3.1.3.2. Кривые кажущегося удельного сопротивления против пластов ограниченной мощности
Величина кажущегося удельного сопротивления, определяющая форму кривой КС, зависит от мощности пласта, типа и размера зонда, его положения относительно границ пласта (рис. 3.10).
На рисунке 3.10. приведены кривые, полученные в результате экспериментальных и теоретических исследований для обычных зондов против однородных пластов ограниченной мощности и различного удельного сопротивления. Условно принято считать пласт мощным, если его размер превышает размеры зонда, тонким, если его мощность меньше или равна его размерам. Если удельное сопротивление пласта соответственно больше или меньше удельного сопротивления вмещающей среды, то пласт квалифицируют как высокого или низкого сопротивления.
Градиент-зонт. Пласт высокого сопротивления. При замерах подошвенным градиент-зондом кровля пласта соответствует минимальному сопротивлению по кривой, а подошва – максимальному (рис. 3.10.) тонкому пласту – кровля находится против точки наиболее крутого подъема кривой, а подошва- несколько ниже максимума.
Рис.3.10. Кривые сопротивления для однородного пласта с большим (а,б) и малым (в,г) сопротивлениями:
а, в – подошвенный градиент-зонд, б,г – потенциал-зонд
Пласт низкого сопротивления. Мощный пласт фиксируется на кривой сопротивления асимметричным минимумом, кровля отмечается максимумом, подошва минимумом. Для тонких пластов подошва на кривой КС фиксируется по переходу кривой сопротивления от пониженных значений к максимальным (рис.3.10., в). При измерениях кровельным градиент-зондом кривые сопротивления являются зеркальным отражением кривых, полученных подошвенным градиент-зондом.
Потенциал-зонд. Пласт высокого сопротивления. Мощный пласт отмечается на кривой КС максимумом, симметричным относительно середины пласта. Его границы проводятся симметрично относительно максимума, кровля- на половину длины зонда выше точки перехода от плавного к более крутому подъему кривой, а подошва – на ту же величину ниже этой точки. Тонкий пласт высокого сопротивления фиксируется снижением сопротивления: некоторое повышение выше кровли и ниже подошвы пласта на расстояниях, равных половине зонда из-за экранных явлений (рис.3.10,б).
П Рис.3.11 Кривые сопротивления для двух пластов, мощность которых h меньше длины зонда, записанные подошвенным градиент-зондом (pп=10pс и pвм=pс)
При чередовании пластов, имеющих раз-личные сопротивления, обычное распределение плотности тока в скважине нарушается, происходит перераспределение сило-вых линий тока и возникают явления экра-нирования, которые оказы-вают влияние на величины кажущихся сопротивле-ний. На измерения градиент-зондом значи-тельное влияние оказывает соседний пласт высокого сопротивления, располо-женный со стороны уда-ленного электрода. Если расстояние между сере-динами соседних пластов больше длины зонда, то происходит повышение кажущихся сопротив-лений, а если меньше - понижение по сравнению с теми, которые наблюда-лись бы в случае одиночного пласта (рис.3.11).
Мощность прослоя малого сопротивления равна для:а-в-h; 1.5h; 4h (занижающее экранирование), г- 8h (завышающее экранирование); AM=7.5h; MN=h.
Кажущееся удельное сопротивление различно против разных точек пласта. Существенными значениями кажущегося сопротивления принято считать p к ср, максимальное p к мах или минимальное p к мин и оптимальное p к опт (рис.3.12). Фактические кривые сопротивления по с Рис.3.12. Пример отсчета среднего, p к.ср. максимального p к.мах и оптимального p к.опт сопротивлений: (пласт высокого сопротивления, кровельный градиент-зонд)
На рисунке 3.13 приведены кривые кажу-щихся сопротивлений КС, зарегистрированные в скважине при помощи потенциал-зонда B2,5А0.5М, подошвенного А4М0.5N и кровельного N0.5М4А градиент-зондов. Выделение границ пластов большого и малого сопротивлений выполнено в соответствии с изложенными выше положениями.
