Способ определения фильтрационноемкостных свойств пластов в скважинах Советский патент 1992 года по МПК E21B47/00 E21B43/28 

ной установки (1/м2); укпГс -геофизический параметр i-того пласта (ед. геофизического параметра) в конечный момент

времени налива; уи . Уф - значения геофизического параметра (ед. геофизического параметра) соответственно раствора индикатора и пластового флюида.

Использовяние. для послойных экспрессных оценок фильтрационно-емкостных свойств пород в гидрогеологии, инженерной геологии, подземном выщелачивании, а также нефтегазовой разведке. Сущность изобретения способ включает налив в скважины раствора непоглощающегося индикатора, отличного по значению геофизического параметра от пластового флюида, измерение во время налива расхода раствора индикатора и напора налива, определение водопроводности проницаемой пачки пластов, измерение геофизического параметра пластов и скважинной жидкости до налива и во время налива и определение сравнительной проницаемости пластов. При этом геофизический параметр пластов измеряют во время налива периодически установкой с линейным участком зависимости дифференциальной чувствительности от радиуса исследования, регистрируют время этих измерений и определяют время фильтрации раствора индикатора для каждого пласта в каждый момент времени измерений, определяют текущие оценки сравнительной проницаемости пластов для каждого момента измерений по отношению. Рч - Укп (гф) -упф| I где /г ij - текущая оценка сравнительной проницаемости i-ro пласта (ед геофизического параметра/сут) при времени фильтрации 1ф (сут), упф| УКП) 1ф i - значения геофизического параметра Кого пласта (ед геофизического параметра) соответственно до налива и при времени фильтрации Хф j отбраковывают текущие оценки сравнительной проницаемости каждого пласта, от- носящиеся к большим временам фильтрации и отличные от предыдущих текущих оценок более чем на утроенную отно- сительную погрешность измерений геофизического параметра пластов, остальные текущие оценки сравнительной проницаемости каждого пласта усредняют для определения сравнительной проницаемости пласта, коэффициент фильтрации пластов определяют по соотношению „ КМ2л В Ki ТГ С 1уи-уФ1 Э НИЖНИИ П° рог динамической пористости пластов определяютпосоотношению KfttV), B где К, - ко- эффицие-нт фильтрации i-того пласта (м/сут); К )| - нижний порог динамической пористости i-того пласта; /л - сравнительная проницаемость i-того пласта (ед.геофизического параметра/сут), КП - во- допроводимость проницаемой пачки пластов (м/сут); Q - расход раствора индикатора в скважину при наливе (м3/сут), В - петрофизический коэффициент; С - коэффициент чувствительности измерительсо VI ел ю

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для послойных экспрессных оценок фильтрационно-емко- стных свойств пород в гидрогеологии, инже- нернойгеологии,подземном

выщелачивании, а также нефтегазовой разведке.

Известен способ определения фильтра- ционно-емкостных свойств пластов в скважинах, в котором нагнетают в возбуждающую скважину раствор непоглощающегося индикатора, периодически отбирают пробы скважинной жидкости из соседних контрольных скважин и определяют содержание индикатора в этих пробах, а о фильтрационно-емкостных свойствах пластов судят по времени появления индикатора в пробах напротив данного пласта в контрольных скважинах при заданном расходе индикатора в возбуждающую скважину ( Шестаков В.М. Динамика подземных вод, М.: МГУ, 1979, с. 330-333). Однако этот способ дорог и трудоемок из-за необходимости заполнения индикатором большого объема пород, размеры которого определяются толщиной проницаемого горизонта и расстояниями между возбуждающей и контрольными скважинами, а результаты измерений малодостоверны из-за влияния гидродинамической дисперсии фильтрационного потока на значительных расстоянияхфильтрацииииз-задиффузионно-конвективного перемешивания раствора в стволе контрольной скважины.

