Комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважин с целью оценки нефтеносности разрезов Игольско-Талового месторождения (Томская область)

24

-

-

Среднее значение

20.5

-

-

Интервал изменения

1,0-97,0

-

-

Таловая площадь

Лабораторные

Кол-во скважин

10

10

5

исследования керна

Общее кол-во определений

64

71

40

Среднее значение

22.77

17.00

65.78

Интервал изменения

7,7-46,9

15,4-19,7

51,5-78,9

Геофизические

Кол-во скважин

13

13

9

Общее кол-во определений

25

25

15

Среднее значение

32.05

17.04

68.17

Интервал изменения

15,2-75,1

15,2-20,0

63,0-76,0

Гидродинамические

Кол-во скважин

8

-

-

Общее кол-во определений

10

-

-

Среднее значение

24.10

-

-

Интервал изменения

4,5-100,2

-

-

пласт Ю₁^MУ

Игольская площадь

Лабораторные

Кол-во скважин

1

1

1

исследования керна

Общее кол-во определений

5

14

5

Среднее значение

1.52

14.30

54.0

Интервал изменения

0,5-2,2

12,6-18,9

48,7-58,9

Геофизические

Кол-во скважин

24

24

23

Общее кол-во определений

51

51

49

Среднее значение

6.48

16.52

52.40

Интервал изменения

1,3-27,8

12,7-20,0

41,0-69,1

Гидродинамические

Кол-во скважин

-

-

-

Общее кол-во определений

-

-

-

Среднее значение

-

-

-

Интервал изменения

-

-

-

Статистический анализ результатов определения проницаемости по скважинам различными методами (по керну, по ГИСу и по гидродинамическим исследованиям) показал (таблица 1.4.3), что наибольшее число скважин (рисунок 1.4.1) попало в интервал значений проницаемости от 10 до 30 и от 30 до 100 мД. Кроме того, отчетливо видно, что наибольшее число определений проницаемости приходится на результаты интерпретации геофизических данных и 87,1% определений попадает в интервал от 30 до 100мД.

Таблица 1.4.3 - Статистические ряды распределения проницаемости Игольско-Талового месторождения

	Интервал	По геофизическим	По гидродин.-ким	По данным лаборатор-
№	изменения	исследованиям	исследованиям	ного изучения керна
п/п	проницаемости,	число	% от обще-	число	% от обще-	число	% от обще-
	мД	случаев	го числа	случаев	го числа	случаев	го числа
1	2	3	4	5	6	7	8
Пласт Ю12 Игольской площади
1	1,0-3,0	0	0.0	1	4.2	1	3.3
2	3,0-10,0	1	0.5	9	37.5	2	6.7
3	10,0-30,0	25	12.4	10	41.7	15	50.0
4	30,0-100,0	176	87.1	4	16.7	12	40.0
5	100,0-200,0	0	0.0	0	0.0	0	0.0
	Всего	202	100	24	100.0	30	100.0
Пласт Ю12 Таловой площади
1	1,0-3,0	0	0.0	0	0.0	0	0.0
2	3,0-10,0	0	0.0	3	37.5	2	20.0
3	10,0-30,0	6	54.5	3	37.5	6	60.0
4	30,0-100,0	5	45.5	1	12.5	2	20.0
5	100,0-200,0	0	0.0	1	12.5	0	0.0
	Всего	11	100.0	8	100.0	10	100.0
Пласт Ю1МУ
1	1,0-3,0	9	37.5	-	-	1	100.0
2	3,0-10,0	12	50.0	-	-	0	0.0
3	10,0-30,0	3	12.5	-	-	0	0.0
4	30,0-100,0	0	0.0	-	-	0	0.0
5	100,0-200,0	0	0.0	-	-	0	0.0
	Всего	24	100.0	-	-	1	100.0

Коэффициент нефтенасыщенности пласта Ю₁² Игольской площади определенный по керновому материалу на 142 образцах из 11 скважин составляет 68,5%. По данным интерпретации каротажных диаграмм материалов ГИС коэффициент нефтенасыщенности определен по 356 прослоям из 339 скважин, диапазон изменения параметра 43,0-88,0%, что в среднем составляет 68,47 %.

Коэффициент открытой пористости пласта Ю₁² Таловой площади определялся по геофизическим и лабораторным исследованиям керна. Освещенность хорошая при данной степени разбуренности площади. Исследования керна проводились в 10 скважинах по 71 образцу, интервал изменения коэффициента открытой пористости составил от 15,4 до 19,7%, в среднем - 17,0%. По материалам интерпретации геофизических исследований в 13 скважинах по 25 пропласткам средневзвешенное значение пористости по мощности составило 17,04%, при интервале изменения 15,2-20,0%.

Проницаемость продуктивного пласта Ю₁² Таловой площади определялась по данным гидродинамических, геофизических исследований в скважинах и лабораторных определений по керну. Коэффициент проницаемости по керну из нефтенасыщенной части коллектора исследовался по 64 образцам из 10 скважин. Интервал изменения проницаемости этих образцов составляет 7,7-46,9 мкм²_*10^-3. Среднее значение составило 22,77мкм²_*10^-3. По результатам гидродинамических исследований в 8 скважинах среднее значение проницаемости составляет 24,1мкм²_*10^-3, при интервале изменения параметра 4,5_100,2мкм²_*10^-3. Диапазон изменения коэффициента проницаемости рассчитанного по материалам интерпретации геофизических исследований в 13 скважинах составляет 15,2_75,1 мкм²_*10^-3, при среднем значении 32,05 мкм²_*10^-3 (таблица 1.4.2).

Статистический анализ результатов определения проницаемости по керну, ГИСу и гидродинамическим исследованиям в скважинах Таловой показал, что наибольшее число скважин попало в интервал значений проницаемости от 10 до 30 и немного меньше в интервал от 30 до 100 мД.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта Ю₁² Таловой площади определялся по керну и данным геофизических исследований. Нефтенасыщенность по керну изменяется от 51,5 до 78,9% и в среднем составляет 65,78%. По данным интерпретации геофизических материалов 9 разведочных скважин Кн изменяется от 63,0 до 76,0%, а среднее значение составляет 68,17%.

