Микрозонды и сопротивление промытой зоны

Қысқаша негізгісі

Промытая зона бывает толщиной всего в несколько сантиметров, поэтому $R_{xo}$ измеряют прижимными микрозондами с глубинностью 2–10 см; ток к пласту проходит через глинистую корку.
Микрокаротаж — два нефокусированных зонда: микроградиент-зонд видит в основном корку, микропотенциал-зонд — ещё и промытую зону. Положительное приращение указывает на корку, то есть на проницаемый пласт, но не на величину проницаемости.
Фокусированный микрозонд (МБК и его потомки) загоняет ток через корку в пласт; его показание определяется в основном $R_{xo}$ , если корка тоньше примерно 10 мм, а фронт проникновения дальше 8–10 см от стенки.
Толстая низкоомная корка занижает показание, неглубокое проникновение подмешивает $R_t$ ; поправки вносят по палеткам изготовителя прибора.
$S_{xo}$ находят по уравнению Арчи с $R_{xo}$ и $R_{mf}$ при пластовой температуре; разность $S_{xo} - S_w$ — доля пор, занятая подвижными углеводородами, $1 - S_{xo}$ — остаточными.
Вертикальное разрешение микрозондов — 5–10 см: по ним выделяют тонкие проницаемые прослои.

Негізгі қатынастар

R \approx J_{xo}\,R_{xo} + (1 - J_{xo})\,R_t

показание фокусированного микрозонда при тонкой корке

S_{xo} = \left(\dfrac{a\,R_{mf}}{\phi^m R_{xo}}\right)^{1/n}

водонасыщенность промытой зоны (вода в ней — фильтрат)

V_{hm} = \phi\,(S_{xo} - S_w),\quad V_{hr} = \phi\,(1 - S_{xo})

подвижные и остаточные углеводороды в объёме породы

R_2 = R_1\,\dfrac{T_1 + 21{,}5}{T_2 + 21{,}5}

приведение $R_{mf}$ и $R_{mc}$ к пластовой температуре (°C)

Жиі қателіктер

Принимать показание микрозонда за $R_{xo}$ без поправки за корку и без проверки контакта башмака со стенкой.
Подставлять в расчёт $S_{xo}$ сопротивление фильтрата при температуре замера на поверхности.
Судить о величине проницаемости по амплитуде положительного приращения.
Считать $1 - S_{xo}$ точной остаточной нефтенасыщенностью для расчёта нефтеотдачи.
Ждать показаний МК и МБК в скважине с раствором на углеводородной основе.

Сабақтан кейін сіз

объяснить, почему для измерения $R_{xo}$ нужен прижимной зонд с глубинностью в сантиметры и чем различаются нефокусированные (МК) и фокусированные (МБК) микрозонды;
выделять проницаемые пласты по положительному приращению на микрокаротаже и распознавать ложные признаки;
перечислить, что искажает показание микрозонда — корка, неглубокое проникновение, каверны, — в какую сторону, и получить $R_{xo}$ с поправками;
рассчитать водонасыщенность промытой зоны по уравнению Арчи с $R_{mf}$ и оценить подвижные и остаточные углеводороды;
использовать высокое вертикальное разрешение микрозондов для тонких пластов и эффективных толщин.

Зачем измерять сопротивление промытой зоны

В промытой зоне (Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка) фильтрат бурового раствора вытеснил почти всю пластовую воду и подвижную часть углеводородов. Её сопротивление $R_{xo}$ (в отечественных обозначениях $\rho_\text{пп}$ ) определяется сопротивлением фильтрата $R_{mf}$ , пористостью и остаточными углеводородами. В отличие от $R_t$ , скрытого за зоной проникновения, $R_{xo}$ лежит у самой стенки — но промытая зона бывает толщиной всего в несколько сантиметров.

Отсюда требования к прибору: он должен видеть на глубину в сантиметры и при этом не видеть раствор в стволе. Обычный зонд, отстоящий от стенки, измерил бы в основном раствор. Поэтому электроды размещают на прижимном башмаке — изолирующей подушке, которую рычаги и пружины прижимают к стенке. Башмак отсекает раствор, и ток от электродов идёт в пласт, пересекая только глинистую корку.

Для чего нужно

R_{xo}

Задача: Истинное сопротивление пласта
Как используется $R_{xo}$: третья кривая для поправки глубоких зондов за проникновение
Подробнее: три кривые разной глубинности

Задача: Насыщенность промытой зоны
Как используется $R_{xo}$: $S_{xo}$ по уравнению Арчи с $R_{mf}$
Подробнее: этот урок

Задача: Подвижная нефть
Как используется $R_{xo}$: сравнение $S_{xo}$ с $S_w$
Подробнее: этот урок; без пористости — Методы отношения сопротивлений и подвижная нефть

Задача: Поправка пористости за углеводороды
Как используется $R_{xo}$: остаточная углеводородонасыщенность промытой зоны
Подробнее: Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС

Задача: Проверка $R_{mf}$ и параметра пористости
Как используется $R_{xo}$: водоносные пласты, где $S_{xo} = 1$
Подробнее: раздел для углублённого изучения; Кросс-плоты сопротивление–пористость

Задача: Проницаемые и тонкие пласты
Как используется $R_{xo}$: корка и высокое вертикальное разрешение
Подробнее: этот урок

