Геофизические исследования скважин

Содержание Пояснительная записка 2 Разновидности геофизических методов исследования скважин и характеристика объектов исследования 3 Удельное сопротивление горных пород 8 Метод кажущегося сопротивления (КС) 11 Метод потенциалов вызванной поляризации (ВП). Метод собственных потенциалов (СП). 15 Микрокаротаж. Индукционный каротаж 21 Боковой каротаж 27 Гамма-каротаж 30 Гамма-гамма-каротаж (ГГК) 35 Нейтронный гамма-каротаж (НГК) 37 Акустический каротаж 40 Термический метод 43 Газовый метод. Люминесцентный метод. 47 Характеристика аппаратуры при проведении электрического и радиоактивного каротажа. 52 Изучение технического состояния обсадной колонны скважины и определение положения скважины в пространстве 57 Контроль за качеством цементирования скважин 59 Контроль за обводнением скважин и изучение эксплуатационных характеристик пласта 61 Выделение коллекторов на каротажных кривых 64 Определение коллекторских свойств по данным ГИС 70 Определение нефтегазоводонасыщенности 76 Методы ГИС при подземном ремонте скважин 78 Организация геофизических исследований 82 Охране недр и окружающей среды при проведении ГИС 84 Литература 87 ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Лекции по программе учебной дисциплины «Промысловая геофизика» предназначы для реализации Государственных требований к минимуму содержания и уровню подготовки старших техников для специальности 131018 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» и является единой для всех форм обучения. Учебная дисциплина «Промысловая геофизика» является специальной, устанавливающей базовые знания для освоения других специальных дисциплин и производственной (профессиональной) практики. Данная дисциплина предусматривает изучение теоретических основ различных методов и промыслово-геофизических исследований скважин. В результате изучения дисциплины студент должен: знать: • классификации геофизических исследований скважин (ГИС); задачи, решаемые по средствам ГИС; • эффективность геофизических методов; • области применения ГИС; • принцип действия применяемой аппаратуры; • физические свойства пород, необходимых для проведения ГИС; • принцип измерения свойств пород в скважине; • физические основы применяемых методов; -технику и технологию исследования действующих скважин; -особенности геофизических методов при контроле за разработкой месторождений; уметь: • определять параметры зондов; • производить геологическое толкование получаемых результатов; • читать схемы измерений. Лекция 1.Разновидности геофизических методов исследования скважин и характеристика объектов исследования План: 1. Объекты ГИС 2. Методы и задачи промыслово-геофизических исследований в необсаженном (открытом) стволе 3. Методы и задачи промыслово-геофизических исследований в обсаженном стволе 4. Принципы решения прямых и обратных задач ГИС 5. Понятие каротажа 6. Операции в скважинах. 7. Скважинная геофизика 1. Объекты ГИС Бурный рост потребления нефти, отсутствие естественного воспроизводства и ограниченность ее запасов на Земле вынуждают предпринимать энергичные меры по более полному извлечению нефти из недр. В связи с этим очень важной в области разработки нефтяных месторождений является проблема повышения нефтеотдачи и оценки эффективности новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Для оценки эффективности новых методов повышения нефтеотдачи необходимо иметь надежные средства определения текущей нефтенасыщенности пластов и положение текущего контура нефтеносности. Такие средства могут основываться на методах промыслово-геофизических исследованиях. Скважина является важнейшим источником информации о строении недр и местонахождении полезных ископаемых, а также единственным технологическим способом добычи нефти и газа. В зависимости от глубины и назначения скважин бурение проводится механическими, роторными, турбобуровыми и другими способами. До создания ГИС для геологической документации велся отбор образцов пород (керна) либо непрерывно через каждые несколько метров бурения, либо поинтервально. Каждый отбор керна сопровождался подъемом всего бурового инструмента. Это резко увеличивало стоимость и время бурения. Косвенную информацию о пройденных породах дает буровая жидкость (глинистый раствор или вода), которая под давлением подается в скважину и непрерывно извлекается вместе с измельченной буровым инструментом породой. Применение ГИС после окончания бурения обеспечило возможность проходки скважин сплошным забоем, без подъема бурового инструмента или с подъемом для отбора керна лишь на опорных участках разреза. В результате резко уменьшается время бурения и его стоимость, несмотря на дополнительные каротажные работы, занимающие несколько дней, то есть время в сотни раз меньшее, чем бурение. В ходе или после бурения скважин их обсаживают стальной колонной труб или только сверху (десяток метров), или на всю глубину (при бурении глубоких структурных и нефтегазоразведочных скважин). Дополнительное укрепление стенок осуществляется их цементацией или глинизацией. Проникая в трещины и поры горных пород, цемент, глина или буровая жидкость меняют физические свойства пород, что вносит искажения в результаты ГИС. Наличие обсадных колонн делает невозможным проведение электромагнитных исследований в скважинах, но выполнению ядерно-физических, сейсмоакустических и технологических работ не препятствует. Несмотря на широкое использование ГИС, особенно в нефтегазовой геофизике, некоторые литолого-петрографические исследования требуют отбора керна из основных перспективных на нефть, газ комплексов пород. Это необходимо для установления конкретных корреляционных связей между геологическими и геофизическими параметрами. Таким образом, ГИС с очень небольшим (несколько %) отбором керна дает наибольшую информацию от геологоразведочных скважин. Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин производят по заказам геологических служб контор бурения и промыслов. Рациональный комплекс этих исследований для каждого района по представлению геофизического предприятия утверждает соответствующая геологическая служба. Результаты геофизических исследований представляются заказчику в виде диаграмм электрометрии, микрозондирования, радиометрии, кавернометрии и т. п.; результаты измерений кривизны скважины — в виде таблиц инклинограмм. К настоящему времени промыслово-геофизические исследования позволяют решать следующие основные задачи нефтепромысловой геологии: • определяют литологический состав пластов и их мощность, выделяют реперные горизонты (реперы), проводят корреляцию разрезов, составляют геолого-геофизические профили. • Уточнение геологического строения и запасов нефти разрабатываемого объекта. • Определение положения и наблюдение за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов в процессе вытеснения нефти из пласта. • Наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту. • Оценка коэффициентов текущей и конечной нефтенасыщенности и нефтеотдачи пластов. • Изучение отдачи и приемистости пластов. • Установление состава флюидов в стволе скважины. • Выявление мест поступления в скважину вод и перетоков нефти и воды в затрубном пространстве. • Оценка технического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин. Для успешного решения задач, стоящих перед геофизическими службами, и с целью повышения их эффективности необходимо выполнение ряда требований по технологии бурения: 1.В начальной стадии разведки месторождения следует бурить одну-две параметрические скважины с полным отбором и подробным анализом керна из продуктивных горизонтов. В этих скважинах нужно проводить расширенный комплекс ГИС по специальной программе, согласованной с заинтересованными организациями. Параметрические скважины могут быть пробурены с раствором на нефтяной основе для получения прямой информации о характере насыщенности пластов и коэффициенте начальной нефтегазонасыщенности по результатам анализа керна. Совместная интерпретация данных ГИС и результатов анализов керна – основа для получения надежных петрофизических связей, соответствующих данному типу коллектора. 2.Технология бурения скважин должна обеспечивать оптимальные условия проведения ГИС и испытаний в открытом стволе. В качестве ПЖ следует использовать глинистый раствор с минимальной водоотдачей (не более 2-3 см3 за 30 мин), бурить при минимальных репрессиях на пласты. 3.Технология проведения геофизических исследований должна строго соответствовать технической инструкции – нефтегазоносные комплексы исследовать не позднее 5 сут после их вскрытия. 4.В пробуренных скважинах для надежного обоснования граничных значений геофизических параметров коллектор – не коллектор, нефть – вода проводить большой объем испытаний коллекторов в открытом стволе и в колонне. 5.Во всех скважинах методика проведения и качество ГИС должны соответствовать руководящим документам. 6.Все геофизические исследования следует проводить метрологически поверенной аппаратурой, полученные результаты снабжать оценками погрешностей. 2. Методы и задачи промыслово-геофизических исследований в необсаженном (открытом) стволе 1.Методы электрометрии – Стандартный каротаж с ПС; боковой каротаж, микрокаротаж, индукционный каротаж, метод высокочастотного индукционного каротажного зондирования Задачи: ПС, БКЗ, БК, ИК – литологическое расчленение разреза, выделение реперов, коллекторов, оценка характера нефтегазонасыщения, минерализации пластовой воды, относительной глинистости пластов и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Применяемая аппаратура К-3, КАС-1, АБКТ, Э-1 (стандартный каротаж с ПС и ИК, БЭЗ), ЛКС-744, ПКС-5, АИК-М, КАС-1, АБКТ, ЭК-1 (БК). МКЗ, МБК – уточнение литологического состава, выделение проницаемых прослоев, оценка мощности пластов и подсчетных параметров в комплексе с другими методами. Аппаратура Э-2, МДО, МДО-3. ВИКИЗ – более точное, по сравнению со «стандартным» комплексом (ПС, БКЗ, БК, ИК, резистивиметрия) определение удельного электрического сопротивления и параметров зоны проникновения в сложнопостроенных терригенных коллекторах. 2.Радиоактивные методы – гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж. Задачи: ГК – литологическое расчленение геологического разреза, оценки фильтрационно-емкостных свойств и глинистости коллекторов, выявления радиогеохимических аномалий, привязка к разрезу. ГГК – оценка плотности горных пород для комплексной интерпретации с целью литологического расчленения разреза, определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и информационного обеспечения интерпретации наземных геофизических исследований. 3.Кавернометрия – определение фактического диаметра и объема ствола скважин, коэффициент кавернозности, выделение коллекторов в разрезе. Аппаратура Э-2, Коса, СКП. 4.Акустический каротаж – литологическое расчленение разреза, выделение интервалов со вторичной пористостью, оценка коэффициента пористости в порово-трещиноватом и кавернозном коллекторе, определение упругих характеристик горных пород и информационное обеспечение интерпретации наземных геофизических исследований. 5.Резистивиметрия – измерение электрического сопротивления промывочной жидкости. 6.Инклинометрия – установление пространственного положения ствола скважины, определение удлинения ствола скважины с целью уточнения глубин залегания пластов, отклонения забоя. 7. Термометрия – определение пластовых температур, величин геотермического градиента. 3. Методы и задачи промыслово-геофизических исследований в обсаженном стволе - Методы оценки качества крепления скважины (АКЦ, СГДТ-НВ, термометрия) – контроль качества крепления скважины – определение качества сцепления цементного камня с колонной и породой, плотности цементного камня, высоты подъема цемента, местоположения элементов технологической оснастки обсадных колонн ( заколонные пакеры, скребки). - Локация муфт и интервалов перфорации (МЛМ) – точная привязка к разрезу диаграмм других методов и определение фактических интервалов перфорации и определение местоположения воронки НКТ. - Гидродинамический каротаж – отбор глубинных проб пластовых флюидов, оценка насыщения пластов, определение пластовых давлений, положения газожидкостных контактов и эффективных толщ неоднородных по физическим и коллекторским свойствам пород по величине эффективных проницаемостей. - Термометрия, методы дебитометрии (термокондуктивная – СТД и механическая – РГД), методы исследования состава жидкости в стволе скважины (плотнометрия – ГГП, влагометрия – ВГД, шумометрия, барометрия, ГК, МЛМ). Термометрия – определение подошвы работающих мощностей пластов, выявление затрубной циркуляции и негерметичности обсадной колонны. Методы дебитометрии (РГТ, СТД) – снятие профиля притока, выделение работающих интервалов скважины, определение дебита жидкости по пластам, выявление мест негерметичности обсадной колонны, определение перетоков между пластами. Методы исследования состава жидкости – исследование состава жидкости в стволе скважины, выявление водо-газо-нефтяного раздела, интервалов разгазирования жидкости, жидкостных пробок, интервалов и источников обводнения в перфорированных пластах. Шумометрия – выделение работающих интервалов пласта и фильтра скважины, выявление затрубной циркуляции и негерметичности обсадной колонны. Барометрия – определение гидродинамических параметров пласта как на установившихся (ИД), так и на неустановившихся (КВД, КПД) режимах фильтрации. Расчет величины дебита газа, текущих значений пластового давления и коэффициента продуктивности скважины. 4. Принципы решения прямых и обратных задач ГИС Поскольку при геофизических исследованиях скважин используются те же поля, что и в полевых геофизических методах (гравимагнитные, электромагнитные, сейсмоакустические, ядерно-физические, тепловые), то принципы теоретического решения задач - прямых (определение физических параметров поля по известному геофизическому разрезу) и обратных (определение физического разреза по наблюденным физическим параметрам) - одинаковы. Однако строгое теоретическое решение прямых задач ГИС сложнее, так как приходится учитывать влияние заполнителя скважины (обсадные колонны, цемент, глинистый раствор, по-разному проникающие в поры в зависимости от их трещиноватости и пористости). Кроме того, прямые задачи по размерности являются двух-трехмерными и решаются для погруженных источников. Рассмотренные выше основы теории полевых методов геофизики иллюстрировались в основном одно- и двухмерными задачами с поверхностными источниками, решение которых проще. Вместе с тем решение обратных задач ГИС и интерпретация материалов оказались проще по следующим причинам. Во-первых, интерпретация бывает прежде всего полуколичественной, то есть выделяются глубины залегания, мощности пластов или рудных объектов вблизи от источников. Во-вторых, для геологического истолкования результатов ГИС используются теоретически установленные или эмпирически получаемые корреляционные связи между геофизическими и геолого-гидрогеологическими, механическими, коллекторскими свойствами с оценкой заполнителя пор (вода, нефть, газ). Геофизические исследования скважин (ГИС) — это отрасль разведочной геофизики, отличающаяся от других (сейсмо-, магнито-, электро-, гравиразведки, радиометрии и ядерно-геофизических методов) только по методике исследований. Основные положения теории физических полей, измеряемых в скважинах, остаются теми же, что и в полевой геофизике. Роль и значение ГИС с течением времени постоянно возрастает, т.