Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка

Кратко о главном

При бурении давление столба раствора обычно выше пластового (репрессия). Фильтрат уходит в проницаемые породы, а твёрдые частицы раствора оседают на стенке и образуют глинистую корку.
Корка на порядки менее проницаема, чем коллектор, поэтому после её образования фильтрация резко замедляется; объём фильтрата задаёт в основном корка, а не пласт.
Вокруг ствола лежат промытая зона ( $R_{xo}$ : фильтрат и остаточные углеводороды), переходная зона ( $R_i$ ) и неизменённый пласт ( $R_t$ : пластовая вода и исходные углеводороды).
Микрозонды и ядерные методы видят в основном промытую зону. До неизменённого пласта «достают» только глубокие зонды сопротивления, и то с поправками.
Соотношение $R_{xo}$ и $R_t$ задают контраст $R_{mf}/R_w$ и насыщенность: при пресном растворе в водоносном пласте $R_{xo} \gg R_t$ , в нефтенасыщенном это отношение намного меньше.
Интерпретация начинается с проверки ствола: кавернограмма против долота, тип раствора и ожидаемый профиль проникновения.

Ключевые соотношения

d_i = \sqrt{d_h^2 + \dfrac{4\,V_f}{\pi\,h\,\phi\,S_{xo}}}

диаметр зоны проникновения по объёму фильтрата (ступенчатая модель)

\dfrac{R_{xo}}{R_t} = \dfrac{R_{mf}}{R_w}\left(\dfrac{S_w}{S_{xo}}\right)^2

чистый пласт, закон Арчи с $n = 2$ ; в водоносном пласте $S_w = S_{xo} = 1$

h_{mc} = \dfrac{d_{bit} - d_{cal}}{2}

толщина глинистой корки по кавернограмме

Где чаще всего ошибаются

Принимать показание глубокого зонда за $R_t$ без оценки проникновения.
Считать расхождение кривых сопротивления признаком нефти: при пресном растворе оно наибольшее как раз в водоносных пластах.
Путать переходную зону проникновения (вокруг ствола) с переходной зоной над водонефтяным контактом (по вертикали).
Забывать, что плотностной и нейтронный методы видят флюид промытой зоны, а не пластовый.

После урока вы сможете

объяснить, как репрессия на пласт создаёт глинистую корку и зону проникновения и почему корка ограничивает дальнейшую фильтрацию;
назвать зоны вокруг ствола — промытую, переходную и неизменённую — и сопротивления $R_m$ , $R_{mc}$ , $R_{mf}$ , $R_{xo}$ , $R_i$ , $R_t$ , $R_w$ , которыми их описывают;
предсказать соотношение показаний мелких и глубоких зондов сопротивления в водоносном и нефтенасыщенном пласте при пресном и солёном растворе;
оценить диаметр зоны проникновения по объёму фильтрата и объяснить, почему в низкопористых породах проникновение глубже;
выполнить первые проверки перед интерпретацией: кавернограмма против диаметра долота, тип раствора, ожидаемый профиль проникновения.

Что бурение делает с пластом

Скважину бурят с промывкой: буровой раствор (drilling mud) выносит выбуренную породу, охлаждает и смазывает долото, а его столб давит на стенки ствола. Чтобы пластовые флюиды не поступали в скважину, давление столба обычно держат выше порового. Эту разницу называют репрессией на пласт (overbalance); подробнее о давлениях — в теме Поровое и горное давление.

Под действием репрессии жидкая часть раствора — фильтрат — уходит в проницаемые породы, а твёрдые частицы (глина, утяжелитель, мелкий шлам) задерживаются на стенке и образуют глинистую корку (mudcake, filter cake). Корка — фильтр, который раствор строит себе сам. Её проницаемость порядка $10^{-2}$ – $10^{-4}$ мД, то есть в тысячи и миллионы раз ниже, чем у типичного коллектора. Как только корка сформировалась, скорость фильтрации определяет уже она, а не пласт.

Растворы бывают на водной основе (фильтрат — вода с растворёнными солями и реагентами) и на углеводородной основе (РУО, oil-based mud; фильтрат — углеводородная жидкость). Водные растворы делят на пресные и солёные: от минерализации зависит сопротивление фильтрата $R_{mf}$ , а от него — то, как проникновение отразится на кривых сопротивления. Сопротивления раствора, фильтрата и корки измеряют на пробах и записывают в заголовок каротажной диаграммы вместе с температурой замера.

Суперзарядка пласта

Обычно сопротивление корки фильтрации намного больше, чем у пласта: почти весь перепад давления приходится на корку, и давление в породе у стенки близко к пластовому. Если корка плохо изолирует пласт (её подмывает циркуляция) или сам пласт плотный, фильтрат не успевает рассеиваться, и давление у стенки поднимается выше пластового — это суперзарядка (supercharging). Опробователь пластов на кабеле покажет в таком пласте завышенное давление; см. Перезаряд пласта и оценка проницаемости по опробователю.

Зоны вокруг ствола

Фильтрат вытесняет пластовые флюиды от стенки вглубь пласта. Вытеснение неполное и неравномерное, поэтому вокруг ствола складываются кольцевые зоны. Каждую описывают её удельным электрическим сопротивлением и насыщенностью — это главный язык, на котором разговаривают кривые каротажа.

СхемаСектор сечения вокруг скважины в нефтенасыщенном пласте, вскрытом раствором на водной основе. Капли показывают углеводороды: у стенки остаются лишь остаточные, за фронтом проникновения — исходная насыщенность. Схема не в масштабе.