Известен способ определения фильтрационно-емкостных свойств пластов в скважинах, в котором наливают в скважины раствор непоглощающегося индикатора, отличного по геофизическому параметру (удельному электрическому сопротивлению) от пластового флюида, измеряют во время налива величины напора налива, а также измеряют каротажными установками (зонды бокового электрического зондирования) геофизический параметр (удельное электрическое сопротивление) пластов и скважинной жидкости до налива и во время налива, по которым путем интерпретации измерений на основе эквивалентной цилиндрической модели зоны проникновения индикатора определяют сравнительную проницаемость (удельное водопоглощение)

пластов (Матвеев Б.К. Геофизические методы изучения движения подземных вод, М.: Госгеолтехиздат, 1963, с. 97-101),

Этот способ дешевле и производительнее аналога, однако имеет ряд существенных недостатков. Прежде всего, для определения сравнительной проницаемости используют интерпретацию путем приведения сложного строения реальной зоны

проникновения индикатора в пласт к цилиндрической модели с резкой границей с неиз- мененным пластом на глубине эквивалентного диаметра, заполненной средой с эквивалентным геофизическим параметром (удельным электрическим сопротивлением УЭС) раствора индикатора. Если строение зоны проникновения индикатора (ЗП) сильно отличается от упомянутой цилиндрической модели, такой подход неприменим из-за неустойчивой интерпретации боковых электрических зондирований в сложной ЗП. Кроме того, приведение объема индикатора в реальной ЗП к эквивалентному цилиндру с УЭС раствора индикатора

через так называемый структурный коэффициент / зависит от вариаций величины/ т.е. от различий в строении ЗП и величинах динамической пористости пластов. Поэтому получаемые в способе величины удельного

водопоглощения являются, по сути, только оценками сравнительной проницаемости пластов, причем искаженными влиянием различий в строении ЗП в разных пластах. По этой же причине, даже имея оценки коэффициентов фильтрации каких-либо ре- перных пластов в разрезе исследуемых скважин, достоверно перейти от сравнительной проницаемости пластов к их коэффициентам фильтрации не удается. Кроме

того, этот способ не дает возможности оценить объемное содержание индикатора в зо- не проникновения и, соответственно, перейти к значениям каких-либо характеристик динамической пористости пластов. Перечисленные недостатки ограничивают применимость этого способа пластами с простым строением зоны проникновения, приводят к низкой достоверности определения других фильтрационно-емкостных

свойств пластов (коэффициент фильтрации, нижний порог динамической пористости), что определяет низкую эффективность определений фильтрационно-емкостных свойств этим способом.

Цель изобретения - повышение достоверности определения фильтрационно-ем- костных свойств пластов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения фильтрационно-ем- костных свойств пластов в скважинах, вклю- чающем налив в скважины раствора непоглощающегося индикатора, отличного по значению геофизического параметра от пластового флюида, измерение во время налива расхода раствора индикатора и напора налива, определение водопроводимости проницаемой пачки пластов, измерение re- офизического параметра пластов и сква- жинной жидкости до налива и во время налива и определение сравнительной проницаемости пластов, геофизический параметр пластов периодически измеряют во время налива измерительной установкой с линейным участком зависимости дифференциальной чувствительности от радиуса исследования, регистрируют время этих измерений и определяют время фильтрации раствора индикатора для каждого пласта в каждый момент времени измерений, определяют текущие оценки сравнительной проницаемости пластов для каждого момента измерений по соотношению:

lyxnl (t(frj ) - Упф I 1Ф1

где yMij - текущая оценка сравнительной проницаемости 1-го пласта (ед. геофизического параметра/сут.) при времени фильт- рации )j (сут.);

УПФ| . УКП Оф| ) -значения геофизического параметра i-того пласта (ед. геофизического параметра) соответственно до налива и при времени фильтрации .

отбраковывают текущие оценки сравнительной проницаемости каждого пласта, от- носящиеся к большим временам фильтрации и отличные от предыдущих оценок более чем на утроенную относительную погрешность измерений геофизического параметра пластов, остальные текущие оценки сравнительной проницаемости каждого пласта усредняют для определения сравнительной проницаемости пласта, ко- эффициент фильтрации пластов определяют по соотношению

„КМ2 л: В

К| -СГ-С.|уп-уф1 / ; а нижний порог динамической пористости пластов определяют по соотношению

.макс .. - п 7кп1 Упф

) В

Уи-УФ

где Ki - коэффициент фильтрации 1-того пласта (м/сут.);

К ) i - нижний порог динамической пористости 1-того пласта;

fJK - сравнительная проницаемость I- того пласта (ед. геофизического параметра/сут,);

КМ - водопроводимость проницаемой пачки пластов (м/сут.);

Q - расход раствора-индикатора в скважину при наливе (м3/сут.);

В - петрофизический коэффициент;

С - коэффициент чувствительности измерительной установки (1 /м2);

МЯКР

УкпТ - значение геофизического параметра 1-того пласта (ед. геофизического параметра) в конечный момент времени налива;

УИ , УФ - значения геофизического параметра (ед. геофизического параметра) со- ответственно раствора-индикатора и пластового флюида.