Коллекторские свойства пласта Ю₁^МУ возможно оценить лишь по результатам лабораторного исследования керна и промыслово_геофизическим исследованиям (таблица 1.4.2). Определения коэффициента открытой пористости по керну проводились в одной скважине (14 определений), средневзвешенное значение пористости составило 14,3%. По геофизическим исследованиям пористость пласта Ю₁^МУ изменяется от 12,7 до 20,0, среднее значение составляет 16,52%.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта Ю₁^МУ определенный по керновому материалу на 5 образцах из разведочной скважины №2 в среднем составил 54%. По данным интерпретации каротажных диаграмм материалов ГИС коэффициент нефтенасыщенности определен по 49 прослоям из 23 скважин. Диапазон варьирования параметра находится в пределах 41,0_69,1%. Среднее значение составляет 52,4% (таблица 1.4.2).

Проницаемость продуктивного пласта Ю₁^МУ определялась по данным геофизических исследований в скважинах и лабораторных определений по керну (по 1 скважине). Лабораторное определение коэффициента проницаемости на керне проведено по 5 образцам. Интервал изменения проницаемости этих образцов от 0,5 до 2,2 мкм²_*10^-3. Среднее значение 1,52мкм²_*10^-3. По материалам интерпретации ГИС количество определений, при расчете среднего значения, составило 51 значение. Диапазон изменения коэффициента проницаемости определенного по геофизическим данным составляет 1,3_27,8 мкм²_*10^-3, что в среднем составило 6,48мкм²_*10^-3 (таблица1.4.2).

Статистический анализ результатов определения проницаемости по скважинам вскрывших пласт Ю₁^МУ показал, что наибольшее число значений проницаемости попало в интервал от 3 до 10 и от 1 до 3 мД [8].

1.5 Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

Для анализа геолого-геофизической информации был выбран разрез скважины 1408 Игольско-Талового месторождения (см.рисунок 1.5.1). Данный разрез может считаться эталонным исходя из того, что он является типичным (представительным) для данного месторождения и данного рода геологической задачи. Разрез содержит искомый (исследуемый) геологический объект - продуктивный пласт Ю₁², а также пласт Ю₁^му, которые с геологической и геофизической точке зрения, хорошо изучены.

Считается, что нефтематеринской толщей продуктивных пластов юрских отложений является баженовская свита, являющаяся также репером первой категории.

Коллекторы надежно выделяются по следующим качественным признакам: отрицательной амплитуде ПС; сужению диаметра скважины (dс) относительно номинального (dн); наличию проникновения промывочной жидкости в пласт по данным электрических методов каротажа (БКЗ, ИК, БК); минимальной или средней гамма-активности по кривой ГК; по положительному приращению на кривых микрозондов. В случаях, когда прямые качественные признаки слабо выражены или какой-либо из них отсутствует, привлекаются количественные критерии k_п, k_пр и другие.

Исследуемый интервал разреза (рисунок 1.5.1) изучен следующими геофизическими методами: естественной поляризуемостью (ПС, мВ), индукционным каротажем (ИК, мСим), гамма-каротажем (ГК, мкР/ч) и нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (НКТ, у.е).

Разрез скважины представлен глинами, плотными породами, песчаником, а также углем. Глины и плотные породы встречаются в меловых и юрских отложениях, в то время как, песчаники и угли встречаются только в юрских отложениях.

Песчаники в данном разрезе выделяются в интервалах: 3190.0 - 3192.3 м; 3193.0 - 3194.1 м; 3208.0 - 3208.7 м; 3209.7 - 3211.1 м; 3212.2 - 3214.3 м и 3219.3 - 3230.0 м и отмечаются отрицательными аномалиями метода ПС. Глины в разрезе выделяются в интервалах: 3100.0 - 3147.8 м; 3148.1 - 3148.8 м; 3149.2 - 3149.5 м; 3150.0 - 3164.0 м; 3188.5 - 3190.0 м; 3194.1 - 3204.7 м; 3205.1 - 3208.0 м; 3208.7 - 3209.6 м; 3214.3 - 3216.0 м и 3217.1 - 3219.2 м и отмечаются положительными аномалиями метода ПС. Плотные породы выделяются в интервалах: 3147.8 - 3148.1 м; 3148.8 - 3149.2 м; 3149.5 - 3150.0 м; 3187.4 - 3188.6 м; 3192.3 - 3193.0 м и 3211.1 - 3212.2 м. Уголь выделяется в интервалах: 3204.7 - 3205.1 м и 3216.0 - 3217.1 м.

В верхней части разреза (в интервале 3100.0 - 3190.0) поле ПС не аномальное и значение аномалии ПС остается примерно на одном уровне. Величина аномалии ПС увеличивается вниз по разрезу, что связано с уменьшением глинистости песчаных пластов. Ширина аномалии ПС, соответствующая мощности пласта-коллектора, увеличивается вниз по разрезу.

В разрезе скважины песчаные пласты, карбонатизированные песчаники (плотные породы) и угли, по данным ГК, выделяются отрицательными значениями, в пределах 4 - 6 мкР/ч. Глины по ГК выделяются положительными значениями аномалии, в пределах 8 мкР/ч. Аргиллиты баженовской свиты выделяются очень высокими значениями ГК, что связанно с их битуминозностью и повышенной уранонасыщенностью.

По данным ИК, сопротивление аргиллитов, в исследуемом разрезе скважины,составляет примерно 150 Ом*м.Значение сопротивления карбонатизированных песчаников составляет 250 Ом*м.Сопротивление песчаников, по данным метода ИК, уменьшается вниз по разрезу, что связано с уменьшением карбонатизации.. Баженовская свита четко выделяется повышенным сопротивлением из-за гидрофобности битуминозных аргиллитов. В интервале разреза, по методу НКТ, плотные породы выделяются положительными аномалиями шириной, соответствующей мощности пласта. В меловых отложениях уровень значения показаний НКТ остается практически неизменным, а в юрских отложениях наблюдается большой размах значений НКТ. Аномально низкими показаниями метода НКТ выделяются угли, значения которых составляют 1 - 2 у.е. Размах амплитуды в песчаных пластах составляет 3.8 - 4.4 у.е.

