0 означает улучшение качества измерений.
С помощью величины 0 можно сравнивать воспроизводи-
мость измерений с теснотой петрофизических связей. Кроме
этого, количественной мерой погрешности является величина
абсолютной ов и относительной ошибки: бп = ав/д:-100%,
где х — среднее значение параметра. Величина абсолютной
средней квадратической погрешности ов представляет собой пол-
ную погрешность измерения или преобразования и может быть
разложена на составляющие погрешности: случайную ос и си-
стематическую Ост  о2в = о2с + о2ст, и, соответственно, бп, 6С и бет-
Предлагаемые оценки не являются полными, поскольку они
отражают лишь случайную величину погрешности относительно
среднего из серии замеров. Если среднее для одного предприя-
тия имеет систематическое смещение по сравнению со средним
для другого предприятия, то погрешность может оказаться
большей. Следовательно, предлагаемые оценки являются мини-
мальными.
Контрольные вопросы
1.	Как оценивается погрешность? Как она выражается?
2.	Как оцениваются погрешности при геофизических исследованиях
скважин?
3.	Что такое воспроизводимость, как она оценивается при геофизических
измерениях?
4.	В чем трудность оценки погрешностей при геофизических измерениях
и интерпретации?
§ 2.	КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ДИАГРАММ
И ИХ ОФОРМЛЕНИЕ ПЕРЕД ИНТЕРПРЕТАЦИЕЙ
Интерпретации диаграмм геофизических методов исследова-
ний скважин предшествует их предварительная обработка,
включающая оценку качества и оформление.
Качество результатов проведенных на скважине геофизичес-
ких исследований зависит от технического состояния аппарату-
ры, оборудования, кабеля, соединительных цепей, от соответ-
ствия проведенных исследований техническим требованиям к
режимам работы аппаратуры, скорости регистрации, точности
определения глубин, соответствия масштабов выполненных ра-
бот методическим требованиям, установленным для данного
месторождения (района), а также от наличия на диаграммах
необходимых градуировочных записей, меток глубин и марок
времени. Качество исследований зависит также от степени
искажения диаграмм индукционными наводками, утечками
и т. п.
Поскольку прямое определение погрешностей при геофизи-
ческих исследованиях скважин представляет значительные труд-
ности, качество диаграмм оценивается не величиной абсолют-
ной или относительной ошибки, а более сложным путем. Для
этого используется сравнение измерений, проведенных при пос-
ледующих исследованиях, с предыдущими замерами в интерва-
ле перекрытий (с учетом изменений условий измерений и
особенностей разреза); определение сходимости повторных
контрольных перекрытий и основных замеров, выполненных в
наиболее дифференцированной части разреза; установление
наличия соответствующих градуировочных записей на диаграм-
ме; сопоставления рассматриваемых диаграмм с диаграммами
других методов по пластам или участкам разреза с известной
геофизической характеристикой.
Для кривых, непрерывно регистрируемых по всему стволу
скважины, при контрольных измерениях (методы КС, СП, ГМ,
НГМ, ГГМ, ДС и др.) и при последующем исследовании обя-
зательно перекрытие не менее 50 м ранее исследованного ин-
тервала для глубоких нефтегазоразведочных скважин и не ме-
нее 20 м для рудных и угольных скважин. В интервале пере-
крытия обязательно наличие хотя бы одной метки на каждой
из кривых.
При одинаковых условиях исследований абсолютная погреш-
ность измерений принимается равной половине величины расхож-
дения между первым и вторым замерами. Относительная по-
грешность определяется как отношение абсолютной погрешности
к среднему значению измеряемого параметра по двум замерам.
Погрешность регистрации кривых и отклонение градуиро-
вочных записей от номинальных значений должны для каждого
261
вида измерений находиться в пределах, указанных в техничес-
кой инструкции.
Скорость регистрации диаграмм определяется сложностью
разреза, детальностью исследований и техническими возможно-
стями аппаратуры. Скорость регистрации для данных условий
не должна превышать максимально допустимую, устанавливае-
мую опытными измерениями в нескольких скважинах района
(площади). За максимально допустимую принимается такая
скорость, когда расхождения в амплитудах аномалий на кри-
вых, зарегистрированных с этой скоростью и в два раза меньшей
против пластов с минимальной толщиной, не превышают 5%
(методы электрометрии) или 10% (остальные методы).
Для всех видов исследований, проводимых с аппаратурой,
требующей предварительного эталонирования, должны соблю-
даться установленные сроки выполнения этих операций; при
несоблюдении этих сроков полученный материал должен быть
оценен как неудовлетворительный. Результаты эталонирования
записываются в специальные акты или журналы и сдаются в
интерпретационные группы за подписью исполнителей работ.
Помимо градуировочных и контрольных замеров, предусмот-
ренных для регистрации каждого метода, подлинники диаграмм
должны содержать следующие сведения, необходимые для
интерпретации.
Общие сведения для всех видов исследований должны вклю-
чать: наименование геофизической организации, геологоразве-
дочного предприятия, площади бурения и номер скважины; дан-
ные о конструкции скважины, глубине забоя, диаметре долота,
колонне; данные о техническом состоянии скважины; даты на-
чала и окончания бурения, сведения о промывочной жидкости
(тип и удельное сопротивление); типах глубинных приборов;
сведения об эталонировке аппаратуры; скорости и масштабах
регистрации; дату измерений.
По каждому виду исследований указываются дополнитель-
ные сведения.
Электрические методы: размер и коэффициент зонда; преде-
лы измерений; величина смещения I или отклонения /ст от
стандарт-сигнала.
Радиометрия: тип индикаторов, их число, размеры кристал-
лов, экранировка; размеры и типы зондов; цена 1 фА/кг и 1 усл.
ед. в импульсах в минуту; дата эталонировки; коэффициент,
учитывающий разницу чувствительностей в каналах ГМ и НГМ;
отклонения на метрологических образцах пористости или плот-
ности; контрольные точки.
Термометрия: величина контрольного шунта или стандарт-
сигнала, постоянная прибора С и температура t0, при
которой измеряемый сигнал равен нулю; постоянная време-
ни т (вс); время спокойного стояния скважины при замерах
262
геотермического градиента и измерениях температуры по стволу
скважины в процессе бурения.
Акустические методы по скорости и затуханию: тип и размер
зонда; начало отсчета кривой времени (в мкс); в) постоянная
времени (в с); длительность импульсов (в мкс) при градуиров-
ке кривых Т\, Тч и АТ, величина градуировочных сигналов для
кривых Ль А2 (в мВ) и для кривой а в дБ/м; тип, размер и
число центраторов; усиление, при котором произведена запись.
Перечисленные сведения содержатся на подлинниках диа-
грамм. Они оформляются при проведении оценки качества в
соответствии с требованиями технической инструкции.
Контрольные вопросы
1.	От чего зависит качество геофизических исследований?
2.	По каким признакам оценивается качество измерений?
3.	Что такое погрешность измерений и как она определяется?
4.	Как оценивается качество диаграмм в производственных условиях?
§ 3.	ОЦЕНКА РЕАЛЬНЫХ ПОГРЕШНОСТЕЙ И СПОСОБЫ
ВЫБОРА НАИБОЛЕЕ ДОСТОВЕРНЫХ ДАННЫХ
Трудности, связанные с оценками погрешностей данных
ГИС, определяют и сложный подход к вопросам оценки каче-
ства исходных и тем более конечных результатов интерпрета-
ции.
Использование таких оценок, как о, 6 и 0, требует проведе-
ния многократных замеров. Процесс получения перечисленных
статистических оценок требует значительных затрат времени
и средств и для многих организаций невозможен.
Для ориентировочной оценки качества некоторых измерений
и преобразований при ГИС можно использовать данные, кото-
рые были получены на большом фактическом материале и не-
однократно подтверждались в разных районах (табл. 15).
Проанализировав данные этой таблицы, сделаем выводы.
1.	Геофизические измерения и преобразования характеризу-
ются сильно изменяющейся воспроизводимостью, что говорит о
сильно меняющихся уровнях погрешностей (0=1,64-27,7).
2.	Максимальными погрешностями характеризуются диа-
граммы методов радиометрии при оценке их показаний в еди-
ницах, применяющихся в практике регистрации диаграмм
(усл. ед. и фА/кг, 0=1,64-3,6).
3.	Процесс интерпретации диаграмм метода сопротивления
в его практической реализации (БЭЗ) также дает низкую вос-
производимость 0=1,84-2,1.
4.	Сравнение измерений в скважине с измерениями коэффи-
циента пористости на керне, которые часто используются в ка-
263
Таблица 15
Пределы изменения оценок воспроизводимости некоторых измерений
и преобразований в процессе ГИС
Измерения или преобра- зования	Параметр	Число по- вторных за- меров (чис- ло образ- цов)	6
Диаграммы трехэлек- тродных нефокусирован- ных зондов	рк, Ом м	4—48	2,1—27,7
Диаграммы фокусиро- ванных зондов (4И1 и БК-3) Диаграммы радиомет- рии:	Ок, мСм/м; рк, Ом-м /„т, условные единицы	34—39	4,9—12 1,6
НГМ	А/ят Int, статистическая эта- лонировка Inn, условные единицы	74	3,5 4,9 1,8
ННМ	А/пп Inn, статистическая эта- лонировка /т, фА/кг А/1 It, статистическая этало- нировка	133	1,7—1,9 4,3—5,1 1,6—3,6
ГМ		331	3,3—3,4 4—4,2
Интерпретация данных бокового зондирования	рп, Ом м	25	1,8—2,0
Измерения на керне	kn, % (одна методика) Йп, % (разные методики)	И (186) 2 (51)	2,8-6,1 2,1
честве истинного параметра х*, показывает, что керновые дан-
ные также могут иметь высокие уровни погрешностей (0 = 2,14-
-6,1).
Из приведенных данных сделаем главный вывод, что прово-
димые при ГИС измерения и преобразования требуют налажи-
вания надежного метрологического контроля. Снижение погреш-
ностей является неиспользованным пока средством повышения
точности и достоверности интерпретации данных геофизических
исследований.
В последние годы в геофизических предприятиях налажива-
ются методы метрологического контроля измерений. В геофизи-
ческих организациях Министерства нефтяной промышленности
эта проблема решается сооружением обязательных и контроль-
но-поверочных скважин, обеспечивающих получение и регламен-
тирование реальных значений погрешностей измерений в сква-
жинах целого ряда районов. На процесс интерпретационных
процедур эти оценки пока не распространяются.
264
Контрольно-поверочные скважины (КПС) представляют со-
бой устройства, предельно приближающие условия проверки
работы аппаратуры в производственном режиме. Неизменная
(практически) характеристика разреза и скважинных условий
в КПС позволяет для отдельных приборов и целиком для всего
канала оценивать сходимость, воспроизводимость и прочие по-
грешности, которые невозможно получать в производственных
условиях, где время на проведение работ всегда ограничено.
Конструкции контрольно-поверочных скважин предусматривают
набор пластов, естественно либо искусственно обеспечивающих
диапазон изменения свойств, характеризующих разрезы сква-
жин, обслуживаемых данным геофизическим предприятием.
Разрез такой скважины документируется средней кривой каж-
дого метода ГИС, которая является эталоном для проверки и
оценки качества отдельных элементов канала регистрации,
а также степени квалификации операторского состава пред-
приятия. Этот подход позволяет выявить уровни инструменталь-
ных, методических и личных погрешностей, распространяемых
на этап регистрации диаграмм.
На этапе интерпретации пока такие возможности не реали-
зованы. Здесь, как показывает практика, велики уровни мето-
дических и личных погрешностей. Уменьшения личных погреш-
ностей, связанных с квалификацией интерпретатора, предпола-
гается добиваться путем использования вычислительных машин.
В этом случае процесс обработки и интерпретации данных
ГИС осуществляется по строго формализованному графу, орга-
низованному на базе теоретически и методически обоснованных
алгоритмов. Этот вопрос принадлежит будущему, но в настоя-
щее время активно разрабатывается.
Одним из способов уменьшения погрешностей, если они
относятся к типу систематических, является способ представле-
ния масштаба диаграмм при интерпретации. В табл. 15 показа-
но, что регистрируемые с высокими погрешностями диаграммы
радиометрии (0= 1,64-1,8) обладают в действительности лучшей
воспроизводимостью (0=1,74-3,5), если эти же диаграммы с
помощью опорных пластов используются в масштабе относи-
тельных амплитуд А/. При вычислении относительной ампли-
туды
д у ТА 1у — /pi  (а ~1~ &/) — (а Н~ bh)  I —Ц
А/оп /Р2   /р2	(а + &/2) — (a + Wi)	/2 — It
систематические погрешности а и b в регистрируемых величинах
Тр, Л>ь в изучаемом и опорных пластах взаимно уничтожа-
ются при вычитании и сокращаются при делении амплитуд.
Поэтому переход к относительным амплитудам, как давно стало
использоваться интерпретаторами, повышает точность (воспро-
изводимость) радиометрических диаграмм. Еще лучшим мето-
265
дом снятия систематических погрешностей является способ ста-
тистической эталонировки диаграмм радиометрии (0 = 44-5,1).
Этот способ легко реализуется при использовании цифровой об-
работки диаграмм и заключается в использовании масштаба
записи в виде среднего квадратического отклонения о от сред-
ней интенсивности I по большому интервалу разреза. В основе
такого преобразования лежит предположение, что средние
характеристики большой толщи отложений мало меняются по
площади, поэтому для разных скважин 7 = const, а дисперсии
или о также мало изменяются. Цифры, приведенные в табл. 15
показывают, что такой способ наилучшим образом освобождает
результаты измерений от больших систематических ошибок.
Контрольные вопросы
1.	Рассмотрев табл. 15, скажите, какие методы ГИС и измерений на керне
дают наилучшую воспроизводимость и наименьший уровень погрешностей.
2.	Какие методы ГИС дают наихудшую воспроизводимость и наибольший
уровень погрешностей?
3.	Какой воспроизводимостью характеризуется процедура определения
удельного сопротивления коллекторов по БЭЗ (БКЗ)? Сравните с характери-
стикой измерений.
4.	Каковы средства улучшения информации, даваемой методами ГИС?
5.	Что такое контрольно-поверочные скважины и каково их назначение?
6.	Какие имеются способы снятия систематических погрешностей при про-
ведении интерпретации данных ГИС?
§ 4. СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ
ПРИ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС
Обращаясь к началу изучаемой дисциплины, вспомним, что
комплекс методов ГИС в первую очередь предназначен для об-
наружения в разрезах скважин и оценки промышленных воз-
можностей интервалов, содержащих полезные ископаемые:
нефть, газ и другие. Для нефтяной и газовой промышленности,
следовательно, главной задачей является обнаружение продук-
тивного пласта и оценка содержания нефти или газа в нем. Это
задачи определения эффективной нефтенасыщенной толщины
/гЭф, коэффициента нефте-, газонасыщенности kiir.