В конкретном варианте способа в качестве раствора-индикатора в скважину нали- вают электропроводный раствор, а в качестве геофизического параметра измеряют удельную электропроводность пластов нефокусированным зондом индукционного каротажа длиной более пяти средних радиусов исследуемых скважин.

Принципиальные основы предложенного способа следующие. Для горных пород, представляемых в виде матричных моделей многокомпонентных сред, подчиняющихся принципам пропорциональности, непрерывного смешения и нормировки, можно показать, что приращение геофизического параметра породы, заполняемой раствором-индикатором, пропорционально отношению объемного содержания индикатора в породе к пористости матрицы-породы, а также приращению геофизического параметра раствора-индикатора по сравнению с первичным пластовым флюидом:

|х ИНД

Упи -Упф ДКпо (Уи -Уср )

-%МУИ-УФ)

(D

где уи , УФ - геофизический параметр соответственно раствора-индикатора и первичного пластового флюида;

У пи, Упф - геофизический параметр соответственно породы, заполняемой индикатором, и неизменной породы;

Кинд - объемное содержание индикатора в породе;

Кпо - объемная пористость матрицы-породы;

А - безразмерный коэффициент, называемый относительным геофизическим параметром матрицы-породы;

В АКпо петрофизический коэффициент.

Очевидно, Кинд в любой момент налива индикатора не превышает динамической пористости породы, и при достаточной длительности вытеснения первичного флюида индикатором стремится к значению дина- мической пористости. Следует также сказать, что объемное содержание индикатора может быть переменным во время t налива и изменяться по радиусу R зоны его проникновения в пласт; сказанное равно относится и к геофизическому параметру породы, заполняемой раствором-индикатором:

,-

(х R). упи упи (t,R)

Тогда из (1) следуетКинд (t, R) А Кпо у пи (t,R) - у Пф / /(Уи-Уср)(2)

Величины А, Кпо в (2) для однотипных пород варьируют в узких пределах и в про тивоположных направлениях, что обусловливает хорошую стабильность произведения В А Кпо в широком диапазоне изменения коллекторских свойств. Так, при использовании электропроводного ин- дикатора в рыхлых терригенных породах А является относительным электрическим сопротивлением гранулярной матрицы и связано с объемной пористостью матрицы известной формулой Арчи-Дахнова, а В вы- ражается формулой:

В А Кпо - а (Кпо)

где а - коэффициент, составляющий 0,9 iO,05;

m - структурный показатель, равный 1,45 ±0.1.

Известно, что объем индикатора Vi(t), поступивший за время t фильтрации в зону

проникновения 1-того пласта при толщине пласта hi и расходе индикатора в скважину Q, определяется формулой:

Vi(t)Q

(3)

км hlit-Kl

где КМ - водопроводимость проницаемой пачки пластов;

К| - коэффициент фильтрации i-того пласта.

В то же время количество индикатора, находящееся в пласте в зоне от радиуса скважины RO до радиуса проникновения R может быть выражено через объемное содержание индикатора его интегрированием

в цилиндрических координатах по объему зоны проникновения

2JTRu

V( (t ) hi / d p S К инд (t. R ) R d R

ОRo

(4)

Интегрируя (4) по, р приравнивая (З) и (4) и подставляя (2), для коэффициента фильтрации пласта получаем:

КМ

АК,

Q уи-уф)

2л:

101520

25

30 35

40

45

50

55 (г,Р)-у„ф| RdR (5) Ro

Для установки с линейным участком зависимости дифференциальной чувствительности QR от радиуса исследования вплоть до максимального радиуса линейного участка RMBKC справедливо:

QR С R I R Рмэкс(6)

где С - коэффициент чувствительности установки.