Рис.3.13. Фактические кривые сопротивления для двух пластов высокого сопротивления и мощностью, большей и меньшей длины зонда:
1 – глина; 2- песчаник
- Удк 550.830
- 1.Геолого-геофизические и технические условия нефтегазовых месторождений и перспективных отложений
- 1.1. Литолого-минералогическая характеристика пород
- 1.2. Нефтегазоносность
- 1.3. Коллекторские и физические свойства нефтегазоносных пород
- 1.4. Термобарические условия
- 1.5. Минерализация пластовых вод
- 1.6. Технологические условия бурения скважин и проведения гис
- 2. Комплекс геофизических исследований скважин
- 2.1. Наборы методов гирс (геофизические исследования и работы в скважинах)
- Обязательный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах
- 2.1.1. Задачи комплексных методов исследования скважин
- 2.1.2. Геофизические методы
- 2.1.3. Гидродинамические методы исследования скважин
- 2.1.4. Гидропрослушивание скважин
- 2.1.5. Геохимические методы исследований
- 2.1.5.1. Метод фотоколориметрии
- 2.1.5.2. Определение содержания микрокомпонентов металлов
- 2.2. Технология проведения гис
- 2.2.1. Основные, дополнительные и повторные гис, выполняемые по стандартным методикам
- 2.2.2. Геофизические исследования, выполняемые в скважинах, заполненных промывочными жидкостями
- 2.2.3. Метрологическая проверка аппаратуры
- 2.2.4. Контроль качества материалов гис
- 3. Гис в необсаженнОм (открытом) ствоЛе
- 3.1.Электрические методы
- 3.1.1. Удельное сопротивление пород
- 3.1.2. Базовые геоэлектрические модели и их типичные характеристики
- 3.1.3. Электрический каротаж
- 3.1.3.1. Измерение кажущегося удельного сопротивления обычными зондами
- 3.1.3.2. Кривые кажущегося удельного сопротивления против пластов ограниченной мощности
- 3.1.4. Боковое каротажное зондирование (бкз)
- 3.1.5 Кажущееся удельное сопротивление пласта неограниченной мощности. Палетки бкз.
- 3.1.6. Микрозондирование
- 3.1.7. Боковой каротаж
- 3.1.7.1. Основные зонды бокового каротажа
- 3.1.7.2. Боковой микрокаротаж
- 3.1.8. Индукционный метод
- 3.1.9. Викиз
- 3.1.9.1. Литологическое расчленение разреза
- 3.1.9.2. Выделение коллекторов и оценка типа насыщения
- 3.1.10. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации
- 3.1.10.1.Диффузионно-адсорбционные потенциалы
- 3.1.10.2. Фильтрационные потенциалы пс
- 3.1.10.3. Измерение потенциалов пс в скважинах
- 3.1.10.4. Обработка и интерпретация диаграмм сп
- 3.1.11. Метод потенциалов вызванной поляризации
- 4. Радиоактивный каротаж
- 4.1. Гамма-каротаж
- 4.2. Нейтронный каротаж (стационарные нейтронные методы)
- 4.2.1. Нейтронный гамма-каротаж (нгк)
- 4.2.2. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ннк-т) и надтепловым нейтронам (ннк-н)
- 5.Акустический каротаж
- 5.1. Акустический каротаж по скорости и затуханию
- 6. Другие виды исследования скважин
- 6.1. Метод естественного теплового поля
- 6.2. Метод искусственного теплового поля
- 6.3. Газовый каротаж
- 6.4. Механический каротаж
- 7. Интерпретация материалов гис
- 7.1. Оперативная интерпретация данных гис
- 7.2. Сводная интерпретация гис
- 7.3. Расчленение разреза
- 7.4. Выделение коллекторов и определение их эффективной толщины
- 7.5. Петрофизическое обеспечение методик интерпретации
- 7.6. Определение коэффициента пористости (Кп) коллекторов
- 7.7. Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации
- 7.8. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа
- 7.9. Определение коэффициента пористости по данным акустического метода
- 7.10. Определение коэффициента проницаемости коллекторов
- 7.11. Оценка характера насыщенности пластов-коллекторов
- 7.12. Оценка насыщенности коллекторов
- 7.13. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности
- 7.14. Использование результатов гис
- 7.14.1. Подсчет запасов нефти и газа
- 7.14.2. Проектирование разработки
- 8. Контроль технического состояния скважин и процессов разработки нефтяных и газовых месторождений (обсаженного ствола)
- 8.1. Измерение искривления скважин (инклинометрия)
- 8.2. Определение диаметра скважин
- 8.3. Определение уровня цемента в затрубном пространстве и качества цементирования обсадных колонн
- 8.4 Гамма-гамма-каротаж
- 8.5 Акустический каротаж цементирования
- 8.6 Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости
- 8.7 Определение мест притока вод в скважину
- 8.8 Определение затрубной циркуляции вод
- 8.9 Контроль за гидравлическим разрывом пласта
- 8.10 Контроль технического состояния обсадных труб
- 9.Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений
- 9.1. Геофизические методы контроля
- 9.2. Нейтронные методы (иннк)
- 9.3. Методы состава и притока жидкости в стволе скважины
- 9.4. Влагометрия
- 9.5. Резистивиметрия
- 9.6. Плотнометрия
- 9.7. Термометрия
- 9.8. Шумометрия
- 9.9. Расходометрия
- 9.10. Гидродинамическая расходометрия (ргт)
- 9.11. Термокондуктивная расходометрия
- 9.12. Радиогеохимический метод
- 9.13. Индикаторные методы с закачкой различных трассеров
- 9.14. Метод радиоактивных изотопов
- 9.15 Нейтронные методы меченного вещества
- 9.16 Индикаторы радикального типа
- 10. Перфорация обсадных колонн и торпедирование. Отбор проб
- 10.1. Пулевая перфорация.
- 10.2. Кумулятивная перфорация
- 10.3. Гидропескоструйная перфорация
- 10.4. Торпедирование
- 10.5. Отбор образцов пород
- Список литературы
- Содержание