Геофизические исследования скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ  
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования  
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ 
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» 

 
 
 
 
 
 
 
 
В.П. Меркулов 
 
 
 
 
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН 

 
 
Рекомендовано в качестве учебного пособия 
Редакционно-издательским советом 
Томского политехнического университета 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Издательство 
Томского политехнического университета 
2016 

 

УДК 550.832(075.8) 
ББК 26.324.342я73 
М52 
 
Меркулов В.П. 
   М52  
Геофизические исследования скважин : учебное пособие / В.П. Меркулов ; Томский политехнический университет. – Томск : Изд-во Томского 
политехнического университета, 2016. – 146 с. 
 
ISBN 978-5-4387-0686-1 
 
В пособии приведены краткие сведения о физических основах методов геофизических исследований обсаженных и необсаженных скважин, применяемых методиках и технологии проведения работ. Изложены вопросы обработки и интерпретации данных, дано описание алгоритмов расчленения геологического разреза, определения литологического состава пород, выделения коллекторов и количественной 
оценки их фильтрационно-емкостных свойств. Представлены примеры применения 
геофизических данных при решении геологических и технологических задач, связанных с разработкой нефтяных и газовых месторождений.  
Предназначено для магистрантов, обучающихся по специальной программе 
двойного диплома «Геолого-геофизические проблемы освоения месторождений 
нефти и газа» направления 21.04.01 «Нефтегазовое дело». 
 
 
УДК 550.832(075.8) 
ББК 26.324.342я73 
 
 

 

Рецензенты 

Главный геолог филиала ООО «ГеоПрайм» 
(Томской геофизической компании) 
В.Н. Петров 
 
Заведующий отделом петрофизики ОАО «ТомскНИПИнефть» 
С.В. Барашков 
 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-4387-0686-1 
© ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2016 
© Меркулов В.П., 2016 
© Оформление. Издательство Томского 
политехнического университета, 2016

ОГЛАВЛЕНИЕ 

ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................ 4 

1. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ  О 
ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ ПОРОД ................................................................... 7 

2. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ 
ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИ 
ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС ........................................................................ 9 

3. МЕТОДЫ КАРОТАЖА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ СВЕДЕНИЯ  ОБ 
УСЛОВИЯХ ВСКРЫТИЯ СКВАЖИНОЙ ПЛАСТА ......................................... 39 

4. ОЦЕНКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ И КОЛЛЕКТОРСКИХ 
СВОЙСТВ ПОРОД ПО ДАННЫМ ГИС ............................................................... 41 
4.1. Стандартные комплексы ГИС для решения геологических задач ................... 41 
4.2. Литологическое расчленение разреза скважин и выделение коллекторов ...... 43 
4.3. Определение объемной глинистости пород ........................................................ 46 
4.4. Определение пористости пород ........................................................................... 53 
4.5. Определение флюидонасыщенности коллекторов ............................................. 66 
4.6. Прогноз проницаемости по данным ГИС ........................................................... 71 
4.7. Метод ЯМР при определении коллекторских свойств пород ........................... 72 

5. ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ .............................. 74 
5.1. Методы оценки состояния ствола скважины ...................................................... 74 
5.1.1. Инклинометрия скважин ................................................................................ 74 
5.1.2. Кавернометрия и профилеметрия скважин .................................................. 85 
5.2. Методы оценки качества цементирования скважин .......................................... 91 
5.2.1. Термометрия скважин ..................................................................................... 91 
5.2.2. Цементометрия скважин ............................................................................... 101 
5.2.3. Акустическая цементометрия ...................................................................... 118 
5.3. Методы контроля технического состояния обсадных колонн ........................ 119 
5.4. Барометрия и расходометрия скважин .............................................................. 127 
5.4.1. Барометрия ..................................................................................................... 128 
5.4.2. Расходометрия скважин ................................................................................ 134 

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ ...................................................................... 141 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .......................................................................................... 144 
 