По данным сопротивления породы (с_п, Ом?м) видно, что сопротивление пород уменьшается вниз по разрезу, что связанно с изменением насыщенности пластов-коллекторов - понижением нефтенасыщения.

Рис 1.5.1 Каротажные кривые скважины 1408 Игольско-Талового месторождения

Для определения подсчетных параметров по Игольско-Таловому месторождению разработаны следующие алгоритмы, представленные в таблице 1.5.1

Таблица 1.5.1 Алгоритмы определение подсчетных параметров Игольско-Талового месторождения

параметры	Ю12
Критерии коллектора
Критерий получения чистой нефти
Критерий получения нефти с водой
Критерий выделения водоносных пластов
Открытая пористость, доли ед.
Пористость по нейтронному каротажу (НКт) Для обсаженного ствола
Компиляция массивов пористости
Относительное сопротивдение
Проницаемость, 10-3мкм2	для Ю12 для Ю1му
Нефтенасыщенность, доли ед.
Глинистость, доли ед.

Применение выше представленных алгоритмов к исследуемому разрезу скважины 1408 Игольско-Талового месторождения дало следующие результаты:

ь Пласт Ю₁² разделен на два пласта, является нефтенасыщенным и имеет следующие характеристики:.

ь Пласт Ю₁^му разделен на три пласта, является нефте-водонасыщенным и имеет следующие характеристики: .

ь Водонасыщенный пласт Ю₁^3/4 разделен на несколько пластов, имеющих следующие характеристики: .

Таким образом, проведенный анализ геофизической информации по скважине 1408 Игольско-Талового месторождения позволяет сделать следующее заключение:

1. По геофизическим данным могут быть решены следующие задачи:

ь Литологическое расчленение разреза;

ь Выделение коллекторов;

ь Определение свойств коллектора (С_гл, k_п, k_пр);

ь Определение флюида и его количество, k_нг;

ь Определение текущего положения ВНК, ВГК, ГНК;

ь Подсчет запасов.

2. Для решения этих задач оптимальным является комплекс проведения исследований в скважине следующими методами: ПС, ГК, МКЗ, БКЗ, НКТ, кавернометрия, резистивиметрия;

3. В связи с хорошими результатами интерпретации по скважине 1408 методы проведения работы интерпретации будут перенесены на проектируемый участок (скважина 1409);

4. Необходимо провести специальные исследования, связанные с карбонатизацией разреза - отражение в соотношении геофизических полей и связь с нефтегазонасыщением.



2. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор участка работ

Выбор места расположения скважины для разработки и дальнейшей эксплуатации будет производиться исходя из данных, представленных на карте текущего состояния разработки пласта Ю₁² Игольско-Талового месторождения (рисунок 2.1).

На данной карте изображена схема расположения нагнетательных, добывающих, разведочных и проектных скважин, а также скважин находящихся в освоении и бурении. Цветом, на карте, показан дебит нефти и дебит воды; радиус круга соответствует дебиту жидкости. По данным добывающих скважин видно, что в западной и северо-восточной части участка дебит нефти выше, чем в юго-восточной части. Следовательно, расположение скважины для разработки в юго-восточной части участка не целесообразно. Как вариант, можно рассмотреть расположение скважины в северной части участка, например скважина 1001 или 1002, опираясь на то, что дебит расположенных вблизи них скважин высок. Так же хорошим местом расположения будет являться расположение скважины в восточной части участка, например скважина 1409 или 1606.

По совокупности имеющихся данных и принимая во внимание то, что скважина 1409 расположена вблизи скважины 1408, данные интерпретации разреза которой нам известны, а также то, что данная скважина расположена между сеткой нагнетательных скважин, разработка и эксплуатация этой скважины будет наиболее целесообразна.



Рисунок 2.1 Карта текущего состояния разработки пласта Ю₁² Игольско-Талового месторождения

2.2 Априорная ФГМ объекта

Изменения геофизических параметров на диаграммах наблюдаются из того, что разные литотипы обладают разными физическими свойствами. В исследуемом интервале геологический разрез сложен следующими породами: песчаники, алевролиты, глины, плотные породы и уголь.

Исходя из того, что диффузионно-адсорбционные процессы на границе пласт-скважина различны на диаграммах метода ПС напротив песчанка наблюдается минимальная амплитуда ПС, а напротив глин - максимальная.

Между радиоактивностью и плотностью существует обратно пропорциональная связь - чем больше значение плотности породы, тем меньше радиоактивность. Поэтому на диаграммах ГК наблюдается максимальное значение показаний напротив глин и среднее значение напротив песчаников

По сравнению с песчаными коллекторами глины обладают низкими значениями удельного электрического сопротивления, следовательно на диаграммах электрических методов напротив глин получаются минимальные значения.

На диаграммах НКТ глинистые породы отмечаются высокими значениями водородосодержания, а песчаники - низкими. Это связано с различием водородосодержания.

На основании вышесказанного, а также анализа результатов геофизических исследований прошлых лет разреза скважины 1408 в интервале (3190.6 - 3214.4 м) была построена физико-геологическая модель продуктивной части разреза пласта Ю₁² и Ю₁^му Игольско-Талового месторождения, изображенная на рисунке 2.2.1.



Рисунок 2.2.1 Обобщенная физико-геологическая модель пластов Ю₁²и Ю₁^му Игольско-Талового нефтяного месторождения

2.3 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

Геологический разрез Игольско-Талового месторождения слагается (снизу) образованиями фундамента доюрского возраста, несогласно перекрываемыми отложениями осадочного чехла. Промышленная продуктивность установлена в верхнеюрских отложениях в широком диапазоне глубин.

Выбор методов, применяемых на данном месторождении, будет осуществляться исходя из следующих поставленных геологических задач:

Ш Литологическое расчленение, выделение покрышек и корреляция исследуемого геологического разреза;

Ш Выделение коллекторов, оценка характера их насыщения и выявление контактов пластовых флюидов на этапе оперативной интерпретации;

Ш Определение подсчетных параметров для обоснования объема запасов углеводородов (пористость, нефтегазонасыщенность, эффективные толщины, контакты пластовых флюидов и т.д.).