к. в перспективе ГИС открывают путь к бескерновому познанию скважин. В настоящее время в скважинах регистрируется свыше 35 различных параметров: разнообразные физические свойства горных пород, напряженность многообразных физических полей, технические характеристики состояния самой буровой скважины. При этом стоимость ГИС составляет лишь незначительную часть от стоимости сооружения и оборудования скважины. Так, например, на нефтяных скважинах, где применяется весьма обширный комплекс ГИС, его стоимость не превышает 4% от стоимости буровых работ, обеспечивая при этом экономию до 20% средств, необходимых для оборудования скважины. В настоящее время буквально все методы полевой геофизики имеют свои аналоги в скважинном варианте и, более того, существуют методы ГИС, не имеющие аналогов среди полевых, например, метод электродных потенциалов, гамма-гамма-каротаж, инклинометрия и др. Анализ распределения средств на выполнение геофизических работ показывает, что ГИС (свыше 20% средств) уступает в этом отношении только сейсморазведке (около 50% средств) и значительно превосходит все остальные отрасли разведочной геофизики. В ГИС выделяют три больших раздела: каротаж, операции в скважинах и скважинную геофизику. 5. Понятие каротажа Каротаж - это геофизические методы изучения геологического строения разрезов скважин. Это означает, что в каротаже исследуются очень небольшие объемы горных пород, прилегающие к стенкам самой скважины. Отличительная особенность каротажа -исключительно высокая детальность и точность исследований. Эта особенность связана с тем, что результаты каротажа фиксируются в виде непрерывных диаграмм при движении датчиков по стволу скважины, либо в виде числовых значений с очень небольшим шагом дискретизации, порядка 10-20 см. Каротаж позволяет выполнять литологическое расчленение разрезов скважин, выделять в них интервалы полезного ископаемого и определять физические свойства горных пород и полезных ископаемых in situ. Интерпретация результатов всех полевых геофизических методов производится на основании данных каротажа: электроразведки - по данным об удельном электрическом сопротивлении УЭС пород, магниторазведки - по значениям магнитной восприимчивости пород, гравиразведки - по плотности и т.д. В целом ряде случаев именно каротаж дает сведения, необходимые для подсчета запасов месторождений - данные о мощности залежей и содержании полезного компонента в них. Методы каротажа подразделяются по природе изучаемых в них физических полей на методы электрического каротажа, радиоактивного каротажа и прочие методы. 6. Операции в скважинах. Название этого раздела является условным. В него включаются методы изучения технического состояния ствола скважины и некоторые операции, выполняемые внутри него. Исследование технического состояния скважин играет важную роль ввиду того, что буровые скважины являются довольно дорогостоящими сооружениями. Бурение глубоких скважин ведется на протяжении нескольких месяцев, а сверхглубоких - нескольких лет. Так, например, Кольская сверхглубокая скважина (более 12 км глубины) находилась в бурении свыше 20 лет. Контроль за техническим состоянием скважин позволяет, во-первых, предотвратить аварии при бурении и, во-вторых, учесть влияние скважины при количественной интерпретации данных ГИС. В этом разделе выполняются следующие методы и операции: - кавернометрия - измерение среднего диаметра буровой скважины; профилеметрия - измерение нескольких диаметров в одном поперечном сечении скважины; - инклинометрия - измерение углов искривления скважины; пластовая наклонометрия - определение элементов залегания пластов, пересеченных скважиной; потокометрия - измерение скорости движения флюида по стволу скважины; - отбор проб пластовых флюидов; цементометрия - изучение качества цементации скважины; дефектометрия - изучение состояния стальных обсадных колонн (ОК) в скважинах; * прострелочные (или взрывные) работы: • отбор "грунтов", т.е. проб грунта из стенок скважин; • перфорация ОК; • торпедирование скважин. Следует отметить, что отбор грунтов и перфорация ОК могут проводиться и не взрывными способами. Вопросы 1. 1. Какие существуют задачи, стоящие перед промысловой геофизикой? 2. Что является объектами ГИС? 3. Какие существуют методы ГИС? Лекция № 2 Удельное сопротивление горных пород План 1.Свойства пород, оказывающие влияние на УС 2. Удельное электрическое сопротивление пород Пористость Пористость (пустотность) – наличие в горной породе пустотного пространства. Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, соотношением количества больших и малых пор. Виды пористости Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых, независимо. Открытая ппористость - объём сообщающихся (Vсообщ.) между собой пор и она измеряется в м3, см3. На практике величину пористости породы характеризуют коэффициентом пористости (m), выраженным в долях единицы или в процентах к объёму образца. В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек. По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор. Капиллярность— физическое явление, заключающееся в способности жидкостей изменять уровень в пористых телах. Поднятие жидкости происходит в случаях смачивания каналов жидкостями в породе. Понижение жидкости происходит в породах и каналах, не смачиваемых жидкостью. По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести. Проницаемость Проницаемость — способность горных пород пропускать жидкость или газ. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.). Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды при движении в ней флюидов. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты. К плохо проницаемым породам относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией, соли (особенно сульфаты за счет способности поглощать воду и увеличивать свой объём), некоторые эвапориты, плотные доломиты и известняки. Водонасыщенность Коэффициентом водо-, нефте-, газонасыщенности коллектора, называется отношение объема воды, нефти или газа, содержащихся в открытом пустотном пространстве, к объему открытых пустот. Содержание воды в горных породах называется их влажностью, а способность пород удерживать в себе то или иное количество воды в определенных условиях — влагоемкостью. В естественных условиях поровое пространство пород-коллекторов может быть заполнено водой полностью или частично. В последнем случае оставшаяся его часть может быть заполнена нефтью или газом. Количественное содержание воды (нефти, газа) и ее состояние в породах существенно влияет на формирование ряда физических свойств. Вода, содержащаяся в породах, в зависимости от характера ее взаимодействия с твердыми частицами имеет различное состояние и подразделяется на две основные категории: связанную и свободную. Содержание связанной воды в породах обусловлено химическими и физико-химическими (адсорбционными) процессами. В связи с этим различают химически связанную и адсорбционно связанную воду. Адсорбция-это физико-химический процесс поглощения веществ из раствора или газа твёрдыми телами или жидкостями. К химически связанной относится вода кристаллизационная и конституционная.. В осадочных породах конституционная вода преимущественно образуется за счет минералов глин, особенно таких, как аллофан, каолинит и монтмориллонит, Синтез гидроксильной воды и ее удаление из различных минералов обычно происходят при температурах от 110 до 1300 °С. Химически связанная вода (кристаллизационная и конституционная) практически не оказывает влияния на физические свойства пород, за исключением нейтронных. Слои воды, находящиеся на разном расстоянии от поверхности твердых частиц или поровых каналов, отличаются по своему физическому состоянию и химическому составу. Гидрофильные породы – породы, твердая фаза которых смачивается водой. Гидрофобные - если твердая фаза не смачивается водой. Нефтегазонасыщенность Коэффициентом нефтенасыщенности (газонасыщенности) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. Начальное распределение нефти, газа и остаточной воды в пустотном пространстве коллектора влияет на процессы движения нефти через коллектор и вытеснения ее водой. Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы. В гидрофильных процесс вытеснения нефти из пустотного пространства протекает значительно легче, чем в гидрофобных. В гидрофильном коллекторе нефть как бы скользит по пленке воды, в гидрофобных она соприкасается с поверхностью пустотного пространства, образуя пленку, которая не участвует в процесс фильтрации, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Определение количества остаточной воды в первую очередь необходимо при подсчете запасов нефти н газа. В поровом пространстве пород-коллекторов наряду с водой может содержаться нефть или газ. При этом количественное соотношение и характер распределения воды, нефти и газа в поровом пространстве могут быть различными. Распределение нефти (газа) и воды в порах зависит от того, гидрофильна или гидрофобна порода. Твердая фаза осадочных пород сложена в основном гидрофильными минералами, что обусловливает распространение в природе преимущественно гидрофильных коллекторов нефти и газа. Нефть или газ, находящиеся в поровом пространстве породы, извлекаются лишь частично. В связи с этим различают коэффициенты извлекаемого и остаточного нефтенасыщения (газонасыщения). 2. Удельное электрическое сопротивление пород Известно, что электрическое сопротивление R проводника, длиной L, состоящего из однородного материала и имеющего постоянное поперечное сечение S, можно определить по формуле: R=L/S Коэффициент называется удельным электрическим сопротивлением и измеряется в технике в ом•м. Удельное электрическое сопротивление обратно пропорционально удельной электрической проводимости (электропроводности), которая характеризует способность данной среды проводить электрический ток. За удельное электрическое сопротивление горной породы принимается величина электрического сопротивления 1 м3 породы с поперечным сечением 1м2 и длиной 1 м. Большинство породообразующих минералов имеет очень большое удельное сопротивление и практически не проводят электрический ток (табл. 1). Примесь в осадочной породе высокопроводящих рудных минералов (пирита, магнетита и др.) при содержании, меньшем 5%, практически не бывает влияния на удельное электрическое сопротивление породы. Таблица 1 Удельное электрическое сопротивление породообразующих и рудных минералов и пород Минерал Удельное сопротивление, ом-м Минерал Удельное сопротивление, ом. • м Ангидрит 107-1010 Нефть 109-1016 Кальцит 107-1012 Каменный уголь 102-106 Кварц 1012-1014 Антрацит 10-4-10-2 Полевые шпаты 1011-1012 Пирит 10-4-10-1 Слюды 1014-1015 Графит 10-6-10-4 Магнетит 10-4-10-2 Удельное сопротивление осадочных горных пород, не содержащих большого количества примесей рудных минералов, изменяется в широко диапазоне (рис. 3) и зависит от: 1) удельного сопротивления насыщающих породу водных растворов (пластовые воды); 2) процентного содержания водных растворов и углеводородов в породе; 3) текстурных особенностей породы. Рис. 3. Зависимость удельного сопротивления водных растворов от их концентрация (С). Удельное электрическое сопротивление пластовых вод зависит от концентрации, состава растворенных солеи и температуры. Пластовые или поровые воды, определяющие проводимость большинства горных пород, представляют собой сложные растворы электролитов, состоящие из трех и более компонентов. Наиболее распространенными солями являются хлориды натрия, кальция и магния. Реже встречаются сульфатно-натриевые воды и еще реже – гидрокарбонатно-натриевые. Концентрация солей в природных водах весьма разнообразна и изменяется от единиц до 300 г/л. Удельное электрическое сопротивление в таких растворов тем ниже,чем выше концентрация солей с и температура t. Буровые растворы, заполняющие скважину как в процессе бурения, так и в момент проведения геофизических исследований, представляют собой водную суспензию. Различают удельное сопротивление бурового раствора р и его фильтрата – той воды, в которой взвешены минеральные частички. Величина зависит от концентрации солей в фильтрате, температуры и плотности бурового раствора. Нефть и газ не являются проводниками электрического тока. Заполняя поры горной породы, они увеличивают ее удельное сопротивление по сравнению с сопротивлением породы, полностью насыщенной водой. В нефтегазоносной породе проводником электрического тока служит минерализованная вода, находящаяся в порах вместе с нефтью или газом. Количеством этой воды и характером ее распределения в порах определяется величина удельного сопротивления нефтегазоносной породы. Вопросы 1. Являются ли нефть и газ проводниками электрического тока? 2. От чего зависит удельное сопротивление пластовых вод? Лекция №3. Метод кажущегося сопротивления (КС) План 1. Сущность метода 2. Определение границ пластов 1. Сущность метода При проведении электрических методов исследования скважин изучаются удельное электрическое сопротивление, естественная (собственная) и искусственно вызванная электрохимические активности горных пород. На изучении удельного электрического сопротивления основываются метод кажущихся сопротивлений (в том числе в модификации экранирование заземления) и индукционный метод исследования скважин. Различие в естественной (собственной) электрохимической активности горных пород используется при исследованиях скважин методом собственных потенциалов (СП), а вызванная электрохимическая активность горн пород изучается методом вызванных потенциалов (ВП). При исследованиях скважин методом кажущихся сопротивлений измеряют некоторый параметр, называемый кажущимся удельным сопротивлением (или кажущимся сопротивлением), величина которого зависит от удельных сопротивлений слагающих разрез пород, бурового раствора и ряда других факторов. Для измерений в скважину на специальном кабеле опускают измерительную установку (зонд), состоящую, как правило, из трех электродов (заземлителей): А, М и N. Четвертый электрод В помещают на поверхности земли. Электроды А и В предназначаются для пропускания электрического тока (питающие или токовые электроды); электроды М и N — для измерения разности потенциалов между двумя точками среды в момент } протекания электрического тока (измерительные электроды). Принципиальные схемы измерения кажущихся сопротивлений изображены на рис. 3. I При перемещении зонда вдоль ствола скважины в зависимости от удельного электродами М и. N. Кажущееся сопротивление связано с измеряемой разностью потенциалов следующим соотношением: (1) где — кажущееся сопротивление, ом • м; К— коэффициент зонда, зависящий от расстояния между электродами зонда, м ', —разность потенциалов, измеряемая между электродами М и N, мв; I — сила питающего тока, ма. Рис. 1. Принципиальные схемы измерения кажущегося сопротивления горных пород в скважине. а — с зондом прямого питания; б — с зондом взаимного питания; А и В — питающие электроды; М и N —измерительные электроды; Б- источник тока; Р — реостат; П — прибор для измерения разности потенциалов (кажущегося сопротивления); АМ —прибор для измерения силы питающего тока. Рис. 2. Зонды для измерения кажущегося сопротивления горных пород. 