В частности, для установок индукционного каротажа с незначительной радиальной фокусировкой линейный участок дифференциальной радиальной характеристики ограничен RMaKc (0,3-0,4)L(L-flnHHa индукционного зонда).„

Согласно (6), чувствительность d GR установки к коаксиальному цилиндрическому слою с радиусом R Рмакс и толщиной dR запишется:

dGR gR dR CRdR,(7)

а приращение измеряемого геофизического параметра d , соответствующее этому слою, равно произведению геофизического параметра слоя на чувствительность:

dy УПИ (t.R)dGR, или, с учетом (7),

dy С упи (t.R)RdR(8)

Геофизический параметр пласта можно определить как сумму вкладов от зоны с радиусом R Л и остальной части пласта. Тогда до налива измеренный геофизический параметр пласта

R Доо

Упф / Упф С R d R + / уПф С R d R RoR A

(9)

а во время налива измеренный кажущийся геофизический параметр пласта с зоной проникновения индикатора

RA Укп (t)/ упи (t, R)CRdR +

Ro

00

+ / упф CRdR(10)

R А

Вычитая почленно (9) из (10), имеем; R Д

УКП (О-упф С / упи (t, R) Ro

-Упф RdR(11)

Сопоставляя (5) и (11) с учетом (1), получаем соотношение для коэффициента фильтрации пласта:

., КМ2лВУкш (О-уПф1

Ki Q С(уи-Уф)t

D Укп| ( t(12)

Коэффициент чувствительности С является свойством измерительной установки, постоянный коэффициент В - практически неизменный, параметры KMQ, (уи - УФ ) постоянны для всех пластов в исследуемой скважине. Поэтому сравнительные проницаемости пластов /4 могут быть определены согласно (12) и при неизвестных значениях параметров и коэффициентов, входящих в постоянный множитель D:

д 1Укп|(р-упф1 I(13)

Отметим, что согласно (2,12,13) влияние погрешностей измерения и интерпретации на достоверность получаемых значений фильтрационно-емкостных свойств пластов тем ниже, чем больше величины приращений геофизических параметров пластов и растворов, т.е. чем выше контрастность геофизического параметра раствора индикатора и первичного пластового флюида. Следует также заметить, что при R RMBKC справедливость (5), (11) и, соответственно, (12,13), не зависит от характера подинтег- ральной функции геофизического параметра у пи (t, R ) , т.е. от сложности строения зоны проникновения индикатора.

Предложенный способ осуществляют следующим образом. Измеряют методами каротажа геофизический параметр первичного пластового флюида в стволе скважины, а также геофизический -параметр всех пластов в предлагаемом проницаемом интервале скважины. Начинают налив в скважину раствора непоглощающегося индикатора, отличного по геофизическому параметру от первичного пластового флюида. Во время налива измеряют расход раствора-индикатора в скважину Q и его геофизический параметр уи и периодически измеряют динамический уровень раствора в скважине по которому, с учетом расхода Q, известными способами определяют водопроводи- мость проницаемой пачки пластов. Периодически измеряют геофизический параметр пластов установкой с линейным участком зависимости дифференциальной чувствительности от радиуса исследования.

Для каждого измерения геофизического параметра пластов во время налива определяют текущие оценки сравнительной проницаемости каждого пласта по соотношению:

А Ч

Укш Оф)Упф1 I

(обозначения прежние). После завершения налива ряды последовательных текущих оценок сравнительной проницаемости каждого пласта анализируют, выявляя те из них,

начиная с которых ранее стабильные текущие оценки резко (более чем на утроенную относительную погрешность измерений геофизического параметра пластов) изменяются. Все последующие текущие оценки

сравнительной проницаемости данного пласта отбраковывают как результаты измерений, при которых радиус проникновения раствора-индикатора в данном пласте вышел за пределы максимального радиуса линейного участка дифференциальной радиальной характеристики используемой измерительной установки, а все предыдущие текущие оценки сравнительной проницаемости данного пласта усредняют,

получая значение сравнительной проницаемости пласта. Затем по соотношениям

v KMIn В

К|Q- С 1уи-уф1 &

..макс ,.

I, дин N, - R УКП Упф|

)| -Вуи уф

определяют коэффициент фильтрации и нижний порог динамической пористости

каждого пласта (обозначения прежние).

Коэффициент чувствительности измерительной установки С известен как ее технический параметр. Петрофизический коэффициент В для данного класса пород

при измерениях данного геофизического параметра пород и растворов определяют для каждого региона (объекта исследований) на основе полевых и лабораторных пет- рофизических измерений.