Как было показано в первой главе, комплексным парамет-
ром, позволяющим оценивать коэффициент нефте-, газонасыщен-
ности, является параметр насыщения Рн- Для оценки kHT по Рн
требуется знать удельное сопротивление рп коллектора и его
пористость. С другой стороны, знание k„r и ku позволяет опреде-
лить эффективную нефтенасыщенную толщину продуктивного
коллектора /гЭф и площадь распространения залежи S. Сведения
об /гЭф и S получаются не только по ГИС, но и по данным
прямого опробования пластов и по положению скважин на
266
структуре при обнаруженной отметке водонефтяного или водо-
газового контактов (ВНК и ГВК). Это позволяет независимо
от геофизических определений сформировать два множества
пластовых пересечений, принадлежность которых к классам
ВОДА—-НЕФТЬ (ГАЗ) известна. Если такие массивы имеются
в распоряжении интерпретатора, может быть организована
статистическая проверка достоверности методик, используемых
для определения &п и kHr. Это основывается на следующей ло-
гике. Если метод сопротивления отражает насыщение коллекто-
ра, то в процессе обработки и интерпретации в цепочке р1;->
-*-рп->-Рн->-^вг информация не должна ухудшаться, а, наоборот,
должна возрастать по отношению к конечному параметру.
Поскольку в нашем распоряжении имеются независимые от
ГИС (по данным опробования и известной структуре) массивы
продуктивных и водоносных пластопересечений, то по мере про-
ведения интерпретации на этих массивах общей закономерно-
стью является уменьшение числа ошибок и уменьшение вариа-
ций статистических распределений параметров рк, рп, Рп на всей
массе объектов. Покажем причину этого. Пластовые пересече-
ния, образующие массивы НЕФТЬ и ВОДА, составлены из слу-
чайных ркь Величина рКг = /(рп, рР, dc, р3п, D, /г,рвм) есть функция
многих переменных, в том числе рп=—т-.—°п, ,п х -гдярв-
(1 — /?нг;
Поэтому для определения рп, содержащего информацию о
/гпг, требуется исключить влияние скважинных условий и гео-
метрии изучаемой среды, что и делается на первом этапе интер-
претации (см. § 5, гл. 1). После перехода к рп зона пересечения
распределений для объектов разных классов должна уменьшить-
ся за счет снятия «шума» («шум» — это влияние параметров
среды на кажущееся сопротивление, которые не имеют отноше-
ния к искомому сигналу &,„.).
Следующий параметр — удельное электрическое сопротивле-
ние рп для классов водоносных (в) и продуктивных (н) (нефте-
насыщенных) пластовых пересечений — описывается выраже-
ниями:
Рп В = Рц вРпРв,
Рп Н ~ Рн нРпРв,
где Рнн и Рнв — параметры насыщения в залежи и за ее преде-
лами; Рп—параметр пористости; рв — удельное сопротивление
пластовой воды.
Здесь Рнв определяется нефтенасыщенностью коллектора за
контуром залежи, причем значение этого параметра меньше
критического значения РПКр, при котором пласт может отдавать
чистую нефть (газ). Известно, что коэффициенты остаточной
нефтенасыщенности изменяются в более узких пределах по
сравнению с коэффициентами начальной насыщенности, поэтому
267
вариация величины Ркн значительно больше вариации РНв~
хРт. Удельное сопротивление рп есть случайная величина,
зависящая от двух других, практически независимых случайных
величин — параметров пористости Рп и насыщения Рнн(^нв)
при условии рв = const. В этом случае изменение удельного со-
противления водоносных объектов определяется в основном
изменением параметра пористости Рп. Вариация удельного со-
противления нефтенасыщенных коллекторов больше вариации
Рпв> поскольку рпн изменяется во множестве продуктивных
объектов не только из-за пористости (или Ра), но и из-за коэф-
фициента нефте (газо) насыщенности (или Рнн).
При переходе от удельного сопротивления к параметру на-
сыщения продуктивных и водоносных пластов вариация этого
параметра должна быть значительно меньше вариации рп, так
как параметр насыщения, в отличие от удельного электрическо-
го сопротивления пластов, является функцией только одного
аргумента — коэффициента нефтенасыщенности, если правиль-
но учтена пористость коллектора.
Уменьшение вариации параметра насыщения по сравнению
с вариацией удельного электрического сопротивления для про-
дуктивных и водоносных пластов служит основной физической
закономерностью, лежащей в основе статистического контроля
оценки достоверности параметров /г1Г и km. При этом должна
сократиться зона перекрытия распределений, т. е. повыситься
эффективность разделения коллекторов на продуктивные и во-
доносные с помощью параметра насыщения по сравнению с
выделением тех же пластов по удельному сопротивлению.
Исходя из рассмотренного принципа статистического контро-
ля, предлагаются статистические критерии, основанные на ана-
лизе не точечных значений геофизических величин, а характе-
ристик их распределений — средних х, средних квадратических
отклонений ох, коэффициентов вариаций vx = Ox/x*100%.
1)	vpnH>vpnB при рПн>рпв, т.е. вариация удельного сопро-
тивления продуктивных коллекторов должна быть выше вариа-
ции сопротивления водоносных пластов; выполнение этого кри-
терия показывает, что удельное сопротивление пластов содер-
жит информацию не только о пористости, но и степени
насыщенности коллектора;
2)	vpiih>vPhh и vpn в>vPH в, т. е. вариация удельного сопро-
тивления должна быть больше вариации параметра насыщения
при правильно учтенной пористости коллектора; этот критерий
служит основным при выборе оптимального способа оценки
пористости и нефтегазонасыщенности;
3)	\Рнн>уРнв при РНн>/’нв, Т. е. вариация параметра насы-
щения продуктивных пластов должна быть выше вариации
параметра насыщения водоносных коллекторов;
268
Т а б лица 16
Пример результатов статистической обработки геофизических параметров
для различных способов оценки коэффициента пористости
по Южно-Шапкинскому месторождению (Коми АССР)
Мето- дика	рп (по ИМ)			Методика оценки kn			
	vH, %	vB, %	ef, %		V %	vB, %	ef, %
1	130	49	84	Рп п	96	44	93
2				ннм+гм	54	62	81
3				AM	86	38	94
4)	ef (Pn)ef(рп)—правильно найденная пористость объекта
гарантирует повышение эффективности выделения продуктив-
ных пластов с помощью параметра насыщения ef(Pn) по срав-
нению с эффективностью удельного электрического сопротивле-
ния ef(pn); следовательно, коэффициент полезности р =
= ef (Pn)/ef (рп) должен быть больше единицы.
Окончательное решение для выбора способа вычисления ко-
эффициентов пористости и нефтегазонасыщенности должно при-
ниматься по совокупности выполнения большинства перечислен-
ных критериев, включая значения эффективности и полезности
методики.
Пример использования статистических критериев оценки до-
стоверности для выбора методики определения kltl, и ka к под-
счету запасов приведен в табл. 16. По соблюдению всех главных
критериев наилучшие результаты на имеющемся материале дает
методика № 3, когда для определения /гнг используется инфор-
мация о пористости, полученная из диаграмм ультразвукового
метода. Причинами непрохождения методик по критериям мо-
жет быть их недостаточная физическая обоснованность для
данных отложений или же плохая настройка на условия кон-
кретного месторождения, низкое качество исходного геофизичес-
кого и кернового материалов, слабая достоверность петрофизи-
ческих связей.
Контрольные вопросы
1.	На каких логических предпосылках основываются статистические критерии
оценки достоверности конечных геофизических определений при комплексной
интерпретации?
2.	Что такое массивы данных по пластовым пересечениям с характеристи-
кой НЕФТЬ и ВОДА?
3.	Какие статистические критерии используются при проверке достовер-
ности обработки данных ГИС по направлению рк-*рп-»-Г>н?
4.	Как отбирается более достоверная информация?
269
Глава 13
ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС
С ПОМОЩЬЮ ЭВМ
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЗВМ
ДЛЯ ПРОЦЕССОВ ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ
ДАННЫХ ГИС
Процесс обработки и интерпретации данных ГИС представ-
ляет собой сложную информационную систему. Осуществление
всех этапов преобразования информации от диаграммы до вы-
дачи заключительных параметров, характеризующих разрез
скважины, требует длительного времени, хорошего знания мно-
гочисленных палеток, номограмм и процедур обработки.
Реализация этого процесса вручную обычно бывает возмож-
на лишь при условии, когда оперативное заключение о разрезе
уже не требуется, а осуществляется обобщение геофизических
и геологических данных по площади. При этом условии интер-
претатор располагает большим временем, но не может что-либо
изменить в комплексе ГИС, если он недостаточен, и в качестве
геофизических данных, которые могут оказаться недостоверны-
ми. В то же время в момент выдачи оперативного заключения
по скважине интерпретатор должен принимать решение о харак-
тере разреза за короткий промежуток времени, когда реализо-
вать все возможности полной обработки и интерпретации ком-
плекса диаграмм невозможно из-за недостатка времени. При
этом неизбежно страдает и оценка достоверности исходных
диаграмм, в результате чего при последующей интерпретации
отбраковываются не только отдельные диаграммы, но и отдель-
ные скважины. Кроме того, возможности, которыми располага-
ет интерпретатор на этапе оперативного заключения по скважи-
не, резко обедняются. Для преодоления этих отрицательных
явлений еще в самом начале широкого внедрения в промышлен-
ность быстродействующих электронных вычислительных машин
в геофизических организациях начала разрабатываться идея
осуществления автоматизации процедуры интерпретации, ока-
завшейся тормозом в ускорении процесса изучения разрезов
скважин. В то же время были сформулированы и основные за-
дачи, которые могут быть решены с помощью внедрения ЭВМ
в обработку и интерпретацию геолого-геофизической информа-
ции. К ним относятся ускорение процесса интерпретации, уве-
личение надежности и объективности конечной информации,
более полное извлечение информации из геолого-геофизических
данных и др. К настоящему времени многие из поставленных
задач решены, а некоторые еще ждут своего решения.
270
Вычислительные машины в теории и практике геофизических
исследований скважин нашли применение в разнообразных на-
правлений^: при решении прямых задач (изучение теории полей,
статистическая обработка данных петрофизических исследова-
ний, оптимизация аппаратурных разработок) и при решении
обратной задачи (автоматизации процессов интерпретации).
Наиболее рациональное применение ЭВМ в геолого-геофизи-
ческой практике возможно при создании системы сбора, хране-
ния и обработки геолого-геофизической информации с последую-
щим хранением результатов обработки в едином центре,
территориальном банке данных ТБД, обслуживающем все произ-
водственные объединения, ведущие разведку, бурение и разра-
ботку месторождений данного района. Такие системы, являю-
щиеся основой автоматизированной системы управления (АСУ)
процессами разведки и разработки месторождений, создаются
в ряде районов и в общесоюзном масштабе.
Элементом данной системы является система сбора инфор-
мации по отдельной площади. В этом случае собирается и обоб-
щается материал в пределах одного месторождения по всем
скважинам, пробуренным на данной площади. Обобщаемые
материалы включают: результаты геофизических исследований
скважин; сведения геологического характера — описание и ана-
лизы кернового материала, шлама и пластовых жидкостей;
сведения о стратиграфии, тектонике; сведения технического
характера — условия проводки скважины, ее техническое состоя-
ние; условия и результаты испытания скважин. На этих данных,
как известно, основан подсчет запасов полезных ископаемых и
создание проекта разработки залежи. Система сбора и обработ-
ки данных в масштабе одной площади получила название систе-
мы. сводной интерпретации. В эту систему предполагается
включить и такой элемент, как сам подсчет запасов, поскольку
перечисленные данные полностью обеспечивают эту операцию.
Элементом системы сводной интерпретации является система
обработки информации по отдельной скважине, которая получи-
ла название системы оперативной интерпретации. Здесь обраба-
тываются в основном геофизические данные каждого метода
отдельно и затем всех методов вместе с целью расчленения раз-
реза скважины, выделения коллекторов, оценки характера их
насыщения и определения главных коэффициентов, характери-
зующих разрез, — пористости, глинистости, нефтенасыщенности
или концентрации искомого полезного ископаемого. Поскольку
для эффективного проведения обработки и интерпретации дан-
ных по одной скважине требуется использование сведений по
соседним скважинам и часто по всей залежи, система оператив-
ной интерпретации является частью системы сводной интерпре-
тации.
К настоящему времени наиболее разработана система опе-
271
ративной интерпретации, предусматривающая индивидуальную
и совместную обработку диаграмм геофизических / методов.
В общей системе АСУ и системе сводной интерпретации имеют-
ся отдельные элементы или программы обработки данных. Эти
программы позволяют решать отдельные задачи: классифици-
ровать объекты, вести статистическую обработку /данных по
площади, осуществлять построение карт различных, параметров
(кэф, kn, kHr и др.), производить подсчет запасов. Тцкие програм-
мы используются в автономном режиме: при разработке систем
они будут являться их частью.	I
Любая система автоматизированной обработки! данных ГИС
представляет собой комбинацию технических средств и про-
граммного обеспечения. Технические средства — это устройства,
определяющие прохождение и обработку информации в системе
от источника до представления результатов обработки. Техничес-
кие средства включают следующие элементы: средства получе-
ния, передачи, обработки и вывода информации. Источником
информации служат геофизические приборы, запись показаний
которых осуществляется автоматически и часто представляется
в виде диаграмм. В таком виде при автоматизированном режи-
ме обработки информация вводиться в машину не может.
Поэтому одновременно с записью диаграмм в обычном (анало-
говом) виде требуется преобразование ее в цифровой код. Для
этой цели существуют преобразователи, позволяющие непос-
редственно на скважине производить запись диаграммы в виде
последовательности цифр, отражающей изменение регистрируе-
мого параметра с глубиной. При помощи таких преобразовате-
лей запись осуществляется либо на магнитную ленту, либо на
перфоленту («Триас», АЦРК-2 «Тюмень», НО-78, НО-90).
Наиболее приемлемым видом регистрации данных ГИС в
цифровой форме является использование программно-управляе-
мых (компьютизированных) станций, активно разрабатываемых
в настоящее время и внедряемых в промышленность. В этом
случае запись получается в форме, необходимой для непосред-
ственного ввода в ЭВМ, редактирование и подготовка данных
может осуществляться непосредственно на скважине вместе с
проведением предварительной обработки данных и выдачей
экспресс-заключения о разрезе.
В настоящее время при отсутствии цифровой записи диа-
граммы, полученные в аналоговом виде, также преобразуются
в цифровой код при помощи преобразователей ФОМ или ФО 18
с записью цифровой диаграммы на магнитную ленту, с которой
она вводится непосредственно в ЭВМ (устройства ЕС-9002,
ЕС-9004).
При значительном удалении источников информации (сква-
жин) от мест, где будет производиться обработка, требуются
устройства передачи данных по каналам связи (Аккорд-1200,
272
АПД—'аппаратура передачи данных). Для ускорения процесса
обработки данных в геофизических партиях используются
микроЭВ^, позволяющие подготовить информацию для тран-
сляции в вычислительный центр. Такая подготовка перед тран-
сляцией непосредственно в ЭВМ осуществляется на абонентском
пункте АГИ который обслуживается микроЭВМ ВТ-20А.
После трансляции цифровая информация, попадающая в
ЭВМ, проходит главный этап обработки, осуществляемой по
системе программ, обеспечивающих порядок интерпретации по
специальной'заявке на обработку. Обрабатывающие программы
выбираются из библиотеки программ в соответствии с графом
(последовательностью), заданным заявкой.