1- зонд прямого питания (однополюсный) 2- зонд взаимного питания (двухполюсный); I-питающие электроды (А, В), II — измерительные роды ; IV — точка записи СП. В зависимости от числа питающих и измерительных электродов различают зонды прямого питания (или однополюсные) и зонды взаимного питания (или двухполюсные) (рис. 4). Зонд прямого питания имеет один питающий и два измерительных электрода (второй питающий электрод устанавливают в этом случае на поверхности). Зонд взаимного питания имеет два питающих и один измерительный электрод (второй измерительный электрод устанавливают на поверхности) При измерениях с зондами прямого питания удается более полно исключить влияние помех, создаваемых естественными и промышленными электрическими токами в земной коре. С зондами взаимного питания более удобно осуществлять одновременную регистрацию кривых КС и СП. По взаимному расположению электродов различают потенциал- и градиент - зонды. Потенциал - зондами называют зонды, у которых расстояние между парными электродами, т. е. электродами одного назначения (АВ или MN), значительно больше расстояния от одного из этих электродов до ближайшего непарного, т. е. MN >> AM или АВ > > AM. Расстояние между электродами А и М потенциал - зонда называют его размером, или длиной; измеряемое значение кажущегося сопротивления относят к средней точке отрезка AM (точке записи). Градиент - зондами называют зонды, у которых расстояние между парными электродами (АВ или MN) значительно меньше расстояния от одного из них до непарного электрода, т. е. MN << AM или АВ << AM. Величину измеряемого кажущегося сопротивления относят к точке, расположенной на середине расстояния между парными электродами (точке записи). Размером, или длиной, зонда считают расстояния от удаленного электрода до точки записи. Кроме того, зонды подразделяются на последовательные (или подошвенные) и обращенные (или кровельные). Последовательными называют зонды, у которых парные электроды расположены ниже непарного; обращенными — зонды, у которых парные электроды располагаются выше непарного. 2. Определение границ пластов Конфигурация кривых кажущихся сопротивлений зависит, при прочих равных условиях, от типа зонда и соотношения его размера с мощностью пласта. В соответствии с этим различаются и правила определения границ пластов по кривым КС, полученным с каким-либо конкретным зондом. Одиночный пласт высокого сопротивления Кровля пласта отмечается по максимуму кривой, подошва — по минимуму. Против тонкого пласта обращенным градиент-зондом регистрируется сравнительно симметричная пика. Границы пласта отмечаются по наиболее крутому подъему и спаду кривой кажущегося сопротивления. Над пластом на расстоянии, равном размеру зонда, находится экранный максимум. Между экранным максимумом и кровлей пласта на кривой КС наблюдается зона наиболее пониженных сопротивлений (экранный минимум) (рис. 7, б). Кривые, полученные последовательным (подошвенным) градиент-зондом, являются зеркальным отображением кривых обращенного градиент зонда относительно плоскости, проходящей через середину пласта. Подошва мощного пласта высокого сопротивления на кривой последовательного градиент-зонда отмечается по максимуму, кровля пласта — по минимуму аномалии. Правила определения границ тонкого пласта на кривых последовательного градиент-зонда подобны таковым для обращенного зонда; зона наибольших искажений кажущихся сопротивлений (экранные максимум и минимум) на кривой последовательного градиент-зонда располагается под пластом. Потенциал-зонд в одиночных однородных пластах позволяет получить кривые кажущегося сопротивления, симметричные относительно середины паста. Кривые кажущегося сопротивления последовательного и обращенного потенциал-зондов по форме не различаются, если расстояние между электродами М и N (А и В) больше мощности пласта. Против мощного пласта высокого сопротивления на кривой потенциал-зонда наблюдается симметричная аномалия. Рис. 3. Примеры определения границ однородных пластов высокого удельного сопротивления а — кривая обращенного градиент-зонда в мощном пласте (Н — мощность пласта); б — то же, в тонком пласте; в — кривая потенциал-зонда в мощном пласте; г — то же, в тонком пласте. Границы мощного пласта отмечаются следующим образом: кровля — по началу наиболее интенсивного подъема кривой; подошва — по концу самого интенсивного ее спада (рис. 3, в). Против тонкого пласта высокого сопротивления наблюдается симметричный минимум кривой кажущегося сопротивления потенциал-зонда с весьма небольшими максимумами над кровлей и под подошвой, от каждой на расстоянии 1/2 AM (рис. 9, г). Одиночный пласт низкого сопротивления С помощью обращенного градиент-зонда против мощного пласта низкого Удельного сопротивления регистрируется асимметричный минимум. Подошва пласта будет отмечена по максимальному значению сопротивления, кровля — по минимальному (рис. 4 а). Границы тонкого пласта находят аналогичным образом по максимуму (подошва) и минимуму (кровля) кривой. Кривые, полученные последовательным градиент-зондом, будут являться зеркальным отображением кривых обращенного градиент-зонда относительно плоскости, проходящей через середину пласта. Соответственно меняются и правила определения границ пласта. Границы пласта отмечаются по точкам перехода от крутого спада кривой к ее плавному понижению с учетом того, что эти точки находятся вне пласта на расстоянии 1/2 AM от его кровли и подошвы. Рис. 4. Примеры определения границ однородных пластов низкого удельного сопротивления (по Комарову, ). а — кривая обращенного градиент-зонда в мощном пласте; б — то же, в тонком пласте При исследовании разреза, представленного пачкой пластов высокого и низкого удельных сопротивлений, наблюдается влияние соседних пластов на кривую сопротивления, часто называемое экранированием. В ряде случаев экранирование делает невозможным количественное определение удельного сопротивления пластов. Взаимное влияние пластов наблюдается при исследованиях с зондами, размер которых больше или соизмерим с расстоянием между двумя пластами высокого сопротивления. Поэтому при частом чередовании пластов лучшей расчленяющей способностью обладают зонды малых размеров. Потенциал-зонды выделяют маломощные прослои в пачке пластов высокого и низкого сопротивления значительно менее четко, чем градиент-зонды. Границы отдельных пластов в пачке при достаточно расчлененной кривой КС определяются по обычным правилам для одиночных пластов, рассмотренным выше. Наклонный пласт Определение границ наклонных пластов с помощью градиент- и потенциал-зондов производят по тем же правилам, если угол падения пласта не превышает 30°. Формы кривых кажущегося сопротивления в этом случае существенно не отличаются от кривых для горизонтальных пластов. Однако, определив границы по обычным правилам, получают представление о видимой мощности пласта. Если угол падения пласта превышает 30°, определение его истинной мощности усложняется. Методика разработана только для определения истинной мощности пластов бесконечно высокого сопротивления и может быть использована для приближенного определения мощности пластов высокого удельного сопротивления. Вопросы 1. Какие существую зонды для измерения КС? 2. Область применения метода КС Лекция № 4. Метод потенциалов вызванной поляризации (ВП). Метод собственных потенциалов (СП). План 1. Сущность метода потенциалов вызванной поляризации 2. Принципы измерения 3. Сущность метода ПС 4. Принципы измерения при методе ПС 1. Сущность метода потенциалов вызванной поляризации В методе потенциалов вызванной поляризации используют свойство горных пород поляризоваться при протекании через них постоянного поляризующего электрического тока. В горных породах после выключения поляризующего тока в течение некоторого времени наблюдается убывающее электрическое поле, известное под названием поля вызванных потенциалов. Природа вызванных потенциалов хорошо не изучена. Однако большинство исследователей находят, что: 1) в горных породах, обладающих ионной проводимостью (практически все осадочные породы), вызванные потенциалы возникают за счет электрокинетических явлений, происходящих на границе электролит — непроводящая среда под воздействием электрического поля. Некоторые исследователи, считают, что возникновение поля связано с деформацией двойного электрического слоя на поверхности минеральных частиц под воздействием поляризующего тока, другие — с образованием микроскопических концентрационных элементов за счет изменения чисел переноса ионов в капиллярах разных сечений. Механизм этой поляризации довольно сложен, и обычно ее называют объемной поляризацией, поскольку поляризация захватывает объем породы, обработанный электрическим током; в горных породах, обладающих электронной проводимостью (железные руды, некоторые сорта каменных углей), вызванная поляризация возникает в основном за счет электродных процессов, протекающих на границе электролит — проводящая среда; в горных породах со смешанной проводимостью возникают одновременно как объемная, так и электродная поляризации. Рис. 5. Принципиальная схема измерения вызванных потенциалов А и В — питающие электроды; М и N — измерительные электроды; R и r — реостаты; Г1 и Г 2 — приборы для измерения разности потенциалов; Ам — прибор для определения силы тока; П— пульсатор; Б — батарея Для измерения вызванных потенциалов обычно используют четырех-электродный зонд (например, АО,04МО,04А5,ОВ). Раздвоенный электрод А и электрод В служат для пропускания электрического тока. Электрод М, покрытый слоем перфорированной резины для устранения помех за счет поляризации самого электрода, и обычный электрод N на поверхности служат для измерения разности потенциалов. Стандартную измерительную аппаратуру, предназначенную для работы на трехжильном кабеле (станция АКС-51, АЭКС-900 и ПКС-400), путем несложных переключений в пульсаторе легко приспособить для измерения вызванных потенциалов. Схема «станции перестраивается так, чтобы в скважину пропускался прерывистый электрический ток. В промежутках между импульсами тока пульсатор замыкает цепь MN, и совместно с потенциалами собственной поляризации (СП) прибор Г1 регистрирует вызванные потенциалы. Одновременно с этим второй прибор Г2 регистрирует омическую разность потенциалов, наблюдаемую между электродами М и N в момент протекания поляризующего тока (рис. 17). В скважинных условиях против однородного поляризующегося пласта наблюдают симметричную аномалию вызванных потенциалов (ВП), амплитуда которой зависит от мощности пласта. Для пластов с h>12dc влиянием мощности можно пренебречь. Рис. 6. Теоретические кривые вызванных потенциалов ВП в однородных пластах различной мощности. 2. Принципы измерения Опыт показывает, что в песчано-глинистом разрезе наибольшей вызванной активностью обладают глинистые песчаники и алевролиты. Незаглинизированные пески и песчаники имеют низкую активность (рис. 7, а). Чистые глины также имеют низкую вызванную активность, обусловленную наличием в них высокоминерализованной воды. Против известняков и доломитов наблюдаются обычно высокие потенциалы вызванной поляризации, обусловленные значительным удельным сопротивлением этих пород. Кривые ВП, отражая содержание глинистого материала в породе, имеют хорошую расчленяющую способность и позволяют получить ряд дополнительных сведений о разрезе. Последнее особенно важно в условиях относительно пресных пластовых вод, где метод СП не дает четких результатов. Рис. 7. Зависимость приведенного коэффициента вызванной электрохимической активности АВ1 от содержания глинистого и карбонатного цемента (Сгл + С) девонских песчаников и от коэффициента проницаемости девонских песчаных коллекторов Татарии. В некоторых районах между вызванными потенциалами и проницаемостью песчаников Кар наблюдается коррелятивная связь (рис. 19, б), которую можно использовать для приближенного определения коэффициента проницаемости. Метод потенциалов вызванной поляризации используют также для выделения углей при изучении разрезов угольных скважин. Имеется положительный опыт использования метода для выделения в разрезах скважин зон сульфидного оруденения. Область применения метода: расчленение разрезов скважин; выделение коллекторов и определение их проницаемости; выделение в разрезе каменных углей и сульфидных руд. 3.Сущность метода ПС По методу СП (или ПС) изучают электрическое поле, которое создается электродвижущими силами, возникающими в скважине под действием различных физико-химических процессов. Главные из них: диффузионно-адсорбционные, фильтрационные и окислительно-восстановительные э. д. с. В скважинах нефтяных и газовых месторождений преобладают диффузионно-адсорбционные э. д. с. Диффузионно-адсорбционные э. д. с. возникают на границе пластов в результате диффузии солей, растворенных в пластовой воде и буровом растворе. Поскольку в водных растворах молекулы солей распадаются на ионы, диффузия сводится к проникновению ионов из раствора большей концентрации в раствор меньшей концентрации. Однако подвижность различных ионов в водных растворах неодинакова. Это обстоятельство приводит к тому, что определенные ионы перемещаются в раствор пониженной концентрации быстрее и скапливаются в этом растворе, сообщая ему избыточный электрический заряд. Избыточное количество ионов противоположного знака в растворе повышенной концентрации сообщает ему избыточный заряд противоположного знака. Между двумя растворами возникает электрическое поле. Это электрическое поле, в свою очередь, действует на ионы, замедляя более подвижные и ускоряя менее подвижные. В результате устанавливается динамическое равновесие, характеризующееся для данных растворов и данной породы определенным диффузионно-адсорбционным потенциалом, или диффузионно-адсорбционной э. д. с. При свободном соприкосновении двух разведенных растворов какой-либо соли, без наличия горной породы, величина возникающей э. д. с. (которая в этом, частном случае носит название диффузионной э. д. с.) может быть определена уравнением. Иногда коэффициент Кда называют коэффициентом мембранного потенциала (Км), или литологическим коэффициентом (Кл), поскольку его величина связана с литологическим составом породы. Величина диффузионно-адсорбционной э.