В варианте способа с наливом электропроводного индикатора геофизическим параметром первичного пластового флюида и раствора индикатора является удельная электропроводность, которую измеряют,

например, методом скважинной кондукто- метрии (резистивиметрии); этот же метод пригоден для измерений динамического уровня раствора в скважинах. При этом геофизическим параметром пластов является удельная электропроводность пластов до

налива и кажущаяся удельная электропроводность пластов с зоной проникновения индикатора - во время налива, а в качестве установки с линейным участком зависимости дифференциальной чувствительности от радиуса исследования используют нефокусированный зонд индукционного каротажа длиной более пяти средних радиусов исследуемых скважин. Указанные требования к зонду индукционного каротажа обеспечивают как удовлетворительную протяженность линейного участка зависимости дифференциальной чувствительности от радиуса исследования, так и исключение влияния неучитываемых колебаний радиуса скважины на результаты измерений удельной электропроводности пластов.

В других вариантах способа можно использовать, например, магнитный индикатор (тонкодисперсную суспензию магнетита или гематита в керосине, воде, буровом растворе) и установку каротажа магнитной восприимчивости, или же нейт- рон-поглощающий индикатор (раствор хлорида натрия или калия в воде) и зонд нейтрон-нейтронного каротажа.

Практическое опробование предлагаемого способа проведено с электропроводным индикатором (раствор NaCI) на одном из объектов в Южном Казахстане, в опорных гидрогеологических скважинах, оборудованных обсадными колоннами из полиэтилена и щелевыми фильтрами с гравийной засыпкой на полную мощность водоносного горизонта (7 м). Глубина скважин 160 м, внутренний диаметр обсадных колонн и фильтров 74 мм, диаметр бурения по водоносному горизонту 160 мм. Из пластов водоносного горизонта отобраны пробы керна, в которых затем в лаборатории определены коэффициент фильтрации в гидрогеологических стаканчиках и общая пористость методом насыщения керосином. Индикаторный раствор соли концентрацией 20 кг/м3 готовили барботажем сжатым воздухом в передвижной емкости в течение 2 ч. Для измерений удельной электропроводности пластовой воды, индикаторного раствора соли, удельной электропроводности пластов, а также напора налива применяли макет аппаратуры индукционного бокового каротажного зондирования, содержащий индукционный резистивиметр (ИР) и три слабофокусированных индукционых зонда длиной 0,36, 0,6, 1.0 м (соответственно ИК036. ИК06, ИК1).

До начала налива в скважинах измеряли статический уровень (60 м) и удельную электропроводность (0,6 См/м) пластовой воды ИР и удельную электропроводность пластов

(0,12-0,32 См/м) зондами ИК06 и ИК1. Затем проводили налив индикаторного раствора с расходом 2 м3/ч, во время которого первые 5 мин (время вытеснения воды из

скважины известного объема в водоносный горизонт) измеряли 5-7 раз, хронометрируя время измерений, напор налива ИР (напор за это время возрастал до 1,1-1,8 м). После этого опускали прибор к кровле водоносного горизонта, измеряя удельную электропроводность индикаторного раствора ИР (2,7 См/м) и проводили измерения удельной электропроводности пластов с зоной проникновения индикатора (0,18-0,51 См/м)

зондом ИК06 на спуске и ИК1 на подъеме скважинного прибора. Эти измерения хронометрировали, повторяя в моменты приблизительно 7,10,15,25,40 мин от начала налива. Затем налив и измерения прекращали; общий объем налива составил 1,3 м3 раствора на каждую скважину.

По результатам измерений и хронометража напора налива Н по ф-ле Джейкоба

25

КМ 1Х1 Ipja/

QНа - HI

определяли среднее отношение водопрово- димости проницаемой пачки пластов к расходу налива. По объему пластовой воды в

скважине и расходу налива определяли вре- мя вытеснения воды в пласты водоносного горизонта (время начала фильтрации раствора индикатора) - 5 мин и затем, по данным хронометража измерений И К - время

фильтрации индикаторного раствора для каждого момента измерений удельной электропроводности. Далее по ф-ле

м У.П.ОФО-УПФМ

определяли текущие оценки сравнительной проницаемости каждого пласта во все моменты измерений каждым зондом. Значения цц заниженные по сравнению с