Полный комплекс обрабатывающих и интерпретирующих
программ именуется в отечественной практике собственно си-
стемой, которая разработана из расчета на определенный вид
вычислительной машины. Используемые для автоматизирован-
ной интерпретации электронные вычислительные машины име-
ют разный объем памяти и быстродействие и разное техничес-
кое оформление. Большими являются программно-совместимые
машины серии ЕС (единой системы) — 1060, 1050, 1045, 1040,
1035, 1033. ЭВМ средней величины — ЕС-1022 и серия СМ.
Самые большие отечественные ЭВМ — БЭСМ-6 и «Эльбрус»
пока используются мало.
Результаты обработки информации в той или иной ЭВМ
должны быть выведены и представлены в удобной для их упот-
ребления форме. Средства представления результатов обработ-
ки— АЦПУ (алфавитно-цифровое печатающее устройство
ЭВМ) и графопостроители разных конструкций. Эти средства
позволяют выдать результаты интерпретации в табличной, тек-
стовой и графической форме.
При обработке по любой системе, как уже говорилось выше,
геофизические данные представляются в цифровой форме. Для
этого используется равномерная система квантования; каждая
кривая имеет вид последовательности чисел, для которых запо-
минается глубина начальной точки Z\. Для всех остальных глу-
бина определяется по формуле Zi=Z\—где Zt— глубина
любой точки; А — шаг квантования (0,1—0,2 м); i — номер точ-
ки. С целью исключения возможных ошибок в определении
глубины все данные разбиваются по глубине на зоны, которые,
как и при оформлении диаграмм ручным способом, задаются
метками через 20, 40, 80 м.
Перед вводом в систему обработки и интерпретации каждая
цифровая запись (или оцифрованная диаграмма) проходит этап
предварительной подготовки, называемой редактированием.
Здесь осуществляется контроль качества цифровых данных, уда-
ляются допустимые погрешности, оформляются физические
масштабы и т. д. Подготовленные таким образом цифровые
18—233
273
диаграммы — массивы исходных кривых, — снабженные/инфор-
мацией о виде и условиях исследования, заносятся в базу дан-
ных любой системы. Эти массивы будут обрабатываться по мере
выполнения заявки на обработку в той последовательности,
которую определит выбранный граф обработки. j
Контрольные вопросы	/
1.	Что такое система автоматизированной обработки данных ГИС?
2.	Почему автоматизация процессов интерпретации стала необходимой?
3.	Как организуется прохождение информации при автоматизированной
обработке с помощью ЭВМ?
4.	Какие технические средства необходимы для организации автоматизи-
рованной обработки и интерпретации?
§ 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ
АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ОБРАБОТКИ
И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС
Любая ЭВМ представляет собой комплекс технических
устройств и программного математического обеспечения. Про-
граммные средства обеспечивают функционирование всех тех-
нических средств самой ЭВМ и ее периферийных устройств
(внешней памяти, устройств ввода-вывода и др.).
Специальные программы, составляющие операционную си-
стему (ОС) или дисковую операционную систему (ДОС), осу-
ществляют вместе с техническими средствами управление всей
работой ЭВМ. Специальное математическое обеспечение, вклю-
чающее библиотеку программ пользователя, расширяет функции
операционной системы и составляет специализированную
организующую систему (СОС). Системы машинной обработки
и интерпретации данных ГИС, основанные на соответствующих
операционных системах используемых ЭВМ, являются, таким
образом, специализированными системами, предназначенными
для решения геофизических задач (СОС).
Для автоматизированной обработки данных ГИС было соз-
дано много систем, вид и название которых изменялись в зави-
симости от того, какая машина использовалась. К настоящему
времени для машин третьего поколения существует несколько
систем, основные сведения о которых приведены в табл. 17.
Общим для всех систем является их структура. Математи-
ческое обеспечение любой автоматизированной системы основа-
но на операционной системе ЭВМ (ОС или ДОС), специализи-
рованной организующей системе (СОС), библиотеке геофизичес-
ких программ. Две последние разрабатываются составителем
системы. Автоматизированные системы обработки и интерпрета-
ции материалов ГИС (АСОИГИС/ОС и АСОИГИС/ДОС), рас-
274
“ Таблица 17
* Основные системы обработки и интерпретации данных ГИС
275
Система	Разработчик СОС	Типы ЭВМ
АСОИГИС/ОС	ЦГЭ Миннефтепрома СССР,	Большие и сред-
	ВНИИНПГ,	ВНИГИК,	ние ЕС ЭВМ
	ВНИИГеофизика,	
	АзВНИИГеофизика и др.	
АСОИГИС/ОС — Гео	То же	То же
АСОИГИС/ОС —Гео —		
Тюмень		
АСОИГИС/ОС — Тюмень		
АСОИГИС/ДОС	ВНИИГеофизика	ЕС-1022
АСОИГИС/БЭСМ — 6	ВНИГИК	БЭСМ-6
ПО ГИС СМ	ВНИГИК, ВНИИГеофизика	СМ-1420
	ВНИИГеоннформсистем	СМ-1700
АСОИГИС/СМ		
	ВНИИГеоинформсистем	СМ-1420
КАРАТ	Главтюменьгеология	СМ-1403
Разработчик библиотека	Где я для чего исполь- зуется	-
ЦГЭ Миннефтепрома СССР	Предприятия Миннефте- прома СССР; оператив- ная интерпретация
ВНИИГИС	Мингео СССР; подсчет запасов
-—	Г лавтюменьгеология; подсчет запасов
ЗапСибнефтегеофизи- ка	Нефтяные месторожде- ния Западной Сибири; оперативная интерпрета- ция
ВНИИГеофизика	Морские месторождения; подсчет запасов
ВНИГИК	Мингео СССР; подсчет запасов
ВНИГИК, ВНИИГео- физика ВНИИГ еоинформсис- тем	Мингео СССР; создание ВК ГИС СМ или АРМ Геофизик
ВНИИГеоинформ- систем	Мингео СССР; подсчет запасов
Бывш.	Тюменский геофизический трест	Мингео СССР; создание ВК ГИС СМ-1403, под- счет запасов
считанные на ЭВМ единой системы (ЕС-ЭВМ), позволяют осу-
ществлять взаимный обмен практически без переделки про-
грамм библиотеки. Это оказалось возможным благодаря
единству языка программирования (Фортран) и модульному
принципу построения программ. Открытая библиотека геофизи-
ческих программ позволяет наращивать возможности системы,
приспосабливая ее к конкретным геологическим условиям, не
изменяя организационной структуры.
Сходство систем состоит также в том, что они работают по
заранее составленному графу обработки. Граф — это задание,
которое определяется конечной целью обработки. В самом
общем виде назначение всех систем состоит в описании разреза
скважины, т. е. выдаче таких главных параметров, как коэффи-
циенты нефтегазонасыщенности кщ., пористости kn, глинистости
£гл и эффективной нефтенасыщенной толщины коллектора. Для
этой цели исходные геофизические данные проходят обработку
в несколько этапов (рис. 127). Поэтому все системы требуют
для своей работы следующей информации: цифровых массивов
геофизических кривых, сведений о параметрах скважины, усло-
виях измерений, видах геофизической аппаратуры, заявок на
обработку. Все необходимые для проведения обработки и
интерпретации сведения, включая и заявку, составляются на
специальном языке, разработанном создателями системы
АСОИГИС/ОС или ПО ГИС СМ. Язык представляет собой
последовательность операторов, из которых в машине конструи-
руется последовательность проработки задачи, в кодах машины.
Системы имеют и существенные различия.
Специализированные организующие части систем (СОС) ис-
пользуют свой язык, на котором составляется заявка, осуществ-
ляется управление выполнением заданий, кодируется информа-
ция, входные и выходные данные. Поэтому обмен программами
Рис. 127. Граф обработки стандартного комплекса данных ГИС для песчано-
глинистого разреза
276
между системами практически невозможен. Исключение состав-
ляют системы АСОИГИС/ОС, в которых организующая часть
составлена Центральной геофизической экспедицией Министер-
ства нефтяной промышленности и библиотеки геофизических
программ, хотя и различаются по содержанию, но оформлены
по требованиям СОС данного типа системы.
Вторым различием систем является способ обработки дан-
ных ГИС в попластовом либо поточечном (непрерывном) вари-
антах. Поточечная обработка данных ГИС осуществляется без
выделения в разрезе отдельных пластов и без выделения границ
между пластами. Цифровые записи исходных кривых обраба-
тываются до выдачи конечных результатов непрерывно. Попла-
стовый способ обработки отличается от непрерывного тем, что
кривые ГИС представляются ступенчатыми в каждом более или
менее однородном интервале (пласте). Этот способ обработки
требует обязательного комплекса программ, обеспечивающих
выделение границ пластов и осреднения показаний методов в
пределах интервалов пластов. Попластовый вариант интерпре-
тации осуществляется сначала в виде непрерывной обработки —
введения аппаратурных поправок в кривые, —а затем расчлене-
ния разреза на пласты. Последующая интерпретация произво-
дится по отдельным пластам до выдачи конечных результатов
и заключения. Непрерывный способ обработки реализован
только в системе АСОИГИС/ОС, которая располагает и тем и
другим способом представления результатов. Во всех остальных
системах реализуется только попластовая интерпретация.
Третьим существенным различием систем является режим
работы системы — пакетный или интерактивный (диалоговый).
Пакетный режим используется во всех системах АСОИГИС/ОС
и ДОС. При этом режиме процесс обработки определяется пол-
ным пакетом программ, задаваемым в заявке по выбранному
графу.
Режим интерактивный или режим диалога человека с маши-
ной предполагает решение тех задач, для которых в начальный
момент не существует строгого алгоритма. Поэтому ход решения
определяется при согласованном взаимодействии ЭВМ и чело-
века, который в процессе решения, обдумав предварительный
результат части решения, может ввести дополнительную инфор-
мацию, откорректировать набор исходных данных, увеличив или
уменьшив его, направить ход решения по иному пути. Режим
диалога для решения задач интерпретации данных ГИС, при
всех трудностях формализации тех логических ходов, которыми
пользуется квалифицированный интерпретатор, является в на-
стоящее время оптимальным. Ведь много удобнее произвести
изменение хода решения в процессе, чем ждать окончания ра-
боты всей цепочки программ по заданному графу и, получив
неудовлетворительный результат, произвести корректировку и
277
опять повторять весь цикл обработки от начала до' конца.
Интерактивный или диалоговый режим предусматривает воз-
можность постоянного просмотра интерпретатором всёй исход-
ной вводимой информации, а также промежуточной, получаемой
в процессе обработки и интерпретации данных ГИС. Интерак-
тивный режим применяется в системах на СМ ЭВМ: ПО ГИС
СМ (программное обеспечение ГИС на СМ), АСОИГИС/СМ,
КАРАТ. Этот режим позволяет интерпретатору производить
обработку более оперативно, корректировать результаты обра-
ботки и в процессе решения опробовать разные алгоритмы.
Контрольные вопросы
1.	Какие системы автоматизированной обработки и интерпретации данных
ГИС Вы знаете?
2.	В чем сходство и различие систем?
3.	Что такое пакетный и диалоговый режимы обработки?
4.	В чем суть попластовой и непрерывной интерпретации?
§ 3. ПРОГРАММА АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ОБРАБОТКИ
И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС
Обработка и интерпретация данных ГИС с помощью авто-
матизированных систем имеет целью получение главных пара-
метров разреза, вскрытого скважиной, таких как коэффициенты
пористости, глинистости, нефтегазонасыщенности эффективной
толщины и в карбонатных разрезах литологической характери-
стики пород. Это задачи наиболее распространенные и требую-
щие использования основного комплекса методов ГИС. Общий
граф обработки, таким образом, выглядит для всех систем
практически одинаково (см. рис. 127). В левой части графика
показаны блоки исходных данных: геофизических данных, со-
держащих главный сигнал — характер насыщения пор нефтью
или газом (методы сопротивления); методов, характеризую-
щих пористость, литологию и глинистость пород (НМ, ГГМ-П,
АК); данных, характеризующих глинистость, пористость пород
(СП, ГМ) и удельное сопротивление пластовых вод (СП).
В правой части графика показана конечная информация,
выдаваемая практически каждой системой в результате обра-
ботки исходных данных по основному графу. Это главные пара-
метры, определяющие линейный запас ЕЛин полезного ископае-
мого, вскрытого данной скважиной h^knkHr= Един- Этот граф
обработки реализуется в разрезах, где литологическая характе-
ристика пород ограничивается только песчано-глинистыми раз-
ностями. Если разрез более сложен и минеральный состав пород
представлен различными породами (известняк-Гдоломит-1-гли-
на), граф обработки соответственно усложняется. Методы
278
пористости, глинистости и литологии (НМ, ГГМ-П, AM) дают
систему уравнений, содержащих такие неизвестные, как kn, £гл,
&п(&дол)- В этом случае в конечном наборе данных требуется
определить кроме пористости и глинистости еще и компонентный
состав матрицы коллектора (£и+£дол = 1)-
И в первом и во втором случае процесс обработки исходных
данных включает серию программ, позволяющих вводить аппа-
ратурные поправки в исходные цифровые кривые ГИС. К таким
относятся поправки, вводимые в диаграммы радиометрии за
инерционность аппаратуры и влияние скин-эффекта на показа-
ния индукционных зондов. Затем должен прорабатываться боль-
шой цикл программ, осуществляющих преобразование комплек-
са диаграмм разноглубинных зондов метода сопротивления с
целью перехода от кажущегося сопротивления рк к удельному
сопротивлению неизменной части пласта. Имеющиеся в разных
системах программы реализуют способы определения рп, рзп и
D, изложенные в соответствующих разделах гл. 1 настоящего
учебника.
Дальнейшее преобразование — переход от удельного сопро-
тивления пласта к параметру насыщения—-должен осуществ-
ляться с использованием информации о пористости пласта по
формулам (4), (5) или более сложным Г’н=рп/рвп, где рвп=
= Г’прв есть величина расчетная. Обычно это выражение заме-
няется непосредственным вычислением kB или &нг=1—kB, минуя
п_______________________________________________________
вычисление Рн. В этом случае £пг=1—£в=1—Уатапрв/йптрп,
где величина Рн не фигурирует, но требуется значение рп, рв,
ka данного интерпретируемого интервала. Поэтому получение
конечной информации /г1|Г требует проработки цикла программ,
позволяющих определить коэффициент пористости пласта, за-
дать или оценить удельное сопротивление пластовой воды в
коллекторе, знать вид связей PB = amlkBm и Pn = anlkBn.
Цикл программ для определения коэффициентов пористости
и глинистости различается в зависимости от типа разреза. Если
разрез представлен терригенными породами и сложен песчаны-
ми коллекторами с разной глинистостью, определению подлежат
два параметра пористость kn и глинистость kr:[ или сгл. Если
матрица коллектора составлена преимущественно двумя мине-
ралами (известняк + доломит), петрофизические уравнения для
плотности, нейтронной пористости и среднего времени АГ вклю-
чают также константы, характеризующие скелет породы, пред-
ставленный смесями этих минералов. В этом случае комплекс
методов пористости позволяет определить пористость и мине-
ральный состав.