д.с. существенно зависит от содержания тонкодисперсного глинистого материала в горной породе. На рис. 13 представлена схематическая зависимость между коэффициентом Кда и содержанием глинистого материала (Сгл) в песчано-глинистых породах. Пористые горные породы, не содержащие глинистого материала (песчаники, известняки), имеют КДА, весьма близкое к значению Кд при свободном соприкосновении растворов без горной породы. Другими словами, пористые породы без примеси глинистого материала не оказывают существенного влияния на характер диффузии солей. Величина глинистых пород (глинистые пески, алевролиты) и тем более чистых глин существенно отличается от значения не только по величине но и по знаку. Изменение величины и знака диффузионной э. д. с. в тонкодисперсных средах с тонкими капиллярами, например в глинах, объясняется изменением подвижности ионов в этих породах. В весьма тонких капиллярах значительный объем пор заполнен адсорбированными породой ионам. Электрическое поле этих малоподвижных адсорбированных ионов изменяет соотношение подвижностей диффундирующих через такие перегородки ионов. Это приводит к тому, что при соприкосновении через глинистую перегородку растворов NaCl подвижность ионов С1 уменьшается настолько, что менее концентрированный раствор заряжается положительно, а более концентрированный — отрицательно. Плотные неглинистые известняки и доломиты имеют значение близкое к значению . Рис. 8. Схематическая зависимость между коэффициентом Кда и содержанием глинистого материала СГЛ в песчано-глинистых породах 4.Принципы измерения при методе ПС Фильтрационные э. д.с. возникают в скважине при перемещении (фильтрации) жидкости в пласте-коллекторе под действием разности пластового давления и гидростатического давления столба бурового раствора (2) Возникновение фильтрационных э. д. с. связывают с наличием двойного адсорбционного слоя ионов в порах коллектора. Под действием перепада давлении внешняя обкладка адсорбционного слоя, имеющая обычно положительный потенциал, смещается в направлении падения давления, что приводит к нарушению электрического равновесия и к возникновению э. д. с. Наличие глинистой корки на стенке скважины значительно уменьшает фильтрацию жидкости, а следовательно, и величину фильтрационных э д с . Поэтому в обычных условиях фильтрационные э. д. с. не имеют существенного значения при измерениях СП. Окислительно-восстановительные э. д. с. возникают в скважинах главным образом при вскрытии руд, каменных углей и антрацитов. При окислении горной породы кислородом, находящимся в буровом растворе, она теряет электроны и заряжается положительно; при восстановительных реакциях -отрицательно. На нефтяных и газовых месторождениях в обычных условиях этот вид э. д. с. не имеет существенного значения при измерениях СП. В пластах песчаника, содержащих незначительное количество глинистого материала, - 60—70 мв при t = 20° С. При увеличении содержания глинистого материала в породе уменьшается. Из выражения (16) видно, что величина и знак аномалии СП в коллекторе зависят от соотношения минерализации пластовой воды и бурового раствора. В практике против пласта песчаника, залегающего среди глин, наблюдается отрицательная аномалия СП при СВ > Сф и положительная аномалия СП при Св<Сф, т. е. при насыщении пласта более пресными водами. В случае равенства минерализации пластовой воды и бурового раствора на кривой СП пласты-коллекторы не выделяются. Рис. 9. Схема (а), поясняющая возникновение скачка собственных потенциалов в скважине на границе проницаемого I и непроницаемого // пластов при Св > Сф Рис. 10. Теоретические кривые СП в однородных пластах Рис. 11. Кривые зависимости для различных сопротивлений пласта (модуль кривых) Использование формулы (16) лежит в основе методики определения минерализации пластовых вод Св (или ) по данным СП. Помимо литологического фактора и соотношения концентраций растворов, на величину аномалий СП влияют мощность пласта, диаметр скважины, удельные сопротивления пласта и вмещающих пород и температура. На рис. 11 изображены расчетные кривые СП, полученные для однородной по удельному сопротивлению среды. Из рисунке видно, что аномалии СП в однородных пластах имеют симметричную форму, а границы пластов мощностью h >4dc отмечаются по точкам перегиба, находящимся на середине аномалии. В пластах меньшей мощности границы пласта отмечаются по точкам, смещенным к вершине аномалии. При наличии неоднородной по Удельному сопротивлению среды, особенно в пластах высокого удельного сопротивления, влияние мощности пласта на величину аномалии СП значительно возрастает (рис. 10). В скважинах при регистрации кривой СП измеряют разность потенциалов собственной поляризации пород между электродом М, перемещающимся вдоль ствола, и неподвижным электродом N, установленным на поверхности и имеющим постоянный потенциал. Значение потенциала электрода N неизвестно. Поэтому в отличие от большинства геофизических методов кривая СП не имеет нулевой линии. Условно за нулевую линию обычно принимают значение СП для наиболее чистых глин, проводя вертикальную прямую через участки кривой с максимальным значением СП (линия глин). За аномалию СП какого-либо пласта принимают максимальное отклонение кривой СП в средней части пласта от линии глин. Величину аномалии определяют в милливольтах (мв). В практике регистрацию кривой СП часто производят одновременно с кривой КС стандартного зонда (за исключением работы на одножильной каротажной станции ОКС). Кривые КС и СП изображают на одной диаграмме известной под названием диаграммы стандартной электрометрии. Эта диаграмма служит одним из основных документов при расчленении и корреляции разрезов скважин. Область применения метода: выделение в разрезах коллекторов; расчленение разрезов скважин; выделение реперов; определение минерализации пластовых вод; определение пористости песчаных коллекторов. Вопросы 1. В чем заключается сущность метода? 2. Какая область применения у данного метода? 3. Какая область применения у метода вызванной поляризации? Лекции №5. Микрокаротаж. Индукционный каротаж. План 1. Сущность метода микрокаротажа 2. Измерение параметров 3. Цель метода ИК 4. Физические основы метода 5. Исследовательские характеристики зондов ИК 1.Сущность метода микрокаротажа Этот метод предназначен для выделения коллекторов в разрезах скважин, изучения их строения и определения сопротивления зоны проникновения бурового раствора р'. Сущность метода заключается в измерении КС двумя зондами с очень малыми расстояниями между электродами, которые установлены на "башмаке" из нефтестойкой резины, прижимаемом к стенке скважины. Расстояние между центрами электродов - 2,5 см. Из трех электродов на "башмаке" собирают 2 микрозонда: микроградиент-зонд AMN и микропотенциал-зонд AM, диаграммы которых регистрируют одновременно. Существуют микрозонды на трехжильном и одножильном кабеле. В последнем информация о двух измеряемых параметрах р мгзк и р мпзк передается по одной и той же линии связи: центральной жиле кабеля (ЦЖК) и оплетке кабеля (ОК) за счет частотной модуляции двух разных несущих частот - 7,8 и 14,0 кГц. Коэффициенты зондов определяют экспериментально при измерениях в жидкости с известным сопротивлением. Как известно, потенциал- и градиент-зонды обладают различной дальностью исследования: у потенциал-зонда она в 2-5 раза больше, чем у градиент-зонда такой же длины. По этой причине на пластах-коллекторах показания микроградиент-зонда близки к сопротивлению глинистой корочки р мпзк —> ргк, а показания микропотенциал-зонда определяются, в основном, сопротивлением полностью промытых пород (рпп) или Р'. 2.Измерение параметров На карбонатных, плотных породах также нет зоны проникновения, и оба зонда, казалось бы, должны давать одинаковые (но более высокие, чем на глинах и песчаниках) показания. Однако из-за большой разницы в УЭС карбонатных пород и бурового раствора малейшие трещинки на стенках скважины, оказавшиеся между электродами, сильно снижают КС между ними. По этой причине обе кривые получаются сильно изрезанными с незакономерными взаимными пересечениями. Таким образом, диаграммы микрозондов хорошо дифференцируют песчано-глинистый разрез и выделяют в нем пласты-коллекторы, а в них -все, даже очень маломощные непроницаемые пропластки. Границы пластов и пропластков определяются так же, как в методе КС для соответствующих зондов и пластов большой мощности. Следует отметить, что в коллекторах с высокоминерализованными водами при отсутствии проникновения, а также напротив непроницаемых пластов высокого сопротивления, могут наблюдаться отрицательные приращения ∆рк <0, которые объясняются утечкой тока между стенкой скважины и башмаком микрозонда. При наличии на Пластах-коллекторах глинистой корки большой толщины (hrK > 1,5 см) микропотенциал- и микроградиент-зонд дают близкие показания. В таких случаях приходится прибегать к использованию других методов, например, БКЗ или МБК. Результаты измерений с микрозондами позволяют определить величину сопротивления полностью промытых пород рпп. Под микрокаротажем (МК) понимают каротаж сопротивления обычными градиент- и потенциал-зондами малых размеров расположенными на прижимном изоляционном башмаке. При работе башмак с электродами прижимается пружинами к стенке скважины, чем достигаются частичное экранирование от промывочной жидкости и уменьшение влияния ее на результат измерений. В средней части башмака микрозонда смонтированы три электрода — А, М и N на расстоянии 25 мм друг от друга.С их помощью по обычной схеме электрического каротажа градиент-микрозонд А 0,025МО,025М и потенциал-микрозонд А.05М, которыми производят измерения в скважине одновременно . Регистрируемое микрозондом кажущееся сопротивление вычисляется по формуле =*К , коэффициент микрозонда К определяется экспериментально. Если учесть, что радиус исследования градиент-микрозонда равен его длине, а потенциал-микрозонда в два раза больше ее, то их глубинность составляет соответственно 4 и 10-12 см. По замеру двух кривых сопротивления, зарегистрированных микрозондами с различными радиусами исследований, можно получить представление об удельном сопротивлении прилегающей к скважине части пласта и оценить влияние гли нистой корки и слоя промывочной жидкости. Интерпретация кривых МК заключается в детальном расчлене- нии разреза, выделении в нем проницаемых и непроницаемых прослоев, определении удельного сопротивления промытой части пласта пп. Если против проницаемого пласта образуется глинистая корка. В последнее время широкое применение нашли зонды особой конструкции — микрозонды. С помощью микрозондов также измеряется кажущееся сопротивление горных пород. Однако в отличие от измерений с обычными зондами измерение кажущегося сопротивления производят зондами весьма небольших (до 5 см) размеров. Зонды с помощью пружин (рессор) плотно прижимают к стенке скважины. Электроды устанавливают на изолирующей пластине (башмаке), которая отделяет зонд от бурового раствора, тем самым, уменьшая влияние последнего. Благодаря этим особенностям конструкции микрозонд позволяет детально изучать разрезы, сложенные пластами как большой, так и малой мощности, выделять в разрезе коллекторы, детально изучать их строение и оценивать пористость. В связи с небольшими размерами зондов метод микрозондов имеет малую глубину исследования. Например, при изучении пород-коллекторов практически определяют удельное сопротивление части пласта, видоизмененной проникновением фильтрата бурового раствора. Поэтому по данным микрозондов нельзя получить представление об удельном сопротивлении коллекторов за зоной проникновения, а следовательно, и о характере насыщенности пласта (нефть, газ, вода). С микрозондом обычно записывают две кривые кажущегося сопротивления — кривые микропотенциал- и микроградиент-зондов. Наличие двух кривых позволяет учесть влияние глинистой корочки на величину кажущегося сопротивления и более четко выявить коллекторы. Обязательными условиями использования кривых микрозондов для количественной интерпретации, например, для определения пористости пород, являются необходимость одновременной регистрации обеих кривых микрозонда с помощью специального трехколлекторного пульсатора, а также тщательное экспериментальное определение величины коэффициентов микрозондов. К недостаткам метода кажущихся сопротивлений следует отнести невозможность получения надежных результатов при исследовании скважин, заполненных очень соленым буровым раствором (за исключением микрозондирования), а также невозможность использования метода при изучении скважин, заполненных нефтью или раствором на нефтяной основе. Рис. 12 Схема снярда микрозонда Область применения метода: расчленение разрезов скважин по величинам удельного и кажущегося сопротивлений пород; выделение реперов для корреляции разрезов; изучение литологического состава пород разреза; выделение полезных ископаемых в разрезах скважин; определение коэффициентов водонасыщенности, нефтенасыщенности, пористости и проницаемости по данным удельных сопротивлений; в модификации микрозондов — детальное расчленение разрезов скважин, изучение коллекторов и определение их пористости. 3. Цель метода ИК По индукционному методу в скважине изучают удельную электропроводность горных пород, — величину, обратную удельному электрическому сопротивлению. Принципиальная схема индукционного метода включает в себя скважинный снаряд и регистрирующий прибор. Скважинный снаряд-зонд состоит из двух катушек, обладающих большой индуктивностью, высокочастотного генератора и усилителя (рис. 18). Одна из индукционных катушек 2 называется генераторной, другая 3 — измерительной. При пропускании через катушку 2 переменного тока частотой (10—50 Кгц), вырабатываемого генератором 4 вокруг нее создается переменное электромагнитное поле' Это поле, пронизывая горные породы, окружающие скважинный снаряд, индуцирует в них переменные круговые токи i. Э.д.с. круговых токов зависит от электропроводности среды, в которой они возникают. В свою очередь, электромагнитное поле круговых токов индуцирует в измерительной катушке снаряда переменную э. д. с., также пропорциональную электропроводности окружающей среды. Индуцированная э.