Каротаж при изучении нефтегазоносных коллекторов

А. К. Сараев 

КАРОТАЖ ПРИ ИЗУЧЕНИИ 
НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ 
КОЛЛЕКТОРОВ

ИЗДАТЕЛЬСТВО САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Учебное пособие

УДК 550.832
ББК 26.2
 
С20

Рецен з ен т ы: 
д-р техн. наук, проф. Г. А. Иванюкович (С.-Петерб. гос. ун-т);  
проф., засл. работник Высшей школы РФ В. С. Зинченко (ООО «Велко»)

Рекомендовано к публикации по результатам открытого конкурса  
Санкт-Петербургского государственного университета 2020 г.  
на публикацию учебных изданий (Приказ №5962/1 от 26.06.2020)

С20
Сараев А. К.
Каротаж при изучении нефтегазоносных коллекторов: учеб. пособие. СПб: Изд-во С.-Петерб. ун-та, 2021. — 158 с., ил.
ISBN 978-5-288-06166-0

Рассмотрены физические основы электрических, электромагнитных, ядерно-геофизических и акустических методов каротажа, применяемых на месторождениях углеводородов. Приведено описание методик выделения и изучения строения коллекторов 
нефти и газа, определения параметров их пористости, проницаемости, глинистости 
и неф тегазонасыщения. 
Предназначено для студентов бакалавриата и магистратуры, обучающихся по направлениям «Геофизика» и «Нефтегазовое дело».

УДК 550.832 
ББК 26.2

  
© Санкт-Петербургский  
 
 
государственный университет, 2021
ISBN 978-5-288-06166-0 
© А. К. Сараев, 2021

Содержание

Введение ..........................................................................................................  
7

1.  
Методы каротажа  .................................................................................  
10

1.1.  Электрические методы ................................................................  
10

1.1.1.  Каротаж сопротивлений  ...................................................... 
10

 
Потенциал-зонд (10); Градиент-зонд (10); Поле точечного 
источника в безграничной среде (11); Поле точечного 
источника вблизи контакта (14); Кривые кажущегося 
сопротивления для пластов (16); Правила определения 
границ и мощности пластов (20)

1.1.2.  Боковое каротажное зондирование  ................................. 
24

 
Поле точечного источника на оси скважины (24); 
Теоретические кривые бокового каротажного зондирования 
(26); Интерпретация данных бокового каротажного 
зондирования (31)

1.1.3.  Боковой каротаж .................................................................... 
35

 
Семиэлектродный зонд бокового каротажа (35); 
Трёхэлектродный зонд бокового каротажа (37); Формы 
кривых ρк зондов бокового каротажа (38)

1.1.4.  Микрозондовые модификации каротажа 
сопротивлений и бокового каротажа ................................ 
38

1.1.5.  Каротаж самопроизвольной поляризации  ..................... 
42

 
Принцип измерений (42); Образование аномалий 
самопроизвольной поляризации (42); Кривые каротажа 
самопроизвольной поляризации в пластах ограниченной 
мощности (44)

1.2.  Электромагнитные методы ........................................................  
45

1.2.1.  Поле магнитного диполя в скважине  
малого диаметра..................................................................... 
46

Содержание

4

1.2.2.  Индукционный каротаж  ....................................................... 
48

 
Принцип измерений (48); Геометрические факторы (49); 
Фокусированные зонды индукционного каротажа (51)

1.2.3.  Высокочастотное индукционное каротажное 
изопараметрическое зондирование  ................................. 
53

1.2.4.  Каротаж магнитной восприимчивости  ............................ 
54

1.2.5.  Диэлектрический каротаж  ................................................... 
57

1.3.  Ядерно-геофизические методы .................................................  
59

1.3.1.  Гамма-каротаж  ....................................................................... 
59

 
Принцип измерений (60); Форма кривых гамма-каротажа 
в пластах (60)

1.3.2.  Гамма-гамма-каротаж  ........................................................... 
63