Литологическое расчленение разреза. В геологическом разрезе месторождения необходимо выделить песчаные, глинистые, плотные пласты и угли. Песчаные пласты рассматриваются как потенциальные коллектора. Коллекторы надежно выделяются по следующим качественным признакам: отрицательной амплитуде ПС; сужению диаметра скважины (dс) относительно номинального (dн); наличию проникновения промывочной жидкости в пласт по данным электрических методов каротажа (БКЗ, ИК, БК); минимальной или средней гамма-активности по кривой ГК; по положительному приращению на кривых микрозондов. В случаях, когда прямые качественные признаки слабо выражены или какой-либо из них отсутствует, привлекаются количественные критерии k_п, k_пр . Глинистые пласты выделяются по высоким значениям методов ПС (линии глин) или ГК. Плотные пласты (карбонатизированные песчаники) выделяются высокими значениями методов БК и НКТ (НГК) и низкими значениями на ГК. Угли выделяются по низким значениям ГК и НКТ (НГК) и высоким значениям БК.

Если встречается неоднозначная ситуация (песчаник или глина, песчаник или плотный), то предпочтение отдается песчанику (потенциальному коллектору). С появлением новых данных (при обработке) литология таких пластов корректируется.

Определение характера насыщения, в продуктивной части разреза с масштабом глубин 1:200, в остальном разрезе 1:500, производится по следующим методам:

· Индукционному каротажу (ИК). Если показания не превышают 200 ОМ*м, то данный тип продуктивного пласта можно отнести к нефненасыщенному, а если показания превышают 200 ОМ*м, то к водонасыщенному.

· Электрическим методам (БК,БКЗ, МБК)

· Импульсному нейтрон - нейтронному каротажу;

· Акустическому каротажу;

Определение текущего положения ВНК, ВГК, ГНК можно осуществить по данным КС, нейтронных методов (ННКнт, ННКт, НГК (НГКс)) или по акустическому каротажу (по коэффициенту затухания).

Исходя из выше сказанного при выполнении проектируемых работ на стадии детальной разведки и доразведки планируется провести следующий комплекс ГИС:

1. Исследования в масштабе 1:500:

-Стандартный электрический каротаж (КС+ПС);

-Кавернометрия (профилеметрия) (Кав.+Пр.);

-Акустический каротаж (АК);

-Радиоактивный каротаж (ГК+НКТ);

-Инклинометрия (Инк.);

2. Исследования в масштабе 1:200:

-Боковое каротажное зондирование (БКЗ);

-Микрозондирование (МЗ);

-Боковой каротаж (БК);

-Кавернометрия (профилеметрия) (Кав.+Пр.);

-Акустический каротаж (АК);

-Радиоактивный каротаж (ГК+НКТ);

Анализ ранее проведенных работ и физико-геологическая модель Игольско-Талового месторождения показывает, что данный комплекс, с добавлением методов, позволит решить поставленные геологические задачи.

Физические свойства выбранных методов

Метод самопроизвольных потенциалов(СП)

Масштаб глубин 1:200.Единица измерения - милливольт (мВ).

В результате электрохимической активности горных пород, находящихся в условиях естественного залегания, при пересечении их скважиной возникает естественное электрическое поле, возникновение которого обусловлено:

1) диффузией ионов солей из пластовых вод в ствол скважины и наоборот;

2) адсорбцией ионов частицами породы и промывочной жидкости;

3) фильтрацией пластовых вод и промывочной жидкости в поровой среде;

4) окислительно-восстановительными процессами и др.

Естественное электрическое поле в скважине или около нее называют самопроизвольной (собственной) поляризацией, а измеряемую величину -- самопроизвольным (собственным) потенциалом и обозначают ПС. Для измерения естественного поля применяется установка с двумя электродами, один из которых находится в скважине, а другой--на поверхности. Изменение разности потенциалов в цепи во время перемещения электрода (М) измерительной установки вдоль ствола скважины указывает на наличие поля ПС.

Основной причиной возникновения ПС в осадочных породах является наличие процессов диффузии. Известно, что при растворении какой-либо соли в воде ее молекулы полностью или частично расщепляются на положительно и отрицательно заряженные ионы. На контакте двух растворов (например, пластовая жидкость--промывочная жидкость) ионы перемещаются из раствора с большей концентрацией солей в раствор с меньшей их концентрацией. Различие скоростей движения ионов приводит к образованию Э.Д.С., называемой диффузионным потенциалом.

При продавливании (фильтрации) водного раствора солей через тонкие капилляры возникает фильтрационный потенциал, а при наличии в разрезе рудных и сульфатных тел -- окислительно-восстановительный потенциал.

Если минерализация пластовой воды больше минерализации промывочной жидкости, коллекторы по кривым ПС выделяются отрицательной аномалией; увеличение в составе пород примесей глин вызывает уменьшение амплитуды отрицательных аномалий. Уплотненные породы на кривых ПС выражаются так же, как и чистые глины. В практике каротажа кривые ПС используются для расчленения и корреляции геологического разреза, выделения пористых и проницаемых интервалов, оценки глинистости пластов и минерализации пластовых вод.

Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) предусматривает измерение потенциала или градиента потенциала естественного электрического поля, вызванного самопроизвольной поляризацией горных пород, относительно потенциала на дневной поверхности.

При записи кривой ПС возможны искажения из-за влияния блуждающих токов и неустойчивости поляризации электродов, которые обнаруживают по изменениям показаний при неподвижном зонде, по волнистой форме кривой и наличию на ней не согласующихся с разрезом значений. Для устранений этих искажений необходимо:

-изменить положение электрода N в емкости с промывочной жидкостью или использовать в качестве заземления обсадную колонну;

-выбрать время измерений, когда помехи от блуждающих токов минимальны;

-приостановить работу промышленных установок.

Искажения кривой ПС, вызванных сползанием линии глин, поляризацией электродов, намагниченностью лебедки, гальванокоррозией, блуждающими токами, не должны превышать 20% от максимально возможной амплитуды ПС для пород изучаемого интервала.

Значение масштаба регистрации кривой ПС должно быть равно 12.5 мв/см. Для данного масштаба сползание линии глин не должно превышать 1см. на 1000м. записи [1, 7].