д.с. усиливается усилителем 5 и подается по кабелю 6 на поверхность в регистрирующий прибор 7. Индукционный метод позволяет получить хорошо расчлененные кривые электропроводности с симметричными и весьма четкими аномалиями. Небольшое влияние мощности, а также глубинность исследований дают возможность определить истинное удельное сопротивление пластов. В Советском Союзе метод находится в стадии промышленного опробования. Область применения метода: расчленение разрезов скважин, в том числе сухих и заполненных не проводящим электрический ток раствором; изучение электропроводности горных пород в разрезах скважин; выделение рудных включений. 4. Физические основы метода Индукционный каротаж (ИК) первоначально был предназначен для электрических исследований в сухих скважинах или скважинах, бурящихся на непроводящих (нефтяных) растворах. Может применяться в случае обсадки скважин асбоцементными или пластмассовыми трубами. Особенно хорошие результаты дает при изучении пластов низкого сопротивления (от 0 до 50 Ом/м). Прибор индукционного каротажа (рис. 9.1) содержит генераторную КГ и приемную КП катушки, размещенные в корпусе из прочного диэлектрика. Расстояние L между ними называется длиной зонда. Через генераторную катушку пропускается переменный ток генератора с частотой 10-200 кГц. Переменное магнитное поле этого тока индуцирует вихревые токи в породах, окружающих скважинный снаряд. Магнитное поле вихревых токов, в свою очередь, индуцирует в приемной катушке ЭДС, которая поступает на усилитель. Если ток генератора имеет постоянную частоту и силу и L - const, то ЭДС в приемной катушке прямо пропорциональна взаимной индукции катушек, т.е. в итоге электропроводности среды σ: (3) и, следовательно, обратно пропорциональна электрическому сопротивлению р, измеряется σ в постоянная, зависящая от конструкции зонда. Перед спуском в скважину снаряд настраивается с помощью дополнительных компенсационных катушек так, чтобы отсчет в воздухе был равен 0. Поскольку регистрируемый сигнал в индукционном каротаже пропорционален кажущейся проводимости, то масштаб проводимостей на диаграммах получается линейным, а масштаб сопротивлений - гиперболическим, растянутым в области низких сопротивлений и сжатым в области высоких. Эта особенность диаграмм обеспечивает хорошую дифференциацию разреза с удельными электрическими сопротивлениями только до 50 Ом-м. 5. Исследовательские характеристики зондов ИК Область исследования индукционного зонда в радиальном и вертикальном направлениях характеризуется графиками соответствующих геометрических (или пространственных) факторов. На рисунке представлен график радиального геометрического фактора qr двухкатушечного зонда. Этот график показывает относительное влияние на полный сигнал элементарных цилиндрических слоев различного радиуса. Из графика видно, что при равном сопротивлении наибольшее влияние имеют слои, находящиеся на расстоянии r≈0,5L, наименьшее - в бесконечности (r>>L) и вблизи снаряда (r<0,4 влияние скважины может быть определено по показаниям против плотных, высокоомных пород. Кривая индукционного каротажа против таких пластов должна доходить до нулевой линии (σ=0; ρ=∞). Поправка на влияние скважины может быть введена непосредственно на диаграмме путем соответствующего смещения нулевой линии. Зона проникновения при неглубоком (2 - 4d) проникновении не вносит искажений в результаты измерений. В случае глубокого, и особенно понижающего проникновения, удельное сопротивление пород может быть найдено только при интерпретации комплексных электрических измерений. Вмещающие породы в индукционном каротаже влияют на результаты измерений значительно меньше, чем в методе КС, а для пластов мощностью более 2-4 м (в зависимости от марки зонда) этим влиянием можно пренебречь. Для тонких пластов на основании вертикального геометрического фактора рассчитаны палетки учета влияния вмещающих пород. Интерпретация результатов. Рассмотрим порядок решения основных вопросов интерпретации диаграмм индукционного каротажа. Определение контактов и мощностей пластов Как показывают теоретические расчеты, кривые индукционного каротажа имеют простую симметричную форму без заметных искажений на границах пластов. Для определения мощностей пластов применяется правило полумаксимума амплитуды аномалии (рис. 9.5). Мощность, найденная по этому правилу, обозначается Иф (фиктивная). При больших мощностях пластов (/г > 2L) кф совпадает с истинной мощностью, для маломощных пластов Иф отличается от истинной мощности тем больше, чем меньше мощность пласта и чем больше отношение сопротивления пласта к сопротивлению вмещающих пород. Для маломощных пластов истинная мощность по Иф может быть найдена с помощью палетки (рис. 9.6). Определение сопротивления пластов Экстремальное значение кажущегося сопротивления против середины мощного пласта практически равно удельному сопротивлению пласта неограниченной площади. С уменьшением мощности пласта амплитуда аномалии уменьшается тем больше, чем меньше мощность пласта. По кажущемуся сопротивлению, снятому с диаграмм индукционного каротажа, в случае отсутствия глубокого проникновения бурового раствора, можно определить истинное сопротивление пласта по номограммам (рис. 9.7). Эти номограммы рассчитаны для диаметра скважины, равного 0, и для одинаковых сопротивлений подстилающих и покрывающих отложений. Шифр кривых - отношение Рпл/ Рвм ИК наиболее чувствителен к пропласткам повышенной электропроводности и почти не фиксирует прослои высокого сопротивления, т.к. при замерах отсутствует экранирование, присущее обычным зондам КС. Таким образом, кривые ИК получаются недостаточно детальными. Недостаток ИК, связанный с ограниченной областью применения (р = 0 - 50Ом), вызывает необходимость комплексирования ИК с другими методами, например, БК. В настоящее время ИК широко применяется и в обычных скважинах, пробуренных на простом глинистом растворе, благодаря тому, что позволяет определять истинное сопротивление пластов быстрее и дешевле, чем метод БКЗ. Вопросы 1. Какая цель метода микрозондами? 2. Область применения данного метода. 3. Цель проведения индукционного каротажа? Лекция № 6. Боковой каротаж. План 1. Цель метода БК 2. Расчленение разреза по каротажным кривым 1. Цель метода БК По результатам замеров кажущегося сопротивления с одним или двумя зондами оценку величины истинного сопротивления в большинстве случаев, возможно, произвести лишь приближенно. Для этой цели служат специальные палетки (Дахнов). Для более точного определения удельного сопротивления применяют специальную методику — боковое электрическое, или каротажное, зондирование (сокращенно БЭЗ или БКЗ). Эта методика заключается в измерении кажущегося сопротивления с помощью нескольких (5—7) градиент-зондов или, реже, потенциал-зондов различной длины. Чем больше длина зонда, тем больше радиус его исследования. Применение комплекта зондов различной длины позволяет исключить влияние бурового раствора на величину кажущегося сопротивления, изучить характер изменения сопротивления от стенок скважины в глубь пласта определить глубину проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и найти истинное сопротивление пласта. Одновременно с БЭЗ обычно определяют диаметр скважины и удельное сопротивление бурового раствора. Размер зондов изменяется от 1 —2 до 20—30 размеров диаметра скважины. Однако конкретный выбор зондов зависит от характера разреза и обычно производится опытным путем. Часто применяют следующий комплект последовательных градиент-зондов: 1) А0,4М0,1N; 2) А1,0М0,1N; 3) А2,0М0,5N; 4) А4,0М0,5N; 5) A8,0M1,0N; дополнительным зондом в этом комплекте является обращенный градиент-зонд N0,5M4,0A, служащий для уточнения границ пластов. Или, реже, — комплект обращенных градиент-зондов: 1) N0,1M0,4A; 2) N0,1M1,0A; 3) N0,5M2,0A 4) N0,5M4,0A; 5) N1,0М80,А и в дополнение к нему — последовательный градиент-зонд A4,0M0, 5N. При определении удельного сопротивления мощных пластов весьма высокого или весьма низкого удельного сопротивления может быть использовано потенциал-зондирование. Рекомендуется следующий комплект потенциал-зондов: 1) А0,1М 2) А0,25М; 3) А0,5М; 4) А1,0М; 5) А2,0М; 6) А4,0М. Рис. 16. Пример отсчета среднего, максимального и оптимального значений кажущегося сопротивления на кривой последовательного градиент-зонда. При этом электрод В в зондах взаимного питания (или N в зондах прямого питания) должен быть удален от электрода М на расстояние, превышающее мощность исследуемого пласта высокого сопротивления (практически 30—40 м). По данным измерений с каким-либо из этих комплектов зондов строят наблюденные кривые зондирования, представляющие собой зависимость кажущегося сопротивления против данного пласта от длины зонда, вычерченную на бланке двойной логарифмической бумаги. Отсчет величины кажущегося сопротивления для намеченного к обработке пласта производят определенным образом. При интерпретации градиент-зондирований используют средние, максимальные и оптимальные значения кажущегося сопротивления (рис. 16). 2. Расчленение разреза по каротажным кривым В пластах большой мощности, не отличающихся достаточной однородностью, наблюденные кривые зондирования наиболее часто строят по средним значениям, ; в пластах малой мощности — по максимальным, и в мощных, достаточно однородных пластах невысокого и высокого сопротивлений — по оптимальным, Построенные кривые зондирования сопоставляют с расчетными или модельными кривыми (палетками), для которых уже известны удельное сопротивление пласта и глубина проникновения фильтрата бурового раствора. Для того чтобы сделать возможным сопоставление наблюденной кривой с определенной расчетной кривой на палетке, на бланке наносят оси кривой зондирования. Горизонтальная ось должна соответствовать удельному сопротивлению глинистого раствора, вертикальная — диаметру скважины. Точка пересечения осей называется крестом кривой зондирования. Различают основные типы кривых бокового электрического зондирования, получаемых в различных условиях (рис. 17). Рис. 17. Пример определения удельного сопротивления по палетке БЭЗ для слабопроницаемых пластов большой толщины Первый тип кривых — двухслойные кривые зондирования — наблюдают в непроницаемых или весьма слабопроницаемых пластах большой мощности. Литологически такие пласты представлены: плотными глинистыми известняками, гидрохимическими осадками, глинами, весьма плотными песчаниками, плотными метаморфическими породами и т.п. Довольно часто двухслойные кривые наблюдаются в нефтенасыщенных коллекторах, когда удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора, нефти и пластовой воды в зоне проникновения близко к удельному сопротивлению смеси нефти и пластовой воды в незатронутой проникновением раствора части пласта. Интерпретацию кривых проводят с помощью двухслойных палеток бокового электрического зондирования. Второй тип кривых трехслойные кривые наблюдают в пластах большой мощности при проникновении бурового раствора, понижающем сопротивление пластов. В этом случае сопротивление пласта в зоне проникновения бурового раствора меньше истинного сопротивления пласта . Рис. 18. Пример определения удельного сопротивления по палетке БЭЗ для проницаемых пластов большой толщины Литологически такие пласты могут быть представлены проницаемыми нефтегазоносными породами. Кроме того, подобный тип кривых наблюдается для проницаемых и водоносных пластов, если удельное сопротивление фильтрата бурового раствора меньше удельного сопротивления пластовой воды. Интерпретацию производят с помощью комплекта трехслойных палеток БЭЗ Интерпретацию кривых при неглубоком проникновении бурового раствора производят с помощью палеток БКЗ-U или, в более общем случае, с помощью трехслойных палеток. Вопросы 1. Цель метода БК 2. Область применения метода БК Лекция № 7.Гамма-каротаж План: 1. Методы изучения естественной радиоактивности горных пород в скважинах. Общие сведения. 2. Методика проведения гамма-каротажа Радиоактивные методы исследования скважин основываются на измерениях в скважинах естественного или искусственно вызванного радиоактивного излучения горных пород. В зависимости от типа измеряемого излучения и от способа его создания радиоактивные методы делятся на группы гамма- и нейтронных методов. В первую группу входят методы, основанные на измерениях естественного (метод естественной радиоактивности пород) или искусственно вызванного (методы изотопов, рассеянного гамма-излучения) гамма-излучения горных пород. Ко второй группе относятся методы, основанные на измерениях в скважинах плотности тепловых или надтепловых нейтронов или интенсивности гамма-излучения (нейтронный гамма-метод, метод наведенной активности), возникающих в горных породах за счет их облучения нейтронами. 1. Методы изучения естественной радиоактивности горных пород в скважинах. Общие сведения. На изучении естественной радиоактивности горных пород основан гамма-каротаж или гамма-метод (ГМ). Это аналог радиометрии. Работы проводят с помощью скважинных радиометров разных марок. Электрические сигналы, пропорциональные интенсивности гамма-излучения, передаются с них по кабелю в обычную каротажную станцию, где и осуществляется их автоматическая регистрация. В зависимости от типа измеряемого излучения и от способа его создания радиоактивные методы делятся на группы гамма- и нейтронных методов. В первую группу входят методы, основанные на измерениях естественного (метод естественной радиоактивности пород) или искусственно вызванного (методы изотопов, рассеянного гамма-излучения) гамма-излучения горных пород. Ко второй группе относятся методы, основанные на измерениях в скважинах плотности тепловых или надтепловых нейтронов или интенсивности гамма-излучения (нейтронный гамма-метод, метод наведенной активности), возникающих в горных породах за счет их облучения нейтронами. В нефтяной геологии наибольшее применение имеют метод естественной радиоактивности горных пород, нейтронный гамма-метод и метод изотопов. Вследствие относительно большой проникающей способности нейтронов и гаммаквантов радиометрические исследования могут проводиться как в необсаженных, так и в обсаженных стальными колоннами скважинах независимо от наличия в них бурового раствора и от физических свойств последнего — плотности, минерализации, электрической проводимости и т. п. Для измерения радиоактивного излучения в скважину на каротажном кабеле 1 (рис. 20) опускают индикатор гамма-квантов или медленных нейтронов 2 (разрядные или люминесцентные счетчики), заключенный в герметичную стальную гильзу 3. Рис. 19. Схемы радиоактивных методов исследования скважин. а — методов естественного гамма-излучения и изотопов; б — нейтронных методов и метода рассеянного гамма-излучения. 