ВВЕДЕНИЕ 

Общая геостатическая модель месторождения включает в себя три главных 
компонента, последовательно характеризующих условия формирования породколлекторов, условия их залегания и изменчивость фильтрационно-емкостных 
свойств. Соответственно возникают три частные модели, каждая из которых описывает одну из сторон полной характеристики резервуара: литолого-седиментологическая, структурная и петрофизическая. 
Петрофизическая модель представляет собой математическое описание объемного распределения пористости, проницаемости и флюидонасыщенности коллекторов в пределах резервуара, основанное на данных непосредственных или косвенных 
определений указанных физических свойств по конкретным типам горных пород.  
Можно назвать три главных источника информации о петрофизических параметрах коллекторов и, в частности, их фильтрационно-емкостных свойствах: 
1) лабораторные исследования керна скважин, в результате которых возможно получение непосредственных определений интересующих нас параметров (с учетом или без учета пластовых условий); 
2) геофизические исследования скважин комплексом геофизических и гидродинамических методов, интерпретация которых позволяет получить вероятностные оценки тех же величин (в рамках принятых интерпретационных моделей методов ГИС и ГДИС); 
3) детальные 3-D-сейсмические исследования, позволяющие при благоприятных условиях оценить пространственное распределение пород с улучшенными 
коллекторскими свойствами. 
 
Эти три вида данных позволяют создать фильтрационно-емкостной каркас резервуара, на основе которого возможно построение стохастической модели с формированием 
ячеистой 
матрицы 
петрофизической 
неоднородности 
пластаколлектора. Дальнейшее использование этой информации позволяет провести оценку запасов углеводородного сырья по коллекторам различного качества для анализа 
рентабельности разработки залежей нефти и газа и обеспечивает возможность корректного перевода статической геологической модели в гидродинамическую. 
Эти параметры должны анализироваться в ходе формирования модели и требуют учета серии различных факторов. К естественным факторам можно отнести: 
 
пространственное положение интервала пласта, его литологию и фильтрационно-емкостные свойства (пористость, водонасыщенность, проницаемость), положение флюидоконтактов (ГНК, ВНК, ГВК); 
 
естественные горные напряжения и их распределение в массиве горных 
пород; 
 
физико-механические свойства пород (упругие параметры – модуль Юнга, 
коэффициент Пуассона); 
 
пластовое давление и температуру. 
 
Мы можем определить коллектор как породу, имеющую пористость и проницаемость, которая содержит значительное количество извлекаемых углеводородов. 
Порода-неколлектор имеет очень низкую пористость, проницаемость и низкое или 
нулевое насыщение углеводородами (УВ). Основной фактор, контролирующий эти 
параметры, – литологический состав горных пород. Например, глины часто содер

жат УВ с высоким насыщением, но их эффективная пористость и проницаемость 
слишком мала, чтобы извлечь эти УВ. Глины рассматриваются как породынеколлекторы. В противоположность глинам высокопористые и высокопроницаемые песчаники, содержащие УВ, являются отличными коллекторами. 
Чтобы рассчитать объем УВ, содержащихся в коллекторе, необходимо знать 
объем пластов, содержащих УВ, пористость и насыщение каждого пласта. На практике каждый резервуар представляет собой некоторое число зон, каждая из которых 
имеет свою толщину, площадное распространение, пористость и насыщенность.  
Объем потенциального коллектора в каждой зоне зависит от площади его распространения А и мощности коллектора. Информацию о площади дренажа (А) 
обычно дает сейсморазведка. Информацию о мощности продуктивного интервала 
(h) дает ГИС. Общий объем пласта равен 
 
V
A h


. 
 
Основной объем занимает минеральный скелет, и намного меньший – поровое 
пространство между минералами. Коэффициент пористости – это отношение объема 
пор к объему породы, выражается в долях единицы или процентах: 

пор

породы
,
V

V
 
 

где 
пор
V
 – объем пор; 
породы
V
 – объем, занимаемый породой.  

 
Известно, что поровое пространство заполнено водой, нефтью или газом. Доля 
воды обычно обозначается 
w
S , доля нефти – 
oS , доля газа – 
g
S . Соответственно, 

доля УВ в порах будет равна (1
)
w
S

. Таким образом, объем углеводородов может 
быть вычислен из формулы: 

нс
(1
).
w
V
A h
S

 

 

Определение этого объема – это основная задача геологов и петрофизиков.  
На более поздних стадиях изучается проницаемость в различных типах коллектора, 
однако главная цель – оценить первоначальное количество УВ. Все данные в вышеуказанной формуле, кроме площади дренажа, находятся по результатам ГИС и исследований керна, и, если правильно интерпретировать данные, т. е. определить пористость, водонасыщенность, толщину продуктивного пласта, мы можем вычислить 
объем УВ, залегающих в пласте. Для вычисления запасов вводят пересчетные коэффициенты, которые позволяют пересчитывать объем УВ в недрах на объем  
в стандартных условиях на поверхности (коэффициенты С1 и С2).  
Запасы газа: 

2
(1
)
.
g
w
V
С
S
h A



 
  

Запасы нефти: 

1
(1
)
.
о
w
V
С
S
h A



 
 

Необходимо помнить, что ошибки в измерениях пористости и водонасыщенности ведут к ошибочному результату в подсчете запасов, который может очень 
сильно отличаться от истинного. Обычно ошибка определения площади низкая, так 
как сейсмическая съемка в настоящее время проводится с большой точностью. Гораздо большей величиной ошибки характеризуются петрофизические измерения. 