Гамма-каротаж (ГК)

Гамма-каротаж (ГК) как метод измерения естественной радиоактивности горных пород в скважинах относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах стандартного каротажа (масштаб глубин 1:500) и в интервалах детальных исследований (в масштабе глубин 1:200) совместно с комплексом БКЗ. ГК выполняется перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу скважины, включая кондуктор.

Измерение интенсивности естественного гамма-излучения пород вдоль ствола скважины - ГК.

Гамма-излучение представляет собой высокочастотное электромагнитное излучение, возникающее в результате ядерных процессов, и рассматривается как поток дискретных частиц гамма-квантов.

Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют индикатором гамма-излучения (сцинтилляционный счетчик).

Радиоактивное излучение есть результат самопроизвольного и беспорядочного распада атомных ядер химических элементов. Следовательно, интенсивность излучения определяется как статическая закономерность, обусловленная наличием многочисленных однородных явлений. Интенсивность излучения при неизменных условиях претерпевает непрерывное изменение, колеблясь около некоторой средней величины. Это явление называется статической флуктуацией, благодаря которой кривая радиоактивного каротажа имеет отклонения, не связанные с изменением физических свойств пластов (погрешности измерений). Погрешность тем больше, чем меньше импульсов, испускаемых в единицу времени (скорость счета). Уменьшить погрешность от флуктуаций можно путем осреднения наблюдений за некоторый интервал времени (выбор значений постоянной времени производится при помощи входящей в измерительную схему интегрирующей ячейки, включающей конденсатор и сопротивление).

Аппаратуру для регистрации кривой ГК эталонируют с таким расчетом, чтобы амплитуда ее отклонений при переходе от молорадиоактивных пластов к более радиоактивным была 6 см [3, 4].

Интерпретация ГК

Радиоактивность пород связана с присутствием в них тория, урана, К40.

В общем случае интенсивность гамма-излучения приблизительно пропорциональна гамма-активности пород. Однако, при одинаковой гамма-активности породы с большей плотностью отмечаются меньшими показаниями ГК из-за более интенсивного поглощения ими гамма-лучей. Изменение плотности обычно обусловлено изменениями пористости и литологии и реже присутствием элементов с большой атомной массой, которые могут повлиять на характер поглощения.

По величине естественной радиоактивности осадочные породы делятся на три группы:

1) Породы высокой радиоактивности. Это битуминозные глины, аргиллиты, глинистые сланцы.

2) Породы средней радиоактивности. Это глины, Глинистые песчаники, мергели, глинистые известняки, глинистые доломиты.

3) Породы низкой радиоактивности. Это ангидриты, гипсы, пески, песчаники, известняки, доломиты, угли.

С увеличением в породе глинистых частиц увеличивается ее радиоактивность. Повышенная радиоактивность глин объясняется большой удельной поверхностью и способностью к адсорбции радиоактивных элементов, длительностью накопления пелитового материала. Обеспечивающего повышения содержания урана, тория в осадке, повышенным содержанием калия благодаря селективной сорбции ионов калия в процессе накопления глин и органических остатков (повышенное содержания радия в органических остатках)

С использованием ГК решают технологическую задачу - увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.

Обязательна повторная запись в интервале 50 м. Расхождения между основными и повторными измерениями не должны превышать 6% для общих исследований [7].

Характерным репером, то есть участком каротажных кривых характерной формы, сохраняющемся в большинстве скважин, является баженовская свита (Показания ГК до 50-70 мкР/ч).

Песчаники менее радиоактивны чем глины, поэтому пласты-коллекторы отмечаются понижением кривой ГК.

Боковой каротаж (БК).

Масштаб глубин 1:200. Единица измерения Ом-метр (Ом*м).

Боковой каротаж (БК) - электрическое исследование фокусированными зондами с фокусировкой тока в радиальном направлении с помощью экранных электродов.

Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление (к).

Боковой каротаж относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

Радиус исследований (равный в среднем 1,0-2,0 м) уменьшается при повышающем и возрастает при понижающем проникновении фильтрата бурового раствора.

Диаграммы БК в комплексе электрических методов (БКЗ, ИК, БМК) позволяют увеличить число пластов с количественными определениями УЭС, в том числе в зонах частых чередований, высоких сопротивлений, контрастных изменений УЭС.

БК необходим при решении следующих геологических задач:

Ш Детальное расчленение разреза по УЭС пород с выделением плотных прослоев и глин;

Ш Выделение поровых коллекторов, определение с высокой детальностью их эффективных мощностей и строения по однородности;

Ш Определение характера насыщения поровых коллекторов;

Ш Установление контактов пластовых флюидов в однородных коллекторах;

Ш Определение пористости по _ЗП.

Для повышения эффективности применения БК предпочтительнее аппаратура с линейным диапазоном регистрации кривых и в этом случае масштаб регистрации должен быть 2,5 Омм/см с соотношением последующих каналов как 1: 5: 25: 125.

Качество БК проверяется на плотных однородных пластах (аргиллиты). БК сравнивается по уровню сопротивлений с МБК.

Относительные расхождения между основным и повторным измерением, в интервалах с номинальным диаметром скважины, должны находиться в пределе ±20% [8].

Боковое каротажное зондирование

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) - электрический каротаж с использованием нескольких однотипных нефокусированных зондов различной длины, обеспечивающих радиальное электрическое зондирование пород. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление (к).

Единица измерения Ом-метр (Ом*м).

Комплекс БКЗ позволяет решает следующие геофизические задачи:

-Определение УЭС пластов (_П) в диапазоне от единиц Омм до 5000-6000 Омм с погрешностью до 20-30%. В диапазоне низких (менее 5 Омм) и очень высоких УЭС (более 1000 Омм), погрешность может достигать 100% и более, что требует привлечения ИК (для пластов ниже 5 Омм) и БК (для пластов с высокими УЭС). В сочетании с ИК и БК комплекс БКЗ обеспечивает определение УЭС практически по всему диапазону значений УЭС в разрезах Западной Сибири;

-Определение глубины зоны проникновения (D/d_С) фильтрата промывочной жидкости в однородные пласты - коллекторы с мощностью более 5 метров (до 32 диаметров скважины);

-Определение УЭС зоны проникновения (_ЗП) фильтрата промывочной жидкости;

-Определение УЭС промывочной жидкости (_Р).