Ствол скважины: заполнен раствором сопротивлением $R_m$ . Номинальный диаметр $d_h$ задаёт долото, фактический показывает кавернограмма (caliper log).
Глинистая корка: слой на стенке против проницаемых пластов толщиной $h_{mc}$ (обычно миллиметры, иногда больше сантиметра) и сопротивлением $R_{mc}$ .
Промытая зона (flushed zone): прилегает к стенке; фильтрат вытеснил почти всю пластовую воду и подвижную часть углеводородов. В порах — фильтрат ( $R_{mf}$ ) и остаточные углеводороды; сопротивление зоны $R_{xo}$ , водонасыщенность $S_{xo}$ (вода здесь — в основном фильтрат). В водоносном пласте $S_{xo} = 1$ , в продуктивном $S_{xo} = 1 - S_{hr}$ , где $S_{hr}$ — остаточная углеводородонасыщенность.
Переходная зона (transition zone): доля фильтрата убывает с удалением от ствола, сопротивление $R_i$ меняется от $R_{xo}$ к $R_t$ . Промытую и переходную зоны вместе называют зоной проникновения. В идеализированной ступенчатой модели переходной зоны нет: сопротивление $R_{xo}$ сохраняется до диаметра проникновения $d_i$ , а за ним начинается неизменённый пласт.
Неизменённая часть пласта (uninvaded zone): фильтрат сюда не дошёл: в порах пластовая вода сопротивлением $R_w$ и исходные углеводороды. Сопротивление $R_t$ (true resistivity) и водонасыщенность $S_w$ — именно они нужны для подсчёта запасов.

Сопротивления в скважине и вокруг неё

Что: Буровой раствор
Обозначение: $R_m$
В отечественной практике: $\rho_\text{с}$
Как находят: замер на пробе (заголовок диаграммы) или скважинным резистивиметром

Что: Фильтрат раствора
Обозначение: $R_{mf}$
В отечественной практике: $\rho_\text{ф}$
Как находят: замер на пробе фильтрата

Что: Глинистая корка
Обозначение: $R_{mc}$
В отечественной практике: $\rho_\text{гк}$
Как находят: замер на образце корки; нужен для поправок микрозондов

Что: Промытая зона
Обозначение: $R_{xo}$
В отечественной практике: $\rho_\text{пп}$
Как находят: микрозонды сопротивления с поправкой на корку

Что: Зона проникновения
Обозначение: $R_i$
В отечественной практике: $\rho_\text{зп}$
Как находят: мелкие и средние зонды

Что: Неизменённый пласт
Обозначение: $R_t$
В отечественной практике: $\rho_\text{п}$
Как находят: глубокие зонды с поправками на скважину, вмещающие породы и проникновение

Что: Пластовая вода
Обозначение: $R_w$
В отечественной практике: $\rho_\text{в}$
Как находят: пробы воды, водоносные пласты, метод самопроизвольной поляризации (ПС) — см. Определение сопротивления пластовой воды

Что	Обозначение	В отечественной практике	Как находят
Буровой раствор	$R_m$	$\rho_\text{с}$	замер на пробе (заголовок диаграммы) или скважинным резистивиметром
Фильтрат раствора	$R_{mf}$	$\rho_\text{ф}$	замер на пробе фильтрата
Глинистая корка	$R_{mc}$	$\rho_\text{гк}$	замер на образце корки; нужен для поправок микрозондов
Промытая зона	$R_{xo}$	$\rho_\text{пп}$	микрозонды сопротивления с поправкой на корку
Зона проникновения	$R_i$	$\rho_\text{зп}$	мелкие и средние зонды
Неизменённый пласт	$R_t$	$\rho_\text{п}$	глубокие зонды с поправками на скважину, вмещающие породы и проникновение
Пластовая вода	$R_w$	$\rho_\text{в}$	пробы воды, водоносные пласты, метод самопроизвольной поляризации (ПС) — см. Определение сопротивления пластовой воды

Сопротивление растворов сильно зависит от температуры: сравнивать значения можно только после приведения к одной, обычно пластовой, температуре (Пластовая вода и пластовая температура).

Картина усложняется в двух частых случаях.

Трещиноватые породы. Фильтрат легко уходит в трещины, но почти не проникает в плотные блоки матрицы. Вытесняется лишь малая часть пластовых флюидов даже у самой стенки — настоящей промытой зоны нет, и приёмы, рассчитанные на неё, дают искажённый результат.
Растворы на углеводородной основе. Фильтрат не проводит ток, поэтому сопротивление промытой зоны высокое и в водоносном, и в продуктивном пласте. Методы, которым нужен проводящий раствор (ПС, боковой каротаж, большинство микрозондов), не работают. Из-за разницы плотностей фильтрат и пластовые флюиды могут расслаиваться по вертикали (гравитационная сегрегация).

Глубина проникновения

Насколько далеко уйдёт фильтрат, зависит от свойств раствора (водоотдачи и способности быстро строить корку), от пористости и проницаемости пласта, от репрессии и от времени, прошедшего с момента вскрытия. Интуиция подсказывает, что в проницаемом пласте проникновение глубже, но часто бывает наоборот.

Когда корка уже сформирована, объём фильтрата задаёт в основном она: в соседние проницаемые пласты за одно время уходит примерно одинаковое количество. Этот объём должен разместиться в порах. В высокопористой породе ему хватает тонкого кольца вокруг ствола, в низкопористой нужно кольцо шире. Поэтому чем ниже пористость, тем глубже проникновение. В продуктивном пласте фильтрат может занять только ту часть пор, которую освободили подвижные флюиды ( $S_{xo} < 1$ ), и зона проникновения при том же объёме ещё шире.