К ним относятся результаты измерений керна, результаты измерения физического 
поля в скважине и ошибки интерпретации. Скважины, пересекающие коллектор, 
расположены довольно редко, и информация, получаемая в них, не представительна 
по площади. Чем больше скважин на площади, тем меньше вероятные ошибки подобного рода. Однако на ранней стадии изучения месторождения количество петрофизических данных недостаточно, и ошибки могут быть достаточно большими. 
Поэтому важно представлять, что неопределенности в знаниях петрофизических параметров влекут за собой ошибки в подсчете запасов. Табл. 1 показывает влияние 
10 % вариации петрофизических параметров в ту или другую сторону на результат 
подсчета запасов. 

Таблица 1 
Влияние вариации петрофизических параметров  
на результат подсчета запасов 

Параметр 
Базовый случай 
Вариант 1 (–10 %) 
Вариант 2 (+10 %) 

Площадь, м2 (809 ГА) 
8 094 000 
8 094 000 
8 094 000 

Толщина (м) 
50 
45 
55 

Пористость, % 
15 
13,5 
16,5 

Водонасыщенность, % 
30 
33 
27 

Объемный 
коэффициент 
пересчета 
0,606 
0,551 
0,673 

Запасы, тыс. т 
20,04 
14,08 
28,17 

 
Важнейшим вопросом при этом является достоверность данных, положенных 
в основу петрофизического каркаса месторождения, т. к. хорошо известно влияние 
изменчивости условий осадконакопления на фильтрационно-емкостную характеристику коллекторов, и в силу этого даже прямые экспериментальные определения 
носят статистический характер. С другой стороны, параметры, определяемые по каждому виду указанных выше исследований, характеризуют разные объемы горных 
пород, поэтому косвенные оценки параметров по ГИС и сейсморазведке, несмотря 
на развитые интерпретационные модели, должны опираться на достоверное петрофизическое обоснование по прямым определениям физических свойств. В связи  
с этим большое значение приобретает методология комплексного решения задачи 
определения базовых петрофизических параметров, рассмотрению которой посвящен настоящий курс. 
 

1. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ  
О ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ ПОРОД 

Существует два способа получения информации о горных породах и их физических свойствах:  
1. Прямой – изучение керна скважин, извлекаемого в процессе бурения или 
специальных работ.  
2. Косвенный – по физическим полям, наблюдаемым с помощью специальных приборов; 
 – геофизические исследования скважин. Результаты интерпретации данных ГИС дают сведения о физических свойствах горных 
пород, которые вскрыла скважина.  
 
Имея керн, мы можем точно судить о тех или иных физических свойствах пород в точке отбора. При наличии каротажных диаграмм мы можем судить о физическом поле, а по нему определять физические свойства горных пород намного большего объема. Эти виды информации являются взаимодополняющими, т. к., прежде 
чем судить о физических свойствах горной породы по наблюдениям физических полей, необходимо тщательно изучить керн.  
В результате всестороннего изучения горных пород различных типов формируется информационная база лабораторных данных, в сгруппированном виде представленная на рис. 1. 

 
Рис. 1. Информационная база данных лабораторного исследования керна 

Экономически нецелесообразно делать 100 % отбор керна по всем скважинам, 
поэтому об этих важнейших параметрах судят по результатам геофизических исследований (каротажа) скважин.  
Под интерпретацией данных каротажа подразумевается их геологическое истолкование, например, определение литологии пород, их глинистости, определение 
пористости и т. д. Конечной целью интерпретации данных является построение литологической и петрофизической моделей, по которым можно представить распределение пород и их физических свойств в пространстве. Для решения этих задач используются различные комплексы методов, зарекомендовавшие себя в тех или иных 
геологических условиях. 