Задача	Как используется $R_{xo}$	Подробнее
Истинное сопротивление пласта	третья кривая для поправки глубоких зондов за проникновение	три кривые разной глубинности
Насыщенность промытой зоны	$S_{xo}$ по уравнению Арчи с $R_{mf}$	этот урок
Подвижная нефть	сравнение $S_{xo}$ с $S_w$	этот урок; без пористости — Методы отношения сопротивлений и подвижная нефть
Поправка пористости за углеводороды	остаточная углеводородонасыщенность промытой зоны	Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС
Проверка $R_{mf}$ и параметра пористости	водоносные пласты, где $S_{xo} = 1$	раздел для углублённого изучения; Кросс-плоты сопротивление–пористость
Проницаемые и тонкие пласты	корка и высокое вертикальное разрешение	этот урок

Устройство микрозондов

Все микрозонды устроены одинаково в главном: маленькие электроды утоплены в резиновый или пластмассовый башмак, а расстояния между ними — сантиметры (у микрокаротажа — 2,5 см). Чем меньше расстояния, тем мельче зонд «смотрит» в пласт (глубинность исследования) и тем более тонкие пласты он различает. Рычаг, прижимающий башмак, одновременно служит каверномером: эта кривая нужна, чтобы оценить толщину корки и контакт со стенкой.

Различаются микрозонды тем, как их ток проходит через корку. У нефокусированных зондов микрокаротажа ток растекается свободно, и при хорошо проводящей корке значительная его часть уходит вдоль корки в раствор. У фокусированных зондов (микробоковой каротаж и его потомки) вспомогательный экранный ток не даёт измерительному растекаться и загоняет его пучком через корку в промытую зону.

СызбаПути тока прижимных зондов (схема не в масштабе): (а) нефокусированный зонд микрокаротажа — значительная часть тока уходит по низкоомной корке в раствор; (б) фокусированный зонд — экранный ток (серые линии) загоняет измерительный пучок через корку в промытую зону; (в) тот же пучок при неглубоком проникновении доходит до неизменённой части пласта. Штриховая линия — фронт проникновения.

Микрозонды и их возможности (ориентировочно)

Прибор: Микрокаротаж (МГЗ и МПЗ)
Глубинность: около 4 и 5–10 см
Корка: толще 12 мм — $R_{xo}$ не найти
Назначение: проницаемые пласты

Прибор: Микробоковой каротаж (МБК)
Глубинность: 7–8 см
Корка: до 10 мм почти не мешает
Назначение: $R_{xo}$

Прибор: Зонд с широким башмаком (устарел)
Глубинность: больше, чем у МБК
Корка: до 19 мм почти не мешает
Назначение: $R_{xo}$ при глубоком проникновении

Прибор: Сферическая и цилиндрическая фокусировка
Глубинность: несколько сантиметров
Корка: влияние минимально
Назначение: $R_{xo}$ вместе с глубокими зондами; параметры корки

Прибор	Глубинность	Корка	Назначение
Микрокаротаж (МГЗ и МПЗ)	около 4 и 5–10 см	толще 12 мм — $R_{xo}$ не найти	проницаемые пласты
Микробоковой каротаж (МБК)	7–8 см	до 10 мм почти не мешает	$R_{xo}$
Зонд с широким башмаком (устарел)	больше, чем у МБК	до 19 мм почти не мешает	$R_{xo}$ при глубоком проникновении
Сферическая и цилиндрическая фокусировка	несколько сантиметров	влияние минимально	$R_{xo}$ вместе с глубокими зондами; параметры корки

Порядки величин; характеристики конкретного прибора — в его документации. Диаграммы устаревших приборов встречаются в фонде старых скважин.

Поколения микрозондов

Микрокаротаж появился около 1950 года и надолго стал одним из главных способов выделять проницаемые пласты. Вскоре добавились фокусированные микрозонды, затем зонд с широким башмаком, мало чувствительный к корке. С 1970-х годов распространились микрозонды со сферической фокусировкой (в англоязычной литературе — MSFL), которые записывают за один спуск вместе с двойным боковым или индукционным каротажем, позднее — с цилиндрической фокусировкой, определяющие заодно сопротивление и толщину корки. Многокнопочные электрические имиджеры (скважинные имиджи) — прямые наследники микрозондов.

Микрокаротаж: две кривые и положительное приращение

На башмаке микрокаротажа в линию стоят три небольших электрода с шагом 2,5 см: токовый $A$ и измерительные $M$ и $N$ . Из них составлены два зонда — микроградиент-зонд (МГЗ) A0,025M0,025N и микропотенциал-зонд (МПЗ) A0,05M; в англоязычной литературе им соответствуют microinverse 1″×1″ и micronormal 2″. Обе кривые записывают одновременно. Градиент-зонд видит слой около 4 см от башмака, то есть в основном корку; потенциал-зонд — на 5–10 см, и в его показание заметно входит промытая зона.

Против проницаемого пласта на стенке лежит корка — твёрдая фаза раствора, пропитанная фильтратом. Она проводит ток почти так же хорошо, как сам раствор, и гораздо лучше промытой зоны за ней. Мелкий градиент-зонд набирает основную часть сигнала в корке и показывает низкое сопротивление; потенциал-зонд заглядывает дальше, получает заметный вклад промытой зоны и показывает больше. Это и есть положительное приращение (positive separation) — главный признак проницаемого пласта на микрокаротаже. Сами показания при этом невелики: как правило, в 2–10 раз больше сопротивления раствора. На плотной породе фильтрату уходить некуда, корки нет, и картина другая: обе кривые высокие и совпадают либо градиент-зонд показывает больше потенциал-зонда — отрицательное приращение. В глинах обе кривые низкие и близкие; в кавернах, где башмак отходит от стенки, обе приближаются к сопротивлению раствора.