В первом и втором случаях интерпретация основывается на
решении систем уравнений относительно главных неизвестных
с помощью процедур, демонстрируемых в графическом варианте
279
Рис. 128. Примеры кросз-плотов для терригенного (а) и карбонатного (б) раз-
резов.
1 — область значений 6П и kn для «сухой глины» (г. с.) и «мокрой глины»( г, м.); 2 —
наиболее вероятные для некоторого разреза значения этих параметров для тех же глин
дв = 1 г/см3
на рис. 128, а, б. В этом случае обязательным условием явля-
ется наличие в комплексе ГИС (в исходных данных) не менее
двух (а лучше трех) достаточно надежных методов пористости.
Рисунки 128, а, б, называемые в соответствии с терминологией,
заимствованной у фирмы Шлюмберже, кросс-плотами1 *, пред-
ставляют собой сопоставление показаний двух методов. В двух-
координатной системе бп—kan нанесены линии и точки, соответ-
ствующие чистому кварцу, известняку, доломиту, воде, парамет-
ры которых известны. Кварц: to = 0; бп=2,65 г/см3; известняк:
a'=Vft = 0. 6п=2,71 г/см3; доломит: w = 0, &пп~3%, бп =
= 2,85 г/см3; вода: щ=1, #Пп=1, бв=1. Обычно кросс-плот
строится только в пределах разумных значений пористости от
О до 40%, поэтому точка, соответствующая воде (£п=100%)
на графике не фигурирует. Опорные точки такого кросс-плота
легко рассчитываются. При 6п = 0,4 бп=бск—0,4 (бск—бв). По-
этому для чистых пород при £п = 40% бп кв = 1,99 г/см3, бПп =
= 2,025 г/см3, бПгл = 2,02 г/см3 (если бГЛсух = 2,7 г/см3), бПдол =
= 2,11 г/см3.
1 cross — пересекать, перекрещивать, plot—наносить; вычерчивать, чер-
теж (в нашем понимании кросс-плот — двухкоординатное сопоставление двух
видов измерений).
280
По данным кросс-плота на рис. 128, а определяются два
параметра — пористость и глинистость, по данным рисунка
128,6 — пористость и содержание доломита в смеси известняк-
доломит. На кросс-плоте рис. 128, а должны быть определены
две точки г. с. — «глина сухая» (минеральная плотность сухой
глины бгл сух и ее водородный индекс или содержание кристал-
ЛИЗЗЦИОННОИ ВОДЫ ^глсух = (Ann)гл). Поскольку последнее не
всегда возможно, по данным обработки диаграмм на значитель-
ном участке разреза определяется область, где располагаются
значения бп и Апп для наилучших глин данного разреза. Про-
должение линии от точки В через точку «глина пористая», или
«глина мокрая» (г. м.) до пересечения с координатой бп=бГЛСух
дает точку «глина сухая» (г. с.). Полученный треугольник поз-
воляет определять по двум методам пористости ГГМ-П и НМ
с помощью двух семейств кривых величины Ап и сгл-
Если комплекс методов пористости отсутствует и в районе
располагают методикой оценки пористости по одному какому-
либо геофизическому методу (нейтронному или акустическому),
поправки за литологию и глинистость в величину коэффициента
пористости вносятся по эмпирическим зависимостям (ДДк
определяется как среднее для данного типа отложений).
В этом случае пористость находится с некоторым приближени-
ем, по тем программам и регрессионным уравнениям, которые в
районе работ используются.
Сведения об используемых в программах петрофизических
уравнениях, константах т, п, ат, ап и часто рв, ргЛ, Д7гЛ, ДТ’ск,
бгл, бск. требующихся для работы соответствующих программ,
вводятся в память машины одновременно с заявкой на проведе-
ние обработки.
Для составления полной программы обработки комплекса
ГИС по тому или иному графу используется библиотека обраба-
тывающих программ, содержащая программы предварительной
обработки, интерпретации, подготовки и выдачи заключения по
обработке.
Пример некоторой части библиотеки обрабатывающих про-
грамм системы АСОИГИС/ОС показан ниже.
1. Программы предварительной обработки:
REDACT — редактирование оцифрованных кривых;
NKCOR —введение поправок в кривые НМ и ГМ;
GKCOR
CORBK —введение поправки за влияние скважины в кривую
экранированного зонда (БК-3);
SKVIK —введение поправок в показания индукционных зон-
дов за влияние скважины;
SKIN —учет влияния скин-эффекта;
281
FILTRIK—введение поправок за влияние вмещающих пород и
толщины пласта в кривую индукционного зонда;
SOPOT —введение поправок в кривую СП за влияние толщи-
ны пласта h и рп.
2. Программы геофизической и геологической интерпретации.
1)	. Расчленение разреза, выделение пластов и определение
удельного сопротивления пород:
TRANSF -расчленение разреза по диаграммам методов с сим-
метричной формой кривой;
KSTR - расчленение разреза по диаграммам градиент-зон-
дов;
RBKZ -снятие отсчетов с диаграмм рк градиент-зондов;
RESUNM - определение рп, р3п, D универсальным методом
(БЭЗ и фокусированные зонды);
CORREL -увязка границ пластов.
2)	. Оценка свойств пластов и литологическое расчленение
разреза:
DVRPAR — расчет относительных амплитуд (двойного разно-
стного параметра);
RVSH — расчет коэффициента глинистости по СП и ГМ;
PORAK — расчет коэффициента пористости по АК;
PORNK —расчет коэффициента пористости по НМ;
SWM —расчет коэффициента водонасыщенности по раз-
ным уравнениям;
PETRF — комплексная оценка kn, ferjI, kB путем решения си-
стемы уравнений;
LITLOG — литологическое расчленение и выделение коллек-
торов;
OVERL — нормализация кривых.
3.	Визуализация результатов интерпретации:
FPLOT, ZPLOT — построение кросс-плотов по двум и трем па-
раметрам (на АЦПУ);
RESULT —выдача заключения в табличной форме (на
АЦПУ);
GEODRAFT — графическая выдача результатов обработки.
Поскольку во многих случаях набор требующихся для обра-
ботки комплекса ГИС программ стандартен, составлены готовые
заявки на такую обработку. Они называются процедурами
(PROC) и записываются в память машины. Примером таких
комплексов программ, рассчитанных на обработку стандартно-
го комплекса ГИС, являются:
PROC BEDS —расчленение всех диаграмм ГИС на пла-
сты, определение рп по БЭС и индукцион-
ному зонду и увязка границ пластов;
PROC DATABED — попластовая количественная оценка fern, fen,
fell-
282
Контрольные вопросы.
1.	Как выглядит самый общий граф обработки данных ГИС? Какова
цель этой обработки?
2.	Какие данные требуется обработать и какие группы программ потре-
буются для обработки при получении главных характеристик коллекторов?
3.	Сопоставьте приведенную часть библиотеки программ АСОИГИС/ОС
с общим графом обработки данных ГИС.
§ 4. ПРЕДСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ОБРАБОТКИ
КОМПЛЕКСА ГИС
Для представления результатов автоматизированной обра-
ботки и интерпретации данных комплекса ГИС используются
разнообразные средства. Одним из вариантов наиболее лако-
ничного представления результатов является выдача таблицы
данных по пластам-коллекторам. Этот вид заключения является
конечной информацией оперативной машинной интерпретации
обработки материалов ГИС в производственном режиме по
системе АСОИГИС/ОС Тюмень. В этом районе цифровая обра-
ботка является единственным способом описания разреза сква-
жины, поскольку все варианты ручной интерпретации не могут
быть использованы из-за низкой производительности ручной
обработки. В табличном заключении приводятся сведения о
толщине, удельном сопротивлении, величине асп, коэффициен-
тах пористости, глинистости и нефтегазонасыщенности продук-
тивных пластов-коллекторов и указывается их характер насы-
щения, т. е. даются самые главные характеристики разреза.
Второй способ представления результатов — графический.
В этом случае в масштабе глубин могут выводиться разные
графики. Наиболее распространенный вид графической инфор-
мации— литологическая колонка и графики рп, рзп, /гп, &гл.
fenr. Вид и содержание представляемой информации может из-
меняться по требованию пользователя. Например, могут быть
выведены исправленные кривые ГМ, НГМ, СП или нормализо-
ванные кривые (приведенные к общему масштабу пористости,
глинистости, минерального состава и т. д.). Для нормализации
используются разные средства (работа программы OVERL).
Например, диаграмма рк->рп и диаграмма метода пористости,
нормализованные по плотным и водоносным участкам разреза,
дает расхождение кривых в интервалах, где в порах коллекто-
ров содержатся непроводящие флюиды (нефть, иногда газ).
Наложение двух методов пористости с изменением их масшта-
бов (например, акустического и нейтронного) позволяет выде-
лить в разрезе участки с вторичной пористостью 6Птр + /гПкв.
Нормализация диаграмм двух методов глинистости СП и ГМ
позволяет обнаружить по расхождению кривых интервалы,
283
Рис. 129. Пример графической выдачи результатов машинной интерпретации
по системе АСОИГИС/ОС.
/ — нефтеносность, 2 — угли и углистость
представленные полимиктовыми песчаниками, содержащими
радиоактивные элементы в скелете пород (рис. 129).
В случае, когда в исходном геофизическом комплексе име-
ется два (или три) метода пористости, а, кроме того, методы
сопротивления позволяют определить рп — удельное сопротив-
ление неизмененной части пласта и рпп — промытого пласта,
результаты обработки могут быть представлены еще более пол-
но. Для терригенного разреза (рис. 130) результаты комплекс-
ной обработки представляются в следующем виде. В крайней
правой колонке дается распределение объема породы между
глиной, матрицей и порами. В пределах коллектора объем пор
составляет 22—30%, а глинистость изменяется от 0 до 18%.
В интервалах неколлекторов объем глины составляет 50—95%,
а матрица (песчано-алевролитовая часть породы)—от 2 до
60%. В следующей (второй справа) колонке дается объем пор
и его распределение между разными компонентами флюидов:
водой, подвижной нефтью и остаточной нефтью. В третьей
(справа) колонке выведено насыщение пор водой и углеводоро-
дами: в водоносной части коллектора feB= 100%, в продуктивной
части йв = 30—12%. Объемное содержание углеводородов в
породе knkm в водоносной части — 0, в продуктивной части — от
284
Рис. 130. Пример графической выдачи результатов машинной интерпретации
по данным фирмы Шлюмберже.
Углеводороды: / — остаточные; 2 — подвижные; 3 — вода; 4 — глина; о — матрица; 6 —
пористость
0,05 до 0,23 от объема породы. Первая слева колонка — сред-
няя плотность зерен матрицы — дает представление о минера-
логическом составе пород (в коллекторах плотность скелета
2,65—2,9 г/см3, в глинах 2,2—3 г/см3).
Представление результатов интерпретации в таком или
подобном виде позволяет описать разрез скважины наиболее
подробно и обеспечивает как литологическое расчленение, так
285
и оценку параметров пластов-коллекторов. Такое описание раз-
реза позволяет также легко получить для скважины величину
линейного запаса углеводородов, что необходимо для исполь-
зования геофизической информации при дальнейшем подсчете
запасов по площади.
Контрольные вопросы
1.	В каком виде и какими средствами изображаются результаты автомати-
зированной обработки и интерпретации данных ГИС?
2.	Какие параметры пластов изображаются после обработки данных по
разным системам?
3.	Как изображается литологическая характеристика разреза скважины?
4.	Как изображаются емкостные свойства и характер насыщения пород-
коллекторов и неколлекторов?
Глава 14
КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИС
ПРИ ИЗУЧЕНИИ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Ископаемый уголь, наряду с нефтью и природным газом,
является одним из основных источников энергии. Ископаемый
уголь — твердая горючая горная порода, образовавшаяся из
отмерших растений в результате биохимических и физических
изменений. Основные компоненты угля — органическая масса,
минеральные примеси, влага.
При комплексной интерпретации результатов ГИС при раз-
ведке угольных месторождений решается обширный круг задач,
включающий литологическое расчленение разрезов скважин,
их корреляцию и выявление разрывных (тектонических) нару-
шений; выделение пластов угля и определение глубины их зале-
гания, мощности, строения и их зольности; определение физико-
механических свойств, прогнозирование устойчивости и обру-
шаемости пород кровли и почвы угольных пластов и т. д.
Возможность применения геофизических методов для иссле-
дования углеразведочных скважин основана на различии физи-
ческих свойств углей и вмещающих горных пород. Физические
свойства углей и вмещающих пород зависят от степени их мета-
морфизма1, а также от влажности и минерального состава. По
степени метаморфизма различают бурые, каменные угли и ан-
трациты. Бурые угли (наименее метаморфизированные) харак-
1 Метаморфизм углей — процесс, при котором под длительным воздейст-
вием повышенных температуры и давления горных пород происходит структур-
но-молекулярное преобразование слагающих уголь компонентов и превращение
бурого угля в каменный, а на завершающей стадии углефикации — каменного
угля в антрацит.
286
терпзуются сравнительно небольшим (60—70%) содержанием
углерода и значительным (до 40%) количеством влаги. Камен-
ные угли содержат 80—95% углерода и до 5% влаги. Антраци-
ты, имеющие наибольшую степень метаморфизма, включают
более 95% углерода, а влаги практически не содержат. Угли
подразделяются на группы (марки), которые имеют различное
промышленное назначение. Бурые угли имеют марки Б1, Б2,
БЗ. Каменные угли подразделяются на длиннопламенные (Д),
газовые (Г), газовые жирные (ГЖ), жирные (Ж), коксовые
жирные (КЖ), коксовые (К, К2), отощенные спекающиеся
(ОС), слабоспекающиеся (СС) и тощие (Т). Антрациты под-
разделяются на собственно антрациты (А) и полуантрациты
(ПА). Наиболее широко угли всех марок используются в каче-
стве энергетического топлива. Каменные угли марок КЖ, ОС,
Г, КЖ, ГЖ применяются для получения специального метал-
лургического топлива — кокса. Кроме того, угли используются
для получения жидкого топлива, смазочных масел, пластмасс.
§ 1.	ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА УГЛЕЙ И ВМЕЩАЮЩИХ
ПОРОД
Удельное сопротивление рп песчаников, алевролитов (песча-
нистых сланцев), аргиллитов (глинистых сланцев) возрастает с
увеличением степени метаморфизма. Удельное сопротивление
углей возрастает от 10—200 Ом-м (слабометаморфизированные
бурые угли) до 100—15000 Ом-м (каменные угли марок Д, Г,
Ж, К)- Величина рп углей марок ОС и Т составляет 10—•
100Ом-м. Резко уменьшается удельное сопротивление углей (от
10 до 0,01 Ом-м) при переходе от марки Т к полуантрацитам
и антрацитам. Существенно влияет на удельное сопротивление
углей одной и той же марки их зольность'. С ростом зольности
величина рп антрацитов возрастает, а рп каменных и бурых
углей уменьшается.
Угли, как и вмещающие породы, способны создавать естест-
венные электрические поля в скважинах. Наибольшими потен-
циалами СП характеризуются антрациты, которые на диаграм-
мах СП отмечаются положительными аномалиями до 400—•
600 мВ.