Диаметр зоны проникновения по объёму фильтрата

d_i = \sqrt{d_h^2 + \frac{4\,V_f}{\pi\,h\,\phi\,S_{xo}}}

где:

$d_i$ диаметр зоны проникновения (ступенчатая модель), м
$d_h$ диаметр скважины, м
$V_f$ объём фильтрата, ушедшего в пласт, м³
$h$ толщина пласта, в которую ушёл этот объём, м
$\phi$ пористость, доли единицы
$S_{xo}$ доля порового объёма, занятая фильтратом в промытой зоне: 1 в водоносном пласте, $1 - S_{hr}$ в продуктивном, доли единицы

Единицы: любая согласованная система (здесь СИ)

Справедливо, если

поршневое вытеснение: за фронтом фильтрата пласт не изменён, переходной зоной пренебрегают;
проникновение равномерно по окружности и по толщине пласта, без гравитационного расслоения;
фильтрат вытесняет пластовую воду и подвижные углеводороды, а не смешивается с ними;
объём фильтрата задан; в действительности его определяют раствор, корка, репрессия и время.

Это баланс объёмов: фильтрат занимает поры кольца между $d_h$ и $d_i$ , то есть $V_f = \tfrac{\pi}{4}(d_i^2 - d_h^2)\,h\,\phi\,S_{xo}$ . При том же $V_f$ диаметр проникновения растёт, когда пористость или насыщенность фильтратом уменьшаются.

Расчётный примерОдин объём фильтрата в пластах разной пористости

Исходные данные (условные)

Диаметр скважины $d_h$: 215,9 мм (долото 8½″)
Объём фильтрата на 1 м толщины $V_f/h$: 25 л/м (0,025 м³/м)
Пористость пластов: $\phi_1 = 0{,}25$ и $\phi_2 = 0{,}08$
Насыщенность: оба пласта водоносные, $S_{xo} = 1$

Решение

Первый пласт: $d_i = \sqrt{0{,}2159^2 + \dfrac{4\cdot 0{,}025}{\pi\cdot 0{,}25}} = \sqrt{0{,}0466 + 0{,}1273} = 0{,}417$ м.
Второй пласт: $d_i = \sqrt{0{,}0466 + \dfrac{4\cdot 0{,}025}{\pi\cdot 0{,}08}} = \sqrt{0{,}0466 + 0{,}3979} = 0{,}667$ м.
Глубина проникновения за стенку $(d_i - d_h)/2$ : 10 см и 23 см. Отношение $d_i/d_h$ : 1,9 и 3,1.

Ответ: Фильтрат уходит за стенку примерно на 10 см в пласте с пористостью 25 % и на 23 см — в пласте с пористостью 8 %.

Что это значит. При втрое меньшей пористости тот же фильтрат ушёл в 2,2 раза глубже. Для каротажа это значит, что в плотных пластах мелкие и средние зонды видят почти одну зону проникновения, и найти $R_t$ труднее. Будь второй пласт нефтенасыщенным с $S_{xo} = 0{,}75$ , фронт ушёл бы ещё дальше. Данные примера условные.

РасчётДиаметр зоны проникновения в зависимости от пористости для данных примера (25 л фильтрата на метр толщины, скважина 215,9 мм). Нижняя, бирюзовая кривая — водоносный пласт (

S_{xo} = 1

), точки на ней — два пласта из примера; верхняя, серая — нефтенасыщенный пласт (

S_{xo} = 0{,}75

); штриховая линия — диаметр скважины.

Когда каротировать

Проникновение продолжается, пока ствол открыт. Каротаж в процессе бурения (LWD, logging while drilling; см. Измерения в процессе бурения) регистрирует сопротивление через минуты или часы после вскрытия пласта, когда фильтрат ушёл неглубоко. Каротаж на кабеле обычно проводят через несколько суток. Сравнение замеров, сделанных в разное время, показывает, как растёт зона проникновения, и само по себе указывает на проницаемые пласты.

Профиль сопротивлений: чего ждать от мелких и глубоких зондов

Сопротивление чистой (неглинистой) породы определяет вода в порах: зёрна кварца и кальцита практически не проводят ток, нефть и газ тоже. Порода, поры которой целиком заполнены водой, имеет сопротивление в $F$ раз больше, чем сама вода; параметр пористости $F$ зависит только от пористости и строения порового пространства. Если часть пор занята углеводородами, сопротивление растёт — при типичных условиях примерно обратно пропорционально квадрату водонасыщенности. Это закон Арчи, подробно разобранный в теме Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов.

В промытой зоне вода в порах — фильтрат ( $R_{mf}$ ), в неизменённом пласте — пластовая вода ( $R_w$ ), а параметр $F$ у них общий: порода одна и та же. Поэтому в отношении сопротивлений двух зон $F$ сокращается, и пористость знать не нужно.