1 — кабель; 2 — индикаторы гамма-излучения; 2' — индикаторы плотности медленных нейтронов, или (в методе ГГМ) гамма-излучения; 3 — гильза глубинного прибора; 4 — каскад предварительного усиления цепи индикатора; 5 —генератор высокого напряжения; 6 —усилительно-формирующий каскад; 7 —интегрирующая ячейка; 8 —регистрирующее устройство; 9—блок питания; 10 - источник нейтронов, или гамма-лучей; 11 —свинцовый фильтр. При прохождении гамма-квантов или нейтронов через индикатор на его выходе возникают электрические импульсы, которые усиливаются и по кабелю подаются на поверхность. После дополнительного усиления и стандартизации эти им пульсы в интегрирующей ячейке преобразуются в постоянный ток, сила которого пропорциональна частоте поступления импульсов, и регистрируются прибором 8. Показания прибора обычно выражаются в единицах скорости счета (число импульсов в минуту) и находятся в прямой зависимости от интенсивности I исследуемого излучения. В тех случаях, когда зависимость отклоняется от линейной, говорят о нелинейности аппаратуры. Для стандартной радиометрической аппаратуры типа НГГК заметная нелинейность наблюдается при имп/мин. Явление нелинейности учитывается с помощью графиков зависимости , предварительно составляемых для каждого комплекта радиометрической аппаратуры. При измерениях нейтронными методами и методом рассеянного гамма-излучения в глубинном приборе на некотором удалении от индикатора, называемом размером зонда L, устанавливают источник быстрых нейтронов, или (в методе рассеянного гамма-излучения) источник гамма-квантов (рис. 20, 10). Для экранировки индикатора от прямого попадания гамма-квантов источника между индикатором и источником устанавливают свинцовый фильтр 11. Общее питание электронной схемы, спуско-подъемные операции и непрерывную регистрацию импульсов осуществляют с помощью стандартной измерительной аппаратуры и оборудования промыслово-геофизических партий. В результате гамма-каротажа записывается непрерывная кривая, или диаграмма, интенсивности гамма-излучения ( ). Величина измеряется в импульсах за минуту или в микрорентгенах в час (гаммах). Поскольку распад ядер является случайным процессом, то интенсивность гамма-излучения колеблется около среднего уровня. Для их учета применяются повторные записи с меньшей скоростью проведения наблюдений. Так как гамма-лучи почти полностью поглощаются слоем породы толщиной 1 - 2 м, а до 30 % ядерной энергии не пропускается обсадными трубами, то скважинный радиометр может фиксировать гамма-излучение пород, расположенных в радиусе, не превышающем 0,5 м от оси скважины. Увеличение диаметра скважины и наличие воды или бурового раствора в ней еще больше снижают радиус обследования. На диаграммах гамма-каротажа выявляются пласты с разной степенью радиоактивности. Максимумами выделяются породы, содержащие уран, радий, торий, калий-40 и другие радиоактивные элементы, а также глины; минимумами - песчаные и карбонатные породы. Спектрометрия естественного гамма-излучения, т.е. определение энергии гамма-лучей, служит для выделения в разрезах скважин пород и руд, содержащих определенные элементы, например, калий, торий, уран, фосфор и др. 2. Методика проведения гамма-каротажа Измерение интенсивности естественного -излучения пород вдоль ствола скважины называется гамма-каротажем (ГК). Метод естественной радиоактивности горных пород, или гамма-метод, основан на изучении содержания в породах, вскрытых скважиной, естественно-радиоактивных элементов: например, урана, тория, продуктов распада урана и тория (главным образом радия), радиоактивного изотопа калия, актиноурана, рубидия, самария. Количество этих элементов в горных породах невелико (10~2—10~13 г на 1 г породы), но для разных пород резко различно. Наибольшее распространение имеют уран, торий (10~6 г на 1 г породы) и радиоактивный изотоп калия (10-2 г на 1 г), а также радий (10-2 на 1 г). Содержание в породах актиноурана, самария и рубидия столь мало, что при рассмотрении вопросов радиометрии скважин их отдельно не учитывают. Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют при помощи индикатора -излучения, расположенного в глубинном приборе (рис. 1). Рис. 20. Схема установок радиоактивного каротажа а — ГК; б — ГГК; в — НГК; г — НК (НК-Н или НК-Т); д — АГК; 1 — стальной экран; 2 — свинцовый экран; 3 — парафин (илн другой материал с высоким водородосодержанием); L3 — длина зонда; О — точка записи результатов измерений; I — индикатор -излучения; II — источник -излучения; III — индикатор плотности нейтронов,IY — источник нейтронов Полученная в результате замера кривая, характеризующая интенсивность излучения пластов вдоль ствола скважины, называется гамма-карожной кривой (рис. 112). Гамма-излучение, измеряемое при гамма-каротаже, включает также и так называемое фоновое излучение (фон). Фоновое излучение вызвано загрязнением радиоактивными веществами материалов, из которых изготовлен глубинный прибор, и космическим излучением. Влияние космического излучения резко снижается с глубиной и на глубине нескольких десятков метров на результатах измерений уже не сказывается. Благодаря статистическим флуктуациям кривая радиоактивного каротажа имеет отклонения, не связанные с изменением физических свойств пластов (погрешности измерений). В общем случае интенсивность излучения пластов, вскрываемых скважиной, приблизительно пропорциональна -активности породы. Однако при одинаковой -активности породы с большей плотностью отмечаются меньшими показаниями ГК из-за более интенсивного поглощения -лучей. Показания гамма-каротажа являются функцией не только радиоак-тивности и плотности пород, но и условий измерений в скважине (диаметр скважины, плотность промывочной жидкости и др.). Влияние скважины на показания ГК проявляется в повышении интенсивности -излучения за счет естественной радиоактивности колонн, промывочной жидкости и цемента и в ослаблении -излучения горных пород вследствие поглощения -лучей колонной, промывочной жидкостью и цементом. В связи с преобладающим значением второго процесса влияние скважины сказывается главным образом в поглощении -лучей горных пород. Это приводит к тому, что при выходе глубинного скважинного снаряда из жидкости наблюдается увеличение -излучения. При переходе его из необсаженной части скважины в обсаженную отмечается снижение интенсивности естественных -излучений, что вызывает смещение кривых. Такое же явление наблюдается при переходе глубинного прибора из одноко-лонной части скважины в двухколонную. Условно считают, что эффективный радиус действия установки гамма-каротажа (радиус сферы, из которой исходит 90 % излучений, воспринимаемых индикатором) соответствует приблизительно 30 см; излучение от более удаленных участков породы поглощается окружающей средой, не достигнув индикатора. Увеличение dc из-за размыва стенки скважины и образования каверн (обычно в глинистых породах) сопровождается уменьшением показаний гамма-каротажа. Цементное кольцо в большинстве случаев также влияет на величину регистрируемого -излучения, уменьшая ее. Для определения -активности пласта при количественной интерпретации данные гамма-каротажа приводятся к стандартным условиям . Гамма-каротаж находит широкое применение для изучения литологии пород, выделения глинистых пластов, качественной и количественной оценки их глинистости, при корреляции разрезов скважин, в том числе и обсаженных колонной. Гамма-каротаж проводится во всех случаях, когда кривая ПС является слабодифференцированной (если скважина заполнена соленым раствором, если минерализации пластовой воды и фильтрата глинистого раствора близки между собой — Рф Рв), а также, когда запись кривой ПС невозможна (в пустых скважинах, заполненных непроводящей промывочной жидкостью и при наличии блуждающих токов). Он используется также при работе с радиоактивными изотопами, для выявления радиоактивных (калиевых или урановых) и нерадиоактивных руд, включая угольные пласты. Суммарное содержание радиоактивных элементов в породе зависит от физико-химических условий ее образования. Как правило, наибольшей радиоактивностью характеризуются магматические породы, причем радиоактивность их повышается от основных к кислым. Радиоактивность метаморфических пород изучена недостаточно полно, имеются указания на то, что содержание в них урана и тория занимает промежуточное положение между магматическими и осадочными. Минимальной радиоактивностью среди осадочных пород характеризуются хемогенные породы(ангидриты,каменная соль, каменные угли, битумы), чистые кварцевые пески и песчаники и чистые известняки. Максимальную радиоактивность имеют глубоководные глины, глинистые сланцы, аргиллиты, вулканические пеплы, бентонит, глауконитовые, монацитовые и другие ураноносные пески и песчаники, а также калийные соли. Рис. 21. Радиоактивность главнейших типов осадочных пород (по В. Расселу) Заглинизированные пески, песчаники, известняки и доломиты характеризуются средней радиоактивностью, увеличивающейся с повышением содержания в них глинистого материала. Практически радиоактивность осадочных пород в большинстве случаев определяется их глинистостью (рис. 24), что позволяет использовать данные гамма-метода для расчленения разреза скважин по степени заглинизированности горных пород и, в благоприятных условиях, для количественной оценки глинистости пород. Радиоактивность природных вод колеблется от 0,8 • 10~16 до 4-10~5з радий-эквивалента на 1 л. Максимальное содержание радия, например, наблюдается в пластовых водах хлоркальциевого типа, минимальное — в поверхностных водах. Рис. 22. Зависимость относительной интенсивности естественного гамма-излучения от содержания глинистого материала Сгл осадочных горных пород. 1 — для песчано-глинистых отложений палеозоя Волго-Уральской нефтегазоносной области и центральных районов Европейской части РФ; 2 — для мезозойских, палеогеновых и неогеновых отложений южных районов РФ Радиоактивность однотипных пород и вод может изменяться в широких пределах. Так, наряду со слабоактивными глинами встречаются разности, радиоактивность которых близка к радиоактивности гранитов. Среди гранитов встречаются как высокоактивные, так и слабоактивные разности Вопросы для проверки 1. На чем основам гамма-метод? 2. Как измеряют интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине? 3. В каких случаях проводят гамма-каротаж? Лекция №8. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) План 1. Сущность метода 2. Применение метода ГГК 1. Сущность метода В методе рассеянного гамма-излучения в скважине измеряют интенсивность рассеянного породами гамма-излучения, поступающего в породы от источника гамма-квантов, установленного в приборе на некотором (40—60 см) расстоянии от индикатора. В качестве источников гамма-излучения используют радиоактивные изотопы некоторых элементов (Со60, Gs134, Sbm, Eu135), характеризующиеся достаточно большим периодом полураспада и соответствующей энергией гамма-излучения. В нефтяной геологии для этой цели обычно применяют радиоактивный изотоп кобальта Со60, эмиссирующий гамма-кванты энергий 1,17 и 1,38 Мэв. При прохождении через породы ослабляется гамма-излучение источника в результате многократного рассеяния на электронах атомов элементов породы, причем для гамма-квантов энергий порядка 1 Мэв это ослабление определяется в основном плотностью породы бп. Вследствие этого величина регистрируемой в методе ГГМ интенсивности рассеянного гамма-излучения также зависит главным образом от плотности пород, уменьшаясь ее увеличением (рис. 28). Рис. 23. Зависимость относительной интенсивности рассеянного гамма-излучения плотности горных пород. 1,3 — теоретические кривые (по Е. М. Филиппову и И. Г. Дядькину); 2 — экспериментальная кривая Так как объемная плотность осадочных горных пород бп при постоянстве их минералогической плотности бт и плотности насыщающей породы жидкости бж находится в прямой зависимости от коэффициента пористости , данные метода рассеянного гамма-излучения могут быть использованы для оценки пористости мономинеральных пород. При этом, однако, необходимо учитывать, что ввиду чрезвычайно малого Радиуса исследований метода ГГМ его показания зависят даже от небольших Изменений условий измерений, особенно от изменения толщины песчаных сальников и глинистой корочки. Методика учета этого влияния до настоящего времени полностью не разработана. Уменьшение влияния скважинных условий на показания метода ГГМ достигается применением глубинных приборов с устройствами, обеспечивающими непрерывный контакт со стенками скважины и экранировку индикаторов от гамма-излучения, поступающего из раствора. 2. Применение метода ГГК В России метод рассеянного гамма-излучения наиболее широко применяют при исследовании угольных скважин. Угольные пласты, характеризующиеся по отношению к вмещающим породам пониженной плотностью и, часто, наличием размыва скважины (каверны), отмечаются на кривых ГГМ резко выраженным повышением интенсивности (рис. 24). Рис. 25. Пример выделения угольных пластов по данным метода рассеянного гамма-излучения (Челябинский угольный бассейн). 