Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин

 
 
 
А. Г. Берзин 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 
 
 
 
 
Рекомендовано Дальневосточным региональным 
учебно-методическим центром (ДВ РУМЦ) в качестве 
учебного пособия для студентов вузов специальности 
21.05.03 «Технология геологической разведки» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Москва    Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2022 
 
 
 
 

Утверждено научно-техническим советом 
ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный 
университет им. М. К. Аммосова» 
 
УДК 550.832 
ББК 33.131 
Б48 
 
 
 
Рецензенты: 
заместитель директора Технического института (Нерюнгринского филиала) 
СВФУ доктор технических наук, профессор Н. Н. Гриб; 
ведущий научный сотрудник лаборатории региональной геологии  
и геодинамики ИГАБМ СО РАН кандидат геолого-минералогических наук 
Б. М. Козьмин 
 
 
 
Берзин, А. Г. 
Б48 
Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин : учебное  
пособие / А. Г. Берзин. – Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2022. – 
168 c. : ил., табл. 
ISBN 978-5-9729-0851-6 
 
Представлены основные методы каротажа в нефтяных и газовых скважинах и геологическая интерпретация результатов исследований по расчленению 
и корреляции разрезов скважин, выделению коллекторов, оценке их коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности на этапе поиска и разведки месторождений. Приведены промыслово-геофизические исследования и интерпретация 
результатов на этапе контроля за разработкой месторождений. 
Для студентов нефтегазовых и геофизических направлений подготовки. 
 
УДК 550.832 
ББК 33.131 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-0851-6 
” Берзин А. Г., 2022 
 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
 
 
 
2 

ОГЛАВЛЕНИЕ 
 
ǿ. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ........................................................................................ 5 
1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИС ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ 
..................... 5 
1.2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ 
................................................................ 10 
 
II. МЕТОДЫ КАРОТАЖА ..................................................................................... 15 
2.1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ 
........................................................................ 15 
2.1.1. Общая характеристика и типы зондов ........................................................ 15 
2.1.2. Стандартный электрический каротаж по методу КС ................................ 16 
2.1.3. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) 
...................... 21 
2.1.4. Определение истинного сопротивления пластов, метод бокового  
каротажного зондирования (БКЗ) 
.......................................................................... 27 
2.1.5. Боковой каротаж (БК) ................................................................................... 31 
2.1.6. Микрозондирование, микрокавернометрия ............................................... 35 
2.1.7. Микробоковой каротаж (МБК) .................................................................... 38 
2.1.8. Индукционный каротаж (ИК) ...................................................................... 39 
2.2. РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ КАРОТАЖА (РК) ..................................... 43 
2.2.1. Метод естественного гамма-каротажа – гамма-метод (ГК или ГМ) ....... 44 
2.2.2. Гамма-гамма-каротаж плотностной (ГГК-П) 
............................................. 47 
2.2.3. Метод нейтронного гамма-каротажа (НГК) ............................................... 50 
2.2.4. Метод плотности тепловых нейтронов (ННК-Т) ....................................... 55 
2.2.5. Метод плотности надтепловых нейтронов (ННК-НТ) .............................. 57 
2.3. АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ (АК) ............................................................. 58 
 
III. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ  
ИССЛЕДОВАНИЙ 
.................................................................................................. 66 
3.1. ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗА СКВАЖИН ................. 67 
3.2.КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН ........................................................ 73 
3.3. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ ..................................................................... 75 
3.4. ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ................................................... 86 
3.4.1. Определение пористости пород 
................................................................... 86 
3.4.2. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности ............................. 93 
 
IV. ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ (ПГИ)  
ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ  
И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 
......................................................... 96 
4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПГИ, РАЗРАБОТКИ И ДОБЫЧИ НЕФТИ ......... 96 
4.1.1. Задачи ПГИ .................................................................................................... 96 
3 