СызбаУсловный пример микрокаротажа (схема): слева кавернограмма и диаметр долота, справа кривые МГЗ и МПЗ в линейном масштабе. Положительное приращение (заливка) отмечает проницаемые песчаники с коркой, плотный известняк даёт высокие близкие показания, против каверны в глинах обе кривые падают к сопротивлению раствора.

Найти по микрокаротажу $R_{xo}$ можно лишь в благоприятных условиях: отношение $R_{xo}/R_{mc}$ меньше примерно 15 (пористость больше примерно 15 %), корка не толще примерно 12 мм, а фронт проникновения дальше примерно 10 см от стенки — иначе в показание войдёт $R_t$ . Тогда по двум показаниям, сопротивлению корки (замер или оценка по сопротивлению раствора) и толщине корки по кавернограмме находят $R_{xo}$ с помощью палетки изготовителя (Палетки интерпретации: как их читать). В остальных случаях микрокаротаж используют качественно, а $R_{xo}$ измеряют фокусированными зондами.

Фокусированные микрозонды

Фокусированный микрозонд — это боковой каротаж в миниатюре. В центре башмака — маленький токовый электрод $A_0$ , вокруг него концентрические кольца: контрольные и внешнее экранное. Через $A_0$ пропускают ток постоянной силы, а ток экранного кольца автоматика подбирает так, чтобы между контрольными кольцами не было разности потенциалов. Тогда измерительный ток не может растекаться вдоль стенки и уходит в пласт узким пучком, который расширяется лишь в нескольких сантиметрах от башмака. В отечественной практике метод называют микробоковым каротажем (МБК).

Почему фокусировка важна. При большом отношении $R_{xo}/R_{mc}$ ток нефокусированного зонда выбирает путь по низкоомной корке и через неё в раствор: корка шунтирует пласт, и показание почти перестаёт зависеть от $R_{xo}$ . Фокусированный ток проходит корку и промытую зону последовательно, и в показании складываются сопротивления: тонкая корка добавляет мало, и показание определяется в основном $R_{xo}$ .

Показание фокусированного микрозонда в ступенчатой модели

R_\text{мз} = J_{mc}\,R_{mc} + J_{xo}\,R_{xo} + \left(1 - J_{mc} - J_{xo}\right) R_t

мұндағы:

$R_\text{мз}$ показание микрозонда (кажущееся сопротивление), Ом·м
$J_{mc},\ J_{xo}$ псевдогеометрические факторы корки и промытой зоны — их доли в показании; остаток $1 - J_{mc} - J_{xo}$ приходится на неизменённый пласт, —
$R_{mc},\ R_{xo},\ R_t$ сопротивления корки, промытой зоны и неизменённой части пласта, Ом·м

Бірліктер: любые одинаковые единицы сопротивления

Мына жағдайда орындалады

фокусированный зонд: измерительный ток пересекает зоны последовательно, поэтому складываются сопротивления; для нефокусированных зондов микрокаротажа модель не годится;
ступенчатый профиль: корка толщиной $h_{mc}$ , промытая зона до фронта проникновения, за ним — неизменённый пласт;
$J_{mc}$ растёт с толщиной корки, доля пласта — с приближением фронта к стенке; факторы зависят от конструкции прибора и в некоторой мере от контраста сопротивлений, поэтому реальные поправки берут из палеток изготовителя.

Это та же модель, что и для бокового каротажа в теме об определении Rt по трём кривым, с добавленной коркой. При тонкой корке и глубоком проникновении $J_{xo} \approx 1$ , и зонд показывает $R_{xo}$ . Низкоомная корка занижает показание тем сильнее, чем она толще и чем больше $R_{xo}/R_{mc}$ . Неглубокое проникновение подмешивает $R_t$ : показание завышено, если $R_t > R_{xo}$ (нефтенасыщенный пласт при пресном растворе), и занижено, если $R_t < R_{xo}$ .

Характерные пределы фокусированного микрозонда типа МБК: если фронт проникновения дальше 8–10 см от стенки, неизменённая часть пласта на показание практически не влияет; корка тоньше примерно 10 мм почти не мешает, а с ростом толщины её влияние быстро нарастает. Зонд с широким башмаком терпел корку до 19 мм, но видел глубже: его показание равнялось $R_{xo}$ лишь при диаметре проникновения около 1 м, а при меньшем лежало между $R_{xo}$ и $R_t$ , обычно ближе к $R_{xo}$ . Современные микрозонды со сферической фокусировкой подобраны так, чтобы мало реагировать на корку, оставаясь мелкими; по их измерениям рассчитывают и синтетические кривые микрокаротажа. Микрозонды с цилиндрической фокусировкой дают, кроме $R_{xo}$ , сопротивление и толщину корки.