Полуантрациты и тощие угли также выделяются положи-
тельными аномалиями СП, но меньшей амплитуды, не превы-
шающей 80—100 мВ. Образование потенциалов собственной
поляризации в антрацитах, полуантрацитах и некоторых тощих
углях связано с окислительно-восстановительными процессами.
1 Зольность углей — отношение (в %) массы неорганического остатка (зо-
лы), получаемой в установленных условиях после полного сжигания угля,
к единице массы угля.
2 87
Каменные и бурые угли на диаграммах СП отмечаются как по-
ложительными, так и отрицательными аномалиями с амплиту-
дой до 50 мВ. В образовании аномалии СП против бурых и
каменных углей наряду с окислительно-восстановительными
процессами значительную роль играет диффузия солей.
Угли по сравнению с вмещающими породами обладают по-
вышенной вызванной электрохимической активностью, поэтому
на диаграммах ВП угольные пласты в большинстве случаев
выделяются четкими аномалиями.
Наблюдается связь поляризуемости углей со степенью их
метаморфизма. Так, наибольшими значениями вызванных по-
тенциалов характеризуются антрациты, наименьшими — бурые
угли.
Естественная радиоактивность углей всех марок несколько
ниже радиоактивности вмещающих пород, поэтому на диаграм-
мах ГМ угольные пласты обычно отмечаются минимумами.
Исключение составляют угольные пласты, обогащенные в кров-
ле или почве радиоактивными элементами.
Плотность углей на 0,4—1,0 г/см3 ниже плотности вмещаю-
щих пород, при этом рп как углей, так и вмещающих пород рас-
тет с увеличением степени метаморфизма (табл. 18). Различие
в плотности углей и вмещающих пород обусловило использова-
ние метода ГГМ-П в разрезах угольных скважин пластов угля
любой марки.
Пласты угля обладают сравнительно малым эффективным
атомным номером z3$ (для углерода z-l(j, = 6), в то время как для
вмещающих пород (глинистые сланцы, песчаники, известняки
и др.) гЭф= 13-4-15. Это позволяет широко использовать метод
ГГМ-С для выделения и изучения пластов угля.
Т а б л и ц а 18
Пределы изменения удельного сопротивления естественной радиоактивности
и плотности углей и вмещающих пород
Порода	Р„. Ом-м	фА/кг	6. г/см3
Глина	1—20	290—1800	1,9—2,2
Сланец глинистый, аргиллит	5—400	360—2200	2—2,7
Сланец песчанистый	10—800	220—1500	2,1—2,7
Песок	1—20	70—1100	1,8—2,2
Песчаник	20—1000	70—1100	2,0—2,5
Известняк	20—800	35—870	2,3—2,5
Уголь бурый	10—200	220—720	1,10—1,2
Уголь каменный	100—5000	290—1100	1,2—1,4
Угли марок Т и ПА	10—100	360—1350	1,4—1,6
Антрацит	0,01—10	430—1500	1,6—1,8
288
§ 2.	ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗОВ
СКВАЖИН. ВЫДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВ УГЛЯ,
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИХ МОЩНОСТИ И СТРОЕНИЯ
Геофизические исследования угольных скважин обычно вы-
полняют в два этапа. Вначале регистрируют по всему стволу
скважины диаграммы в масштабе глубин 1 :200 с целью лито-
логического расчленения разреза, выделения пластов угля, зон
ослабленных (нарушенных) пород. На основании корреляции
разрезов скважин, составленных по данных этих исследований,
устанавливают синонимику угольных пластов, определяют ме-
стоположение, характер и амплитуду разрывных нарушений,
пересеченных скважиной.
Мощность, строение и зольность угольных пластов определя-
ют по диаграммам, зарегистрированным в детальном масштабе
глубин. Для исследования пластов мощностью 0,30—1,30 м при-
меняют масштаб глубин 1 :20, так как их мощность необходимо
найти с точностью не менее ±0,05 м. Пласты мощностью 1,30—
3,5 м исследуют в масштабе глубин 1 : 50, мощные пласты про-
стого строения — в масштабе 1 : 200.
Литологическое расчленение разреза скважин выполняют по
методикам, описанным в гл. 12.
Для выделения в разрезах скважин угольных пластов всех
групп применяется комплекс исследований, включающий мето-
ды КС, СП, ГМ, ГГМ-п и кавернометрию. На буроугольных
месторождениях, а также на месторождениях углей переходных
марок (Т, ПА) регистрируют диаграммы рк, градиент-зонда
АО = 0,34-0,5 м или потенциал-зонда AM=0,1 м, на месторож-
дениях каменных углей применяют градиент-зонд АО = 2,5ч-
-4-3,6 м, на месторождениях антрацитов — потенциал-зонд АМ =
= 0,14-0,2 м.
Размер зонда при исследованиях методом ГГМ-п для всех
типов углей постоянен и равен в случае применения в качестве
источника гамма-излучения 60Со — 0,35—0,40 м, при использо-
вании 127Cs — 0,20 м.
Бурые угли имеют геофизическую характеристику, близкую
к характеристике вмещающих пород, поэтому на диаграммах
методы КС, СП, ГМ часто не выделяются, т. е. не отличаются
от вмещающих пород. На диаграммах ГГМ-п бурые угли отме-
чаются четкими максимумами. Однако в связи с тем, что анало-
гичными аномалиями характеризуются также каверны в глини-
стых пластах, для выделения пластов бурого угля необходимо
проводить комплексную интерпретацию диаграмм всех методов.
Помимо перечисленных методов на месторождениях бурых уг-
лей дополнительно регистрируют диаграммы ГГМ-с. На кавер-
нограмме пласты бурого угля отмечаются номинальным диамет-
ром. Пример комплексной интерпретации геофизических мето-
19—233
289
IW ESP ЕЗ*
Рис. 131. Комплексная интерпретация геофизических исследований на место-
рождении бурого угля.
1 — глина, 2 — известняк, 3 — уголь, 4 — песчаник
дов при выделении бурых углей приведен на рис. 131. Угольный
пласт толщиной 1,2 м залегает в интервале 89,4—90,6 м. По
диаграммам всех методов четко отмечается верхняя граница
пласта. Под углем залегает пласт песка, который по своим
электрическим свойствам и естественной радиоактивности почти
не отличается от вышележащего пласта угля, поэтому нижняя
граница пласта определена по диаграммам ГГМ-п и ГГМ-с.
Каменные угли так же, как и бурые, имеют геофизическую
характеристику, близкую к некоторым разновидностям вмещаю-
щих пород (песчаникам, известнякам), поэтому на диаграммах
методов КС, ПС, ГМ часто от них не отличаются. Пласты ка-
менного угля марок ДГ, ЖК и ОС отмечаются высокими значе-
ниями рк, высокими показаниями ГГК-п и пониженными — ГМ.
В пластах угля марок К, Ж, ОС часто образуются каверны,
причем со временем каверны увеличиваются. При интерпрета-
ции особое затруднение вызывает выделение пластов угля,
залегающих непосредственно под известняками или песчаника-
ми, а также при наличии каверн в угольных пластах и вмещаю-
щих породах. На рис. 132 приведен пример комплексной интер-
претации геофизических методов при выделении пластов камен-
ного угля.
Наиболее четко по комплексу методов КС, СП и ГГМ выде-
ляется пласт i3, залегающий в интервале 976,4—977,8 м. Над
пластом 13 (интервал залегания 946,4—947,6 м) имеется кавер-
290
ЕЗ' М2 ШР ЕО EW
Рис. 132. Комплексная интерпретация геофизических исследований на место-
рождении каменного угля (марка К).
/—известняк; 2 — уголь; 3 — песчаник; сланцы: 4 — глинистый, 5 — песчанистый; 6 — ка-
верна
на, поэтому на диаграмме ГГМ-п пласт характеризуется широ-
кой аномалией, объединяющей как пласт, так и каверну. Выде-
ление пласта возможно комплексом диаграмм КС, ГМ и СП.
Пласт i3" (интервал 919,7—920,8 м) залегает под известняком.
На диаграммах КС, СП и ГМ пласты угля и известняка отме-
чаются общей аномалией. Разделение угля и известняка вы-
полняется по диаграмме ГГМ-п.
Угли переходных марок (Т, ПА) имеют геоэлектрическую
характеристику, близкую к вмещающим аргиллитам, алевроли-
там, глинистым и песчанистым сланцам, поэтому при их выде-
лении основную роль играют радиоактивные методы — ГМ и
ГГМ. В большинстве случаев угли этих марок отмечаются
положительными аномалиями на диаграммах СП. Угли марок
Т и ПА по сравнению с каменными углями К, ОС, Ж менее
подвержены образованию каверн. В качестве дополнительного
метода для выделения угольных пластов переходных марок
иногда используют метод ВП.
Антрациты четко выделяются низкими значениями рк на
диаграммах КС и значительными положительными аномалиями
на кривой СП. На диаграмме ГМ антрациты отмечаются пони-
19
291
женными показаниями, близкими к показаниям ГМ в известня-
ках и песчаниках. Незначительные каверны в пластах антраци-
та встречаются довольно часто.
Мощность угольных пластов и их строение определяют по
диаграммам геофизических методов, зарегистрированным в
детальном масштабе глубин 1 : 50 или I : 20.
В соответствии с существующими требованиями мощность
пластов и их строение должны быть однозначно определены
не менее, чем по двум геофизическим методам, при этом должны
быть установлены общая и полезная мощность угольного пла-
ста. Общая мощность угольного пласта включает все породные
прослои; а полезная мощность является суммарной мощностью
только угольных пачек. Для пластов простого строения общая
и полезная мощность равны. При подсчете запасов углей ис-
пользуется полезная мощность. Для определения мощности
угольных пластов и их строения, помимо методов, применяемых
для выделения угольных пластов, используют методы регистра-
ции тока (РТ) как в обычном варианте, так п с применением
фокусированного зонда (РТ-ФЗ) и фокусированного микрозон-
да (РТ-МФЗ), а также методы сопротивления экранированного
заземления (СЭЗ), разности сопротивлений заземлений шаро-
вого зонда (РСЗ), методы ГГМ-с и градиента СП.
Мощность пластов углей бурых и переходных марок находят
по диаграммам ГМ, ГГМ-п и ГГМ-с с учетом диаграмм КС и
СП. Толщину пластов каменного угля определяют по диаграм-
мам одного или двух электрических (РТ-ФЗ, РТ-МФЗ, РСЗ,
КС) и одного или двух радиоактивных (ГГМ-с, ГГМ-п, ГМ)
методов. Мощность пластов антрацитов с достаточной точно-
стью устанавливается по диаграммам КМ, градиента СП, ГМ,
ГГМ-с.
§ 3.	ОЦЕНКА КАЧЕСТВА УГЛЕЙ
При изучении качества углей по керновым пробам опреде-
ляют их зольность Ad, влажность, сернистость, петрофизический
и химический состав, выход летучих веществ. Геофизическими
методами находят только наиболее изменчивый показатель ка-
чества углей — их зольность. Методика определения по геофи-
зическим данным других параметров находится в стадии разра-
ботки. В наиболее чистых разностях угля зольность колеблется
от 2 до 8%. Природная зольность угля может достигать значи-
тельной величины с постепенным переходом углей в углистые
породы. Разграничение углей и углистых пород проводят услов-
но с учетом практических соображений. В зависимости от
качества углей (а также экономической целесообразности раз-
работки конкретных месторождений) к углям относят пласты,
содержащие менее 30—55% золы. Для оценки зольности углей
292
по данным геофизических исследований используют методы
сопротивлений (КС, СЭЗ), естественной радиоактивностью
(ГМ), селективный гамма-гамма-метод (ГГМ-с), методы рас-
сеянного гамма-излучения (ГГМ-п) и потенциалов вызванной
поляризации (ВП).
Зольность и другие характеристики качества углей определя-
ются с помощью корреляционных зависимостей между показа-
телями качества углей и геофизическими параметрами (плот-
ность, удельное электрическое сопротивление или удельная
электропроводность, естественная гамма-активность, эффектив-
ный атомный номер).
Корреляционные зависимости между зольностью (и другими
характеристиками качества углей) и геофизическими парамет-
рами устанавливаются путем статистической обработки данных
ГИС по пересечениям угольных пластов при полном выходе
(100%) и хорошей сохранности угольного керна и при условии
соответствия мощности и строения пласта по керну и каротажу.
Могут быть также привлечены данные анализа грунтоносных
проб при отборе их по всей мощности пласта с шагом 10 см по
пластам простого строения и 5 см — по пластам сложного стро-
ения и соответствии мощности и строения пласта по грунтонос-
ным пробам и данным ГИС.
Эти корреляционные зависимости строятся для каждого
месторождения шахтного поля и в отдельных случаях, — для
конкретных пластов.
Характеры связи отдельных геофизических параметров и
зольности пластов угля приведены на палетках (рис. 133),
предложенных В. В. Гречухиным.
В качестве геофизического параметра в этих палетках ис-
пользованы относительные параметры. Так, например, относи-
тельное удельное сопротивление
АРк= Рп .100,
Рп ср.пл
где рпср.пач — удельное сопротивление опорной пачки, рПСр.пл —
среднее удельное сопротивление всего пласта.
Аналогично определяются относительные значения всех ос-
тальных геофизических параметров.
На практике для определения зольности пластов угля, в
основном, используют методы ГГМ-п, ГГМ-с и ГК (рис. 134).
§ 4.	ОЦЕНКА ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
ГОРНЫХ ПОРОД И ПРОГНОЗ ИХ УСТОЙЧИВОСТИ
Определение физико-механических свойств выполняется для
пород основной и непосредственной кровли и почвы угольных
пластов. К породам основной кровли относятся породы в интер-
293
Рис. 133. Палетки для определения зольности угольных пластов (Д'аср.пл=20%).
Относительные параметры пачек угольного пласта: а — кажущееся электрическое сопро-
тивление; б — электрическая проводнмость;в— потенциал вызванной поляризации; г —
потенциал собственной поляризации; д — интенсивность естественного гамма-излучения;
е — интенсивность плотностного рассеянного гамма-излучения; ж— интенсивность селек-
тивного рассеянного гамма-излучения: з — интенсивность нейтронного гамма-излучения

О 20 60 100 Ad°/o
Рис. 134. Пример определения зольности пластов угля по данным ГГМС,
ГГМП и ГМ.
1 — уголь, 2 — углистый аргиллит, 3 — аргиллит, 4 — алевролит
294
вале десятикратной мощности угольного пласта основной поч-
вы— в интервале четырехкратной мощности угольного пласта.
К основным физико-механическим свойствам вмещающих
пород, определяющим горно-геологические условия эксплуата-
ции угольных месторождений, относятся: пористость (kn), мине-
ралогическая (6М) и объемная (60б) плотность, предел прочно-
сти на одноосное сжатие (6СЖ) и одноосное растяжение (6рас)
и др.
Для определения физико-механических свойств угленосных
пород для каждого месторождения (шахтного поля) находят
корреляционные связи между этими свойствами с параметрами
ГИС. Пример определения физико-механических свойств пород
по данным ГИС и сопоставление полученных данных с резуль-
[iWfc [TL]g	ПП»
Рис. 135. Сопоставление результатов определения физико-механических свойств
угленосных пород по геофизическим и лабораторным данным.