 
Взаимодействие γ-излучения с горной породой (63); Зонды 
гамма-гамма каротажа (65); Плотностной гамма-гамма 
каротаж (66); Селективный гамма-гамма каротаж (67)

1.3.3.  Нейтронный каротаж  ........................................................... 
67

 
Взаимодействие нейтронов с горной породой (67); 
Нейтронные методы каротажа со стационарными 
источниками (69); Импульсный нейтронный каротаж (71)

1.3.4.  Методы ядерно-магнитного каротажа .............................. 
74

 
Ядерно-магнитный каротаж (74); Ядерно-магнитный 
томографический каротаж (78)

1.4.  Акустический каротаж  ................................................................  
80

 
Общие сведения (80); Распространение упругих волн 
в скважине (81); Скорости упругих колебаний (83); 
Разновидности акустического каротажа (83); Аппаратура 
акустического каротажа (84); Регистрация данных 
акустического каротажа (85); Обработка и интерпретация 
данных акустического каротажа (85)

2.  
Применение каротажа при изучении  
нефтегазоносных коллекторов  .........................................................  
87

2.1.  Условия проведения каротажа ..................................................  
87

2.2.  Удельное сопротивление горных пород .................................  
88

2.2.1.  Удельное и кажущееся сопротивление ............................. 
88

2.2.2.  Удельное сопротивление водонасыщенных пород ....... 
89

Содержание

2.2.3.  Удельное сопротивление песчанистых,  
песчано-глинистых, обломочных, кавернозных 
и трещиноватых пород ......................................................... 
91

 
Песчанистые породы (91); Песчано-глинистые породы (92); 
Обломочные, кавернозные и трещиноватые породы (93)

2.2.4.  Удельное сопротивление нефтегазоносных пород ....... 
95

2.2.5.  Изменение удельного сопротивления в зоне 
проникновения водоносного и нефтеносного 
коллекторов ............................................................................. 
96

2.3.  Изучение разрезов скважин и выделение коллекторов  ....  
98

2.3.1.  Литологическое расчленение разрезов скважин  .......... 
98

 
Осадочный разрез (98); Карбонатный разрез (99); 
Галогенный разрез (100)

2.3.2.  Выделение терригенных коллекторов .............................. 
100

 
Песчаные коллекторы (101); Глинистые коллекторы (105)

2.3.3.  Выделение карбонатных коллекторов .............................. 
105

 
Пористые коллекторы (105); Трещинные коллекторы (106); 
Кавернозно-трещинные коллекторы (107)

2.3.4.  Выделение продуктивных коллекторов способом 
нормализации ......................................................................... 
108

2.3.5.  Выделение коллекторов по количественным 
критериям ................................................................................ 
109

2.4.  Отбивка водонефтяного, газонефтяного и газоводяного 
контактов ........................................................................................  
113

2.5.  Определение пористости  ..........................................................  
116

2.5.1.  Определение пористости по данным каротажа 
сопротивлений ........................................................................ 
117

 
Определение удельного сопротивления пластовых вод 
(117); Терригенные  (межзерновые) коллекторы (121); 
Карбонатные трещинные коллекторы (124)

2.5.2.  Определение пористости по данным каротажа 
самопроизвольной поляризации  ...................................... 
125

2.5.3.  Определение пористости по данным нейтронных 
методов ..................................................................................... 
128

 
Интерпретация диаграмм нейтронного каротажа 
с однозондовыми приборами (128); Интерпретация 
диаграмм нейтронного каротажа с двухзондовыми 

Содержание

6

приборами (130); Факторы, влияющие на точность 
определения пористости по данным нейтронного каротажа 
(131); Учёт влияния глинистости (132)

2.5.4.  Определение пористости по данным  
гамма-гамма-каротажа  ......................................................... 
133

2.5.5.  Определение пористости по данным  
акустического каротажа  ....................................................... 
134

2.5.6.  Определение эффективной пористости  
по данным ядерно-магнитного каротажа  ........................ 
135

2.6.  Оценка проницаемости  ..............................................................  
140