Есептеу мысалыНеглубокое проникновение: что покажут мелкий и более глубокий микрозонды

Бастапқы деректер (шартты)

Нефтенасыщенный пласт (пресный раствор): $R_{xo} = 10{,}2$ Ом·м, $R_t = 21$ Ом·м
Водоносный пласт того же разреза: $R_{xo} = 6{,}4$ Ом·м, $R_t = 1{,}0$ Ом·м
Проникновение: фронт в нескольких сантиметрах от стенки; корка тонкая, её вклад не учитываем
Доля промытой зоны в показании (условно): $J_{xo} = 0{,}95$ у мелкого фокусированного зонда, 0,70 у зонда с большей глубинностью

Шешім

Нефтенасыщенный пласт, мелкий зонд: $0{,}95\cdot 10{,}2 + 0{,}05\cdot 21 = 10{,}74$ Ом·м — на 5,3 % больше $R_{xo}$ .
Нефтенасыщенный пласт, более глубокий зонд: $0{,}70\cdot 10{,}2 + 0{,}30\cdot 21 = 13{,}44$ Ом·м — на 32 % больше.
Водоносный пласт: $0{,}95\cdot 6{,}4 + 0{,}05\cdot 1{,}0 = 6{,}13$ и $0{,}70\cdot 6{,}4 + 0{,}30\cdot 1{,}0 = 4{,}78$ Ом·м — на 4,2 и 25 % меньше $R_{xo}$ .
Водонасыщенность промытой зоны обратно пропорциональна корню из $R_{xo}$ : по показанию более глубокого зонда в нефтенасыщенном пласте она была бы занижена в $\sqrt{13{,}44/10{,}2} = 1{,}15$ раза.

Жауап: Мелкий зонд ошибается не больше чем на 5,3 %, более глубокий — на 25–32 %, причём в нефтенасыщенном пласте завышает

R_{xo}

, а в водоносном занижает.

Бұл нені білдіреді. Ошибки разного знака сжимают контраст между нефтенасыщенными и водоносными пластами: в нефтенасыщенном пласте остаточная нефть по завышенному $R_{xo}$ получится больше, а подвижная — меньше истинной. Поэтому при неглубоком проникновении — в высокопористых породах и особенно при каротаже вскоре после вскрытия — выбирают самый мелкий фокусированный зонд или находят $R_{xo}$ , $R_t$ и диаметр проникновения совместно по трём кривым. Значения $J$ здесь условные: реальные зависят от прибора и берутся из его характеристик. Данные примера условные.

Как получить $R_{xo}$ : проверки и поправки

От показания микрозонда к

R_{xo}

1
Контакт со стенкой
По каверномеру прижимного прибора сравните диаметр с диаметром долота. В кавернах и на неровной стенке башмак отходит, между ним и породой появляется раствор, и показание падает к $R_m$ ; такие интервалы исключают.
2
Сопротивления раствора и корки
$R_m$ , $R_{mf}$ и $R_{mc}$ берут из заголовка диаграммы и приводят к пластовой температуре по формуле Арпса (Пластовая вода и пластовая температура). Если $R_{mc}$ не измерено, его оценивают по $R_m$ с помощью палеток изготовителя.
3
Толщина корки
По кавернограмме $h_{mc} = (d_{bit} - d_{cal})/2$ (проверка ствола). Корка бывает анизотропной — вдоль стенки она проводит лучше, чем поперёк, — и тогда её электрическая толщина больше видимой по каверномеру.
4
Поправка за корку
По палетке конкретного прибора: вход — отношение показания к $R_{mc}$ и толщина корки, выход — множитель к показанию (Палетки интерпретации: как их читать).
5
Проверка на проникновение
Если проникновение может быть неглубоким, сопоставьте показание с другими кривыми или найдите $R_{xo}$ , $R_t$ и диаметр проникновения совместно по трём кривым (Каротаж сопротивления: электрические и индукционные зонды).
6
Контроль по водоносному пласту
В чистом водоносном пласте рассчитанная $S_{xo}$ должна быть близка к 1; если нет, пересмотрите $R_{mf}$ , поправки и коэффициенты (раздел для углублённого изучения).

Что искажает показание микрозонда

Условие: Толстая низкоомная корка при большом $R_{xo}/R_{mc}$
Показание: занижено
Расчётная $S_{xo}$: завышена: остаточная нефть недооценена

Условие: Неглубокое проникновение, $R_t > R_{xo}$
Показание: завышено
Расчётная $S_{xo}$: занижена: остаточная нефть переоценена

Условие: Неглубокое проникновение, $R_t < R_{xo}$
Показание: занижено
Расчётная $S_{xo}$: завышена, в водоносном пласте может выйти больше 1

Условие: Каверна, отход башмака от стенки
Показание: стремится к $R_m$
Расчётная $S_{xo}$: сильно завышена: интервал исключают

Условие: Фильтрат смешан с пластовой водой
Показание: ниже ожидаемого
Расчётная $S_{xo}$: при расчёте с $R_{mf}$ завышена

Условие: Раствор на углеводородной основе
Показание: не регистрируется
Расчётная $S_{xo}$: МК и МБК не работают

Условие	Показание	Расчётная $S_{xo}$
Толстая низкоомная корка при большом $R_{xo}/R_{mc}$	занижено	завышена: остаточная нефть недооценена
Неглубокое проникновение, $R_t > R_{xo}$	завышено	занижена: остаточная нефть переоценена
Неглубокое проникновение, $R_t < R_{xo}$	занижено	завышена, в водоносном пласте может выйти больше 1
Каверна, отход башмака от стенки	стремится к $R_m$	сильно завышена: интервал исключают
Фильтрат смешан с пластовой водой	ниже ожидаемого	при расчёте с $R_{mf}$ завышена
Раствор на углеводородной основе	не регистрируется	МК и МБК не работают

Направления — для раствора на водной основе и расчёта по показанию без соответствующей поправки.

