Принципы геологической интерпретации результатов магнитного, газового и механического каротажа

19.01.2017

1. Магнитный каротаж. Анализируя поведение кривой х-каротажа по скважине, можно выделить интервалы с различной магнитной восприимчивостью. Сопоставляя эти интервалы с геологической колонкой, можно более точно отбить границы распространения различных по магнитности пород и тем самым уточнить геологическую документацию скважины. Если каротаж выполняется на месторождении магнетита, магнитная восприимчивость которого достигает нескольких десятых долей единицы СГСМ, можно существенно уточнить местоположение и мощность рудных интервалов.
Имеются методы точного определения границ пластов с различной магнитной восприимчивостью. Наиболее просто определяются границы мощного пласта, отмечаемые против точек аномальной кривой, значение в которых равно половине максимальной интенсивности аномалии. Мощным считается такой пласт, у которого мощность превышает удвоенную длину датчика. Существуют методы определения эффективной (средней) магнитной восприимчивости пород, пересеченных скважиной. Сведения о величинах эффективной магнитной восприимчивости пород имеют большое значение для более правильной количественной интерпретаций аномалий, полученных при наземной магнитной съемке.
В первом приближении эффективная магнитная восприимчивость мощного пласта определяется как максимальное значение х-аномалии, полученной в этом пласте. Однако в действительности величина аномалии уменьшается с увеличением диаметра скважины, искажается за счет инерционности пишущих устройств и за счет того, что условия эталонирования аппаратуры все-таки существенно отличаются от условий скважины. Поэтому в практике интерпретации искажающее влияние указанных факторов приходится учитывать.
Измерения магнитной восприимчивости на месторождениях магнетита могут быть использованы для определения содержания железа. С этой целью вначале проводят измерения по скважинам, где содержание железа установлено по данным химических анализов. На основании полученных замеров строят графики зависимости содержания железа от показаний х-регистратора. Такие графики позволяют определять для данных типов аппаратуры и датчика содержание железа по результатам х-каротажа на новых скважинах без выполнения дорогостоящих химических анализов.
Если по результатам х-каротажа уточняется местоположение магнитных пластов, пересеченных скважиной, то при интерпретации диаграмм Z-каротажа имеется возможность вести поиски объектов повышенной магнитности в около-скважинном пространстве и ниже забоя скважины. Объекты повышенной магнитности, расположенные в стороне от ствола скважины, фиксируются отрицательными аномалиями магнитного поля. Магнитные объекты ниже забоя скважины создают призабойные аномалии (магнитное поле по мере приближения к забою возрастает).
Если ведется разведка месторождения магнетита, то наличие призабойной аномалии позволяет предполагать существование более глубокого рудного объекта и судить о необходимости продолжения бурения данной скважины.
2. Газовый каротаж. Интерпретация результатов газового каротажа заключается в выявлении интервалов с повышенными газопоказаниями (в 1,5—2 раза и более выше фоновых), в разделении выделенных интервалов на газоносные и нефтеносные пласты.
Газоносный пласт определяется по преобладанию легких фракций (метана) среди углеводородных газов и по малому содержанию нефти (по данным люминесцентного анализа) в буровом растворе и шламе. Нефтеносный пласт характеризуется повышенным содержанием тяжелых фракций (бутана, гексана и других газов) среди углеводородных газов и повышенным содержанием нефти в буровом растворе и шламе. Водоносные пласты и непроницаемые породы имеют фоновые значения газопоказаний.
3. Механический каротаж. В процессе выполнения газового каротажа получаются исходные данные для непрерывного определения скорости проходки скважины, т. е. для построения диаграммы механического каротажа.
Результаты механического каротажа изображают на газокаротажных диаграммах в виде одного из двух параметров: продолжительности проходки или скорости бурения. Продолжительность проходки определяется временем, необходимым на бурение единицы длины скважины, и выражается в мин/м или ч/м. Скорость бурения — величина, обратная продолжительности проходки, выражается в м/ч.
Скорость проходки зависит от типа и размера долота, осевого давления на долото, расхода бурового раствора и других факторов. Если эти факторы для данного района принять постоянными, то скорость бурения будет зависеть от состава пород. По сравнению с гранитами и кварцитами скорость бурения в порфиритах и известняках увеличивается в 3—4 раза, в аргиллитах, ангидритах и доломитах — в 8—10 раз, в глинах, мергелях, песках и рыхлых супесях — в 30—60 раз.
Таким образом, по диаграммам механического каротажа имеется возможность уточнять литологическое строение пород, слагающих разрез скважины.