- •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
проницаемости являются песчано-глинистые коллекторы невысокой проницаемости, в условиях которых kПР контролируется в основном глинистостью.
Из сказанного выше следует, что геофизическая служба располагает достаточно широким комплексом способов определения коэффициента проницаемости. Задача исследователя — выбрать из их числа наиболее оптимальный и осуществить необходимую корректировку палеток и номограмм. Заметим, что описанные методики разработаны в основном для коллекторов с гранулярным и микротрещинным типом пористости.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ И ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ
Методика определения коэффициентов относительных и фазовых проницаемостей коллекторов по геофизическим данным основана на зависимостях этих коэффициентов от соотношения объемов газа, нефти и воды, заключенных в поровом пространстве коллектора [7]. Зная коэффициенты нефте- и газонасыщения коллектора, можно определить относительные проницаемости КПР,Н, и. КПР,В и КПР.Г и далее рассчитать фазовые
проницаемости по нефти kПР,Н = KПР,НkПР, по воде kПР,В = КПР,В kПР и газу kПР,Г=KПР,Г kПР
В тех случаях, когда коэффициент физической проницаемости устанавливают по параметру РП или kВ, на используемую палетку наносят зависимости КПР= ϕ[kВ (РН)] и КПР = f [kB (PH)] в соответствующие им дополнительные шкалы kПР,В и kПР,Н (см. рис. 173).
Фирма Шлумберже для гидрофильных коллекторов рекомендует следующие зависимости для расчета KПР и КПР,Н [14]:
§ 100. КОЭФФИЦИЕНТ ГЛИНИСТОСТИ
Особенности физических свойств пластичной (глинистой) составляющей твердой фазы позволяют в большинстве случаев оценивать по геофизическим данным объемное содержание (коэффициент глинистости kГЛ) глинистых частиц в породе. Для решения этой задачи наиболее широко используют методы потенциалов собственной поляризации и естественного гамма-излучения, реже методы сопротивлений и системы петрофизических уравнений.
МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
При определении глинистости коллекторов по данным потенциалов собственной поляризации используют коррелятивные связи между АДА (КСП и UСП) и коэффициентом глинистости.
Задачу решают одним из следующих способов.
1. По величине относи тельной амплитуды UСП аномалии. При решении задачи предварительно устанавливают зависимость
Рис. 176. Типичные зависимости относительной амплитуды UСП потенциалов собственной поляризации от коэффициента kГЛ глинистости для различных геоэлектрических условий.
1 -ρП < 2ρГЛ; ρЗП < 0,5ρГЛ; 2 -ρП = ρЗП=ρГЛ: 3 - ρП >ρГЛ,ρЗП > ρГЛ; 4 - ρП >ρГЛ, ρЗП > 10ρГЛ.
Для определения глинистости отсчитывают на диаграмме величины аномалий ∆UСП и ∆UСП,max вносят поправки за мощность и сопротивление изучаемой и вмещающих пород и глинистого раствора.
240
Если опорный пласт имеет глинистость kГЛ≠0 и глины со держат пелитовый материал в объеме, меньшем 100 %, UСП рассчитывают по формуле, где UСП,ОБ,UСП,ГЛ, ∆UСП — величины UСП определенные для опорного пласта, глин, и их разность.
МЕТОД ГАММА-АКТИВНОСТИ
Определение коэффициента глинистости по данным гамма-метода основано на степенной, близкой к прямой зависимости естественной гамма-активности песчаноглииистых и карбонатных пород от kГЛ в тех случаях, когда грубодисперсная фракция кол лектора имеет низкую гамма-активность.
Коэффициент kГЛ определяют по кривым, полученным по данным сопоставления гамма-активности керна с содержанием в нем глинистого материала, или по левой части номограммы, приведен ной на рис. 178, представляющей собой графическое решение уравнения
относительно kГЛ.
В формуле (384) kγ,х, kγ,гл=0, kγ,гл=1 — объемные гамма-активности изучаемого коллектора, чистой неглинистой породы и глин, определяемые в результате количественной интерпретации кривых Iγ с помощью палеток, учитывающих влияние диаметра скважины и радиоактивность глинистого раствора.
В большинстве случаев в разрезе скважины трудно встретить породы с kГЛ=1 и kГЛ= 0. Поэтому kγ,ГЛ =о и kγГЛ=1 предварительно рассчитывают по данным измерений интенсивностей Iγ,n, г в породах у и z с известными значениями глинистости kГЛ, у и kГЛ одинакового минерального состава с исследуемой породой и соответственно гаммаактивностями kγ,y и kγ,z:
где αγ,y и αγ,z определяются по номограмме, приведенной на рис. 178, для известных глинистостей kГЛ,Y, kГЛ,Z и показателя степени αГЛ в уравнении (384).
Рассчитав kγ, ГЛ=1 и kγ,гл=0, вычисляют αγ,x по формуле (384), затем для заданных αγ,x и αГЛ по номограмме (см. рис. 178) находят искомое kГЛ,Х в изучаемом коллекторе.
Рис. 178. Номограмма для определения kГЛ по данным ∆J(α) αГЛ
На рис. 178 приведены примеры решения задач для значений αγ, равных 8; 16 и 72 %, для которых при αГЛ = 0,85 соответственно получены для kГЛ 5, 12 и 70 % (построения hbi, abc и fbg).
Метод гамма-активности рекомендуется для определения глинистости коллекторов, содержащих слабоактивную скелетную фракцию — кварцевые пески и песчаники, известняки и некоторые доломиты, особенно при бурении скважины на воде или на глинистых растворах низкой гамма-активности.
241
МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЙ
При рассеянном включении глинистых минералов известного электрического сопротивления коэффициент глинистости может быть определен по данным измерения пористости РП,Ф при двух сопротивлениях жидкости ρФ и ρВ, насыщающих поровое пространство. Разность коэффициентов пористости, определенных по этим данным,
и, следовательно,
Если глинистые минералы залегают прослоями и угол встречи прослоев со скважиной близок к 90°, для водоносного коллектора
где РП,Ф и РП,В —фиктивные значения параметра пористости в зоне, промытой фильтратом глинистого раствора и за этой зоной.
КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
В этом способе, получившем наиболее широкое применение, коэффициент глинистости оценивают путем совместного решения петрофизических уравнений вида
H3 и Hм водородные коэффициенты заполнителя порового пространства и i-го минерала, составляющего твердую фазу породы.
Подобрав два из перечисленных уравнения X = f (kГЛ) и У = f (kГЛ). Для которых известны постоянные СХ и СУ полу чаем решение вида
Возможность определения kГЛ несколькими способами обеспечивает повышение точности ответа в тех случаях, когда вследствие неоднородности коллекторов отдельные физические параметры, стоящие в уравнениях (388)—(392), недостаточно известны. Наиболее точные данные о глинистости дают те способы, в которых учитывается коэффициент пористости коллектора.
При определении глинистости по геофизическим данным следует помнить, что физические свойства глин зависят от условий их залеганий — слабо уплотненного при рассеянном или уплотненного при слоистом залегании. Это обстоятельство учитывается при выборе палеток и соответствующих коэффициентов в уравнениях, используемых при расчете kГЛ.
242