Отношение сопротивлений промытой зоны и неизменённого пласта

\frac{R_{xo}}{R_t} = \frac{R_{mf}}{R_w}\left(\frac{S_w}{S_{xo}}\right)^{2}

где:

$R_{xo},\ R_t$ сопротивление промытой зоны и неизменённого пласта, Ом·м
$R_{mf},\ R_w$ сопротивление фильтрата и пластовой воды при пластовой температуре, Ом·м
$S_w$ водонасыщенность неизменённого пласта, доли единицы
$S_{xo}$ водонасыщенность промытой зоны (вода в ней — фильтрат), доли единицы

Единицы: любые, одинаковые для всех сопротивлений (обычно Ом·м)

Справедливо, если

чистый пласт с межзерновой пористостью: ток проводит только вода в порах;
закон Арчи с показателем насыщения $n = 2$ и одинаковым параметром пористости в обеих зонах;
ступенчатый профиль; $R_{xo}$ и $R_t$ получены после поправок за скважину, корку и проникновение;
$R_{mf}$ и $R_w$ приведены к пластовой температуре.

В водоносном пласте ( $S_w = S_{xo} = 1$ ) отношение $R_{xo}/R_t$ равно контрасту вод $R_{mf}/R_w$ . Подвижные углеводороды уменьшают его в $(S_w/S_{xo})^2$ раз: чем больше их вытеснил фильтрат, тем сильнее отношение отклоняется от «водного» значения. На этом построены экспресс-методы выделения продуктивных пластов (Методы отношения сопротивлений и подвижная нефть).

Типичные профили сопротивления в чистых пластах

Раствор и пласт: Пресный раствор, водоносный пласт
Контраст вод: $R_{mf} \gg R_w$
Ожидаемое соотношение: $R_{xo} \gg R_t$ : мелкие зонды показывают намного больше глубоких
Как говорят в отечественной практике: повышающее проникновение

Раствор и пласт: Пресный раствор, продуктивный пласт
Контраст вод: $R_{mf} \gg R_w$
Ожидаемое соотношение: отношение $R_{xo}/R_t$ в разы меньше, чем в водоносном пласте: кривые сближаются или меняются местами
Как говорят в отечественной практике: понижающее проникновение или его слабое проявление

Раствор и пласт: Солёный раствор, водоносный пласт
Контраст вод: $R_{mf} \approx R_w$ или меньше
Ожидаемое соотношение: $R_{xo} \approx R_t$ или $R_{xo} < R_t$ : расхождение небольшое
Как говорят в отечественной практике: проникновение по сопротивлению почти не выражено

Раствор и пласт: Солёный раствор, продуктивный пласт
Контраст вод: $R_{mf} \lesssim R_w$
Ожидаемое соотношение: $R_{xo} < R_t$ : мелкие зонды показывают меньше глубоких
Как говорят в отечественной практике: понижающее проникновение

Раствор и пласт: Раствор на углеводородной основе
Контраст вод: фильтрат не проводит ток
Ожидаемое соотношение: $R_{xo}$ высокое в любом пласте; контраст зон мало говорит о насыщенности
Как говорят в отечественной практике: —

Раствор и пласт	Контраст вод	Ожидаемое соотношение	Как говорят в отечественной практике
Пресный раствор, водоносный пласт	$R_{mf} \gg R_w$	$R_{xo} \gg R_t$ : мелкие зонды показывают намного больше глубоких	повышающее проникновение
Пресный раствор, продуктивный пласт	$R_{mf} \gg R_w$	отношение $R_{xo}/R_t$ в разы меньше, чем в водоносном пласте: кривые сближаются или меняются местами	понижающее проникновение или его слабое проявление
Солёный раствор, водоносный пласт	$R_{mf} \approx R_w$ или меньше	$R_{xo} \approx R_t$ или $R_{xo} < R_t$ : расхождение небольшое	проникновение по сопротивлению почти не выражено
Солёный раствор, продуктивный пласт	$R_{mf} \lesssim R_w$	$R_{xo} < R_t$ : мелкие зонды показывают меньше глубоких	понижающее проникновение
Раствор на углеводородной основе	фильтрат не проводит ток	$R_{xo}$ высокое в любом пласте; контраст зон мало говорит о насыщенности	—

Качественная картина: реальные соотношения зависят от насыщенностей, глубины проникновения и глинистости.

Расчётный примерЧто покажут мелкий и глубокий зонды в водоносной и нефтенасыщенной частях пласта

Исходные данные (условные)

Пористость $\phi$: 0,22; параметр пористости $F = 1/\phi^2$
Сопротивление пластовой воды $R_w$: 0,06 Ом·м (при пластовой температуре)
Сопротивление фильтрата $R_{mf}$: 0,60 Ом·м (пресный раствор, при пластовой температуре)
Водоносная часть: $S_w = S_{xo} = 1$
Нефтенасыщенная часть: $S_w = 0{,}20$ ; остаточная нефтенасыщенность промытой зоны 0,20, то есть $S_{xo} = 0{,}80$

Решение

Параметр пористости: $F = 1/0{,}22^2 = 20{,}7$ .
Водоносная часть: $R_t = F R_w = 1{,}24$ Ом·м, $R_{xo} = F R_{mf} = 12{,}4$ Ом·м, отношение $R_{xo}/R_t = 10$ .
Нефтенасыщенная часть: $R_t = F R_w/S_w^2 = 31{,}0$ Ом·м, $R_{xo} = F R_{mf}/S_{xo}^2 = 19{,}4$ Ом·м, отношение $R_{xo}/R_t = 0{,}625$ .
Проверка по формуле отношения: $\dfrac{0{,}60}{0{,}06}\cdot\left(\dfrac{0{,}20}{0{,}80}\right)^2 = 0{,}625$ — то же самое, и параметр $F$ не понадобился.

Ответ: В водоносной части мелкий зонд покажет примерно в 10 раз большее сопротивление, чем глубокий; в нефтенасыщенной — меньшее (отношение 0,625).