°сж “ предел прочности при сжатии, ор —- предел прочности при растяжении, v — коэф-
фициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона), Тш —твердость по Шору,
£ —модуль упругости при одноосном сжатии (модуль Юнга), X — модуль объемной уп
ругости (всестороннего сжатия), G — модуль сдвига, f — коэффициент динамической
крепости по Протодьякоиову. 1 — уголь; алевролиты: 2 — конкреционный, 3 — крабоиат-
ный; песчаники: 4 — мелкозернистый конкреционный, 5 — мелкозернистый глинистый, 6 —-
мелкозернистый карбонатный, 7 — средиезернистый глинистый, 8 — крупнозернистый гли-
нистый; значения физико-механических параметров: 9 — по данным геофизики, 10 — по
Данным лаборатории, 11 — место отбора образца
295
татами лабораторных определений этих же свойств по керну
приведен на рис. 135.
При шахтном способе добычи угля особо важную роль име-
ет достоверный прогноз определения устойчивости пород, зале-
гающих в кровле угольных пластов.
В последнее время для прогнозирования поведения кровли
и почвы угольных пластов в горных выработках, помимо дан-
ных, полученных при изучении керна (испытания его образцов
в лабораторных условиях) стали привлекаться данные ГИС.
При прогнозировании устойчивости и обрушаемости кровель
угольных пластов строят литолого-прочностные карты кровли,
предварительно построив нормальные литолого-прочностные
разрезы, охватывающие интервал десятикратной мощности
угольного пласта в его кровле, но не более 25 м (активная кров-
ля). Для построения этих разрезов используются определенные
по данным ГИС литология и физико-механические свойства
пород.
Контрольные вопросы
1.	От чего зависят физические свойства углей и вмещающих пород?
2.	Какие промышленные марки имеют угли?
3.	Укажите пределы изменения рп основных типов углей и вмещающих
пород.
4.	Как характеризуются угли на диаграммах СП, ВП, ГМ?
5.	Каковы предельные значения плотности для углей и вмещающих пород?
6.	Какие основные задачи можно решать геофизическими методами при
исследовании угольных скважин?
7.	По какому комплексу геофизических методов выделяется каждый тип
углей?
8.	Какими методами можно определить мощность пластов и их строение?
9.	Что такое общая и полезная мощность угольного пласта?
10.	По диаграммам каких геофизических методов можно установить золь-
ности углей?
11.	С какой целью строят литолого-прочностные карты кровли пластов
угля?
Глава 15
КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИС
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РУД
И ДРУГИХ ВИДОВ МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ
Геофизические исследования в скважинах на месторождени-
ях руд и минерального сырья проводятся с целью литологичес-
кого расчленения разрезов скважин, выявления рудного тела,
определения его мощности, строения и глубины залегания. В от-
дельных случаях по результатам геофизических исследований
удается установить количественное содержание полезного иско-
паемого.
296
Данные ГИС применяются при поисках и разведке всех руд-
ных месторождений, включая металлические (железо, хром,
марганец, никель, алюминий, медь, свинец, цинк, сурьма, олово,
серебро, ртуть, бериллий и др.) и неметаллические полезные
ископаемые (алмазы, апатиты, флюорит, фосфориты, калийные
соли и др.).
Следует отметить, что разрезы большинства рудных место-
рождений представлены крепкими породами, и поисково-разве-
дочное бурение в них ведется, как правило, с полным отбором
керна (кроме ослабленных рудных зон). Поэтому при решении
общегеологических задач на рудных объектах данные ГИС
иногда имеют вспомогательное значение. Исключение составля-
ют месторождения железных и марганцевых руд, бокситов и
другие, залегающие в осадочных породах, где (также как и при
разведке на нефть, газ и уголь) при документации разрезов
скважин данные ГИС играют ведущую роль.
Комплекс геофизических исследований в скважинах на ме-
сторождениях руд и минерального сырья зависит от физических
свойств полезных ископаемых и вмещающих их пород. При
выборе комплекса учитывают следующие свойства пород: удель-
ное электрическое сопротивление, естественную и вызванную
электрохимическую активность, плотность, эффективный атом-
ный номер, нейтронные свойства и др. Для литологического
расчленения разрезов скважин используют методы электричес-
кие (КС, ПС), естественной радиоактивности (ГМ), рассеянно-
го гамма-излучения (ГГМ-п) и магнитометрии (КМВ). К мето-
дам, позволяющим успешно решать задачу количественного
определения отдельных полезных компонентов в руде (породе),
относятся методы естественной радиоактивности (ГМ), наве-
денной активности, рентгенорадиометрический метод (PPM),
метод магнитной восприимчивости (КМВ) и др.
Геофизические исследования скважин на месторождениях
руд и минерального сырья выполняют, как правило, в два эта-
па. Вначале проводят общие исследования в масштабе глубин
1 :200 или 1 : 500 с целью литологического расчленения разрезов
скважин и выявления интервалов залегания полезного ископае-
мого, которые затем детально изучают с целью определения
границ рудного тела, его мощности, строения, а также количест-
венной оценки его содержания. Детальные исследования прово-
дят в масштабах глубин 1 : 50 или 1 :20.
Широкое применение при исследовании скважин рудных ме-
сторождений имеют методы скважинной геофизики.
§ 1.	ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА РУД.
ВЫДЕЛЕНИЕ РУДНЫХ ТЕЛ, ЗОН ОРУДЕНЕНИЯ,
РОССЫПЕЙ
Железные руды. Существует несколько типов железных руд,
различающихся минеральным составом, условиями образования
и другими особенностями. В зависимости от этого меняются и
их физические свойства. По физическим свойствам месторожде-
ния железа можно разделить на две группы. Первая группа
включает месторождения, сформировавшиеся среди магнети-
ческих образований, в скарнах или в результате гидротермаль-
ной деятельности (Урал, Западная Сибирь, Красноярский
край). Рудные тела имеют разнообразную форму — пластооб-
разных залежей, линз или жил неправильной формы. Главные
рудообразующие минералы—магнетит, сидерит, ильменит и др.
Руды, как правило, залегают среди вмещающих пород с высо-
ким значением рп и низким значением х; сами руды характери-
зуются повышенным значением х и низким — рп, равным 5—
50 Ом • м.
Ко второй группе относятся месторождения, обусловленные
региональным метаморфизмом железистых толщ докембрийско-
го возраста (КМА). На этих месторождениях различаются
мощные толщи железистых кварцитов, обычно занимающие
огромные площади и представляющие убогую железистую руду
и расположенные среди них залежи богатой руды. Залежи руды
представлены плащами, покрывающими железистые кварциты,
созданными при древнем или современном выветривании. Среди
богатых железных руд выделяются пористые (слабоуплотнен-
ные, почти рыхлые) мартитовые и плотные карбонатно-марти-
товые руды. Пористые мартитовые руды обладают повышенной
пористостью, достигающей 47% (средняя пористость около
37%). Плотность 6П рыхлых руд равна 3,13, а плотных —
3,65 г/см3 и выше. Богатые железные руды выражены также
гидрогематитовыми, сидерито-мартитовыми и другими разно-
стями. Руды характеризуются низкой магнитной восприимчиво-
стью и повышенным удельным сопротивлением (10—500 Ом-м);
непосредственно над рудами залегают осадочные породы низко-
го сопротивления.
Наиболее благоприятны для проведения геофизических из-
мерений месторождения железа первой группы, при исследова-
нии которых применяются электрические и магнитные методы,
а также методы электрической корреляции. Выделение руд в
разрезах скважин, определение их мощности и строения осуще-
ствляются по диаграмме КМВ. В отдельных случаях использу-
ют методы электродных потенциалов (МЭП), скользящих
контактов (МСК), рассеянного гамма-излучения (ГГМ-п). Руды
выделяются низким сопротивлением, повышенными плотностью
298
и магнитной восприимчивостью. При благоприятных условиях
по величине магнитной восприимчивости можно определить про-
центное содержание железа в разрезе скважины (см. гл. 5).
На месторождениях второй группы для выделения слабомаг-
нитных железных руд применяют комплекс методов ГГМ-п и
ГГМ-с. Применение указанных методов основано на понижен-
ной плотности богатых железных руд и сравнительно высоком
номере железа (гЭф = 26).
Железистые кварциты, обладающие повышенными магнит-
ными параметрами, выделяются по диаграммам х. Пример ком-
плексной интерпретации результатов геофизических исследова-
ний железорудных скважин на месторождениях этой группы
приведен на рис. 136. Слабомагнитные руды, представленные
гематитом, мартитом, сидеритом, на диаграммах х не отлича-
ются от вмещающих пород и отмечаются по данным методов
ГГМ-п и ГГМ-с. Количественное определение содержания же-
леза на месторождениях этой группы по диаграмме возможно
только для руд, обладающих магнитными свойствами. Для не-
магнитных железных руд методика количественных определений
(по комплексу методов ГГК-п и ГГК-с и др.) находится в ста-
дии разработки.
Марганец. Окисные и карбонатные марганцевые руды обра-
зуют пластовые залежи массивной, чаще вкрапленной текстуры,
залегающие в песчано-глинистых отложениях. Марганец обла-
дает повышенным сечением захвата тепловых нейтронов, поэто-
му породы с высоким содержанием марганца выделяются на
диаграммах метода НМ пониженными значениями. Применение
для этих целей методов НГМ (зонды 0,15—0,35 м) и НМ-НТ
менее благоприятно вследствие значительного влияния на их
показания содержания водорода. Руды марганца часто харак-
теризуются повышенной магнитной восприимчивостью (х) и
плотностью. Пример выделения марганцевых руд приведен на
рис. 137.
Количественное определение процентного содержания марган-
ца в породе возможно нейтронно-активационным методом
(НАМ).
Хром. Хромитовые руды залегают в ультраосновных породах
(серпентинитах, дунитах, перидотитах и др.) в виде жилообраз-
ных и линзообразных тел. Руды делятся на массивные и
вкрапленные. Массивные руды характеризуются повышенным
удельным сопротивлением, избыточной плотностью и нулевым
значением магнитной восприимчивости по отношению к вмещаю-
щим серпентинитовым породам. Хромиты часто выделяются
максимумами интенсивности нейтронного гамма-излучения при
регистрации его в интервалах энергий, превышающих 8 МэВ.
Вкрапление руды в большинстве случаев по своим физическим
свойствам не выделяются среди вмещающих пород. Для выде-
299
Рис. 136. Применение КМВ и ГГМ. для разделения магнетитовых и магнетито-
гематитовых руд.
Породы: кварциты— / —железистый рудный, II— слабооруденелый, III — гиейс, /V —
биотитово-амфиболовый сланец; V —пегматит; VI — диабаз. Содержания по данным
химических анализов керна: железа — 1 — растворимого, 2 — валового; 3 — магнетита.
Кривые: 4 — ГГК, КМВ — 5 — однокатушечный зонд, 6 — двухкатушечный; 7 — каверно-
грамма
ления и оценки хромитовых руд применяется спектрометричес-
кий нейтронный гамма-метод (НГМ-с) в комплексе с гамма-
гамма методами (ГГМ-п и ГГМ-с) в связи с тем, что хромито-
вые руды имеют по сравнению с вмещающими породами
избыточную плотность и более высокий атомный номер.
Пример выделения массивных хромитовых руд по комплексу
геофизических методов (КС, ГГМ-п, ММ) см. на рис. 137.
Никель. По условиям образования и минералогическому
составу никелевые руды разделяются на сульфидные медно-ни-
300
Рис. 137. Комплексная интерпретация геофизических исследований при выде-
лении марганцевых («) и хромитовых (б) руд.
/—глина; марганцевая руда: 2 — бедная. 3 — богатая; 4 — песчаник; 5 — серпентинит по
дуниту; 6 — хромитовая руда
келевые и силикатно-никелевые. Наибольший практический
интерес представляют магматические сульфидные медно-никеле-
вые месторождения, приуроченные к основным и ультраоснов-
ным изверженным породам. Руды подразделяются на вкраплен-
ные и массивные. Состав рудных минералов довольно постоянен
для этого типа месторождений и представлен в основном пирро-
тином, халькопиритом и пентландитом.
Сплошные руды, как правило, характеризуются повышенной
электропроводностью, избыточной плотностью, высокими пока-
заниями на диаграммах СП и МЭП; в отдельных случаях отме-
чаются аномалиями малой величины. Промышленные скопления
никеля отмечаются также в коре выветривания серпентинитов
(Урал). Никелесодержащие минералы относятся к группе сили-
катов и гидросиликатов. Никеленосные зоны характеризуются
пониженными значениями плотности, удельного сопротивления
и магнитной восприимчивости на фоне вмещающих неизменных
серпентинитов. Для выделения сульфидных руд никеля приме-
няется комплекс геофизических исследований, включающий ме-
тоды КС, СП, МСК, МЭП, ГГМ-п, ГГМ-с. Пример выделения
медно-никелевых руд приведен на рис. 138. Наиболее эффектив-
ной методикой выделения никеля в разрезе скважины и опреде-
ления его количественного содержания является методика
спектрометрии гамма-излучения радиационного захвата гамма-
квантов при энергиях свыше 7,6 МэВ. Однако в связи с большой
301
Рис. 138. Выделение медно-никелевых руд по данным геофизических исследо-
ваний.
1 — прожилково-вкрапленная руда; 2 — массивная руда; 3 — габбро-диабаз
трудоемкостью эта методика пока не нашла промышленного
применения.
Вольфрам. Месторождения вольфрама по условиям образо-
вания относятся к скарновому и гидротермальному типам. На
месторождениях скарнового типа руды представлены скоплени-
ями шеелита; вмещающие породы — карбонаты, сланцы, рого-
вики, граниты, гранодиориты. На месторождениях гидротер-
мального типа руды представлены вольфрамитом гюбнеритом;
вмещающие породы — граниты, гранодиориты, кварцевые пор-
фиты. Руды обладают массивными пятнистыми, полосчатыми и
прожилково-вкрапленными текстурами. Вмещающие породы и
руды достаточно хорошо дифференцированы по плотности. По
электрическим свойствам литологические разности пород не
различаются; в разрезе лишь четко отмечаются зоны сульфид-
ной вкрапленности.
Основным физическим параметром, по которому выделяются
руды вольфрама, является их эффективный атомный номер
(гЭф вольфрама равен 74). На диаграммах методов РРМ и
ГГМ-с четко отмечаются интервалы залегания руд. Количествен-
ное определение содержания вольфрама проводится методом
РРМ.
Медь. Основным типом месторождений меди являются гид-
ротермальные медно-колчеданные месторождения, приурочен-
ные к различным вулканогенным породам. Менее распростра-
нены месторождения контактно-метасоматического типа. Ветре-
302
чаются месторождения медистых песчаников, не имеющие в на-
стоящее время промышленного значения. Руды месторождений
меди комплексные и содержат медь, цинк, свинец, железо, золо-
то и другие металлы. Главные рудосоставляющие минералы —
халькопирит, пирит и сфалерит. Рудные залежи в основном
представляют собой линзы различных размеров или пластооб-
разные тела.