К комплексу БКЗ рекомендуется добавлять измерение температуры электротермометром в условиях неустоявшегося (текущего) температурного состояния ствола скважины, существующего при проведении БКЗ, что позволяет корректировать удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости и дает дополнительную информацию при интерпретации материалов электрического каротажа [7].

При геофизических работах БКЗ выполняют в первую очередь, чтобы исключить влияние эффектов, связанных с образованием глубоких зон проникновения.

Зонды сравнивают по уровням. Самый низкий уровень у A8M1.0N наиболее высокий уровень у A0.4M0.1N .

Возрастание уровня кажущегося сопротивления (КС) обратно пропорционально длине зонда (однородный плотный пласт большой мощности, пресный раствор).

После регистрации основной записи необходимо сделать повторную запись 50м и запись в стальной колонне. Относительные расхождения между основным и повторным измерением, в интервалах с номинальным диаметром скважины, должны находиться в пределе ±20% [8].

Измерения зондами БКЗ должны быть повторены, если на кривых наблюдаются следующие искажения:

· отсутствует повторяемость основной и повторной записи.

· незакономерные колебания и скачки измерительных сигналов при движении кабеля и его остановки, иззубренность кривых длинных зондов, заходы кривых за нуль.

· показания зондов на контрольной записи в металлической колонне значительно отличается от нуля.

· значение к против опорных пластов заметно отличаются от значений в соседних скважинах.

Индукционный каротаж (ИК)

Изучается удельная электропроводность горных пород посредством индукционных токов. В отличие от других электрических методов каротажа, при ИК не требуется непосредственного контакта измерительной установки с промывочной жидкостью. Это дает возможность применять ИК в тех случаях, когда используется промывочная жидкость, приготовленная на нефтяной основе.

Хорошие результаты получают при исследовании ИК пород низкого и среднего сопротивления, при наличии повышенного проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт.

По диаграммам ИК более точно определяется положение водонефтяного контакта и удельное сопротивление водоносных коллекторов низкого сопротивления.

Кривая кажущейся удельной проводимости при ИК регистрируется в линейном масштабе. Она соответствует перевернутой кривой кажущегося сопротивления в, практически, гиперболическом масштабе. В связи с этим в области низкого удельного сопротивления кривая оказывается растянутой, а в области высоких сопротивлений - сжатой, по сравнению с кривыми сопротивлений, записанными в обычном масштабе. Благодаря этому усиливается дифференсация кривой ИК против пород, имеющих низкое с_п, и происходит сглаживание ее против пород с высоким удельным сопротивлением. На кривой ИК более наглядно, чем на кривых сопротивлений, выделяется область переходной зоны.

Индукционный каротаж осуществляется приборами АИК, ИК, ПИК в интервале проведения БКЗ.

По одной кривой ИК удельное сопротивление пласта можно определить только при отсутствии проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт или при неглубоком его проникновении. Поэтому индукционный каротаж применяют в комплексе с другими методами сопротивлений. При комплексных измерениях (БКЗ, БК, ИК) возможно более надежное выделение в разрезе пластов - коллекторов и определение их удельного сопротивления с_п; зоны проникновения с_з.п и диаметра проникновения Dз.п.

Индукционный каротаж (ИК) основан на измерении кажущейся удельной электрической проводимости к пород в переменном электромагнитном поле в частотном диапазоне от десятков до сотен килогерц [3, 4].

Единица измерения - Сименс на метр (См/м), дробная - миллиСименс на метр (мСм/м).

Нейтронный каротаж(HK)

Нейтронный каротаж (HK) основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина -- скорость счёта в импульсах в минуту (имп/мин): расчётная величина -- водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах.

В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам -- HHK-HT; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам -- HHK-T; нейтронный гамма-каротаж -- НГК. Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов; НГК. - однозондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один детектор гамма-излучения.

Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения ёмкостных параметров пород (объёмов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора.

Областями эффективного применения HK при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются:

-для HHK-HT -- породы с любым водородосодержанием, любыми минерализациями пластовых вод Спл и промывочной жидкости Спж (в том числе с любой контрастностью Спл и Спж в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины;

-для HHK-T -- породы с любым водородосодержанием, не высокими Спл и Спж (меньше 50-70 г/л NaCl) и слабой контрастностью Спл и Спж

-для НГК -- породы с низким (меньше 8-12 %) водородосодержанием и любыми Спл и Спж, а также породы со средним (8-20 %) водородосодержанием, если Спл и Спж не превышают 100 г/л [8].

Областями эффективного применения HK при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении коэффициента газонасыщенности являются:

-для HHK-HT -- породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм;

-для HHK-T -- породы с водородосодержанием более 10 % при диаметре скважины, не превышающем 250 мм;

-для НГК -- породы с водородосодержанием менее 20 %.

Кавернометрия - изучение геометрии ствола скважины.

Измеряемая величина - диаметр скважины (мм).

Георгиевская свита всегда отображается каверной

На проницаемых пластах значения меньше номинального (образуется глинистая корочка). На углях всегда образуются каверны [7, 8].

Интервал контрольной записи должен включать участок протяженностью не менее 50 м. перед входом в обсадную колонну и не менее 20 м. в колонне. На разведочных скважинах обязательна запись кавернограммы до стола ротора.

Расхождения измеренных и проектных диаметров колонны и скважины в интервалах с номинальным диаметром ствола не должны превышать 3мм.

Данные о фактическом диаметре скважины необходимы для решения следующих задач:

- оценки прихватоопасности желобов, сальников, глинистых и шламовых корок, интервалов выкрашивания или вывала пород;

- учета геометрии ствола при аварийных работах, связанных с извлечением из открытого ствола посторонних предметов;

- выбора интервалов установки пакеров, башмаков колонны и т.п.;

- уточнения геологического разреза - выделения коллекторов по проявлению глинистых корок;

- учета диаметра ствола при интерпретации данных БКЗ, БК, ГК и других методов.