Что это значит. Резкое уменьшение отношения $R_{xo}/R_t$ по сравнению с водоносной частью того же пласта (здесь — с 10 до 0,625) — признак подвижной нефти. Само же расхождение кривых говорит лишь о проникновении, то есть о проницаемости: при пресном растворе оно наибольшее в водоносном пласте. Реальные зонды показывают значения между $R_{xo}$ и $R_t$ в зависимости от глубины проникновения, поэтому $R_{xo}$ и $R_t$ находят с поправками. Данные примера условные.

Какую зону видит каждый зонд

У каждого прибора своя глубинность исследования (depth of investigation): его показание складывается из сигналов разных зон с весами, которые зависят от конструкции зонда. Грубо говоря, прибор видит породу до определённого расстояния от стенки, и это расстояние надо сравнивать с глубиной проникновения.

Глубинность методов и влияние скважинных условий

Метод: Микрозонды сопротивления (прижимные)
Глубинность (ориентировочно): первые сантиметры от стенки
Что в основном видит: промытую зону, $R_{xo}$
Как влияют скважина и проникновение: нужен контакт со стенкой; толстая корка и каверны искажают показания

Метод: Плотностной гамма-гамма каротаж
Глубинность (ориентировочно): около 10 см
Что в основном видит: промытую зону
Как влияют скважина и проникновение: прижимной прибор: чувствителен к корке и неровностям стенки; барит в растворе искажает плотность и особенно фотоэлектрический индекс

Метод: Нейтронный каротаж
Глубинность (ориентировочно): 10–30 см
Что в основном видит: промытую зону
Как влияют скважина и проникновение: поправки на диаметр скважины, корку и минерализацию раствора

Метод: Акустический каротаж
Глубинность (ориентировочно): от сантиметров до десятков сантиметров
Что в основном видит: приствольную часть пласта
Как влияют скважина и проникновение: каверны; породы, разуплотнённые при бурении

Метод: Мелкие и средние зонды сопротивления
Глубинность (ориентировочно): десятки сантиметров
Что в основном видит: зону проникновения
Как влияют скважина и проникновение: показание лежит между $R_{xo}$ и $R_t$

Метод: Глубокие индукционный и боковой зонды
Глубинность (ориентировочно): порядка 1–2 м от оси скважины
Что в основном видит: в основном неизменённый пласт
Как влияют скважина и проникновение: при глубоком проникновении нужна поправка; $R_t$ получают расчётом

Метод: Гамма-каротаж (ГК)
Глубинность (ориентировочно): 15–30 см
Что в основном видит: естественную радиоактивность породы; от флюидов не зависит
Как влияют скважина и проникновение: калий в растворе (KCl) и толстый слой раствора в кавернах меняют показания

Метод: Самопроизвольная поляризация (ПС)
Глубинность (ориентировочно): —
Что в основном видит: потенциал на контактах фильтрата, пластовой воды и глин
Как влияют скважина и проникновение: амплитуда зависит от $R_{mf}/R_w$ ; при $R_{mf} = R_w$ отклонения нет, в растворах на углеводородной основе ПС не записывают

Метод	Глубинность (ориентировочно)	Что в основном видит	Как влияют скважина и проникновение
Микрозонды сопротивления (прижимные)	первые сантиметры от стенки	промытую зону, $R_{xo}$	нужен контакт со стенкой; толстая корка и каверны искажают показания
Плотностной гамма-гамма каротаж	около 10 см	промытую зону	прижимной прибор: чувствителен к корке и неровностям стенки; барит в растворе искажает плотность и особенно фотоэлектрический индекс
Нейтронный каротаж	10–30 см	промытую зону	поправки на диаметр скважины, корку и минерализацию раствора
Акустический каротаж	от сантиметров до десятков сантиметров	приствольную часть пласта	каверны; породы, разуплотнённые при бурении
Мелкие и средние зонды сопротивления	десятки сантиметров	зону проникновения	показание лежит между $R_{xo}$ и $R_t$
Глубокие индукционный и боковой зонды	порядка 1–2 м от оси скважины	в основном неизменённый пласт	при глубоком проникновении нужна поправка; $R_t$ получают расчётом
Гамма-каротаж (ГК)	15–30 см	естественную радиоактивность породы; от флюидов не зависит	калий в растворе (KCl) и толстый слой раствора в кавернах меняют показания
Самопроизвольная поляризация (ПС)	—	потенциал на контактах фильтрата, пластовой воды и глин	амплитуда зависит от $R_{mf}/R_w$ ; при $R_{mf} = R_w$ отклонения нет, в растворах на углеводородной основе ПС не записывают

Порядки величин для ориентира: глубинность зависит от конструкции прибора, свойств пород и контраста сопротивлений.

Отсюда два следствия. Первое: $R_t$ не измеряют напрямую, его вычисляют. Если записаны три кривые сопротивления разной глубинности, по ним с помощью палеток проникновения (за форму их называют «торнадо») находят сразу $R_t$ , $R_{xo}$ и $d_i$ в предположении ступенчатого профиля. В отечественной практике ту же задачу решают боковым каротажным зондированием (БКЗ) и высокочастотным индукционным каротажным изопараметрическим зондированием (ВИКИЗ): набор зондов разной длины даёт радиальный профиль сопротивления. Подробнее — в темах Каротаж сопротивления: электрические и индукционные зонды и Палетки интерпретации: как их читать.

Второе: ядерные методы и акустика видят флюид промытой зоны, а не пластовый. Плотность и водородный индекс флюида в их расчётах — это свойства фильтрата с остаточными углеводородами. Газ всё же проявляется на плотностном и нейтронном каротаже, потому что часть его остаётся в промытой зоне как остаточный газ; при хорошей промывке этот эффект ослабевает.