2.6.1.  Оценка проницаемости по данным каротажа 
сопротивлений  ....................................................................... 
142

2.6.2.  Оценка проницаемости по данным каротажа 
самопроизвольной поляризации и гамма-каротажа ..... 
143

2.6.3.  Определение проницаемости по данным опробователя 
пластов на кабеле ................................................................... 
145

2.7.  Определение глинистости  .........................................................  
145

2.7.1.  Глинистость коллекторов ..................................................... 
145

2.7.2.  Определение глинистости по данным каротажа 
самопроизвольной поляризации  ...................................... 
147

2.7.3.  Определение глинистости по данным  
гамма-каротажа  ..................................................................... 
147

2.8.  Оценка нефтегазонасыщения ...................................................  
149

2.8.1.  Оценка нефтегазонасыщения песчанистых 
коллекторов ............................................................................. 
149

2.8.2.  Оценка нефтегазонасыщения  
глинистых коллекторов ......................................................... 
150

2.8.3.  Оценка характера насыщения коллекторов  
при контроле за разработкой нефтяных 
месторождений  ...................................................................... 
151

Список аббревиатур ......................................................................................  
154

Библиографический список ........................................................................  
156

Введение

Каротаж — геофизические исследования, выполняемые с целью изучения геологических разрезов скважин и дающие информацию о ближней зоне, т. е. 
о среде, непосредственно примыкающей к скважине. Наряду с термином каротаж для этого вида работ также используется термин геофизические исследования скважин (ГИС). В общем случае методы ГИС включают каротаж 
и скважинную геофизику, однако часто под этим термином понимают только 
методы каротажа.
Бурение — трудоёмкая и дорогостоящая операция, поэтому по разрезу 
скважины стараются получить максимальную информацию. Эту информацию, наряду с изучением образцов керна, даёт каротаж. Методы каротажа 
обладают определённой глубинностью, в среднем от первых сантиметров до 
нескольких десятков сантиметров. Поэтому использование каротажа позволяет как бы увеличить диаметр скважины и получить информацию от объёмов, существенно больших керна. В результате проведения каротажа обычно 
получают непрерывные диаграммы изменения изучаемого параметра по разрезу всей скважины. В этом преимущество каротажа перед измерениями образцов керна, дающими дискретную информацию.
При помощи методов каротажа изучаются свойства геологических тел 
в естественных условиях. Полученные данные в большей степени соответствуют параметрам объектов, чем измерения на образцах керна, вынутых на 
поверхность. Некоторые свойства пород (плотность, магнитную восприимчивость) можно изучать и по образцам, хотя и более трудоёмким способом. 
Однако такие свойства, например, как удельное электрическое сопротивление, 
зависящее от водонасыщенности пород, достоверно определить по образцам 
сложно.
Методы каротажа позволяют изучать техническое состояние скважины 
(искривление, фактический диаметр, изменения температуры и свойств бурового раствора и др.). Каротаж используется не только на стадиях поисков 
и разведки, но и при эксплуатации и разработке месторождений нефти, газа, 
урана и других полезных ископаемых. Каротажная служба выполняет раз

