- •ДВА ОДНОРОДНЫХ И ИЗОТРОПНЫХ ПОЛУПРОСТРАНСТВА
- •§ 8. КРИВЫЕ КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ В ПАЧКАХ ПЛАСТОВ
- •§ 9. КРИВЫЕ МИКРОЗОНДОВ И ИХ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
- •§ 12. КРИВЫЕ ЭФФЕКТИВНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ И ИХ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
- •СЕМИЭЛЕКТРОДНЫЙ ЭКРАНИРОВАННЫЙ ЗОНД
- •ДЕВЯТИЭЛЕКТРОДНЫЙ (ГРАДИЕНТ) ЭКРАНИРОВАННЫЙ ЗОНД
- •§ 16. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БОКОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ЗОНДИРОВАНИЯХ
- •§ 20. ИСКАЖЕНИЯ КРИВЫХ БОКОВОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ЗОНДИРОВАНИЯ
- •§ 22. СПОСОБ ВВЕДЕНИЯ ПОПРАВОК ЗА ЭКРАНИРОВАНИЕ ТОКА
- •§ 24. МЕТОД МИКРОЗОНДОВ
- •§ 25. СПОСОБ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЭКРАНИРОВАННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
- •§ 26. МИКРОМЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЯ ЭКРАНИРОВАННОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ
- •§ 27. ИНДУКЦИОННЫЙ МЕТОД
- •§ 29. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ АКТИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПOPOД
- •§ 30. КРИВЫЕ ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ ПОРОД
- •§ 31. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ АКТИВНОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 33. ИСКАЖЕНИЯ ДИАГРАММ ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •§ 34. ДИАГРАММЫ ЭЛЕКТРОДНЫХ ПОТЕНЦИАЛОВ
- •§ 35. ДИАГРАММЫ ПОТЕНЦИАЛОВ ГАЛЬВАНИЧЕСКИХ ПАР
- •§ 36. ВЫЗВАННАЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ АКТИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 37. КРИВЫЕ ПОТЕНЦИАЛОВ ВЫЗВАННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •§ 41. ИСКАЖЕНИЯ ДИАГРАММ ПОТЕНЦИАЛОВ ВЫЗВАННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •§ 42. ДИЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 43. КРИВЫЕ ВОЛНОВОГО ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОГО МЕТОДА
- •Глава VI.ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ МАГНИТОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •§ 45. МАГНИТНЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 46. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ МАГНИТОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •§ 47. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО МЕТОДА
- •Глава VII.ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ РАДИОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •§ 49. ЕСТЕСТВЕННАЯ ГАММА-АКТИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 53. ДИАГРАММЫ ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ ИЗОТОПОВ
- •§ 54. ДИАГРАММЫ ГАММА-ГАММА-МЕТОДОВ И ИХ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
- •§ 56. НЕЙТРОННЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 57. ДИАГРАММЫ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ
- •§ 60. УЧЕТ ЗАМЕДЛЯЮЩИХ И ПОГЛОЩАЮЩИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 61. БОКОВЫЕ НЕЙТРОННЫЕ ЗОНДИРОВАНИЯ. СПОСОБ ОТНОШЕНИЙ
- •§ 62. ИМПУЛЬСНЫЕ НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ
- •§ 63. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ
- •§ 64. МЕТОД НАВЕДЕННОЙ ГАММА-АКТИВНОСТИ
- •§ 65. ИСКАЖЕНИЯ ДИАГРАММ РАДИОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •Глава VIII.ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ТЕРМОГРАММ
- •§ 66. ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 68. ТЕРМОГРАММЫ ЛОКАЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОЛЕЙ
- •§ 69. ТЕРМОГРАММЫ ИСКУССТВЕННЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОЛЕЙ
- •§ 70. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ АНОМАЛИЙ-ТЕРМОГРАММ
- •§ 72. ИСКАЖЕНИЯ ТЕРМОГРАММ
- •§ 73. УПРУГИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 74. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ИНТЕРВАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ
- •§ 75. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ КОЭФФИЦИЕНТА ОСЛАБЛЕНИЯ
- •§ 77. КРИТИЧЕСКОЕ НАПРЯЖЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД
- •§ 78. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПРОХОДКИ
- •§ 79. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ КАВЕРНОГРАММ
- •§ 80. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ КОРКОМЕРА
- •§ 81. ОСНОВЫ ОБРАБОТКИ ДИАГРАММ ГАЗОМЕТРИИ СКВАЖИН
- •§ 84. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ МЕТОДА ИЗБИРАТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОДОВ
- •§ 85. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД, СЛАГАЮЩИХ РАЗРЕЗЫ СКВАЖИН
- •§ 87. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ
- •§ 88. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ
- •§ 89. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА КОЛЛЕКТОРОВ
- •§ 91. МЕТОДЫ ЭЛЕКТРОМЕТРИИ
- •Метод сопротивлений
- •Определение коэффициента пористости
- •Учет неоднородности коллектора
- •Преимущества и недостатки способа сопротивлений
- •МЕТОД ЕСТЕСТВЕННОЙ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ АКТИВНОСТИ
- •§ 92. МЕТОДЫ РАДИОМЕТРИИ
- •НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ
- •Определение kП,Н по отношению интенсивностей
- •Определение kП,Н боковым нейтронным зондированием
- •Определение kП,Н по нейтронной поглощающей активности
- •Метод рассеянного гамма-излучения
- •МЕТОД ИЗОТОПОВ И НЕЙТРОННЫХ АКТИВАТОРОВ
- •МЕТОД ЕСТЕСТВЕННОГО ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ
- •§ 93. МЕТОДЫ МАГНИТОМЕТРИИ
- •§ 94. УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МЕТОД
- •Неглинистые коллекторы
- •Глинистые коллекторы
- •§ 95. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ КОМПЛЕКСОМ МЕТОДОВ
- •§ 96. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРА
- •§ 97. ОЦЕНКА ДИНАМИЧЕСКОЙ ПОРИСТОСТИ
- •§ 98. ИЗВИЛИСТОСТЬ ПОРОВЫХ КАНАЛОВ
- •§ 99. КОЭФФИЦИЕНТ ПРОНИЦАЕМОСТИ
- •ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ
- •Метод электрического сопротивления
- •Метод потенциалов собственной поляризации
- •Метод гамма-активности
- •§ 100. КОЭФФИЦИЕНТ ГЛИНИСТОСТИ
- •МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •МЕТОД ГАММА-АКТИВНОСТИ
- •МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЙ
- •КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
- •§ 101. ВЫДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНОСНЫХ И ГАЗОНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
- •МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЙ
- •МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •МЕТОД ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ
- •НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫЙ МЕТОД И НЕЙТРОННЫЙ ГАММА-МЕТОД
- •МЕТОД ИЗОТОПОВ
- •МЕТОД НАВЕДЕННОЙ ГАММА-АКТИВНОСТИ
- •ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ.
- •УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МЕТОД
- •МЕТОД ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПРОХОДКИ
- •МЕТОДЫ КАВЕРНОМЕТРИИ И КОРКОМЕТРИИ
- •ГАЗОВЫЙ И ЛЮМИНЕСЦЕНТНЫЙ МЕТОДЫ
- •КОМПЛЕКСНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ
- •ВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ
- •ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ
- •§ 103. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
- •§ 105. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ
- •МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЯ
- •МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
- •РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ
- •ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОГО НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ
- •§ 107. ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
- •ИЗУЧЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ ДЕБИТА И СОСТАВА ЗАПОЛНИТЕЛЯ СКВАЖИНЫ
- •ИЗУЧЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ ПОГЛОЩЕНИЯ
- •§ 108. ВЫДЕЛЕНИЕ ИСКОПАЕМЫХ УГЛЕЙ
- •§ 109. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА УГЛЕЙ
- •ЗОЛЬНОСТЬ
- •СЕРНИСТОСТЬ
- •ВЛАЖНОСТЬ
- •ВЫХОД ЛЕТУЧИХ
- •§ 110. ИЗУЧЕНИЕ ПРОЧНОСТНЫХ СВОЙСТВ ПОРОД
- •§ 111. ЧЕРНЫЕ МЕТАЛЛЫ И МЕТАЛЛЫ ИХ СПЛАВОВ
- •§ 112. ЦВЕТНЫЕ МЕТАЛЛЫ
- •§ 113. РЕДКИЕ МЕТАЛЛЫ
- •§ 114. УРАНО-ТОРИЕВОЕ ОРУДЕНЕНИЕ
- •§ 115. МИНЕРАЛЬНОЕ СЫРЬЕ ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
- •§ 116. СТРОИТЕЛЬНЫЕ И НЕКОТОРЫЕ ДРУГИЕ ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ
- •§ 117. ВОДА
- •§ 118. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
- •§ 119. ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОБРАБОТКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
- •§ 124. ВЫБОР ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РЕПЕРОВ
- •§ 126. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ПЛАСТОВОГО НАКЛОНОМЕРА
- •§ 127. СТРУКТУРНЫЕ КАРТЫ
- •§ 128. КАРТЫ СХОЖДЕНИЯ
- •§ 129. ПЛАСТОВЫЕ КАРТЫ
- •§ 131. ПЛАН-ДИАГРАММА
- •ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ
- •ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА"
- •§ 134. ПРОБЛЕМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОЗРАСТА ПОРОД
- •СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- •ОСНОВНАЯ ЛИТЕРАТУРА
- •ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЛИТЕРАТУРА
- •К главам I и II
- •К главам III, IV и V
- •К главе VI
- •К главе VII
- •К главе VIII
- •К главе IX
- •К главам X и XI
- •К главам XII, XIII, XIV, XV и XVI
- •К главам XVII и XVIII
- •К главе XIX
- •К главам XX, XXI, XXII и XXIII
параметром ∆Jγ) и коэффициентом пористости.