Насыщенность промытой зоны и подвижные углеводороды

Порода в промытой зоне та же, что и в пласте: та же пористость и те же коэффициенты уравнения Арчи (Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов). Отличаются вода и насыщенность: в порах фильтрат с сопротивлением $R_{mf}$ и остаточные углеводороды. Поэтому водонасыщенность промытой зоны находят тем же уравнением, подставив $R_{xo}$ и $R_{mf}$ .

Водонасыщенность промытой зоны

S_{xo} = \left(\frac{a\,R_{mf}}{\phi^{m}\,R_{xo}}\right)^{1/n}

мұндағы:

$S_{xo}$ водонасыщенность промытой зоны (вода в ней — фильтрат), доли единицы
$R_{mf}$ сопротивление фильтрата при пластовой температуре, Ом·м
$R_{xo}$ сопротивление промытой зоны после поправок, Ом·м
$\phi$ пористость, доли единицы
$a,\ m,\ n$ коэффициенты уравнения Арчи для этой породы, —

Бірліктер: безразмерная; сопротивления в одинаковых единицах

Мына жағдайда орындалады

чистый пласт; в глинистом применяют модели глинистых коллекторов с теми же заменами (Насыщенность глинистых коллекторов);
вода в промытой зоне — практически только фильтрат; если фильтрат смешан с пластовой водой, её сопротивление ниже $R_{mf}$ , и расчёт с $R_{mf}$ завышает $S_{xo}$ ;
раствор на водной основе: фильтрат проводит ток;
$R_{mf}$ приведено к пластовой температуре.

В водоносном пласте $S_{xo} = 1$ . В продуктивном $S_{xo} < 1$ : фильтрат вытеснил не все углеводороды, и остаток $1 - S_{xo}$ — остаточная углеводородонасыщенность промытой зоны $S_{hr}$ .

Подвижные и остаточные углеводороды

V_{hm} = \phi\,(S_{xo} - S_w),\qquad V_{hr} = \phi\,(1 - S_{xo})

мұндағы:

$V_{hm}$ объём подвижных углеводородов в единице объёма породы, доли объёма породы
$V_{hr}$ объём остаточных углеводородов в единице объёма породы, доли объёма породы
$S_w$ водонасыщенность неизменённой части пласта (по $R_t$ и $R_w$ ), доли единицы
$S_{xo}$ водонасыщенность промытой зоны, доли единицы

Бірліктер: доли объёма породы

Мына жағдайда орындалады

$S_w$ и $S_{xo}$ рассчитаны с одной и той же пористостью и одними коэффициентами;
фильтрат вытеснял пластовые флюиды как при заводнении: сдвинутые им углеводороды считаются подвижными;
до проникновения промытая зона была такой же, как неизменённый пласт: тот же пласт и та же насыщенность.

Разность $S_{xo} - S_w$ — доля пор, из которой фильтрат вытеснил углеводороды. Отношение $S_w/S_{xo}$ (в англоязычной практике — moveable hydrocarbon index) около 1 означает, что углеводороды не сдвинулись: пласт водоносный, нефть вязкая и неподвижная или порода плотная. По эмпирическому правилу значения около 0,7 и меньше указывают на подвижные углеводороды (подробнее — Методы отношения сопротивлений и подвижная нефть).

Промытая зона — своего рода маленькое заводнение у стенки скважины. Доля нефти, которую вытеснил фильтрат, $(S_{xo} - S_w)/(1 - S_w)$ , по смыслу близка к коэффициенту вытеснения (Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти), а $1 - S_{xo}$ — к остаточной нефтенасыщенности. Но это оценка, а не замена опытов на керне: проникновение идёт при больших перепадах давления и за короткое время, фильтрат может содержать поверхностно-активные добавки, а погрешность $R_{xo}$ напрямую переходит в $1 - S_{xo}$ .

ЕсептеуУсловный интервал, рассчитанный по уравнению Арчи: слева сопротивления

R_t

R_{xo}

, справа объёмы в породе — вода пласта

\phi S_w

, вода промытой зоны

\phi S_{xo}

и пористость

\phi

. Между

\phi S_w

\phi S_{xo}

— подвижная нефть, между

\phi S_{xo}

\phi

— остаточная. Ниже зеркала свободной воды (ЗСВ, 1860 м) три кривые сливаются; метка «пример» — глубина примера ниже.