Чтобы качественно определить свойства пласта, не измененного влиянием  
бурового раствора, необходимо использовать методы, обладающие большой глубинностью исследования. В то же время существует постоянная необходимость хорошего разрешения по вертикали, чтобы выделять достаточно тонкие пласты. Каждый метод геофизики характеризуется своими параметрами, методы большей глубинности обладают низкой разрешающей способностью по вертикали, и наоборот, 
поэтому для решения этих двух задач всегда используется комплекс. Основой для 
интерпретации ГИС являются лабораторные исследования керна, по которым эталонируются (калибруются) результаты обработки каротажа. 
Бурение изменяет свойства пласта. Использование бурового раствора приводит к возникновению зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости  
в пласт – зоны загрязнения. На стенке скважины против проницаемого пласта образуется глинистая корка. Знание характеристик этой зоны (диаметр и свойства)  
по данным ГИС позволяет приближенно оценить область загрязнения продуктивного пласта, что является важным моментом оценки петрофизических параметров. 
 
 

2. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ 
КЕРНА И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС 

Данные лабораторных исследований керна при построении петрофизической 
модели резервуара представляют собой базовый элемент, позволяющий увязать 
фильтрационно-емкостные параметры пород с их литолого-фациальными особенностями, характеризующими процесс осадконакопления, диа-, ката- и эпигенез пород и, соответственно, структуру порового пространства, способного накапливать 
и пропускать флюиды. 
При отборе керна для лабораторных исследований должны соблюдаться следующие положения: 
1. Отбор керна должен обеспечить равномерное распределение образцов  
по всему диапазону изменения коллекторских свойств пород. 
2. Отобранный керн должен характеризовать свойства пород как по разрезу 
скважины, так и по площади во всем диапазоне их изменения. 
3. Количество образцов должно быть достаточным для характеристики всего 
диапазона изменения параметров отдельных литотипов. 
4. Должна быть обеспечена надежная привязка керна к разрезу скважины  
по сопоставлению результатов определения какого-либо параметра на керне с однотипной диаграммой промыслово-геофизического метода. 
5. Герметизация керна должна обеспечить надежную сохранность поровых 
флюидов. 
 
Количество образцов для анализа зависит от сложности состава и строения 
разреза. Согласно требованиям РД [1, 2] частота отбора керна должна быть не менее 
2 образцов на 1 м проходки для однородного пласта и 3-4 – для неоднородного пласта. 
Комплексное изучение одного и того же образца керна предусматривает (в соответствии с ГОСТами на проведение лабораторных исследований): 
 
определение литолого-минералогического состава пород (гранулометрического и минералогического состава, глинистости, карбонатности); 
 
определение открытой пористости, проницаемости; 
 
определение нефте-, газо- и водонасыщенности; 
 
определение геофизических параметров, необходимых для оценки связи  
с фильтрационно-емкостными характеристиками и интерпретации ГИС (параметр 
пористости, насыщенности, скорость пробега продольных волн, плотность скелета, 
объемная плотность, радиоактивные параметры и пр.); 
 
капилляриметрические исследования. 
 
Соблюдение этих требований обеспечивает необходимую полноту сведений 
для последующего петрофизического анализа, интерпретации данных геофизических исследований скважин и моделирования. 
 
Геологическая характеристика коллекторов. К настоящему времени предложен ряд классификаций коллекторов терригенного (обломочного) и карбонатного 
состава, однако ни одна из них не получила широкого применения. Это объясняется 
тем, что трудно создать универсальную классификацию коллекторов, которая отражала бы все свойства коллекторов и представляла бы не только академический интерес, но и удовлетворяла бы запросам промышленности. Основываясь на данных  
о пористости и проницаемости горных пород, все известные коллекторы нефти  

и газа можно разделить на две большие группы: межгранулярные (поровые) и трещинные. Основное их отличие заключается в том, что емкость и фильтрационные 
свойства межгранулярных коллекторов определяются в основном структурой порового пространства, тогда как в трещинных коллекторах фильтрация нефти и газа 
обусловлена главным образом трещинами. 
Наиболее распространенными коллекторами среди терригенных пород являются песчаники, увеличенный вид которых представлен на рис. 2. Они состоят  
на 50 % из частиц величиной 0,1–1,0 мм. Выделяют крупно-, средне- и мелкозернистые песчаные породы. В строении песчаных образований в основном принимают 
участие обломки минералов, различные по составу, что определяется различием  
исходного материала, поступающего из области сноса, степенью его переработки  
на стадиях разрушения и переноса. В результате этого происходит обогащение обломочной части минералами, устойчивыми к механическому и химическому воздействию. Это явление известно как минералогическое созревание обломочного материала. Среди породообразующих обломочных минералов существенно преобладает кварц, далее идут калиевые полевые шпаты, слюды. В составе песчаных пород 
также присутствуют вторичные минералы. Среди них наиболее важное значение 
имеют регенерированные кварц, микроклин, каолинит. Цементирующая часть песчаных пород чаще всего представлена глинистым материалом и кальцитом. Объем 
пустот и их связанность в песчанике – фактор, который представляет наибольший 
интерес с точки зрения инженера-нефтяника. Пустоты могут быть представлены 
первичными порами, порами растворения, которые появились в результате выщелачивания химически неустойчивых минералов, и трещинами, образовавшимися в результате статических напряжений. 