Введение

8

личные работы в скважинах: перфорация обсадных труб для сообщения скважины с пластом, отбор образцов пород из стенок скважины, испытания пластов и др. В этой связи в последнее время также используется термин геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС).
Каротаж широко применяется при изучении разрезов нефтяных и газовых скважин. Ранее для методов каротажа, применяемых на месторождениях углеводородов, часто использовался термин промысловая геофизика. 
В настоящее время под промыслово-геофизическими обычно понимают геофизические и гидродинамические исследования при контроле за разработкой 
месторождений нефти и газа. 
Получаемые в нефтяных и газовых скважинах данные являются одним 
из основных источников информации о строении и параметрах продуктивных 
коллекторов. Связано это, в первую очередь, с отсутствием возможности бурения всех скважин с полным отбором керна. Методы каротажа помогают 
в короткие сроки и с относительно небольшими затратами изучать разрезы 
скважин на месторождениях нефти и газа.
По тематике каротажа ранее было опубликовано значительное число 
учебников и учебных пособий. Часть из них посвящена рассмотрению теоретических вопросов и основ методов каротажа: Ю. И. Горбачёв [Горбачёв, 
1990], В. Н. Дахнов [Дахнов, 1967], Д. И. Дьяконов, Е. И. Леонтьев, Г. С. Кузнецов 
[Дьяконов и др., 1984], С. Г. Комаров [Комаров, 1973], В. А. Мейер [Мейер, 
1980], И. Г. Сковородников [Сковородников, 2014] и др. В других подробно 
рассматриваются методики применения каротажа на месторождениях нефти 
и газа: М. Г. Латышова, Б. Ю. Вендельштейн, В. П. Тузов [Латышова и др., 1990], 
М. Г. Латышова, В. Г. Мартынов, Т. Ф. Соколова [Латышова и др., 2007], И. А. Мараев [Мараев, 2013], В. П. Меркулов [Меркулов, 2008] и др., однако основам 
используемых методов уделено меньше внимания. Некоторые учебные пособия посвящены описанию как методов, так и методик их применения при 
изучении разрезов нефтяных и газовых скважин: В. Н. Дахнов [Дахнов, 1982], 
В. М. Добрынин, Б. Ю. Вендельштейн, Р. А. Резванов, А. Н. Африкян [Добрынин 
и др., 2004], С. С. Итенберг [Итенберг, 1987], В. В. Стрельченко [Стрельченко, 
2008] и др., но они содержат сведения по более широкому кругу вопросов, чем 
рассмотрение типовых комплексов каротажа, применяемых при изучении 
коллекторов в нефтегазовых скважинах. К тому же, ряд пособий был издан достаточно давно, и в них не содержится сведений о новых методах, получивших 
развитие в последние годы. 
Актуальность для обучения, в первую очередь студентов-геологов, связанных с нефтегазовой тематикой, имеют краткие учебные пособия, в которых 
изложены основы методов, входящих в типовые комплексы каротажа, и методики их применения при изучении коллекторов на месторождениях углеводородов. 

Введение

В настоящем учебном пособии кратко рассмотрены физические основы методов каротажа, используемых при изучении нефтегазоносных коллекторов, и методики оценки параметров коллекторов. При его подготовке 
были использованы материалы указанных выше учебников и учебных пособий, монографий по отдельным методам каротажа: Д. С. Даев [Даев, 1974], 
Б. Н. Ивакин, Е. В. Карус, О. Л. Кузнецов [Ивакин и др., 1978], Ю. И. Кудрявцев, 
А. К. Сараев [Кудрявцев, Сараев, 2003], М. И. Плюснин [Плюснин, 1968], 
а также инструкций и справочников [Геофизические…, 1983; Инструкция…, 
2001; Скважинная…, 1978; Техническая…, 2002; Serra, 2008], публикаций по 
новым методам каротажа и материалов организаций, занимающихся вопросами развития и применения методов каротажа. 
Настоящее учебное пособие предназначено для студентов бакалавриата 
и магистратуры, обучающихся по направлениям «Геофизика» и «Нефтегазовое 
дело».

1. МЕТОДЫ КАРОТАЖА 

1.1. Электрические методы

1.1.1. Каротаж сопротивлений 

Каротаж сопротивлений (КС) основан на изучении удельного электрического 
сопротивления горных пород, пересекаемых скважиной, на постоянном токе. 
В зондах КС используются питающие (токовые) электроды (АВ), и приёмные 
(измерительные) электроды (MN) (рис. 1.1). Изучаемый параметр — удельное 
электрическое сопротивление ρ — измеряется в ом-метрах (Ом ∙ м). Обычно 
каротаж сопротивлений проводят потенциал-зондами (ПЗ) или градиент-зондами (ГЗ).