Есептеу мысалыПодвижная нефть по микрозонду и глубокому зонду

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: чистый песчаник, $\phi = 0{,}24$ по плотностному и нейтронному каротажу; $a = 1$ , $m = n = 2$ по керну
Неизменённая часть пласта: $R_t = 16$ Ом·м после поправок; $R_w = 0{,}070$ Ом·м при 68 °C
Фильтрат: $R_{mf} = 0{,}62$ Ом·м при 22 °C (заголовок диаграммы); пластовая температура 68 °C
Фокусированный микрозонд: показание 8,8 Ом·м; корка 8 мм по кавернограмме, $R_{mc} = 0{,}60$ Ом·м при 68 °C; поправочный множитель по палетке прибора (условно) — 1,15

Шешім

Фильтрат при пластовой температуре: $R_{mf} = 0{,}62\cdot\dfrac{22 + 21{,}5}{68 + 21{,}5} = 0{,}301$ Ом·м.
Сопротивление промытой зоны: $R_{xo} = 1{,}15\cdot 8{,}8 = 10{,}12$ Ом·м (вход в палетку — отношение $8{,}8/0{,}60 = 14{,}7$ и толщина корки 8 мм).
Параметр пористости $F = 1/0{,}24^2 = 17{,}36$ ; водонасыщенность пласта $S_w = \sqrt{17{,}36\cdot 0{,}070/16} = 0{,}276$ .
Водонасыщенность промытой зоны: $S_{xo} = \sqrt{17{,}36\cdot 0{,}301/10{,}12} = 0{,}719$ .
Подвижная нефть $S_{xo} - S_w = 0{,}443$ порового объёма, остаточная $1 - S_{xo} = 0{,}281$ ; отношение $S_w/S_{xo} = 0{,}38$ ; фильтрат вытеснил $0{,}443/(1 - 0{,}276)$ , то есть 61 % начальной нефти.
Объёмы в породе: подвижная нефть $0{,}24\cdot 0{,}443 = 0{,}106$ , остаточная $0{,}24\cdot 0{,}281 = 0{,}067$ . В пласте толщиной 1 м на площади 1 га это около 1060 м³ подвижной нефти в пластовых условиях.
Без поправки за корку ( $R_{xo} = 8{,}8$ Ом·м): $S_{xo} = 0{,}771$ , остаточная нефть 0,229 — на 18,5 % меньше, подвижная 0,495 — на 11,7 % больше.

Жауап: Нефть пласта подвижна: фильтрат вытеснил из промытой зоны 0,443 порового объёма, остаточная нефтенасыщенность — около 0,281, а отношение

S_w/S_{xo} = 0{,}38

заметно меньше 0,7.

Бұл нені білдіреді. Пропущенная поправка за корку занизила бы остаточную нефть почти на пятую часть — это ошибка не в третьем знаке. Величина $1 - S_{xo}$ годится как первая оценка остаточной нефтенасыщенности при вытеснении водой, но для проектирования заводнения её сверяют с опытами на керне (Относительная проницаемость). Если бы при том же $R_t$ отношение $S_w/S_{xo}$ оказалось близким к 1, следовало бы заподозрить вязкую неподвижную нефть или неглубокое проникновение. Данные примера условные.

Признак проницаемости и тонкие пласты

Корка и зона проникновения образуются только против пород, в которые может уходить фильтрат, поэтому микрозонды — один из самых чувствительных индикаторов проницаемых пластов. В отечественной практике положительное приращение на микрозондах и глинистую корку на кавернограмме относят к прямым качественным признакам коллектора; надёжно указывает на коллектор и проникновение фильтрата, выявленное по различию зондов разной глубинности (Каротаж сопротивления: электрические и индукционные зонды) или по повторным замерам. Отклонение кривой самопроизвольной поляризации (ПС, Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС)) — признак косвенный. Ни один из этих признаков не измеряет проницаемость: все говорят лишь о том, что фильтрация была. Обратное неверно: если признаков нет, пласт ещё не обязательно плотный — корку могло смыть, а проникновение бывает очень неглубоким.

Второе достоинство микрозондов — вертикальное разрешение 5–10 см — наряду с фотоэлектрическим индексом лучшее среди стандартных методов открытого ствола. В тонкослоистой пачке глубокие зонды и ядерные методы осредняют прослои по интервалу от 0,3 до 2 м (влияние вмещающих пород), а микрозонды показывают каждый прослой толщиной от нескольких сантиметров.

Эффективные толщины. По кривым микрозондов отбивают границы проницаемых прослоев и суммируют их толщины.
Тонкослоистые коллекторы. Доля песчаных прослоев по микрозондам нужна моделям слоистых глинистых коллекторов (Насыщенность глинистых коллекторов) и для распределения показаний глубоких зондов между прослоями.
Привязка керна и выбор точек. Детальная кривая помогает увязать глубины керна с каротажем и выбрать точки для бокового керна и опробователя пластов.
Наклон пластов и имиджи. Несколько микрозондов на разных башмаках дают пластовый наклономер, а десятки кнопочных электродов — электрический имиджер (скважинный имидж).

Терминдер мен белгілер

Микрозонд: электродный зонд с расстояниями между электродами в сантиметры на прижимном башмаке.
Микрокаротаж (МК); МГЗ и МПЗ: запись двумя нефокусированными микрозондами — микроградиент-зондом A0,025M0,025N и микропотенциал-зондом A0,05M.
Микробоковой каротаж (МБК): запись фокусированным микрозондом, показание которого определяется в основном сопротивлением промытой зоны.
Положительное приращение: превышение показаний микропотенциал-зонда над показаниями микроградиент-зонда против проницаемого пласта с коркой.
$R_{xo}$ ( $\rho_\text{пп}$ ): сопротивление промытой зоны.
$S_{xo}$: водонасыщенность промытой зоны; $1 - S_{xo}$ — остаточная углеводородонасыщенность $S_{hr}$ .
Псевдогеометрический фактор $J$: доля зоны (корки, промытой зоны, пласта) в показании зонда.
$S_w/S_{xo}$: показатель подвижности углеводородов: около 1 — не сдвинулись, около 0,7 и меньше — по эмпирическому правилу подвижны.

