Интерпретация ГИС в НГ скважинах

стволе скважины (не обсаженная скважина):
1. Литологическое расчленение разреза.
2. Выделение коллекторов

с определением насыщающего флюида (нефть, газ, вода).
3. Расчет фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта коллектора (коэффициенты пористости, глинистости, нефте- газо- насыщения).
Задачи решаемые комплексом ГИС в закрытом стволе скважины (обсаженная скважина):
1. Технологическое состояние ствола скважины (состояние обсадной колонны, качество цементажа на границе колонна – цементный камень и на границе цементный камень – порода).
2. Мониторинг положения водо-нефтянного контакта (ВНК) в процессе эксплуатации скважины.

зна-
чениями,на кривых НГК и КС –
максимальными значениями.
Также для известняков

характерен
номинальный диаметр скважины
на кавернограмме.

Для песчаников характерно умень-
шение величины ПС по сравнению
с глинами. Естественная радио-
активность песчаников обычно
значительно ниже, чем у глинистых
пород, поэтому в терригенном
разрезе они выделяются миниму-
мами на кривых ГК. На диаграммах
НГК песчаники имеют средние
значениями вызванной радиоак-
тивности. На кривой ДС у пластов
песчаника наблюдается образо-
вание глинистой корки, т.е. умень-
шение диаметра скважины.

на кривой ПС. На диаграммах БК пласты-коллекторы отмечаются повышенными значе-
ниями.

На кавернограммах песчаные и карбонатные коллекторы отмечаются зонами, где
фактический диаметр скважины меньше номинального. Это связанно с тем, что при фильтра-
ции раствора в пласт глинистые частички оседают на стенке скважины в виде глинистой
корки. Надежность выделения коллектора по показаниям каверномера зависит от толщины
глинистой корки. На диаграммах гамма-каротажа (ГК) коллекторы отмечаются низкими пока-
заниями естественной гамма-активности.
На диаграммах нейтронного гамма-каротажа (НГК) коллекторы, насыщенные нефтью или
водой, выделяются по пониженным показаниям сравнительно с плотными непроницаемыми
породами.

глинистого песчаника мощностью 1.3 м, нефтенасыщенный.
Пласт характеризуется пониженными значениями

ГК (5.25 мкР/ч) и ПС (250 мВ), средними
показаниями на кривых НГК (1.36 у.е.) и КС (10.9 Ом*м). Диаметр скважины (203 мм) относи-
тельно номинального (216 мм) в данном интервале уменьшается. Индукционный и боковой
каротажи показывают средние значения (6.97 и 12.76 Ом*м). Все не коллекторы представлены
глинами и аргиллитами. Значения коэффициентов ФЕС приведены справа.

профиль скважин, где проведен комплекс ГИС.

– №4
Для того, чтобы проследить изменения мощности и литологии продуктивных

пластов, слага-
ющих разрез Южно-Ромашкинской площади, построена схема корреляции по линии скважин
№1, №2, №3, №4. Для построения схемы были использованы данные радиоактивного каротажа
(ГК, НГК), электрокаротажа (КС, ПС) и кавернометрии (ДС).

комплекс ГИС (КС, ПС, ГК, НГК, ИК, БК, ДС) позволяет

достаточно эффективно расчленить продуктивный интервал по литологии, выделить пласты-коллекторы и определить характер их насыщения.

радоном жидкости и последующем контроле его распределения путем регистрации кривых

гамма-каротажа.

о затрубной циркуляции с
нижележащим неперфорирован-
ным пластом-коллектором.
По данным акустического каро-
тажа

в интервале 1636,2-1654,5 м
наблюдается плохой контакт
цемента с колонной, что также
говорит о возможной затрубной
циркуляции по направлению вниз
от интервала перфорации.

отличаются от скважин на НГ:
1. Глубина забоя скважин на ТПИ

редко превышает 400 – 500 метров.
2. Диаметр скважин ТПИ 59 или 76 мм.
3. Все скважины проходят с отбором керна.
4. Ствол скважин ТПИ всегда открытый (не обсаженный).
5. Большинство скважин ТПИ в РФ находятся в зоне вечной мерзлоты.
6. Геология каждого месторождения ТПИ всегда уникальна (в отличие от геологии НГ).

расчленение разрезов, выделение пластов угля, определение
их мощности

и строения.
2. Оценка качества выделенных угольных пластов, в основном зольность углей.

керна:
1- четвертичные отложения, 2 - перидотиты серпентинизированные, 3- филлиты
Методы

на картинке слева: ТК – токовый каротаж; МЭП – метод электродных потенциалов; КМВ – каротаж
магнитной восприимчивости ; ЭМК – индукционный каротаж.
На картинке справа показаны кривые РРК и расчет элементного состава по данным РРК.

обусловлены кассе­терит-сульфидным и кассетирит-кварце-
вым орудинениями. Минеральный состав руд – кассетирит

(SnO2), реже станнин (CuFeSnS4) и другие олово-
содержащие минералы. Методы каротажа: ГК, ГГК-П, КС, основной метод – РРК (справа).
Справа: колонка IV – опробование по керну; V – кривая РРК.

(ЗС) помещают питаю-
щий электрод А, точка заряда обо-
значается ЗП (зарядный

пункт). По
соседней измерительной скважине
(ИС) снимают корреляционные
кривые — кривую потенциала или
реже его градиента при помощи
соответственно зондов М и MN.

– кислые эффузивы; 4 –
скарны; 5 – известняки; 6 –

рудные тела;
7 – векторы Та.

По данным наземной магниторазведки,
проведенной на Таштагольском магне-
титовом месторождении (график Та
которой представлен вверху), была пробу-
рена скважина. Скважина не вскрыла руд-
ного тела, то есть прошла мимо аномаль-
ного объекта. При проведении скважинной
магниторазведки было установлено, что
скважина прошла на значительном удале-
нии от рудного тела. Положение верхней
кромки аномального объекта определено
по схождению веера векторов Та в интер-
вале 370 – 260 м и оценено на расстоянии
120 м от ствола скважины.

энергии. Радио-
волны на границе раздела двух сред прете-
рпевают преломление и

отражение.
Наибольшее практическое применение при
скважинном радиопросвечивании получил
метод изучения геологических разрезов в
проходящих радиоволнах. Различная сте-
пень поглощения электромагнитной энер-
гии проводящими рудными телами и высо-
коомными вмещающими породами обус-
ловливает появление за проводящим телом
области тени и полутени. Изучение этих
объектов позволяет определять местопо-
ложение искомого объекта и его геометри-
ческие размеры.

1 – проводящая зона; 2 – изолинии αК;
3 – линии верхней светотеневой границы;
4 – линии нижней светотеневой границы;
5 – лучевая диаграмма Э в логарифмическом масштабе;
6 – границы раздела двух сред с разной проводимостью.