§ 93. МЕТОДЫ МАГНИТОМЕТРИИ
Из магнитных методов исследования скважин для определения коэффициента эффективной пористости начинают использовать метод ядерного магнитного резонанса. Перспективен метод магнитной восприимчивости для оценки крупной трещиннокавернозной пористости и выделения зон закарстования в скважинах, бурящихся на магнетитовых растворах.
Коэффициент пористости по данным ядерного магнитного метода оценивают по величине индекса свободного флюида [26].
Основными трудностями, возникающими на пути внедрения в практику этого метода являются: необходимость внесения большого числа корректив, существенное влияние ферримагнитных минералов, небольшой радиус исследований. Последний фактор может вызвать увеличение kП,ЭФ за счет трещиноватости породы, созданной в процессе бурения скважины, и снижение kП,ЭФ в крупнопористых породах за счет их внутренней глинизации.
§ 94. УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МЕТОД
Определение коэффициента пористости ультразвуковым методом основано на указанных в § 73 зависимостях между интервальным временем распространения упругих волн в горных породах и коэффициентом их пористости.
Неглинистые коллекторы
Коэффициент пористости неглинистых коллекторов может быть определен следующими способами.
1. По зависимостям ∆τ = f (kП), полученным на основании статистической обработки результатов измерений ∆τП в скважинах и данных измерений kП в лабораториях на представительном керне или определенным в скважинных условиях другими геофизическими методами. При использовании зависимостей ∆τП/∆τТВ = =f(kП) (см. Рис. 163)
величина ∆τТВ определяется как асимптотическое значение функции (αП/РП)1/m = f (∆τП) при (αП/РП)1/m→0, где αП и m определяются уравнениями связи между РП(ρП) и kП. При
использовании уравнения (253) для среднего времени поправку в ∆τП за эффективное напряжение вводят по формуле
номограммированной в работе [44]. Знаменатель n показателя степени устанавливают предварительно на основании сопоставления данных определения kП ультразвуковым и другими методами или определяют в лаборатории.
Рис. 163. Зависимости ∆τП/∆τТВ=f (kП) по различным данным.
1 — по степенному уравнению (254) [шифр кривых — показатель mП ]; 2 — по уравнению Вахгольца [шифр кривых — параметр а]; 3 — экспериментальная зависимость для известняков верхнего мела ЧИАССР (по В. М.
Добрынину и Г. М. Золоевой)
2. По уравнению степенной зависимости при известном значении структурного показателя mП [уравнение (254) ] для изучаемых пород в их напряженном состоянии с
228
использованием номограммы, приведенной на рис. 164, где показано решение задачи для следующих исходных данных: ∆τТВ = 156 мкс/м, ∆τП= 197мкс/м, ∆τЗ = 660мкс/м, mП = 1,15,
∆τП-∆τТВ= 41 мкс/м, ∆τЗ-∆τТВ = 504. мкс/м. Ответ: kП = 11,2 (построение abcde).
Рис. 164. Номограмма для определения kП пород ультразвуковым методом по уравнению степенной зависимости РП
Шифр кривых — mП
3. По зависимостям Вахгольца (см. рис. 163) по предварительно установленным значениям α как функции рЭФ и m0, с возрастанием которых α уменьшается.
Для слабосцементированных коллекторов за рубежом для определения kП используют формулу
здесь kП,ПАЛ — величина kП определенная по измеренному значению ∆τП по уравнению (253); ∆τГЛ —- интервальное время (в мкс/м), зарегистрированное в близзалегающих чистых глинах; 330 — интервальное время (в мкс/м) в неуплотненных глинах; С — коэффициент уплотнения, изменяющийся от 0,8 до 1,2 [11, 14]; коэффициент С устанавливают путем статистической обработки данных в коллекторах, для которых kП известно.
Глинистые коллекторы
Коэффициент пористости, определенный ранее рассмотренными способами, в глинистых коллекторах тем больше превышает его истинную величину, чем выше kГЛ и существеннее отличается ∆τГЛ от ∆τСК.
При определении kП ультразвуковым методом глинистость учитывают одним из следующих способов.
1. Путем введения поправки в величину kП по уравнению
где kП,∆τ — коэффициент пористости, определенный рассмотренными выше способами для не глинистых коллекторов; ∆kП — поправка за глинистость; эта поправка может быть определена с помощью номограммы, приведенной в [44].
2. По палеткам зависимости ∆τ = f (kП) при ηГЛ (kГЛ или αСП) = const (рис. 165). Коэффициент пористости определяется абсциссой точки зависимости ∆τП = f (kП) с шифром ηГЛ (kГЛ или αСП), ордината которой равна ∆τП .
Рис. 165. Палетка для определения по ∆τП коэффициента kП пористости однородных глинистых несцементированных коллекторов при ηГЛ =const (шифр кривых)
3. По номограмме Пикета ∆τП=f(αСП) при kП и рЭФ =const. Коэффициент пористости определяется шифром kП зависимости ∆τП == f (αСП), проходящей через точку с
229