Жиі қателіктер

Қате

«Микрозонд показывает $R_{xo}$ ».

Шын мәнінде

Он показывает кажущееся сопротивление, в которое входят корка и — при неглубоком проникновении — неизменённый пласт. $R_{xo}$ получают после проверки контакта, поправки за корку и оценки проникновения.

Қате

«Большое положительное приращение — высокая проницаемость».

Шын мәнінде

Приращение говорит только о наличии корки, то есть о фильтрации. Его величина зависит от толщины и сопротивления корки и от $R_{xo}$ , а не от проницаемости.

Қате

« $R_{mf}$ берём прямо из заголовка диаграммы».

Шын мәнінде

В заголовке оно указано при температуре замера на поверхности; перед расчётом $S_{xo}$ его приводят к пластовой температуре. При 22 и 68 °C сопротивления фильтрата различаются примерно вдвое.

Қате

«Раз $S_{xo}$ много больше $S_w$ , пласт даст безводную нефть».

Шын мәнінде

Подвижность углеводородов не исключает подвижной воды. О притоке воды судят, сравнивая $S_w$ с неснижаемой водонасыщенностью — по керну или по ЯМК (Ядерно-магнитный каротаж), — и по испытаниям.

Қате

«Остаточная нефтенасыщенность пласта равна $1 - S_{xo}$ ».

Шын мәнінде

Это оценка по маленькому заводнению у стенки в особых условиях — большие перепады давления, короткое время, добавки в фильтрате — и с погрешностью $R_{xo}$ . Для проектирования её сверяют с опытами на керне.

Толық: тереңдетілген

Параметр пористости по

R_{xo}

в водоносном пласте

В чистом водоносном пласте $S_{xo} = 1$ , и уравнение Арчи для промытой зоны даёт параметр пористости без методов пористости. По нему проверяют $R_{mf}$ , поправки к микрозонду и показатель цементации, а если они надёжны — саму пористость.

Параметр пористости по сопротивлению промытой зоны

F = \frac{R_{xo}}{R_{mf}} = \frac{a}{\phi^{m}}

мұндағы:

$F$ параметр пористости, —
$R_{xo}$ сопротивление промытой зоны водоносного пласта после поправок, Ом·м
$R_{mf}$ сопротивление фильтрата при пластовой температуре, Ом·м
$a,\ m$ коэффициенты уравнения Арчи, —

Бірліктер: безразмерная

Мына жағдайда орындалады

чистый водоносный пласт, полностью промытый фильтратом: $S_{xo} = 1$ , вода в промытой зоне — фильтрат;
фронт проникновения дальше глубинности микрозонда, поправка за корку внесена;
в глинистых пластах проводимость глин занижает $F$ .

Если фильтрат смешан с пластовой водой, сопротивление воды промытой зоны ниже $R_{mf}$ , и формула занижает $F$ — пористость получится завышенной.

Есептеу мысалыПроверка по водоносному пласту

Бастапқы деректер (шартты)

Водоносный песчаник того же разреза: $R_{xo} = 7{,}4$ Ом·м после поправки за корку; плотностная пористость 0,205
Фильтрат: $R_{mf} = 0{,}301$ Ом·м при пластовой температуре (из примера о подвижной нефти)

Шешім

Параметр пористости: $F = 7{,}4/0{,}301 = 24{,}58$ .
Пористость при $a = 1$ , $m = 2$ : $\phi = 1/\sqrt{24{,}58} = 0{,}202$ — на 0,3 единицы пористости меньше плотностной.
Показатель цементации, при котором оценки совпадут: $m = \ln 24{,}58/\ln(1/0{,}205) = 2{,}02$ .
Если по ошибке взять $R_{mf} = 0{,}62$ Ом·м при 22 °C: $F = 11{,}94$ и $\phi = 0{,}289$ — на 8,4 единицы больше плотностной.

Жауап: Оценки согласуются: пористость по

R_{xo}

— 0,202 при плотностной 0,205, показатель цементации около 2,02, то есть

R_{mf}

, поправка за корку и

m = 2

подтверждаются.

Бұл нені білдіреді. Расхождение в доли единицы пористости укладывается в погрешности; расхождение в несколько единиц указывает на ошибку в $R_{mf}$ (температура, смешение с пластовой водой), в поправке за корку или на другой показатель цементации. Последний шаг показывает цену ошибки с температурой: сопротивление фильтрата, взятое при поверхностной температуре, вдвое занижает $F$ , и пористость выходит нелепо высокой. Данные примера условные.