Первые шаги интерпретации: проверка скважинных условий

Что проверить до расчётов

1
Кавернограмма против долота
Совпадение диаметров — ствол в хорошем состоянии. Увеличение диаметра (каверна, washout) бывает в слабых и глинистых породах: прижимные приборы теряют контакт со стенкой, плотностной каротаж занижает плотность, нейтронный завышает пористость. Уменьшение диаметра против пласта — глинистая корка, то есть признак проницаемости; при равномерной корке её толщина $h_{mc} = (d_{bit} - d_{cal})/2$ .
2
Раствор и его сопротивления
По заголовку диаграммы определите тип раствора (водный или на углеводородной основе, пресный или солёный), значения $R_m$ , $R_{mf}$ , $R_{mc}$ и температуру их замера. Приведите сопротивления к пластовой температуре. Отметьте добавки: барит мешает плотностному каротажу, хлорид калия повышает показания ГК.
3
Ожидаемый профиль
По отношению $R_{mf}/R_w$ предскажите, как должны соотноситься мелкие и глубокие кривые в заведомо водоносном пласте. Это эталон, с которым сравнивают остальные пласты.
4
Расхождение кривых
Расхождение кривых разной глубинности говорит о проникновении, то есть о проницаемости. Отклонение $R_{xo}/R_t$ от эталона водоносного пласта — признак подвижных углеводородов. Корка на кавернограмме и положительное приращение на микрозондах подтверждают проницаемость.
5
Выбор кривых
Решите, какие кривые годятся для $R_t$ и $R_{xo}$ , а какие интервалы исключить из количественной интерпретации (каверны, тонкие пласты, неясный профиль проникновения). Дальнейший порядок работы — в теме Порядок интерпретации каротажа.

Расчётный примерТолщина корки по кавернограмме

Исходные данные (условные)

Диаметр долота $d_{bit}$: 215,9 мм (8½″)
Диаметр по кавернограмме против песчаника $d_{cal}$: 206,5 мм
Диаметр по кавернограмме против глин: 262 мм

Решение

Против песчаника ствол сужен: $h_{mc} = (215{,}9 - 206{,}5)/2 = 4{,}7$ мм, или 0,19 дюйма.
Против глин ствол расширен на 46 мм по диаметру, то есть на 21 %.

Ответ: Против песчаника — корка толщиной около 4,7 мм; против глин — каверна.

Что это значит. Корка означает, что песчаник проницаем и в нём есть зона проникновения; показания микрозондов там исправляют на корку. В кавернах прижимные приборы могут не касаться стенки, поэтому плотностной каротаж и микрозонды против глин проверяют особо или исключают. Данные примера условные.

Термины и обозначения

Репрессия на пласт: превышение давления в скважине над пластовым (overbalance); движущая сила проникновения фильтрата.
Фильтрат бурового раствора, $R_{mf}$: жидкая часть раствора, прошедшая через корку в пласт, и её сопротивление.
Глинистая корка, $h_{mc}$ , $R_{mc}$: слой твёрдых частиц раствора на стенке против проницаемых пластов; толщина и сопротивление.
Промытая зона, $R_{xo}$ , $S_{xo}$: приствольная часть пласта, где пластовые флюиды почти полностью заменены фильтратом, кроме остаточных углеводородов.
Зона проникновения, $d_i$ , $R_i$: промытая и переходная зоны вместе; её диаметр и сопротивление.
Неизменённая часть пласта, $R_t$ , $S_w$: пласт за фронтом проникновения с исходными флюидами; истинное сопротивление и водонасыщенность.
Окаймляющая зона: кольцо повышенной водонасыщенности и пониженного сопротивления на границе зоны проникновения в продуктивных пластах (annulus).
Глубинность исследования: расстояние от стенки скважины, из которого прибор получает основную часть сигнала.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Глубокий зонд сопротивления показывает $R_t$ ».

На самом деле

Он показывает кажущееся сопротивление, в которое входит и зона проникновения. $R_t$ находят с поправками — за скважину, вмещающие породы и проникновение.

Неверно

«Кривые сопротивления разошлись — значит, в пласте нефть».

На самом деле

Расхождение означает проникновение, то есть проницаемость. При пресном растворе оно наибольшее в водоносных пластах; о нефти говорит отклонение $R_{xo}/R_t$ от значения в водоносном пласте.

Неверно

«Чем проницаемее пласт, тем глубже проникновение».

На самом деле

Объём фильтрата задаёт в основном корка, а в проницаемом пласте она образуется быстро. Глубину определяет то, где этот объём разместится: в низкопористых породах проникновение обычно глубже.

Неверно

«Плотностной и нейтронный каротаж видят пластовую нефть и воду».

На самом деле

Они видят промытую зону — фильтрат и остаточные углеводороды. Это учитывают, задавая свойства флюида при расчёте пористости.

Неверно

«Кавернограмма нужна только бурильщикам».

На самом деле

Это первая проверка качества всех остальных кривых: каверны портят показания прижимных приборов, а корка указывает на проницаемые пласты.