4.1.2. Категории и типы скважин 
........................................................................... 97 
4.1.3. Нагнетательные скважины и технологии воздействия  
на залежь нефти ....................................................................................................... 98 
4.1.4. Добыча нефти ................................................................................................ 98 
4.1.5. Методы промыслово-геофизических исследований скважин 
................ 100 
4.1.6. Примеры комплексов промыслово-геофизических исследований  
при контроле за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений  
Западной Сибири 
................................................................................................... 109 
4.2. КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 
....... 113 
4.2.1. Изучение эксплуатационных характеристик пластов  
(эксплуатационный контроль) ............................................................................. 114 
4.2.1.1 Определение работающих толщин – интервалов и профилей  
притоков и поглощений, оценка интервальных расходов 
................................. 115 
4.2.1.2. Определение давления в пластах ............................................................ 122 
4.2.1.3. Определение состава флюидов в стволе скважины ............................ 123 
4.2.1.4. Изучение технического состояния скважин......................................... 127 
4.2.1.5. Изучение технического состояния работающих  
эксплуатационных и нагнетательных скважин ............................................... 140 
4.2.1.6. Контроль за установкой глубинного оборудования ............................. 148 
4.2.2. Исследование процесса вытеснения нефти и газа при заводнении  
пластов (геолого-промысловый контроль) ......................................................... 151 
4.2.2.1. Определение положения флюидных контактов 
................................... 151 
4.2.2.2. Контроль перемещения ВНК, ГВК и ГНК ............................................. 155 
4.2.2.3. Выделение продуктивных пластов, обводненных нагнетаемыми  
водами 
..................................................................................................................... 156 
4.2.2.4. Определение параметров выработки пласта ...................................... 162 
 
ЛИТЕРАТУРА ....................................................................................................... 163 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4 

 
 
 
ГЛАВА ǿ  
 
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 
 
1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИС ЦЕЛИ  
И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ 
 
Геофизические исследования скважин (ГИС) включают следующие операции: 
1. Каротажные исследования в скважинах с целью изучения геологических 
данных. 
2. Контроль технического состояния скважин и разработки местонахождения. 
3. Опробования пластов и отбор проб. 
4. Перфорация обсадных колонн и торпедирование. 
5. Различные нетрадиционные методы и методики в скважинах (меченое 
вещество, гидроразрыв пласта и т. д.). 
ГИС подразделяют на промысловые (нефтегазовые), на угольные и рудные. Удельный вес ГИС (в общих геофизических исследованиях) составляет 
порядка 30 %. 
Основная цель: получение информации о геологическом строении района 
работ, нефтегазонасыщенности пластов-коллекторов, параметрах залежей и месторождений УВ и контроль за их разработкой.  
Основные решаемые задачи: 
1. Литологическое и стратиграфические расчленение осадочного чехла, 
определение глубин залегания и толщин продуктивных пластов. 
2. Корреляция разреза скважин с целью изучения месторождения, структуры геологических объектов (ловушек), изучение характера локальных и региональных изменений пластов, построение различных профилей и карт. 
3. Выделение коллекторов нефти и газа и изучение характера их распространения по площади. 
4. Оценка характера флюидонасыщенности коллекторов (нефть, газ, вода 
или их смесь), определение коллекторных свойств. 
5 

5. Обоснования подсчетных параметров для определения запасов месторождений нефти, газа и конденсата, составление карт свойств коллекторов, пористости, проницаемости, эффективных толщин и др., подготовка проектов 
разработки месторождения. 
6. Промыслово-геофизические исследования (ПГИ) для решения задач 
техноло-ического и эксплуатационного контроля, мониторинга за выработкой 
пластов при разработке месторождений  
Сведения о диаграммах каротажа 
Основным первичным документом в ГИС является каротажная диаграмма. 
В ней различают масштаб записи и масштаб регистрации. 
Масштаб записи – это масштаб исследования скважины по глубине (вертикальная ось диаграммы). Масштабы бывают: М 1: 500 – применяется для исследования по всей скважины; М 1: 200 – для детализации разреза на определенном интервале скважины. 
Масштаб регистрации – это масштаб регистрируемого поля, т. е. количество единиц поля в 1 см диаграммы (горизонтальная ось, диаграмма).  
Схема проведения каротажа 
 