Выделение рудных горизонтов и уточнение их мощности про-
изводятся на месторождениях всех типов. При этом использу-
ются электрические методы — КС, МСК, МЭП и СП. Для
определения элементов залегания рудных тел и рудных зон и
уточнения их структурных особенностей применяются методы
скважинной геофизики. Количественная оценка содержания ме-
ди выполняется по данным нейтронно-активационного метода
(НА) по короткоживущему 66С и долгоживущему 64С изотопам.
Свинец и цинк (полиметаллы). Главные минералы полиме-
таллических руд — галенит и сфалерит, содержание которых
находится в различных соотношениях. В состав руд входит так-
же много различных сульфидных минералов, из которых наибо-
лее распространены халькопирит и пирит. Полиметаллические
руды отличаются низким кажущимся сопротивлением, повышен-
ной плотностью и большим эффективным атомным номером
(для свинца гЭф = 82, для цинка гЭф = 30); они характеризуются
также наличием ионной проводимости. Комплекс геофизических
исследований включает электрические (КС, ПС, МЭП, МСК)
и радиоактивные (ГГМ-п, ГГМ-с, PPM) методы. На полиметал-
лических месторождениях имеются благоприятные условия для
постановки различных методов скважинной геофизики (МЭК,
МДЭК, РВП и др.). Для количественной оценки содержания
свинца в полиметаллических рудах используют рентгено-радио-
метрический метод. Пример выделения полиметаллических руд
приведен на рис. 139.
Олово. Оловорудные месторождения в зависимости от их
минералогического состава делятся на два типа: сульфидно-
касситеритовые и кварц-касситеритовые. Для месторождений
первого типа характерны галенит, сфалерит, арсенопирит, кас-
ситерит, кварц, хлорит, для месторождений второго типа —
кварц, хлорит, касситерит. Хорошая электропроводность сопут-
ствующих касситериту сульфидов позволяет по электрическим
методам (КС, ПС, МЭП, МСК) выявлять в разрезах скважин
интервалы сульфидной минерализации. Тесной связи между
содержанием касситерита (олова) и показаниями электрических
методов не установлено. Кварц-касситеритовые руды по элект-
рическим методам не выделяются. Селективный гамма-гамма
метод дает возможность определять в разрезе суммарное содер-
жание всех тяжелых элементов — олова, свинца, цинка, железа.
Единственный метод, позволяющий однозначно выделять в раз-
303
I	Я							
	1	г	3	а	1	г	J	4
аг	з,т	—	Ofll					
аз	QJ2	ар?	0J5	EJ55	0,10	0,07	0,50	050
			ЦИ	—	{р	0?О	0,10	0f10
	Я,7Я	а/и		?50	(/5	072	3fi0	2,30
	tn	(60	7,70	5^5	(170	0,72	3,50	5,611
	0,31	QJ2	3,00	(50	ЦЗО	0J5	2,10	2,25
83	0,01	0,01	арь	-	-	-	0.W	-
	0,01	-	0,03	-				
	0,01		0,01	-				
	0,01	-	0,01	-				
Рис. 139. Применение РРК для опробования комплексных олово-вольфрамово-
медных руд.
/ — выход керна, %. Содержание металлов, %: II — по керну, III —по РРК. Данные
РРК и кернового опробования: / — по Sn, 2 — по W, 3 — по Си, 4 —- по As. Породы п
минералы: а — кварцево-турмалиновые, б — туфокоигломераты, в — арсенопирит, г — халь-
копирит
резе интервалы, содержащие олово (касситерит)—это рентге-
но-радиометрический метод. Метод РРМ дает возможность с
достаточной точностью не только выявлять оловорудные интер-
валы, но и определять процентное содержание олова.
Прочие тяжелые элементы. Среди прочих тяжелых элемен-
тов следует назвать сурьму, молибден, ртуть. Руды этих элемен-
тов имеют аномально высокие эффективные атомные номера и
поэтому однозначно выделяются на диаграммах РРМ. Для вы-
деления ртутных оруденений весьма перспективен также им-
пульсный нейтронный метод, методика применения которого
находится в стадии разработки.
Алюминий. Основным сырьем на алюминий являются бокси-
ты. Бокситами называют осадочную породу, богатую свободным
глиноземом (содержание А120з 28—52%); в нем содержатся
также окислы кремния. Обычно бокситы залегают в толще оса-
дочных пород или в коре выветривания магматических пород
и имеют пластообразную или линзообразную форму. По физи
ческим свойствам бокситы близки к глинам и характеризуются
низким электрическим сопротивлением, повышенным потенциа-
лом собственной поляризации и повышенной естественной
радиоактивностью. В ряде случаев бокситы обладают повышен-
ной магнитной восприимчивостью. Наиболее эффективен для
выделения бокситов в разрезах скважин метод наведенной
активности (рис. 140). Этот метод основан на измерении интен-
сивности излучения от радиоактивного изотопа 28А1 (период по-
лураспада Т = 2,3 с), который образуется из природного алюми-
ния 27А1 под действием тепловых нейтронов. Содержание алю-
миния находят по экспериментально установленным зависимо-
стям	В связи с тем, что промышленная ценность
304
Рис. 140. Примеры выделения по данным геофизических исследований алюми-
ния (а) и калийных солей (б).
/ — известняк; 2 — боксит (алюминий); 3 — мергель; 4 — калийные соли; 5 — глины ту-
фогенные
бокситов с увеличением содержания кремния в породе резко
снижается, необходимо одновременно с определением содержа-
ния алюминия определять содержание кремния.
Бериллий, как и малораспространенный изотоп водорода —
дейтерий, является элементом с пороговым значением фотоядер-
ной реакции ниже энергий естественных гамма-излучателей.
Бериллиевые руды однозначно выделяются повышенными зна-
чениями на диаграммах гамма-нейтронных методов.
§ 2.	ВЫДЕЛЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ
МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ
Калийные соли. Основным поисковым признаком калийных
солей является их повышенная естественная радиоактивность,
связанная с радиоактивностью изотопа калия 40К. Калийные
соли характеризуются очень высоким электрическим сопротив-
лением, а также повышенной интенсивностью радиационного
и рассеянного гамма-излучения. При проводке скважин в интер-
валах залегания наблюдается сильное увеличение диаметра
скважины.
20—233
305
Флюорит (плавиковый шпат). Из существующих методов
геофизических исследований скважин наиболее эффективен при
разведке месторождений плавикового шпата (фюорита) нейт-
ронно-активационный метод.
По результатам интерпретации диаграмм НА с необходимой
точностью выделяют рудные зоны, определяют глубину их за-
легания и мощность, а также устанавливают количественное
содержание флюорита непосредственно в скважине. Наведен-
ную активность получают графическим способом как разность
диаграмм, зарегистрированных при спуске и подъеме скважин-
ного снаряда. Если источник находится ниже счетчика, то диа-
грамма, зарегистрированная при спуске, является суммой диа-
грамм ГМ, НГМ и НА.
Диаграмма, зарегистрированная при подъеме, есть сумма
только диаграмм ГМ и НГМ. Разность этих замеров характери-
зует величину наведенной активности от фтора. Зависимость
НА от процентного содержания фтора линейна.
Бор. Методика выделения в разрезах скважин бороносных
пород и количественной оценки содержания в них бора основана
на исключительной способности бора поглощать тепловые
нейтроны. В связи с этим на диаграммах нейтронных методов
(НГМ, НМ-Т, НМ-НТ) против содержащей бор породы во всех
случаях наблюдается четкий минимум.
Для исследования бороносных скважин рекомендуется про-
водить замеры НГМ зондом 40 см и НМ-Т зондом 15 см. При
низких (до 5%) содержаниях бора по нейтронным методам
(НГМ, НМ-НТ) можно приближенно оценить содержание бора
в породе.
Контрольные вопросы
1.	Какие свойства пород и руд учитывают при выборе комплекса геофизи-
ческих исследований?
2.	Какие методы применяют для количественных определений содержания
полезных ископаемых?
3.	По каким признакам и какими методами выделяют железные руды и как
определяют процентное содержание железа в разрезах скважин?
4.	Какие методы применяются для выделения марганцевых, хромовых, ни-
келевых и вольфрамовых руд?
5.	По данным какого метода можно количественно оценить содержание
меди в разрезе скважины?
6.	По каким признакам выделяются полиметаллические руды и как коли-
чественно оценивается содержание свинца, олова и других тяжелых элемен-
тов в разрезах скважии?
7.	Что такое бокситы и как они выделяются в разрезах скважии?
8.	На чем основана методика выделения бериллия?
9.	По каким признакам выделяются калийные соли?
10.	На чем основана методика выделения бора?
11.	Как по данным метода НА определяется содержание флюорита?
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ОСНОВНАЯ ЛИТЕРАТУРА
1.	Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин/Под
редакцией Л. И. Померанца. — М.: Недра, 1981. — 373 с.
2.	Итенберг С. С. Интерпретация результатов геофизических исследова-
ний скважин. — М.: Недра, 1987. — 372 с.
3.	Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм
геофизических методов исследования скважин. — М.: Недра, 1981.— 178 с.
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЛИТЕРАТУРА
4.	Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофи-
зических данных. — М.: Недра, 1984. — 200 с.
5.	Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определе-
ния параметров нефтегазовых коллекторов. — М.: Недра, 1978. — 316 с.
6.	Инструкция по интерпретации диаграмм методов электрического каро-
тажа. Министерство геологии СССР. — М.: Изд. ВНИИГеофизика, 1983,—
59 с.
7.	Инструкция по обработке БКЗ с комплектом палеток и теоретических
кривых электрического каротажа. — Л.: Изд. НПО «Нефтегеофизика» Мингео
СССР, 1985. — 28 с.
20*
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
А
Автоматизированные системы интер-
претации 270
Акустические методы 145
— характеристики горных пород 145,
146
— телевизоры 157
Амплитуда волны 146
Б
Боковое электрическое зондирование
22
В
Водородный индекс 117
Волна Лэмба 156
Выделение коллекторов 217
----- продуктивных 224
Г
Гамма-метод 103
Гамма-гамма-метод 108
Геологическая интерпретация 212, 217
Геолого-технологические иследования
171, 233
Геометрический фактор 46, 54
Геотермический градиент 161
Гидродинамические исследования 176
Гидродинамический каротаж 177, 224
Глинистая корка 17, 54
Глинистость объемная 93, 107
Глинистость относительная 93, 220
— слоистая 24, 101
Глубина проникновения 18
Д
Диффузионная ЭДС 87
Диффузионно-адсорбционная ЭДС 88
Диэлектрическая проницаемость 80,
84
Достоверность измерений 257, 263
Ж
Железные руды 169
3
Зона проникновения 18
И
Изорезистивная методика 77
Импульсные нейтронные методы 132
Индукционные зоиды 50
Интервальное время 146
308
Информационная модель ГИС 6
Испытатели пластов 178
К
Кавернометрия 186
Кажущееся удельное сопротивление
Коллекторы
— кавернозно-трещинные 153, 237
—	со смешанной пористостью 238
—	трещинные 233
Комплексирование ГИС и сейсмораз-
ведки 203
Комплексная интерпретация 212
Контакт водонефтяной 193
—	газожидкостной 130, 201
Контроль разработки 193, 200
Коэффициент водонасыщения 15
—	газонасыщения 16
—	глинистости 93, 107
—	нефтегазонасыщения 15, 248
—	проницаемости 253, 254
— текущего и остаточного газонасы-
щения 200
— текущего и остаточного нефтенасы-
щения 194
— пористости вторичной 237
— пористости межзерновой 244
Кросс-плот 280
Л
Литологическое расчленение разреза
213
М
Магнитная восприимчивость 116
Микрозонды 53
Миогозондовый нейтронный метод 127
Метод изотопов 136
— наведенной активности 136
Н
Наклонограммы 181
Наклономер пластовый 180
Нейтронная пористость 124
Нейтронные методы 114
— характеристики горных пород 115
О
Обработка данных автоматизирован-
ная 270
--- статистическая 271
Оценка качества диаграмм 257
п
У
Палетки бокового зондирования 60
—	однозондовые 71
—	двухзондовые 73
—	трехзондовые 75
—	многозондовые 78
Параметр насыщения 15
— пористости 12
Пачка пластов 241
Плотность породы НО
Поверхностная проводимость 14
Погрешности 258
Промытые зона, пласт 17, 18
Проницаемость 253
Р
Радиальная характеристика 18
Радиоактивность естественная 102
Регистрируемая аномалия СП 97
Рентгено-радиометрический метод 138
Руды 118, 296
С
Система АСОИГИС 274
Скин-эффект 51
Скорость упругих волн 145
Спектрометрия естествеииого гамма-
нзлучения 108
Статическая аномалия СП 96
Т
Тепловое поле 160
---естественное 160
--- искусственное 162
Термометрия скважин 160
Угли 286
Удельное электрическое сопротивле-
ние
------ — бурового раствора 12
— — — горных пород 8
---- — минералов 9
-------пластовых вод 10
----— промытого пласта 18
-------слоистой породы 242
------- углеводородов 9
---- — фильтрата бурового раство-
ра 12
Упругие волны 145
Ф
Фильтрационная ЭДС 93
Фокусированные зонды 40
Ц
Цементометрия 188
Ш
Широкополосный акустический метод
155
Э
Экранированный зонд 40
Экранные эффекты 38
Электронная плотность 110
Электрохимические поля в скважине
87
Эффективная толщина коллекторов
212, 217
Я
Ядерно-магиитный резонанс 140
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение............................................................ 3
Глава 1. Интерпретация диаграмм электрометрии скважин ...	8
§ 1.	Физические основы методов сопротивления...................... 8
§ 2.	Кажущееся удельное сопротивление, получаемое с трехэлектрод-
ными нефокусированными зондами....................................21
§ 3.	Кажущееся сопротивление, получаемое с фокусированными зон-
дами экранированным (БК) и индукционным (ИК)......................40
§ 4.	Интерпретация диаграмм микрометодов..........................53
§ 5.	Определение удельного сопротивления пород, пройденных сква-
жиной ......................................................, . СО
§ 6.	Метод диэлектрической проницаемости..........................80
§ 7.	Метод собственных потенциалов (СП)...........................87
Глава 2. Интерпретация диаграмм радиометрии скважин .	.	101
§ 1.	Естественная радиоактивность горных пород...................102
§ 2.	Гамма-метод.................................................103
§ 3.	Спектрометрия естественного гамма-излучения.................108
§ 4.	Метод рассеянного гамма-излучения...........................109
§ 5.	Нейтронные методы. Нейтронные свойства	пород .	114
§ 6.	Физические основы метода плотности тепловых нейтронов и ней-
тронного гамма-метода............................................117
§ 7.	Интерпретация диаграмм нейтронных методов...................120
§ 8.	Определение характера насыщения коллекторов по диаграммам
нейтронных методов...............................................129
§ 9.	Метод спектрометрии гамма-излучения радиационного захвата
нейтронов........................................................131
§ 10.	Импульсные нейтронные методы...............................132
§ 11.	Другие радиоактивные методы исследования	скважин	136
§ 12.	Метод ядерного магнитного резонанса........................140
Глава 3. Интерпретация данных акустических методов	145
§ 1.	Упругие свойства пород......................................145
§ 2.	Интерпретация диаграмм стандартного акустического метода 1 17
§ 3.	Интерпретация результатов исследований широкополосной моди-
фикации акустического метода (АКш)...............................155
§ 4.	Интерпретация результатов исследований скважинным акустиче-
ским телевизором (CAT)...........................................158
Глава 4. Интерпретация диаграмм термометрии скважин	160
§ 1.	Общие сведения..............................................160
§ 2.	Интерпретация геотермограмм.................................161
§ 3.	Интерпретация термограмм локальных и искусственных тепловых
полей............................................................162
§ 4.	Аномалий-термограммы........................................165
310
Глава 5. Магнитометрия скважин.....................................166
§ 1.	Общие сведения..............................................166
§ 2.	Основы интерпретации диаграмм магнитометрии скважин .	.	167
§ 3.	Определение содержания железа в рудах.......................169
Глава 6. Интерпретация результатов прямых методов изучения нефте-
газоносных разрезов................................................17!