Потенциал-зонд

Двухэлектродный зонд АМ при расположении второго питающего электрода 
В и второго приёмного электрода N на поверхности называют идеальным 
(предельным) потенциал-зондом. Расстояние между электродами АМ называют длиной потенциал-зонда и обозначают как L. Однако на практике при 
измерениях разности потенциалов UMN в случае расположения второго приёмного электрода на поверхности земли наблюдаются значительные влияния 
промышленных помех. Поэтому пользуются трёхэлектродным потенциал-зондом, размещая второй приёмный электрод N в скважине исходя из условия MN ≥ 10АМ (рис. 1.1а).

Градиент-зонд

Градиент-зонд состоит из одного питающего электрода А и двух сближенных 
приёмных электродов MN. Расстояние АО = L, где О — центр между электродами MN, называют длиной градиент-зонда. Градиент-зонд с MN → 0 называют 
идеальным (предельным) градиент-зондом. На практике создать идеальный 
градиент-зонд сложно из-за малых разностей потенциалов при малых размерах MN. Поэтому применяют градиент-зонды с конечными размерами MN, 
выполняя условие MN ≤ 0,1AО (рис. 1.1б).

1.1. Электрические методы

а                                                                     б

Рис. 1.1. Схема потенциал-зонда (а) и градиент-зонда (б): 
1 — источник тока; 2 — измеритель разности потенциалов; АВ — 
токовые (питающие) электроды; MN — приёмные (измерительные) 
электроды; АМ = L — длина потенциал-зонда; АО = L — длина 
градиент-зонда

Поле точечного источника в безграничной среде

Потенциал точечного источника U в безграничной среде описывается уравнением Лапласа:

  
ΔU = 0, 
(1.1)

где Δ — оператор Лапласа.
В сферической системе координат уравнение Лапласа при помещении начала координат в точку, где расположен источник тока А, имеет вид:

  
2
0,
U
R
R
R

∂
∂
=
∂
∂
 
(1.2)

где R — расстояние от источника до точки наблюдения.
Решение задачи о нахождении потенциала и напряжённости поля точечного источника выполняется интегрированием данного уравнения в сферической системе координат. В результате получают выражения: 
— потенциала U

  
;
4
 J
U
R
ρ
=
π
 
(1.3)

— напряжённости электрического поля E

  
2 ;
4

 J
E
R

ρ
=
π

 
(1.4)

1. Методы каротажа 

— плотности тока j

  
2 ,
4

J
j
R
=
π

 
(1.5)

где J — сила тока источника. 
Приведённые выражения определяют характер распределения электрического поля точечного источника А в однородном изотропном пространстве. 
Поверхности равного потенциала, 
согласно приведённому выражению 
для U, представляют собой сферы 
с центром в точке расположения 
источника тока. Токовые линии 
и линии напряжённости поля образуют семейство радиальных прямых, 
перпендикулярных 
эквипотенциальным поверхностям (рис. 1.2).
Из приведённых формул следует, что потенциал убывает обратно 
пропорционально 
расстоянию, 
а 
на пряжённость поля и плотность 
тока — обратно пропорционально 
квадрату расстояния от источника 
до точки наблюдения.
Из 
выражений 
потенциала 
и напряжённости поля может быть 
определено значение удельного электрического сопротивления среды. Значения ρ по данным измерений с потенциал-зондом и градиент-зондом при условии, что расстояние R равно длине 
зонда L, определяются по формулам:

  
ïç
4
,
U
L J
ρ
= π
      
ãç
2
4
.
E
L J
ρ
= π
 
(1.6)

В неоднородных средах получают кажущееся удельное сопротивление 
или кажущееся сопротивление ρк :

  
ïç
ê
4
,
U
L J
ρ
= π
        
ãç
ê
2
4
.
E
 L J
ρ
= π
 
(1.7)

Кажущееся сопротивление — это удельное сопротивление однородной 
среды, в которой показания потенциал- и градиент-зонда такие же, как и в реальной неоднородной среде. Если мы реальную неоднородную среду заменим 