Акустический каротаж

Акустический каротаж на преломленных волнах предназначен для измерения интервальных времен, амплитуд и коэффициентов эффективного затухания преломленных продольной, поперечной, Лэмба, Стоунли упругих волн, распространяющихся в горных породах, обсадной колонне и по границе жидкости, заполняющей скважину, с горными породами или обсадной колонной.

При регистрации волновых картин и фазо-корреляционных диаграмм (ФКД) коэффициент усиления электронной схемы скважинного прибора выбирают таким образом, чтобы в диапазоне оцифровки акустических сигналов сохранялся минимальный уровень шумов, вызванных движением прибора, а сигналы регистрируемых волн не ограничивались.

При записи АК в открытом стволе прибор настраивается на плотных пластах, а при регистрации АКЦ - в «свободной» колонне.

Для оценки работоспособности прибора необходимо проанализировать значение интервального времени продольной волны в незацементированной обсадной колонне, которое должно находиться в пределах 185-187 мкс/м и затухание в пределах 1-5 дБ/м

2.4 Методика и техника проведения геофизических работ

Предприятие ООО «ТомскГазпромГеофизика» выполняет следующие виды работ: промыслово-геофизические исследования в бурящихся скважинах(в открытом стволе), и ведет контроль за разработкой месторождений(в закрытом стволе) .

Методика проведения геофизических исследований будет определяться продолжительностью бурения скважин, очередностью и интервалами вскрытия продуктивных пластов. В среднем бурение скважины на площади работ длится не более 1-3 месяцев. Номинальный диаметр скважин в интервалах продуктивных пластов нижнего мела и юры равен 190 мм. Удельное сопротивление промывочной жидкости определяется в скважине резистивиметром и по устьевой пробе. Температура против исследуемых пластов определяется по термограммам и по замерам в процессе испытания объектов.

В комплекс проектируемых исследований будет входить стандартный электрический каротаж кажущихся сопротивлений (КС), выполняемый двумя градиент-зондами: последовательным А2.0М0.5N и обращенным N0.5М2.0А, и обращенным потенциал-зондом N6.0М0.5А, размеры которых установлены в соответствии с геолого-геофизическими параметрами разреза, каротаж самопроизвольной поляризации (ПС), боковой каротаж (БК), микробоковой каротаж (МБК), кавернометрия (Кав.), профилеметрия (Пр.), индукционный каротаж (ИК), нейтрон-нейтронный каротаж (НКТ), гамма-каротаж (ГК), акустический каротаж (АК).

Геофизические исследования проектируется выполнять серийной скважинной и наземной аппаратурой. Типы и размеры зондов соответствуют марке серийной аппаратуры. Применяемые масштабы и скорости регистрации кривых соответствуют требованиям технических руководств и инструкций. Анализ интерпретации показывает, что качество материалов ГИС, в основном хорошее, реже - удовлетворительное.

Регистрация диаграмм будет производиться с помощью цифровой каротажной станции “Кедр”. Отличительной особенностью данной станции является простота в обращении и неприхотливость. Запись информации производится на жесткий диск.

Запись стандартного каротажа производится со скоростью 2000-2500 м/час. Основной масштаб записи: КС - 2,5 Омм/см, ПС - 12,5 мВ/см. Боковое каротажное зондирование планируется проводить подошвенными градиент-зондами с размерами АО = 0.45; 1.05; 2.25; 4.25; 8.5 м, и кровельным градиент-зондом с АО=2.25 м. Скорость регистрации - 2500 м/час.

Микрозондирование микроградиент-зондом А0.025М0.025N и микропотенциал-зондом А0.05М со скоростью регистрации 800-900 м/час.

Запись МБК и микрокавернометрии будет производиться со скоростью 800-1500 м/час.

По аналогии прошлых лет, Боковой каротаж, будет писаться со скоростью 2000-2500 м/час.

Запись индукционного каротажа будет проведена зондом 6Ф1, скорость записи 2000-2500 м/час.

Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ) в открытом стволе. В качестве индикаторов применим кристаллы NaJ (Tl), размер кристаллов 3070, 4080, 4040; ЛДНМ, основной размер 3060; и СНМ-18.

Источники нейтронов - полониево-бериллиевые, мощностью от 4 до 13,510⁶ н/сек. Запись кривых ГК будет проведена эталонированными каналами. Скорость регистрации диаграмм РК составляла 200-500 м/час, в некоторых скважинах 600-1000 м/час. Качество диаграмм, в основном, хорошее.

Состав отряда

Основной производственной единицей для проведения промыслово-геофизических работ в скважине будет являться партия. Состав геофизических партий определяется объёмом работ и будет зависеть от применяемых методов, условий проведения работ, категории местности.

Геофизическая партия представляет собой комплексную бригаду инженерно-технических работников и рабочих. Партия будет состоять из 4 человек: начальник партии, инженер-геофизик, каротажник 4 разряда, машинист 5 разряда.

Методика съемки

Спуск прибора в скважину. Во время спуска прибора (или целой «спайки» приборов) оператор вводит калибровочные коэффициенты.

Прибор опускается на забой скважины и машинист опускает еще 2-3 метра в запас. Это необходимо для того, чтобы в момент подъема прибора оператор успел откалибровать прибор.

Магнитные метки, расположенные на кабеле через определенные промежутки, служат для привязки по глубине.

Затем при записи через каждые 200-300 метров производят контроль «нуля». При переходе с масштаба на масштаб или при остановке прибора, необходимо сделать перекрытие замеров 50 метров.

Особое внимание оператору и машинисту следует обращать:

-Скорость записи;

-Момент входа прибора в кондуктор;

-На датчик индикатора меток(расположенного на панели машиниста, самой станции и на дисплее);

-Па показания сельсин датчика (контролировать показания 0 на выходе прибора и делать соответствующие поправки).

2.5 Метрологическое обеспечение работ

Что касается метрологического обеспечения работ, то можно сказать следующее. В геофизической организации существуют так называемые геофизические мастерские лаборатории (ГМЛ).