 
Рис. 2. Геологическая структура песчаника 

Карбонатные коллекторы наряду с терригенными относятся к числу наиболее 
распространенных. По оценке разных авторов, они составляют 15–20 % всей массы 
осадочных образований. Основные составные части карбонатных пород – кальцит 
(CaCO3) и доломит (CaMg(CO3)2). К карбонатным породам относятся такие, в которых карбонатные минералы составляют 50 % и более. При всем многообразии кар
Матрица

Скелет
(кварц)

Скелет
(п. шпат)

Цемент

ПОРЫ

0.25 mm

Песчаник
•
Скелет
•
Матрица
•
Цемент
•
Поры

Поры растворения
Трещины

1.
Первичная (межзерновая) поровая система
2.
Вторичная (трещинная и кавернозная) поровая система

бонат
приме
чески

интен
ческо
горно
Основ
пусто
нить, 
натны

от сле

стого 
и про
тип гл
рисун
измен
изобр
чем н
иллит

тных пород
еси в извес
ими вещест
Окраска и
нсивности, 
ого веществ
ой породы 
вной емкос
оты и стило

насколько

ых пород от

Структура
едующих о
 
сортир

 
упаков

 
формы

 
услови

 
наличи

 
При опред
цемента. 

оницаемост
лины – као
нке мы вид
нной: в этом
ражены кол
на нижнем 
том. При из

д наиболее
стняках пре
твами. 
известняков

что обычн
ва: чем бол

представл
стью служ
олитовые п
о хорошо п
тносится то

Рис. 3.

а межграну
основных ф
ровки части
вки зерен и
ы и окатанн
ий осадкон
ия и количе

делении ко
Рис. 4 на
ть. На верх
олинит. По
дим ухудше
м случае в 
ллекторы с
левом рису
зменении п

е распрост
едставлены

в весьма р
но определя
льше послед
лен на рис
ат межзерн
полости, и 
пустоты соо
о, что они с

 Структура

улярного п
факторов: 
иц, слагающ
и формы ме
ности зерен
акопления
ества глини

оллекторск
аглядно по
хнем левом
ористость 
ение прони
каолините
с плохими 
унке глина
пористости

11 

транены и
ы доломито

разнообразн
яется прису
днего, тем 
с. 3. Порис
новые поры
для геофи
общаются м
сразу подве

а карбонатн

порового п

щих горную
ежзерновых
н скелета; 
; 
истого мат

ких свойств
казывает, 
м рисунке 
и проница
ицаемости 
е присутств

фильтраци

а представл
и на 2 % пр

звестняки, 
ом, глинис

на, но пре
утствием р
темнее окр
стость у к
ы, а также
изиков перв
между соб
ергаются в

ной горной п

пространст

ю породу;
х контакто

ериала. 

в необходи
как тип гл
в лаборато
аемость хор
в два раза,
вует приме
ионно-емко
лена хлорит
роницаемос

доломиты

тыми мине

еобладает с
разного кол
раска. Прим
арбонатов 
е каверны, 
вой задачей
ой. К особ
вторичным 

породы 

тва горных

в; 

имо учиты
лин влияет
орных усло
рошие, на 
, а пористо
сь хлорита
остными с
том, а на н
сть уменьш

ы, мел. Гл
ералами, ор

серая разл
личества ор
мер карбон
обычно н
микрокарс
й является 
бенностям к

изменения

х пород за

ывать тип г

т на порис
овиях опре
верхнем п
ость остала
а. В нижнем
свойствами
нижнем пра
шилась в 14

лавные 
ргани
личной 
рганинатной 
низкая.  
стовые 
выяскарбоям. 

 

ависит  

глинистость  
еделен 
правом 
ась нем ряду 
и, приавом – 
40 раз!