Подробно: для продвинутых

Как растёт глинистая корка: статическая и динамическая фильтрация

В покое, без циркуляции, каждый новый объём фильтрата оставляет на стенке новую порцию твёрдых частиц, и корка утолщается. Толщина корки пропорциональна прошедшему объёму фильтрата, $h_{mc} = c\,V/A$ , а поток через корку по закону Дарси обратно пропорционален её толщине: $\dfrac{\dd V}{\dd t} = \dfrac{k_{mc}\,A\,\Delta p}{\mu_f\,h_{mc}}$ . Подставив первое во второе, получаем $V\,\dd V = \dfrac{k_{mc} A^2 \Delta p}{\mu_f\,c}\,\dd t$ , и после интегрирования:

Статическая фильтрация через растущую корку

V = A\sqrt{\frac{2\,k_{mc}\,\Delta p\,t}{\mu_f\,c}}

где:

$V$ объём фильтрата, прошедшего через корку за время $t$ , м³
$A$ площадь фильтрации (стенки), м²
$k_{mc}$ проницаемость корки, м²
$\Delta p$ перепад давления на корке (примерно равен репрессии), Па
$t$ время фильтрации, с
$\mu_f$ вязкость фильтрата, Па·с
$c$ объём корки, образующейся на единицу объёма фильтрата, —

Единицы: СИ (любая согласованная система)

Справедливо, если

фильтрация в покое, без циркуляции;
корка несжимаема, её проницаемость и состав постоянны;
сопротивление пласта мало по сравнению с сопротивлением корки;
корка тонкая по сравнению с радиусом скважины (плоская задача);
мгновенной начальной фильтрацией (spurt loss) пренебрегают; на практике к формуле добавляют начальный объём $V_{sp}$ .

Объём фильтрата растёт как квадратный корень из времени: за первые минуты уходит заметная доля того, что уйдёт за час. Поэтому стандартную водоотдачу за 30 минут иногда оценивают удвоенным объёмом за 7,5 минуты: $\sqrt{30/7{,}5} = 2$ . Реальные корки сжимаемы, и объём растёт с перепадом давления слабее, чем $\sqrt{\Delta p}$ .

При циркуляции поток раствора в затрубном пространстве смывает внешний слой корки. Её толщина перестаёт расти, и фильтрация идёт с почти постоянной скоростью — объём растёт примерно пропорционально времени. Поэтому основная часть фильтрата уходит в пласт во время бурения и промывок, а в периоды покоя (спуско-подъёмные операции, каротаж) корка нарастает и фильтрация замедляется.

Как зоны складываются в одном показании: боковой и индукционный каротаж

Показание зонда сопротивления — смесь вкладов зон, и способ смешения зависит от того, как течёт ток. У бокового каротажа (laterolog) ток из электродов идёт из скважины в пласт радиально и последовательно пересекает корку, промытую зону и неизменённый пласт. Сопротивления последовательно соединённых участков складываются.

Показание бокового зонда при ступенчатом проникновении

R_{LL} \approx J\,R_{xo} + (1 - J)\,R_t

где:

$R_{LL}$ кажущееся сопротивление по боковому зонду, Ом·м
$J$ псевдогеометрический фактор: доля зоны проникновения в показании; растёт с $d_i$ и различается у мелких и глубоких зондов, —
$R_{xo},\ R_t$ сопротивление зоны проникновения и неизменённого пласта, Ом·м

Единицы: любые одинаковые единицы сопротивления

Справедливо, если

ступенчатый профиль проникновения;
поправки за скважину и вмещающие породы уже внесены;
проводящий раствор (в растворах на углеводородной основе боковой каротаж не работает).

Взвешенное среднее сопротивлений «тянется» к большему из них: высокоомная зона проникновения сильно завышает показание.

У индукционного каротажа (induction log) переменное магнитное поле катушек наводит в породе кольцевые токи вокруг оси скважины. Зоны работают параллельно, и складываются их проводимости.

Показание индукционного зонда при ступенчатом проникновении

\frac{1}{R_{IL}} \approx \frac{G}{R_{xo}} + \frac{1 - G}{R_t}

где:

$R_{IL}$ кажущееся сопротивление по индукционному зонду, Ом·м
$G$ геометрический фактор зоны проникновения: её доля в сигнале, —
$R_{xo},\ R_t$ сопротивление зоны проникновения и неизменённого пласта, Ом·м

Единицы: любые одинаковые единицы сопротивления

Справедливо, если

ступенчатый профиль проникновения;
поправки за скважину, вмещающие породы и скин-эффект уже внесены.

Взвешенное среднее проводимостей «тянется» к меньшему сопротивлению: низкоомная зона проникновения сильно занижает показание.

Расчётный примерОдин пласт глазами бокового и индукционного зондов

Исходные данные (условные)

Случай А: пресный раствор, водоносный пласт: $R_{xo} = 12{,}4$ Ом·м, $R_t = 1{,}24$ Ом·м (как в примере выше)
Случай Б: солёный раствор, продуктивный пласт: $R_{xo} = 2{,}0$ Ом·м, $R_t = 20$ Ом·м
Доля зоны проникновения в показании: для наглядности одинаковая у обоих зондов: $J = G = 0{,}25$

Решение

Случай А, боковой зонд: $R_{LL} = 0{,}25\cdot 12{,}4 + 0{,}75\cdot 1{,}24 = 4{,}03$ Ом·м; индукционный: $1/R_{IL} = 0{,}25/12{,}4 + 0{,}75/1{,}24$ , откуда $R_{IL} = 1{,}60$ Ом·м.
Случай Б, боковой зонд: $R_{LL} = 0{,}25\cdot 2{,}0 + 0{,}75\cdot 20 = 15{,}5$ Ом·м; индукционный: $1/R_{IL} = 0{,}25/2{,}0 + 0{,}75/20$ , откуда $R_{IL} = 6{,}15$ Ом·м.
Отличие от $R_t$ : в случае А боковой зонд завышает его в 3,25 раза, индукционный — на 29 %; в случае Б боковой занижает на 22,5 %, индукционный — в 3,25 раза.