К проведению скважинных исследований допускают только каротажные станции и скважинные приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического предприятия, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. При отсутствии на предприятии аккредитованной метрологической службы калибровку технических средств должна выполнять метрологическая служба другого юридического лица, аккредитованная на право проведения калибровочных работ с техническими средствами ГИС, например, базовая организация метрологической службы, метрологический центр, НИИ, КБ и т.п. Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование (раздел «Методика калибровки»), в соответствии с требованиями действующих стандартов на данный тип приборов или оборудования.

Первичную калибровку выполняет изготовитель (поставщик) скважинных приборов и/или наземного оборудования. Результаты первичной калибровки являются составной частью эксплуатационной документации поставляемых технических средств.

Периодическая калибровка приборов в стационарных условиях (на базах геофизических предприятий) должна проводиться с периодичностью, указанной в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в квартал, при вводе в эксплуатацию и после каждого ремонта. Результаты периодической калибровки хранятся в банке данных метрологической службы предприятия и переносятся в базу данных каротажной лаборатории, предназначенной для проведения исследований этими приборами. Они используются для придания цифровым показаниям скважинных приборов масштабов в физических единицах и для контроля совместно с результатами полевых калибровок достоверности измеренных цифровых данных.

Периодические калибровки выполняют с использованием калибровочных установок, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование. Измерения при калибровках необходимо проводить с использованием наземного оборудования (геофизический кабель, регистратор и др.), соответствующего по своим характеристикам тому, которое будет применяться при проведении скважинных исследований.

Калибровки скважинных приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъёма приборов из скважины, если это предусмотрено эксплуатационной документацией на отдельные приборы. В других случаях при работе с цифровыми приборами используют файлы периодических калибровок.

2.6 Интерпретация геофизических данных

Выделение коллекторов проводилось по комплексу качественных и количественных признаков. Качественные признаки при выделении поровых коллекторов обусловлены проникновением в пласт фильтрата промывочной жидкости, вследствие чего происходит сужение диаметра скважин за счет образования глинистой корки, фиксируемое кривой кавернометрии, а также образуется радиальный градиент кажущихся сопротивлений, измеряемый зондами с разной глубинностью исследований - БКЗ, ИК, БК. К качественным признакам относится отрицательная аномалия ПС, низкая естественная радиоактивность пород.

Из эффективных толщин, выделяемых по качественным признакам, исключались все прослои, характеризующиеся как уплотненные и глинистые хотя бы по одному из геофизических параметров [5].

Кроме прямых качественных признаков, для разделения пород на коллекторы и неколлекторы, будут использоваться косвенные количественные критерии (К_П, K_ПР, K_В.О, и др.).

скважина геофизический геологический исследование

2.6.1 Выделение коллекторов по прямым и качественным признакам

а) Сужение диаметра скважины

Связано с увеличением глинистой корки против пласта. Является однозначным признаком коллектора.

Сужение диаметра скважины не является коллектором в следующих случаях:

а). Против тонких плотных прослоев, расположенных в мощном пласте коллекторе- глинизация стенки скважины происходит размазыванием корки, образовавшейся в коллекторе выше и ниже его при спуско- подъемных операциях, при бурении.

б). В призабойной зоне в не коллекторах, где сужение диаметра связано с осаждением частиц шлама.

б). В любом интервале скважины, не являющихся коллектором, где образуются сальники, обусловленные низким качеством бурового раствора или неудовлетворительной подготовкой скважины к проведению ГИС.

Толщина глинистой корки не является характеристикой проницаемости пласта. Она зависит от качества раствора. Чем хуже качество глинистого раствора, тем толще корка. Значит у него высокая водоотдача и колоидальность.

б) Выделение коллектора по микрозондам.

Положительное приращение является надежным признаком межзернового коллектора в той же мере , как и корка. Т.е. в тех случаях, где корка не является признаком коллектора, то и положительное приращение не признак коллектора, а следствие плохой подготовки скважины.

Положительное приращение в диаграммах микрозондов могут отсутствовать в следующих случаях.

а). Корка имеет большую толщину (более2 см), показания микрозондов одинаковы, т.к. они исследуют глинистую корку

б). Водоносный пласт имеет очень высокую проницаемость как по напластованию так и по нормали к напластованию, в результате промытая зона расформировывается. Показания МПЗ близко к КС глинистой корки, как и МГЗ.

в) Выделение коллектора по наличию радиального градиента КС по электрометрии.

Наличие проникновения ФБР в пласт устанавливают сравнивая КС породы, замеренное зондами разной длины в радиальном направлении. При этом по интерпретации устанавливают либо наличие радиального градиента сопротивления, либо отсутствие.

В пластах-коллекторах большой мощности получают в зависимости от характеристики коллектора кривые зондирования, характеризующие следующие виды проникновения:

г) Повышающие проникновение ( КС зоны проникновения больше КС пласта)

а). Для водоносных коллекторов, насыщенных минерализованной пластовой водой

(Св больше 10 г/л). В этом случае КСзп существенно превышает КСп.

б). Для продуктивных коллекторов с высоким содержанием остаточной воды, обусловленной либо значительной рассеянной глинистостью либо незначительным расстоянием по высоте по отношению к ВНК.

в). Для слоистых продуктивных коллекторов, с чередованием прослоев глин и коллекторов. Обусловлено значительным содержанием глинистого материала в этих коллекторах, как рассеянного так и слоистого, как следствие значительное содержание связанной воды.

Ошибочно устанавливают повышающее сопротивление:

а). В тонких одиночных пластах высокого сопротивления- коллекторах и не коллекторах в следствии особенностей кривой зондирования.

б). В мощных пластах, показания КС больших зондов БЭЗ для которых занижены экранирующим влиянием плотного прослоя, расположенного над пластом при проведении БЭЗ последовательным градиент- зондом, и под пластом - при работе с обращенным градиент- зондом.

в). В неоднородной слоистой пачке, представленной тонким переслаеванием непроницаемых пород с различным сопротивлением, в следствии влияния эффекта анизотропии.

д) понижающее проникновение (КСзп меньше КСп).

Встречается редко. Характерно для хороших коллекторов с высоким Кнг (больше 85%) при бурении на растворе, где КСф мало отличается от КС пластовых вод. Ошибочно устанавливают понижающее проникновение при неправильном определении КСр или ДС.