Рис. 1.2. Структура поля точечного 
источника в однородном изотропном 
пространстве

1.1. Электрические методы

воображаемой однородной средой с удельным сопротивлением ρ, и показания 
зонда (U для потенциал-зонда или Е — для градиент-зонда) будут такие же, 
то в этом случае значения ρк, вычисленные по приведённым формулам, будут 
численно и по размерности совпадать со значениями ρ воображаемой среды. 
Параметр ρк — это не свойство породы, а измеренный с конкретным 
зондом сигнал, нормированный по величине тока и умноженный на коэффициент зонда. Говорить — порода имеет кажущееся сопротивление, например 
45 Ом ∙ м, — неправильно. Правильное утверждение: порода характеризуется 
величиной кажущегося сопротивления 45 Ом ∙ м, полученной с конкретным 
зондом, например потенциал-зондом А0.5М5.0N или градиент-зондом 
А5.0М0.5N.
В практике КС широко пользуются принципом взаимности, который 
формулируется следующим образом. Величина потенциала или градиента 
потенциала электрического поля, а следовательно, и значение ρк, не меняется, 
если поменять назначение электродов зонда, сохранив расстояние между ними 
(рис. 1.3).
Зонды с одним питающим электродом в скважине называются однополюсными, а с двумя питающими электродами — двухполюсными. Будем называть парными электродами одноименные приёмные M и N или питающие А 
и В, непарными — разноимённые. 

а                                                                    б

Рис. 1.3. Принцип взаимности для градиент-зонда (а)  
и потенциал-зонда (б)

1. Методы каротажа 

Форма кривых ρк градиент-зонда для пластов ограниченной мощности зависит от ориентировки зонда 
в скважине. Если непарный электрод А (М) находится 
выше парных электродов M и N (А и В), то зонд называется последовательным (рис. 1.3а). Если непарный электрод А (М) находится ниже парных электродов M и N 
(А и В), то зонд называется обращённым.
Зонды КС обозначаются сочетанием (сверху вниз) 
буквенных индексов электродов с указанием расстояния 
между ними в метрах, например:
А2.5М0.25N — последовательный градиент-зонд 
с АМ = 2,5 м и MN = 0,25 м (однополюсный); 
А0.25В2.5М — обращённый градиент-зонд
с АВ = 0,25 м и ВМ = 2,5 м (двухполюсный); 
N2.5М0.25А — обращённый потенциал-зонд 
с MN = 2,5 м и АМ = 0,25 м (однополюсный)
и т. д.
Точку записи зондов (обозначается как Т. З. или О) 
на практике принято относить к середине отрезка АМ для потенциал-зонда, и 
к середине сближенных электродов MN или АВ для градиент-зонда (рис. 1.4).

Поле точечного источника вблизи контакта

Для выяснения характера кривых КС около контактов и пластов решается задача о поле точечного источника вблизи плоской границы раздела сред с различными удельными сопротивлениями ρ1 и ρ2. Для простоты полагают, что 
скважина отсутствует, и задачу решают методом зеркальных отображений. 
В результате получают коэффициенты, характеризующие поведение токовых линий точечного источника около контакта двух сред. Коэффициент 
отражения k12 определяет ту часть тока, которая отражается поверхностью 
раздела в среду c ρ1:

  

1
2
12

1
2

.
k
ρ −ρ
= ρ +ρ
 
(1.8)

Коэффициент пропускания (1 — k12) определяет ту часть тока, которая 
проходит от источника в среду c ρ2:

  
1
12
1
2

2
1
.
k
ρ
−
= ρ +ρ

 
(1.9)

При ρ2 = ∞ k12 = 1, 1 – k12 = 0 — имеем полное отражение тока в среду 1 
и отсутствие пропускания тока в среду 2 (рис. 1.5а). Плотность тока в среде 
1 будет в два раза больше, чем в безграничном пространстве.

Рис. 1.4. Точки 
записи потенциал- 
зонда (слева) 
и градиент-зонда 
(справа)