предыдущими моментами измерений ИК более чем на 30% (утроенная максимальная относительная погрешность измерений ИК), отбраковывали, а остальные значения осредняли между собой, определяя сравнительную проницаемость каждого пласта для измерений каждым зондом И К. Затем определяли коэффициент фильтрации каждого пласта:

к - км2я В „

С 1уи-ХФ1

используя значения коэффициента чувствительности С для ИК06 1,4 1/м2идля ИК1 0,9 1 /м2 и оценку петрофизического коэффициента В 1,55 (петрофизический коэффициент В в данном случае есть произведение средней пористости гранулярной пористости пород Кпо 0,36 на среднее относительное электрическое сопротивление Ро 4.3).

И, наконец, по результатам последнего во время налива замера удельной электропроводности пластов с зоной проникновения индикатора определяли нижний порог динамической пористости каждого пласта:

..МЗ.КС ,. К ДИН , - R Г КП1У Пф1

N п ( мин ) I - D

а-

Уи-Уф

Значения коэффициентов фильтрации и нижнего порога динамической пористости пластов, полученные по данным ИКОб и ИК1, сравнивали между собой и с результа тами измерений в керновых образцах, Сред- неквадратические расхождения между оценками коэффициентов фильтрации по ИК06 и ИК1 составили 16%, а между оценками по керну и по предложенному способу - 28%. Оценки нижнего порога динамической пористости зондом ИК1 минимальны, а оценки зондом ИК06 занимают промежуточное значение между оценками по ИК1 и лабораторными определениями общей по- ристости.

Формула изобретения 1. Способ определения фильтрационно- емкостных свойств пластов в скважинах, включающий налив в скважины непоглощающегося индикатора, отличного по значению геофизического параметра от пластового флюида, измерение во время налива расхода раствора индикатора и напора налива, определение водопроводимости проницаемой пачки пластов, измерение геофизического параметра пластов и сква- жинной жидкости до налива и во время налива и определение сравнительной проницаемости пластов, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности определения фильтрационно-емкостных свойств пластов, геофизический параметр пластов измеряют во время налива периодически установкой с линейным участком зависимости дифференциальной чувствительности от радиуса исследования, регистрируют время этих измерений и определяют время фильтрации раствора индикатора для каждого пласта в каждый мо- мент времени измерений, определяют текущие оценки сравнительной проницаемости пластов для каждого момента измерений по соотношению:

1укш Офр-Упф I

/«и

HJ

5

10

15

5

где Ц - текущая оценка сравнительной проницаемости i-того пласта (ед. геофизического параметра/сут) при времени фильтрации tфj; (сут);

УПФ| ,Укп (1ф| ))- значения геофизического параметра i-того пласта (ед. геофизического параметра) соответственно до налива и при времени фильтрации гф. отбраковывают текущие оценки сравнительной проницаемости каждого пласта, от- носящиеся к большим временам фильтрации и отличные от предыдущих текущих оценок более чем на утроенную относительную погрешность измерений геофизического параметра пластов, остальные текущие оценки сравнительной проницаемости каждого пласта усредняют для определения сравнительной проницаемости пласта, коэффициент фильтрации пластов определяют по соотношению: v КМ2 л В

К --СГ С 1уп-уф1 а нижний порог динамической пористости пластов определяют по соотношению:

„макс ..

) °в

5

5

0

5

где Ki - коэффициент фильтрации i-того пласта (м/сут);

К ) i нижний порог динамической пористости I-того пласта;

до- сравнительная проницаемость Кого пласта (ед. геофизического параметра/сут);

КМ - водопроеодимость проницаемой пачки пластов (м /сут);

Q - расход раствора индикатора в скважину при наливе (м3/сут);

В - петрофизический коэффициент;

С - коэффициент чувствительности измерительной установки (1 /м2);

УкпРс - геофизический параметр i-того пласта (ед, геофизического параметра) в конечный момент времени налива;

УИ . УФ - значения геофизического параметра (ед. геофизического параметра) соответственно раствора индикатора и пластового флюида.

2. Способ по п,1, отличающийся тем, что, в качестве раствора индикатора в скважину наливают электропроводный рас- тврр, а в качестве геофизического параметра измеряют удельную электропроводность пластов нефокусированным зондом индукционного каротажа длиной более пяти средних радиусов исследуемых скважин.