 
Рис. 1.1. Схема проведения ГИС на скважине 
6 

Схема установки для геофизических исследований скважин показана на 
рис. 1.1. К кабелю 2, намотанному на барабан лебедки подъемника 6, подсоединяется скважинный прибор 1, в котором находятся датчики и электронные узлы. Прибор опускают в скважину через направляющий блок 4 и блок-баланс 3. 
Выполняя грузонесущие функции, кабель 2 служит также для подачи питания и 
сигналов управления к скважинному прибору и передачи информации на поверхность. Кабель соединен с геофизической лабораторией 7 через соединительный провод 8. Полевой информационно-измерительный комплекс, включающий подъемник и лабораторию, называют каротажной станцией. 
Осадочные горные породы. Проведение геофизических исследований в 
скважинах и результаты интерпретаии данных каротажа тесно увязывются со 
знанием классификации осадочных пород (рис. 1.2), генетических условий их 
образования и петрофизических характеристик. 
 
 
 
Рис. 1.2. Блок-схема классификации осадочных горных пород 
(Мергель – представляет собой известково-глинистую породу,  
содержащую 35–65 % глинистого вещества) 
 
Коллектор и его свойства 
Коллектор – пористая и проницаемая порода, обладающая способностью 
вмещать флюиды (нефть, газ, воду) и отдавать их при разработке. Коллекторами являются в основном: песчаники, пески, алевролиты (терригенные породы); 
пористые и трещинновато-кавернозные известняки и доломиты (карбонаты). 
К непроницаемым породам (покрышкам, флюидоупорам) относятся: глины, аргиллиты, песчаные глины и аргиллиты, соли, гипсы, ангидриты, плотные 
7 

доломиты. Наиболее надежными покрышками являются пластичные глины и 
эвапориты – соли, гипсы, ангидриты. 
Качество коллектора характеризуют его фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС): пористость, проницаемость, глинистость, нефтенасыщенность, водонасыщенность. 
Пористость в горной породе обусловлена наличием в ней пустот и характеризуется коэффициентом пористости (Кп), выражающим отношение объема 
определенных пор в образце породы к объему образца.  
Различают несколько видов пористости: 
Общая пористость – определяется общим объемом пор в породе. 
Открытая пористость (Кпо) – это пористость образов, в которых поровые каналы сообщаются между собой (в коллекторах Западной Сибири она составляет – 20–22 %, на месторождениях Юга – Запада Якутии – 14 %). 
Эффективная пористость (Кпэф) отражает объем пор, способных вмещать нефти и газ.  
По характеру порового пространства различают следующие виды пористости: гранулярную, или межзерновую, характерную для терригенных породколлекторов; кавернозную, в которой поровое пространство представлено разнообразными по форме кавернами, соединенные каналами; трещинную, где пористость обусловлена трещинами, а также смешанного типа – гранулярнокавернозно-трещинную. 
Каверны являются результатом растворения отдельных минералов в породе подземными водами в процессе седиментации. Каверны различаются на открытые, частично заполненные и полностью заполненные. Заполнительным материалом служат кальцит, доломит, гипс, ангидрит и др. По размерам каверны 
подразделяются на малые í меньше 1 мм, средние í1÷4 мм; большие до 10 мм 
и очень большие í больше 10 мм. 
Трещины – это нарушение целостности породы, при котором его длина 
больше длины зерен, слагающих породу. Трещины разделяют на открытые, частично заполненные и заполненные. Заполнение трещин такое, как и каверн. 
Размеры трещин обычно составляют 10÷40 мкм и редко превышают 100 мкм.  
Глинистые коллекторы í это любые коллекторы, в том числе песчаники, в 
которых присутствует глинистый материал, ухудшающий коллекторские свойства.  
Глины – это высокодисперсный материал, состоящий из гидроокислов железа и алюминия и содержащий большое количество связанной воды. Различают следующие виды глинистости:  
– массовая (Сгл) (%) – это отношения массы глинистой фракции образца 
породы к полной массе образца;  
8 