Басқа тақырыптармен байланыс

Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка — зоны вокруг ствола, корка и профиль сопротивлений.
Каротаж сопротивления: электрические и индукционные зонды — глубокие зонды и определение $R_t$ по трём кривым, для которого нужно $R_{xo}$ .
Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов — уравнение Арчи и его коэффициенты.
Методы отношения сопротивлений и подвижная нефть — насыщенность и подвижная нефть по отношению сопротивлений, без пористости.
Пластовая вода и пластовая температура — приведение $R_{mf}$ и $R_{mc}$ к пластовой температуре.
Газ, глины, карбонаты и давление в оценке пористости по ГИС — как остаточные углеводороды промытой зоны сдвигают плотностной и нейтронный каротаж.
Палетки интерпретации: как их читать — палетки поправок за корку и проникновение.
Ядерно-магнитный каротаж — связанная и свободная вода в той же промытой зоне по ЯМК.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Против песчаника микропотенциал-зонд показывает 6 Ом·м, микроградиент-зонд — 3,5 Ом·м, а каверномер — диаметр на 10 мм меньше долота. Что из этого следует?
1. А.Песчаник проницаем: есть корка и положительное приращение
2. Б.Песчаник плотный, без пор
3. В.Проницаемость песчаника около 6 мД
4. Г.Пласт водоносный
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Песчаник проницаем: есть корка и положительное приращение
Положительное приращение и уменьшение диаметра на 10 мм (корка около 5 мм) говорят о фильтрации в пласт, то есть о проницаемости. Ни величину проницаемости, ни насыщенность по этим данным не определить.
2
Даны $\phi = 0{,}25$ , $R_{xo} = 4{,}0$ Ом·м, $R_{mf} = 0{,}10$ Ом·м, $R_t = 30$ Ом·м, $R_w = 0{,}05$ Ом·м, $a = 1$ , $m = n = 2$ . Найдите $S_{xo}$ , $S_w$ и объём подвижных углеводородов.
Жауабын көрсету
$F = 16$ ; $S_{xo} = \sqrt{16\cdot 0{,}10/4{,}0} \approx 0{,}63$ ; $S_w = \sqrt{16\cdot 0{,}05/30} \approx 0{,}16$ ; $V_{hm} = 0{,}25\cdot(0{,}63 - 0{,}16) \approx 0{,}12$ , остаточные углеводороды $0{,}25\cdot 0{,}37 \approx 0{,}09$ . Отношение $S_w/S_{xo} \approx 0{,}25$ — углеводороды подвижны.
3
Проникновение неглубокое, пласт нефтенасыщенный, $R_t$ втрое больше $R_{xo}$ . Как ошибётся микрозонд с относительно большой глубинностью?
1. А.Не ошибётся: микрозонды не видят $R_t$
2. Б.Покажет сопротивление корки
3. В.Занизит $R_{xo}$
4. Г.Завысит $R_{xo}$ , и $S_{xo}$ получится заниженной
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Завысит $R_{xo}$ , и $S_{xo}$ получится заниженной
В показание фокусированного зонда входит доля неизменённого пласта $1 - J_{xo}$ с более высоким сопротивлением. Показание завышено, а $S_{xo}$ , обратно пропорциональная корню из $R_{xo}$ , занижена — остаточная нефть переоценена.
4
Почему нефокусированный микрозонд плохо измеряет $R_{xo}$ в низкопористых породах?
Жауабын көрсету
В низкопористой породе $R_{xo}$ велико, и отношение $R_{xo}/R_{mc}$ большое. Ток нефокусированного зонда выбирает путь по низкоомной корке и через неё в раствор, и показание почти перестаёт зависеть от $R_{xo}$ . Поэтому $R_{xo}$ по микрокаротажу находят только при $R_{xo}/R_{mc}$ меньше примерно 15, а в плотных породах применяют фокусированные зонды.
5
В водоносном песчанике рассчитанная $S_{xo}$ получилась 1,3. Что проверить в первую очередь?
1. А.Показатель насыщения $n$
2. Б.Приведено ли $R_{mf}$ к пластовой температуре и внесена ли поправка за корку
3. В.Ничего: в водоносном пласте так бывает
4. Г.Сопротивление пластовой воды $R_w$
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Приведено ли $R_{mf}$ к пластовой температуре и внесена ли поправка за корку
Водонасыщенность не может быть больше 1. Слишком большая $S_{xo}$ означает завышенное $R_{mf}$ (например, взятое при поверхностной температуре) или заниженное $R_{xo}$ (корка, каверна, неглубокое проникновение при $R_t < R_{xo}$ ). $R_w$ в расчёт $S_{xo}$ не входит, а $n$ при насыщенности около 1 почти не влияет.
6
Пачка — чередование песчаных прослоев по 15–20 см и глин. Какой метод покажет каждый прослой и почему глубокий индукционный зонд их не разрешит?
Жауабын көрсету
Микрозонды с разрешением 5–10 см покажут границы каждого прослоя. Глубокий индукционный зонд осредняет 1–2 м разреза и даст сопротивление смеси, близкое к сопротивлению глин. Доля песчаных прослоев по микрозондам нужна для эффективных толщин и для моделей слоистого пласта.

Жаңартылған: 19 октября 2026 г.

Қысқаша негізгісі

Сабақтан кейін сіз

Зачем измерять сопротивление промытой зоны

Устройство микрозондов

Микрокаротаж: две кривые и положительное приращение

Фокусированные микрозонды

Как получить RxoR_{xo}Rxo​: проверки и поправки

Насыщенность промытой зоны и подвижные углеводороды

Признак проницаемости и тонкие пласты

Терминдер мен белгілер

Жиі қателіктер

Толық: тереңдетілген

Басқа тақырыптармен байланыс

Өзіңізді тексеріңіз

Как получить $R_{xo}$ : проверки и поправки