§ 1.	Интерпретация данных геолого-технологических исследований в
процессе бурения.................................................171
§ 2.	Отбор проб пластовой жидкости опробователями на кабеле .	174
§ 3.	Гидродинамический каротаж...................................175
§ 4.	Изучение коллекторов испытателями на бурильных трубах	178
Глава 7. Интерпретация результатов	наклонометрии скважин	180
Глава 8. Интерпретация результатов изучения технического состоя-
ния скважин........................................................186
§ 1.	Определение диаметра необсаженной	скважины..................186
§ 2.	Определение качества цементирования обсадной колонны .	188
Глава 9. Интерпретация результатов ГИС при контроле разработки
нефтяных и газовых месторождений...................................193
§ 1.	Разработка нефтяных месторождений...........................193
§ 2.	Разработка газовых месторождений............................200
Глава 10. Комплексная интерпретация данных ГИС и сейсморазведки 203
Глава 11. Комплексная интерпретация данных ГИС в скважинах неф-
тяных и газовых месторождений......................................212
§ 1.	Литологическое расчленение разреза..........................213
§ 2.	Выделение коллекторов нефти и газа. Определение их эффектив-
ной толщины, положения контактов.................................217
§ 3.	Определение коэффициента пористости продуктивных коллекторов 243
§ 4.	Определение коэффициентов нефтегазонасыщения продуктивных
коллекторов......................................................248
§ 5.	Определение коэффициента проницаемости продуктивного коллек-
тора ............................................................253
§ 6.	Использование результатов ГИС при подсчете запасов и составле-
нии проекта разработки залежей нефти и газа......................255
Глава 12. Оценка качества результатов измерений и интерпретации
данных ГИС.........................................................257
§ 1.	Погрешности	измерений при ГИС..............................258
§ 2.	Контроль качества диаграмм и их оформление перед интерпре-
тацией ..........................................................261
§ 3.	Оценка реальных погрешностей и способы выбора наиболее до-
стоверных данных.................................................263
§ 4.	Способы повышения достоверности при комплексной интерпрета-
ции данных ГИС...................................................266
311
Глава 13. Обработка и интерпретация данных ГИС с помощью ЭВМ 270
§ 1.	Общие сведения об использовании ЭВМ для процессов обработки
и интерпретации данных ГИС........................................270
§ 2.	Общая характеристика систем автоматизированной обработки и
интерпретации данных ГИС..........................................274
§ 3.	Программа автоматизированной обработки и интерпретации дан-
ных ГИС...........................................................278
§ 4.	Представление результатов обработки комплекса ГИС .	.	.	283
Глава 14. Комплексная интерпретация результатов ГИС при изучении
угольных месторождений..............................................286
§ 1.	Физические свойства углей и вмещающих пород..................287
§ 2.	Литологическое расчленение разрезов скважин. Выделение пластов
угля, определение их мощности и строения .........................289
§ 3.	Оценка качества углей........................................292
§ 4.	Оценка физико-механических свойств горных пород и прогноз их
устойчивости .................................................... 293
Глава 15. Комплексная интерпретация результатов ГИС на месторож-
дениях руд и других видов минерального	сырья......................296
§ 1.	Физические свойства руд. Выделение рудных тел, зон оруденения,
россыпей..........................................................298
§ 2.	Выделение различных видов	минерального сырья .	...	305
Список литературы...................................................307
Предметный указатель................................................308
Латышова М. Г., Вендельштейн Б. Ю., Тузов В. П.
Л 27 Обработка и интерпретация материалов геофизических
исследований скважин: Учеб, для техникумов. — 2-е изд.,
перераб. и доп. — М.: Недра, 1990. — 312 с.: ил.
ISBN 5-247-00750-6
Изложены приемы обработки и интерпретации результатов комп-
лекса геофизических исследований скважин (ГИС) на нефтяных, газо-
вых, рудных, угольных и других месторождениях. Во втором издании
(1-е изд. — 1975) существенно переработана глава по комплексной ин-
терпретации данных ГИС при исследовании нефтяных и газовых сква-
жин; расширены главы по радиометрии (аппаратурное обеспечение и
теория методов), оценке качества диаграмм и методам оформления ре-
зультатов исследования, обработке н интерпретации данных ГИС с по-
мощью ЭВМ.
Для учащихся нефтяных техникумов, обучающихся по специально-
сти «Обработка и интерпретация материалов геофизических исследова-
ний скважин».
1804050000—290 „	„
Л 043(01)—90	79—90	ББК 26.2
УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ
Латышова Мария Геннадиевна
Вендельштейн Борис Юрьевич
Тузов Владимир Павлович
обработка и интерпретация материалов
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
Заведующий редакцией Е. Г. Першина
Редактор издательства Т. К. Рубинская
Технический редактор С. Г. Веселкина
Корректор М. В. Дроздова
ИБ № 7425
Сдано в набор 18.04. 90. Подписано в печать 17.09.90. Формат 60x§0'7t6-
Бумага книжно-журнальиая. Гарнитура Литературная. Печать высокая. Усл.
печ. л. 19,6. Усл. кр.-отт. 19,6. Уч.-изд. л. 20,03. Тираж 4280 экз. За-
каз 233/1547—3. Цена 90 коп.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 125047, Москва, пл. Белорус-
ского вокзала, 3.
Московская типография № 11 Государственного комитета СССР по печати.
113105, Москва, Нагатинская ул., д. 1.
Вниманию специалистов!
В 1989 г. издательство «Недра»
выпустило книгу
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
АВТОР М. X. ХУСНУЛЛИН
15 л., цена 65 к.
Книга посвящена решению наиболее важных проблем про-
мысловой геофизики и разработки нефтяных месторождений.
Рассмотрены физические основы новых явлений и принци-
пов в области промысловой геофизики и разработки нефтяных
месторождений: закон временного затухания потенциалов са-
мопроизвольной поляризации пород, физические основы прояв-
ления радиогеохимического эффекта, уточненный закон прост-
ранственного распределения тепловых нейтронов от источника
быстрых нейтронов в системе скважина — пласт, принципы
установления связи нефтеотдачи с плотностью сетки и оптими-
зация плотности сетки скважин.
В формализованном виде даны основные понятия о пара-
метрах выработки пластов (текущей и остаточной нефтенасы-
щенности, коэффициентах охвата, вытеснения, нефтеотдачи, до-
ли нефти в жидкости), численные характеристики которых оп-
ределяют эффективность различных систем разработки нефтя-
ных месторождений.
Описаны новые геофизические методы количественного оп-
ределения параметров выработки пластов при произвольной
солености пластовых вод и конструкции скважин: определения
текущей нефтенасыщенности пластов и прогнозирования нефти
в продукции скважин с использованием комплекса ГИС и ме-
ханики движения двухфазной жидкости в пористой среде с за-
качкой в скважину глинистых растворов различной солености
и временными измерениями потенциалов самопроизвольной по-,
ляризации пород; определения остаточной нефтенасыщенности
пластов с использованием импульсного нейтронного каротажа
и закачки водных растворов различной солености; радиогео-
химический для определения заводняемых пластов путем пов-
торных измерений естественной радиоактивности пластов; мно-
гозондового нейтронного каротажа для измерения пористости
пластов с повышенной точностью; определения текущей нефте-
насыщенности пластов по комплексу промысловых и геофизи-
ческих методов.
Приведена методика оценки эффективности различных ме-
роприятий по повышению нефтеотдачи пластов геофизическими
методами. Даны количественные характеристики эффективности
уплотнения сетки скважин, закачки оторочки алкилированной
серной кислоты, полиакриламида, мицеллярио-полимерного
заводнения, поверхностно-активных веществ.
Изложены результаты исследований по установлению зависи-
мости нефтеотдачи от плотности сетки скважин и методика оп-
тимизации плотности сетки скважин.
Книга рассчитана на промысловых геофизиков и разработ-
чиков нефтяных месторождений.
Книгу можно приобрести в магазинах книготорга, распрост-
раняющих научно-техническую литературу, и в магазинах —
опорных пунктах издательства «Недра», адреса которых приве-
дены в аннотированном плане издательства, а также через от-
делы «Книга — почтой»:
117334 Москва, Ленинский пр., 40, магазин № 115
199178 Ленинград, В. О., Средний проспект, 61, магазин № 17
Вниманию специалистов!
ВНИИГеоинформсистем выпустил в свет
сборники научных трудов
ГАММА-СПЕКТРОМЕТРИЯ СКВАЖИН
ПРИ ПОИСКАХ И РАЗВЕДКЕ НЕФТИ
И ТВЕРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
1987 г., 111 с., цена 1 р. 25 к.
В сборник вошли материалы Всесоюзного совещания «Гам-
ма-спектрометрия скважин (методы, аппаратуры) на нефть и
твердые полезные ископаемые» (г. Черноголовка, апрель 1986 г.).
Описано состояние и перспективы развития методов ГИС, ос-
нованных на спектрометрии естественного и вызванного ней-
тронами гамма-излучения горных пород.
Рассмотрены вопросы методического, метрологического и ап-
паратурного обеспечения спектрометрических методов в разре-
зах нефтегазовых, рудных и сверхглубоких скважин.
Сборник предназначен для специалистов, занимающихся
разработкой ядерно-физических методов и спектрометрической,
аппаратуры и их внедрением в практику геологоразведочных
работ на нефть, газ и твердые полезные ископаемые.
СКВАЖИННАЯ ГЕОАКУСТИКА ПРИ ПОИСКАХ
И РАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
1987 г., 150 с., цена 1 р. 25 к.
Рассмотрена теория рассеяния упругих волн, освещены сов-
ременные разработки в области аппаратуры ПК и комплексной
интерпретации наземных и скважинных сейсмических исследо-
ваний при поисках и разведке полезных ископаемых.
Сборник предназначен для геологов и геофизиков, занимаю-
щихся вопросами поиска и разведки месторождений полезных
ископаемых.
Заявки на сборники высылать по адресу: 113105, Москва, Вар-
шавское шоссе, 8, ВНИИГеоинформсистем, лаборатория № 14
Вниманию читателей!
Издательство «Недра» в 1991 году
выпускает в свет следующие издания
ПРИМЕНЕНИЕ ЭВМ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ
ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ДЛЯ ВУЗОВ
АВТОР Т. Ф. ДЬЯКОНОВА
Учебник написан на основании обобщения опыта промыш-
ленного использования ЭВМ при геофизических исследованиях
скважин к концу 80-х годов.
Описаны основные автоматизированные системы оператив-
ной обработки материалов ГИС, рассмотрены технические сред-
ства, обеспечивающие полный цикл прохождения автоматизи-
рованной интерпретации, изложены основные алгоритмы гео-
физических обрабатывающих программ, приведены сведения
о зарубежных системах интерпретации.
Основное внимание в учебнике уделяется теоретическим ос-
новам автоматизированной интерпретации, заложенным в под-
ходе к интерпретации и в основных перспективных алгоритмах
обработки, а также описанию микроЭВМ в конфигурации пер-
сональных компьютеров, которые завоевывают все большее
признание у специалистов.
Учебник написан на основе опыта, накопленного при чтении
лекций и проведении лабораторных занятий на кафедре геофи-
зических исследований скважин МИНГ им. И. М. Губкина и
предназначен для студентов вузов, обучающихся по специаль-
ности «Геофизические методы поисков и разведки», а также
может быть полезен научным и инженерно-техническим работ-
никам в области промысловой геофизики и геологии.
АППАРАТУРА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
УЧЕБНИК ДЛЯ ВУЗОВ
АВТОР Н. Н. КРИВКО
В предлагаемой книге, наряду с наглядным описанием
конкретных образцов аппаратуры или ее отдельных узлов,
в первую очередь, обсуждаются принципиальные вопросы.
Знание принципов построения скважинных телеизмеритель-
ных систем, с одной стороны, дает возможность специалисту-
геофизику, с учетом современной элементной базы, правильно
формулировать задачи разработчикам геофизической аппарату-
ры и давать ей оценку на стадии эксплуатации, а с другой —
обеспечивать оптимальное функционирование аппаратуры на
основе метрологического обеспечения технологии ГИС.
Концепция технологического подхода определила синтетиче-
ский и обобщающий характер изложения, позволивший рас-
смотреть почти все разрозненные проблемы современной техни-
ки и технологии геофизических измерений с позиций единого
технологического процесса регистрации, передачи и обработки
измерительной информации.
В книге представлен и оригинальный материал, отражаю-
щий исследования автора в области эксплуатационных и тех-
нологических процессов геофизических исследований.
Учебник предназначен для студентов вузов, может пред-
ставить интерес для специалистов — промысловых геофизиков,
и разработчиков геофизической аппаратуры.
ПРАКТИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО
ПО ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДИАГРАММ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ДЛЯ ВУЗОВ, 3-Е ИЗДАНИЕ
АВТОР М. Г. ЛАТЫШОВА
В книге рассмотрены наиболее широко применяемые прие-
мы индивидуальной и комплексной интерпретации результатов
геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. При
составлении руководства учтен передовой опыт научных и про-
изводственных организаций в области интерпретации результа-
тов ГИС, накопленный в Союзе и за рубежом, возможности
современного комплекса ГИС, применяемого в скважинах неф-
тяных и газовых месторождений.
Основное внимание уделено решению по данным промысло-
вой геофизики проблем, возникающих при поисках и разведке
нефтяных и газовых месторождений: литологического расчле-
нения и корреляции разрезов скважин, выделения нефтегазо-
носных коллекторов и определения в них подсчетных пара-
метров.
Руководство содержит большое число примеров решения
задач, а также материал для самостоятельной работы. Приме-
ры и задачи составлены на материалах ГИС по крупнейшим
нефтегазодобывающим районам страны. Руководство рассчита-
но на студентов вузов нефтегазового профиля по специально-
сти «Геофизические методы поисков и разведки», и может быть
использовано геофизиками и геологами, занимающимися опе-
ративной и сводной интерпретацией материалов ГИС нефтяных
и газовых скважин.
Книги можно заказать в магазинах книготорга, распростра-
няющих научно-техническую литературу, и в магазинах — опор-
ных пунктах издательства «Недра», адреса которых приведены
.в аннотированном плане издательства, а также через отделы
«Книга — почтой»:
117334 Москва, Ленинский пр., 40
Магазин № 115
199178, Ленинград, В. О., Средний проспект, 61
Магазин № 17