– объемная (Кгл) % – это отношение объема глинистого материала образца 
ко всему его объему, включая объем пор; относительная глинистость (Kгл) – характеризует степень заполнения порового пространства породы глинистым материалом. 
гл
К
К
К
гл

 
K
. 
п
гл
По распределению глинистого материала в породе различают: глинистость тонкослоистую и глинистость рассеянную. Тонкослоистая глинистость определяется наличием прослоев глин в породе, а рассеянная характеризуется наличием глинистого материала в порах и в цементе.  
Проницаемость – это способность коллектора пропускать через себя флюиды (нефть, газ и воду) при наличии градиента давления в пласте. Характеризуется коэффициентом проницаемости (Кпр). Размерность проницаемости в системе СИ 
2
1м
пр
си
К
ª
º
 
¬
¼
. Это очень большая единица. Применяют производную 
от нее 1 Д = 10–12м2 = 1 мкм2. 
Различают следующие виды проницаемости: 
Абсолютная проницаемость – это проницательность пористой среды для 
газа или однородной жидкости, при условии полного заполнения пор этими 
флюидами и отсутствии физико-химического взаимопонимания между ними и 
скелетом. 
Эффективная проницаемость – это проницаемость для данного газа или 
жидкости при одновременном присутствии в порах другой неподвижной жидкости или газа. 
 Фазовая проницаемость для нефти, газа, воды (Кпрн, Кпрг, Кпрв) при 
совместном течении в пористой среде, нескольких несмешивающихся флюидов, обладающих непрерывностью движения. 
Относительно проницательность – это отношение фазовой к абсолютной 
проницательности í всегда меньше 1. 
Коэффициенты абсолютной, эффективной и фазовой проницаемостей 
определяют в лаборатории на образцах при линейной фильтрации флюидов и 
смесей. Более надежные оценки проницаемости получают в процессе испытания пластов в скважине или опробователем пластов на кабеле (ОПК). 
Насыщенность коллектора í это степень заполнения порового пространства водой, нефтью и газом. Насыщенность определяется коэффициентами: 
нефтенасыщения (Кн), газонасыщения (Кг) и водонасыщения (Кв). В случае, когда нельзя раздельно определить коэффициенты нефтенасыщения и газонасыщения, насыщенность характеризуется коэффициентом нефтегазонасыщения 
(Кнг). 
9 

Коллекторы делятся на простые и сложные. 
К простым коллекторам относятся коллекторы с межзерновой пористостью (поровые, гранулярные), если они сложены одним породобразующим минералом, например, кварцем и содержат один тип порового флюида нефть, газ 
или воду. 
К сложным относятся коллекторы, характеризующиеся одним или несколькими условиями: сложный минеральный состав пор, включая повышенное 
содержание глин; сложная структура порового пространства; многофазная 
насыщенность. 
 
1.2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ 
 
Для бурения нефтяных и газовых скважин применяется исключительно 
вращательный метод. Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность 
циркулирующей струей промывочной жидкости. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное, когда двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое через 
вращение всей колонны бурильных труб, и бурение с забойным двигателем  
(с помощью турбины или электробура) когда двигатель располагается вблизи 
забоя скважины над долотом. 
Процесс бурения состоит из следующих операций: спускоподъемных работ 
(спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем их с отработанным долотом) и собственно бурения – работы долота на забое (разрушения 
породы долотом). 
Общая, принципиальная схема размещения бурового оборудования на 
скважине приведена на рис. 1.3. 
Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспомогательных работ; отбор керна, приготовление бурового раствора, каротаж, замеры кривизны 
скважины, испытание или освоение скважины с целью вызова притока нефти  
и т. д. Процесс бурения периодически прерывается для спуска обсадных труб в 
скважину, используемых для предохранения стенок скважины от обвалов и 
разобщения нефтяных горизонтов. 
 
10