Ответ: Когда зона проникновения высокоомная (

R_{xo} > R_t

), ближе к истине индукционный зонд; когда низкоомная (

R_{xo} < R_t

) — боковой.

Что это значит. Отсюда практическое правило: при пресном растворе и в растворах на углеводородной основе $R_t$ обычно определяют по индукционному каротажу, при солёном растворе и высоких сопротивлениях пласта — по боковому. Одинаковая доля зоны проникновения у двух приборов — упрощение: радиальные характеристики реальных зондов различаются, и поправки делают по палеткам для конкретного прибора. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Каротаж в открытом стволе: зачем, как и когда — зачем и когда проводят каротаж в открытом стволе и из чего состоит комплекс.
Каротаж сопротивления: электрические и индукционные зонды — как устроены зонды сопротивления разной глубинности и как по ним находят $R_t$ .
Микрозонды и сопротивление промытой зоны — как измеряют сопротивление промытой зоны и толщину корки.
Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов — как по $R_t$ и $R_{xo}$ рассчитать водонасыщенность.
Методы отношения сопротивлений и подвижная нефть — насыщенность и подвижная нефть по отношению сопротивлений зон.
Буровые растворы: функции и свойства — из чего состоит буровой раствор и от чего зависит его водоотдача.
Повреждение пласта и скин повреждения — как фильтрат и твёрдые частицы раствора снижают проницаемость призабойной зоны.
Перезаряд пласта и оценка проницаемости по опробователю — почему давление, замеренное опробователем в плотном пласте, бывает завышено.

Проверьте себя

1
Водоносный песчаник вскрыт пресным раствором, при пластовой температуре $R_{mf}/R_w = 8$ . Как, скорее всего, соотносятся $R_{xo}$ и $R_t$ ?
1. А. $R_{xo} \approx R_t$
2. Б. $R_{xo}$ примерно в 8 раз больше $R_t$
3. В. $R_{xo}$ примерно в 8 раз меньше $R_t$
4. Г.Соотношение определяется только пористостью
Показать ответ
Правильный ответ: Б. $R_{xo}$ примерно в 8 раз больше $R_t$
В чистом водоносном пласте $R_{xo} = F R_{mf}$ и $R_t = F R_w$ с одним и тем же параметром пористости $F$ , поэтому $R_{xo}/R_t = R_{mf}/R_w = 8$ (при полной промывке и после поправок). Пористость входит в оба сопротивления одинаково и сокращается.
2
Какой из методов в основном «видит» промытую зону, а не неизменённый пласт?
1. А.Глубокий индукционный каротаж
2. Б.Плотностной гамма-гамма каротаж
3. В.Глубокий боковой каротаж
4. Г.Никакой: все методы видят неизменённый пласт
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Плотностной гамма-гамма каротаж
Глубинность плотностного метода — около 10 см, и почти весь его сигнал приходит из промытой зоны. Поэтому плотность флюида в расчёте пористости — это плотность фильтрата с остаточными углеводородами, а не пластового флюида.
3
Два соседних водоносных пласта вскрыты одновременно одним раствором; их пористость 24 % и 9 %. В каком пласте проникновение, скорее всего, глубже и почему?
Показать ответ
В пласте с пористостью 9 %. Пока фильтрацию контролирует корка, в оба пласта уходит примерно одинаковый объём фильтрата, а в низкопористом пласте ему нужно больше породы, чтобы разместиться. По балансу объёмов $d_i^2 - d_h^2$ обратно пропорционально $\phi\,S_{xo}$ .
4
Против песчаника кавернограмма показывает диаметр меньше диаметра долота, а против глин — заметно больше. Что это говорит о пластах и о качестве кривых?
Показать ответ
Сужение против песчаника — глинистая корка: песчаник проницаем, в нём есть зона проникновения, а показания микрозондов нужно исправлять на корку. Расширение против глин — каверна: прижимные приборы (плотностной каротаж, микрозонды) могут терять контакт со стенкой, и их показания там проверяют или исключают из количественной интерпретации.
5
В плотном низкопроницаемом пласте опробователь на кабеле показал давление заметно выше ожидаемого. Какова наиболее вероятная причина?
1. А.Аномально высокое давление во всём пласте
2. Б.Суперзарядка: фильтрат не успевает рассеиваться, и давление у стенки выше пластового
3. В.Ошибка привязки по глубине
4. Г.Влияние глинистой корки на сопротивление
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Суперзарядка: фильтрат не успевает рассеиваться, и давление у стенки выше пластового
В плотной породе корка плохо изолирует пласт по сравнению с его собственным сопротивлением фильтрации, и поступающий фильтрат повышает давление у стенки. Прежде чем говорить об аномальном давлении, проверяют признаки суперзарядки — например, согласуются ли точки с градиентом в соседних проницаемых пластах.
6
Скважину пробурили на растворе на углеводородной основе. Почему в комплексе нет кривой ПС и бокового каротажа, а сопротивление измерено индукционным методом?
Показать ответ
Раствор на углеводородной основе не проводит ток. Потенциал ПС возникает и регистрируется только в проводящем растворе, а боковой каротаж должен пропустить ток из скважины в пласт. Индукционный метод наводит токи в породе магнитным полем и проводящего раствора не требует.

Обновлено: 22 сентября 2026 г.