1 — песчаник плотный; 2 — песчаник рыхлый; 3 — аргиллит; 4 — аргиллит с углем; 5 — уголь; 6 — аномалии , соответствующие угольным пластам; I — кривая КС; II — кривая Если источник гамма-излучения, установленный в приборе, эмиссирует мягкое гамма-излучение «1 Мэв), то регистрируемая интенсивность зависит не только от плотности горных пород, но и от их вещественного состава. Особенно сильное влияние (уменьшение ) в этом случае оказывает присутствие в породах даже небольших количеств тяжелых элементов. Подбирая в качестве источников радиоактивные изотопы разных элементов, можно добиться, чтобы на кривых ГГМ для пород, содержащих тяжелые элементы, наблюдались резко выраженные понижения . Подобная модификация метода рассеянного гамма-излучения, известная под названием селективного гамма-гамма-каротажа, применяется в рудной промышленности для выделения в разрезах скважин промышленных скоплений тяжелых элементов. Область применения метода: расчленение разреза скважин по плотности горных пород; оценка коэффициента пористости пород; выделение угольных пластов, рудных тел и промышленных скоплений тяжелых элементов или их соединении. Рис. 26. Аномалии на диаграмме плотностного гамма-гамма-каротажа над пластами пониженной и повышенной (известняк) плотности. Вопросы 1. Сущность метода ГГК? 2. Цель проведения метода ГГК? Лекция № 9. Нейтронный гамма-каротаж (НГК) План: 1. Свойства нейтронов 2. Нейтронный гамма-каротаж (НГК) 3. Влияние скважины на результаты стационарных нейтронных методов 4. Применение нейтронных методов 5. Импульсный нейтронный каротаж 6. Применение импульсных нейтронных методов 1. Свойства нейтронов Искусственная радиоактивность связана с радиоактивным распадом искусственных радиоактивных изотопов химических элементов, образующихся при облучении их элементарными частицами (электронами, протонами, нейтронами, -частицами и др.) в результате изменений в ядре, происходящих вследствие проникновения в него заряженной частицы или нейтрона. Нейтрон — электрически нейтральная ядерная частица с массой (Мп = 1,0086654 *1024 г), примерно в 1836 раз большей массы электрона (позитрона) и приблизительно равной массе протона (ядра водорода). Так как он представляет собой нестабильную ядерную частицу, то распадается с Т1/2 ~ 16,83 мин на протон, электрон и с выделением энергии 0,78 • 10-13 Дж. Нейтроны не взаимодействуют с электронными оболочками атомов и не отталкиваются кулоновским полем ядра, что обусловливает их высокую проникающую способность. По величине энергии различают нейтроны: холодные — 10-21 Дж; тепловые — 25*10-21 Дж; медленные — 5*10-20 Дж; надтепловые—0,3—5*10-18 Дж, резонансные— 10-17 Дж, промежуточные (0,5—2)-10-14 Дж и быстрые— 2•10-14—2•10-12 Дж. В нейтронных методах каротажа изучаются ядерные процессы, происходящие при облучении пород быстрыми нейтронами. Если порода содержит большое количество ядер водорода (вода, нефть, газ), то быстрые нейтроны превращаются в тепловые после небольших путей пробега (до 30 см) или вблизи источника. На больших расстояниях (свыше 40 см) плотность тепловых нейтронов будет меньшей. Поскольку тепловые нейтроны подвержены радиационному захвату с сопровождающим его вторичным гамма-излучением, то с ростом тепловых нейтронов растет вторичное гамма-излучение, а там, где тепловых нейтронов мало, гамма-излучение будет слабым. При нейтрон-нейтронном каротаже (ННК), или нейтрон-нейтронном методе (ННМ), измеряется плотность тепловых нейтронов или их интенсивность . При нейтронном гамма-каротаже (НГК), или нейтрон-гамма методе (НГМ), измеряется интенсивность вторичного гамма-излучения , возникающего при радиационном захвате тепловых нейтронов ядрами элементов горной породы. Наблюдения в методах ННК и НГК проводятся с зондами большого размера (40 - 60 см от источника нейтронов). Нейтронные методы каротажа (ННК и НГК) применяются для расчленения геологических разрезов и особенно для выявления водород- и хлорсодержащих пород, а также оценки их пористости. 2. Нейтронный гамма-каротаж (НГК) Радиоактивный каротаж основан на измерении характеристик поля -излучения, возникающего под действием внешнего источника нейтронов. Общая величина -излучения, регистрируемая при НГК, слагается из трех компонентов: 1) интенсивности -излучения нгк возникающего в результате радиационного захвата ядрами породы (радиационное или вторичное -излучение); 2) -излучения ггк источника нейтронов, которое воздействует на индикатор непосредственно или вследствие облучения стенок скважины -лучами, часть которых рассеивается породой в направлении индикатора (для ослабления непосредственного -излучения нейтронного источника между ним и индикатором устанавливается свинцовый экран); 3) естественного -излучения гк, обусловленного естественной радиоактивностью породы. Влияние естественного -излучения при количественных определениях учитывается по данным гамма-каротажа. При исследованиях зондами, длина которых L3 более 40 см, плотность нейтронов в среде с большим водородосодержанием в размещения индикатора мала, поскольку в такой среде нейтроны замедляются и поглощаются в основном вблизи источника. В результате породы с высоким водородосодержанием отмечаются на диаграммах НГК низкими показаниями. В малопористых породах с низким водородосодержанием плотность нейтронов вблизи индикатора увеличивается, что вызывает повышение интенсивности радиационного захвата, а следовательно, показаний НГК. На результаты НГК значительное влияние оказывают также элементы, обладающие аномально высокой способностью захвата тепловых нейтронов: хлор, бор, литий, кадмий, кобальт и др. Из них наиболее широко распространенным в осадочной толще является хлор. По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы — большого и малого водородосодержа. К первой группе пород относятся глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) и содержащие значительное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты), гипсы, отличающиеся малой пористостью, но содержащие химически связанную воду, а также некоторые очень пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы, насыщенные в естественных условиях жидкостью. При измерениях большими зондами (L3 40 см) на диаграммах нейтронного гамма-каротажа эти породы отмечаются низкими показаниями. Во вторую группу пород входят малопористые разности — плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, а также гидрохимические образования (ангидриты, каменная соль). На диаграммах нейтронного гамма-каротажа, зарегистрированных большими зондами, эти породы выделяются высокими показаниями. Против других осадочных пород (песков, песчаников, пористых карбонатов) показания НГК зависят от их глинистости и содержания в них водорода (насыщенности водой, нефтью и газом). Нефть и вода содержат почти одинаковое количество водорода, поэтому нефтеносные и водоносные пласты с малым содержанием хлора отмечаются приблизительно одинаковыми значениями НГК. Газоносные пласты в обсаженной скважине отмечаются на кривой НГК более высокими показаниями, чем такие же по литологии и пористости пласты, заполненные нефтью или водой, так как газ, имеющий низкую плотность, отмечается меньшим водородосодержанием. В необсаженной скважине из-за проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт и малой глубинности метода (40—60 см) выделение газоносных пластов по кривой НГК в общем случае затрудняется. 3. Влияние скважины на результаты стационарных нейтронных методов Влияние скважины, заполненной промывочной жидкостью, на показания нейтронных методов обусловлено увеличением водородосодержания среды в радиусе действия зонда. Это влечет за собой снижение кривой и данных НК, а также относительной разницы в показаниях против различных пород. Влияние скважины на результаты НК возрастает с увеличением диаметра и уменьшением пористости (водородосодержания) среды. Увеличение диаметра скважины, связанное с наличием каверн, снижает уровень показаний нейтронного каротажа (наблюдается сдвиг кривых влево). Если диаметр каверны достигает 15 см, то дальнейшее его увеличение практически уже не сказывается на данных измерений. Существенное влияние на показания оказывает толщина слоя промывочной жидкости и глинистой корки, отделяющих прибор от стенки скважины. Наличие глинистой корки и неравномерное изменение ее толщины по стволу скважины искажают результаты НК. Это особенно характерно для малопористых пород. С увеличением пористости пород разница показаний нейтронного каротажа при перемещении прибора от скважины к ее оси уменьшается. Обсадная колонна поглощает тепловые и надтепловые нейтроны, занижая данные ННК-Т и ННК-Н. При нейтронном гамма-каротаже-(НГК) наблюдаются более сложные явления, связанные с противоположными процессами: 1) поглощением колонной значительной части -излучений, поступающих из породы; 2) захватом ядром атома железа нейтрона с испусканием -кванта радиационного захвата с большими числом и энергией, чем при захвате нейтрона водородом. Результирующая этих явлений показывает некоторое снижение показаний НГК, в обсаженной скважине и сопровождается уменьшением дифференциации кривой. В пластах с высокоминерализованной водой цементное кольцо в крепленной скважине с течением времени (через 10—15 сут после цементирования) насыщается пластовой водой и, обогащаясь ионами хлора, повышает интенсивность радиационного излучения. При проведении нейтронного каротажа в крепленых скважинах эффективность его снижается. В связи с этим нейтронный каротаж проводят, когда это возможно, в скважинах, не крепленных колонной. В скважинах, заполненных минерализованной промывочной костью, интенсивность радиационного -излучения выше, чем в скважинах, заполненных пресной промывочной жидкостью или нефтью. Объясняется это тем, что в первом случае тепловые нейтроны захватываются хлором и водородом, а во втором только водородом. 4. Применение нейтронных методов Нейтронные методы в комплексе с гамма-каротажем и другими геофизическими методами дают возможность выделять в разрезе глины, плотные породы и участки повышенной пористости. Если поры чистой породы заполнены пресной водой или нефтью, нейтронный каротаж характеризует емкость этих пор. В сочетании с ГГК-П нейтронные методы используются для выявления газонасыщенности зон (характерное влияние газа на показания ГГК-П и НК улучшает выделение газоносных пород). В эксплуатационных скважинах стационарные нейтронные методы применяются для определения местоположения газожидкостного и водонефтяного контактов. При исследовании нефтяных и газовых скважин наиболее широко используется НГК; при низкой минерализации пластовых вод и промывочной жидкости целесообразно применение ННК-Т. 5. Импульсный нейтронный каротаж Сущность импульсного нейтронного каротажа заключается в изучении нестационарных нейтронных полей и -полей, создаваемых генератором нейтронов. Генератор нейтронов работает в импульсном режиме с частотой следования импульсов от 10 до 500 Гц. Рис. 30. Схема, поясняющая принцип измерения импульсными нейтронными методами Сущность импульсного режима заключается в облучении пластов, вскрываемых скважиной, импульсами нейтронов длительностью , следующими друг за другом через определенный промежуток времени . После истечения времени 3 (время задержки) включается наземная измерительная аппаратура и на протяжении времени), но временного анализатора) измеряется плотность нейтронов или продуктов их взаимодействия с веществом. При помощи импульсных нейтронных методов изучают: 1) зависимости плотности (числа) тепловых нейтронов nt( или интенсивности вторичного -излучения Iнгк от врeмени; 2) закономерности взаимодействия нейтронов с веществом в заданный момент времени с регистрацией элементарных частиц в течение времени 3. Различают импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). 6. Применение импульсных нейтронных методов Импульсный нейтронный каротаж нашел широкое применение при исследовании действующих, обсаженных колоннами скважин для прослеживания водонефтяного и газожидкостного контактов, установления нефтенасыщенных зон и интервалов, неотдающих нефть, выявления перетоков нефти и газа между пластами, прослеживания продвижения фронта воды, сопоставления разреза и границ ВНК скважин, крепленных колонной и открытых. Наилучшие результаты с помощью ИНК получают в районах с высокой минерализацией пластовых вод (более 100 г/л), где показания ИННК и ИНГК против водоносных и нефтеносных пластов различаются в несколько раз (до 10), тогда как различие показаний стационарных методов нейтронного каротажа составляет 10—20 %. Методы ИНК являются перспективными в отношении определения ВНК в обсаженных колоннами скважинах с меньшей минерализацией пластовых вод (25—50 г/л), а также в интервалах перфорированной колонны при комплексном использовании кривых ИНК и плотномера (ГТК). Если известны литология, пористость пласта и минерализация пластовых вод, при помощи ИНК возможна количественная оценка нефте- и водонасыщения. Вопросы для проверки 1. Какая область применения у нейтронного гамма-каротажа? 2. Как скважины влияет на результаты исследований? 3. Где применяют импульсные нейтронные методы? Лекция № 10. Акустический каротаж План: 1. Цель метода. Область применения. 2. Акустический каротаж по скорости и затуханию 3. Форма кривой при акустическом каротаже и определение границ пластов 1. Цель метода. Область применения. Акустические методы основаны на измерении в скважине скоростей распространения упругих волн и интенсивности их затухания в горных породах. Скорость распространения упругих волн v зависит от литологии (упругих свойств) минерального скелета пород, степени их цементации, пористости и характера насыщающей жидкости, а также от разности горного и пластового давлений. Максимальные значения v характерны для ангидритов (6000 м/сек)г кристаллических пород (4500—6300 м/сек) и каменной соли (4500 15500 м/сек); минимальные — для воздуха (330 м/сек) и углеводородных газов (метан — 430 м/сек). Низкими скоростями распространения упруги золн характеризуются также нефть (1400 м/сек), вода и буровой раствор 1(1670—1760 м/сек). Глинам, песчаникам и известнякам соответствуют промежуточные значения v, равные соответственно 1800—2400, 2000—300 Р200—5500 м/сек. Скорость распространения упругих волн в горных породах возрастает с увеличением их цементации. При акустическом каротаже возбуждение упругих колебаний частотой 10 - 20 кГц и 20 кГц - 2 Мгц производится с помощью магнитострикционных (или иных) излучателей. Упругие колебания измеряют с помощью двух пьезоэлектрических сейсмоприемников, расположенных по одной линии на расстояниях 0,5 - 2 м друг от друга и от излучателя (рис. 27). Между излучателем и ближайшим приемником устанавливается звукоизолятор, например, из резины, препятствующий передаче упругих колебаний по зонду. Все перечисленные приборы вместе с электронным усилителем принятых колебаний размещаются в скважинном снаряде акустического каротажа. Остальная аппаратура располагается в каротажной станции. Акустический каротаж выполняется как в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, так и в обсаженных скважинах. Радиус исследования пород от оси скважины не превышает 0,5 - 1 м. Рис. 27. Схема аппаратуры акустического каротажа: а - скважинный снаряд; б - кабель; в - наземная аппаратура; 1 - излучатель; 2 - генератор импульса; 3 - акустический изолятор; 4 - приемники; 5 - электронный усилитель; 6 - блок-баланс; 7 - усилитель; 8 - регистратор; 9 - блок питания Наиболее простой способ акустических исследований - каротаж скорости, когда автоматически регистрируется кривая изменения времени пробега прямой или головной волны между двумя приемниками. Поскольку расстояние между приемниками постоянно, то кривая времени является фактически обратным графиком изменения скорости. При каротаже по затуханию измеряется амплитуда упругой волны и ослабление сигнала между двумя приемниками. Скорость распространения упругих волн зависит от упругих модулей пород, их литологического состава, плотности и пористости, а величина затухания - от характера заполнителя пор, текстуры и структуры породы. На акустических диаграммах высокими значениями скоростей распространения упругих волн выделяются плотные породы - магматические, метаморфические, скальные, осадочные. В рыхлых песках и песчаниках скорость тем ниже, чем больше пористость. Наибольшее затухание (наименьшая амплитуда сигнала) наблюдается в породах, заполненных газом, меньше затухание в породах нефтенасыщенных, еще меньше - у водонасыщенных. Акустический метод применяется для расчленения разрезов скважин по плотности, пористости, коллекторским свойствам, а также для выявления границ газ - нефть, нефть - вода и определения состава насыщающего породы флюида. Кроме того, по данным этого метода можно судить о техническом состоянии скважин и, в частности, о качестве цементации обсадных колонн. Акустический каротаж (АК) основан на изучении характери­стик упругих волн ультразвукового и звукового диапазона в гор­ных породах. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и вос­принимаются приемниками, расположенными в той же скважине. 2. Акустический каротаж по скорости и затуханию По типу регистрируемых акустических параметров различают акустический каротаж по скорости и затуханию. Основным зондом, применяемым в акустическом каротаже, является трехэлементный зонд (рис.33). Трехэлементный зонд состоит из возбуждающего упругий импульс излучателя 1 и двух, расположенных на некотором расстоянии от него приемников 4, воспринимающих колебания. Вместо двух приемников могут быть установлены два излучателя 1. Излучатель соответственно заменяется при­емником. При такой взаимной перемене мест излучателей и приемников сущность зонда сохраняется. Расстояние между приемни­ками 4 является характерной величи­ной — базой S. Длине зонда L3 соответствует расстояние от излучателя до ближайшего приемника. Акустический каротаж по скорости осно­ван на изучении скорости распространения упругих волн в горных породах, вскрываемых скважинами путем измерения интерваль­ного времени t = (t2— t1)/S . Время пробега t упругой волны на единицу длины и ее скорость vn определяются по разности времен вступления на втором и первом приемниках (t2—t1). Часть пути от излучателя до приемника возбужденная волна проходит по промывочной жидкости и глинистой корке. Эти отрезки пути одинаковы для каждого из приемников, вычитаются из вре­мен вступления t2 и tv что обеспечивает исключение влияния сква­жины при измерениях трехэлементным зондом. Влияние скважины возможно лишь в том случае, когда в интервале между приемниками резко изменяется диаметр скважины. Акустический каротаж по затуханию ос­нован на изучении характеристик затухания упругих волн в по­родах, вскрываемых скважинами. Энергия упругой волны и ам­плитуда колебаний, наблюдаемых в той или иной точке, зависят от многих факторов. Основными из них являются: мощность излу­чателя, расстояние от него до данной точки и характер горных пород. В однородной среде при распространении волны со сферическим фронтом количество энергии, приходящейся на единицу объема, уменьшается пропорционально квадрату расстояния от рассматриваемой точки до излучателя; амплитуда колебаний умень­шается обратно пропорционально этому расстоянию. В условиях скважины на величину затухания упругих колебаний сильное влияние оказывает неоднородность среды, что ведет к ослаблению колебаний и снижению амплитуды волны. Поглоще­ние упругих колебаний породой происходит вследствие необрати­мых процессов преобразования энергии колебаний в тепловую энергию, что приводит к уменьшению амплитуды принимаемых сигналов. Способность горных пород к поглощению упругих колебаний (ак) оценивается при помощи акустического каротажа по интенсивности затухания амплитуды волны А. Затухание обусловлено в основном следующими причинами: поглощением вследствие неи­деально упругой среды; расхождением энергии во все больший объем среды в результате расширения фронта волны при ее движе­нии; рассеянием и дифракцией волн на неоднородностях среды и вследствие отражения и преломления на границах сред с различ­ными скоростями распространения колебаний. На величину зату­хания упругих колебаний сильное влияние оказывают глинистость, характер насыщения, трещиноватость и кавернозность пород. Ослабление и затухание упругих колебаний особенно сильно проявляется при ультразвуковой частоте 15—35 кГц, используе­мой в акустическом каротаже. Коэффициент поглощения в интер­вале ультразвуковых частот для различных пород изменяется в ши­роких пределах (от 0,05 до 2,5 м-1). Особенно заметное снижение энергии упругих колебаний наблюдается с удалением от излу­чателя. Основной помехой при акустическом каротаже по затуханию является наличие акустического сопротивления при переходе упругой волны на границах: скважинный прибор — окружающая среда и промывочная жидкость — порода. Это сопротивление ха­рактеризуется сильной изменчивостью и оказывает значительное влияние на величины измерений, которые не поддаются учету. Для приема продольной головной волны в одинаковых условиях по всему разрезу глубинный прибор акустического каротажа необходимо строго центрировать в скважине или прижать к ее стенке. 3. Форма кривой при акустическом каротаже и определение границ пластов При акустическом каротаже измеряется скорость распростра­нения упругих волн в породе в интервале базы зонда. Породы, залегающие за пределами базы, не влияют на измеряемые величины. Рассмотрим форму кривых АК для одиночных пластов различной мощности, размещенных в однородной вмещающей среде. Кривые получены для трехэлементного зонда, точка записи отнесена к середине его базы S. Мощный пласт (h>S) характеризуется симметричной аномалией. Ширина аномалии между точками отхода (точки отклонения от вмещающей среды) равна сумме мощности пласта и базы зонда (h + S). Вертикальный участок характеризует истинное время пробега волны. Для пласта с пониженной скоростью распространения колебаний аномалия времени t будет положительной (рис. 126, а). Тонкий пласт (h < S) в однородной толще характеризуется симметричной аномалией. Если мощность пласта h = S, кривая имеет симметричную форму и значение t в максимуме (минимуме) дает представление об истинной пластовой скорости. Для тонких пластов измеренная скорость vK меньше их истинной ско­рости vи. В этом случае 1/ vK = h/S + (S - h)/Svвм или t K= (h/S) t п +(l-(h/S) ) t вм где vвм — скорость распространения колебаний во вмещающих породах. Ширина аномалии между точками отхода равна h + S (см. рис. 126, б). Повышение глинистости ведет к увеличению t и коэффициента поглощения , ослаблению амплитуд продольных головных волн. Трещинные и трещинно-кавернозные кол­лекторы выделяются среди гранулярных неглинистых пород, так же как и глинистые, по уменьшению амплитуд А и увеличению . Расстояние между приемниками (база S) характеризует разрешающую способность зонда. Чем меньше база, тем более тонкие слои могут быть выделены на диаграмме АК. Однако уменьшение базы ведет к снижению точности измерений. На практике база уста­навливается меньше мощности самого тонкого из интересующих нас слоев. При выборе длины зонда руководствуются тем, чтобы зона проникновения как можно меньше влияла на результаты оп­ределения скорости распространения волн в неизмененной части пласта. Данные акустического каротажа в комплексе с другими геофизическими методами дают возможность определить пористость по­род; выделить зоны трещиноватости и кавернозности в карбонат­ном разрезе; уточнить литологию разреза; получить сведения о техническом состоянии скважин (высоте подъема цементного кольца в затрубном пространстве и качестве цементации скважин); вычислить средние и пластовые скорости распространения упругих колебаний, используемых при интерпретации данных сейсмораз­ведки. Располагая диаграммами акустического каротажа, можно сократить объем экспериментальных сейсмических исследований в районе проведения сейсморазведочных работ с целью выделения отражающих горизонтов и оценки качества отражений. Вопросы для проверки 1. На чем основам метод акустического каротажа? 2. Что включает в себя аппаратура для акустического каротажа? 3. Область применения акустического каротажа. Лекция № 11. Термический метод План: 1. Естественное тепловое поле Земли (геотермия) 2. Проведение термического каротажа 3. Метод изучения местных тепловых полей 4. Метод искусственного теплового поля Термические исследования применяют для изучения тепловых потоков в земной коре, выявления в разрезах скважин газо-, нефте- и водоносных пород, определения мест притоков газа, нефти, подземных вод, оценки скоростей фильтрации подземных вод и решения ряда других задач. Методы искусственного теплового поля применяют в основном для изучения пористости пород и их фильтрационных свойств. Измерение температуры по стволу скважины производят в це­лях изучения: естественного теплового поля Земли; местных (локальных) тепловых полей, наблюдаемых в скважине в процессе бурения и эксплуатации; искусственных тепловых полей, вызван­ных наличием в скважине промывочной жидкости и цементного раствора в затрубном пространстве. Результаты температурных измерений в скважине являются основой для изучения теплового поля Земли и находят широкое применение для решения ряда прак­тических задач при бурении и эксплуатации скважин. 1. Естественное тепловое поле Земли (геотермия) Геотермическими исследованиями скважин установлено, что на континентах температура пород до глубин 10—40 м подвержена периодическим (суточным, сезонным и годовым) колебаниям, связанным с изменением интенсивности солнечного излучения. (В вод­ных толщах — морских и океанических — годовые колебания тем­ператур распространяются до глубин в 300 м и более). Слои, в которых колебания суточных и годовых температур становятся незначительными, не поддающимися изменению, наз­ваны слоями постоянных суточных и годовых температур или нейтральным слоем. Температура нейтрального слоя принимается равной среднегодовой температуре поверхности Земли Тг. Ниже этого слоя повсеместно наблюдается закономерное возрастание температуры с глубиной, определяемое внутренним теплом Земли. Основным источником тепловой энергии в недрах Земли принято считать энергию, возникающую при распаде ра­диоактивных элементов; дополнительным источниками могут явиться кристаллизационные и полиморфические превращения, физико-химические и другие процессы, протекающие внутри Земли. Интенсивность нарастания температуры с глубиной характери­зуется геотермическим градиентом Г. За величину геотерми­ческого градиента в практической работе принимают изменение температуры Земли в градусах Цельсия на 100 м глу­бины. Градиент рассчитывают по формуле Г100=100 Для характеристики прироста температур с глубиной часто используют величину, обратную геотермическому градиенту, гео­термическую ступень G, указывающую разность глубин, которая соответствует изменению температуры на 1 °С: G= (4) Геотермический градиент (Г =q) пропорционален тепловому сопротивлению породы , которое отражает литологические особенности горных пород, слагаю разрезы скважин (q — плотность теплового потока. Этим вызваны изменения значений геотермического градиента при пересечении скважиной различных пород, что отмечается изменением угла наклона термограммы по отношению к вертикали. При постоянной плотности теплового потока q диаграммы геотермического градиента можно рассматривать как диаграммы теплового сопротивления или обратной величины — теплопроводности (= 1/,). Изучение тепловых свойств горных пород возможно как в скважине обсаженной колонной, так и в необсаженной. Это объясняется тем, что тепловое сопротивление металлов мало по сравнению с тепловым сопротивлением горных пород. Например, тепловое сопротивление железа в 40—80 раз меньше теплового сопротивления глин. В зависимости от литологии пород значения геотермического градиента варьируют от 0,2 до 7 °С/100 м. Геотермические измерения производят в скважинах с установившимся тепловым режимом, который наступает по исте­чении времени, достаточного для восприятия жидкостью, заполняющей ствол скважины, естественной температуры пластов. Установившемуся тепловому режиму предшествует неустановившийся тепловой режим, когда между жидкостью в скважине и породами происходит теплообмен. 2. Проведение термического каротажа При термическом (или геотермическом) каротаже вдоль ствола скважины непрерывно регистрируется температура среды. Для термических исследований чаще всего применяют электрические термометры (или термометры сопротивлений) разных марок и регистрирующее устройство обычной каротажной станции. На температуры в скважинах искажающее влияние могут оказывать разные причины: изменение диаметра скважины, потоки воздуха или буровой жидкости, нагрев породы после бурения и др. Эти факторы необходимо учитывать или исключать при выявлении температурных аномалий. Термический каротаж подразделяется на методы естественных (МЕТ) и искусственных (МИТ) тепловых полей. Кривая изменения естественных температур пород в скважине (рис. 1, а) и рассчитанный по ней геотермический градиент каждого i-го пласта зависят от теплового потока и теплопроводности слагающих пород . В случае горизонтального залегания пород тепловой поток по стволу скважины остается практически постоянным, и по графику геотермического градиента легко выделить породы с разной теплопроводностью. Рис. 30. Общий вид скважинных термограмм тепловых полей, естественного (а) и искусственного (б) при температуре бурового раствора, меньшей температуры породы: 1, 3 - термограммы; 2 - график геотермического градиента; 4 - глины; 5 - пески сухие; 6 - пески влажные; 7 - песчаники При изучении искусственных тепловых полей буровая жидкость или вода в скважине подогревается или охлаждается. Периодически измеряют температуру по стволу скважины до установления нормальных температур. В результате выявляются аномалии (рис. 30, б). 3. Метод изучения местных тепловых полей Местные или локальные тепловые поля, наблюдаемые в сква­жине, обычно приурочены к газоносным и нефтеносным пластам, пластам-коллекторам, в которых происходит циркуляция воды, сульфидным рудам, ископаемым углям, галогенным осадкам. При фильтрации через пористую среду жидкости температура ее за счет трения повышается; при фильтрации газа происходит снижение температуры вследствие адиабатического расширения газа. Это явление носит название эффекта Джоуля Томпсона или эффекта дросселирования газа и нефти в продуктивном пласте. В результате дроссельного эффекта в скважине наблюдается аномалия температур, максимальное значение которой (5) где — эффективный коэффициент Джоуля Томпсона; —перепад давлений в скважине и пласте. Коэффициент принято называть положительным, если газ в процессе дросселирования охлаждается, и отрицательным, если происходит его нагревание. Числовое значение коэффициента зависит от состава газа, по-ступающего в скважину, и его температуры. Для природных горючих газов при температурах 20—200 °С и давлениях 5—30 МПа е из­меняется в пределах 0,05— 0,45. Значения снижаются с ростом давления, темпера­туры и молекулярного веса газа. В процессе бурения давление столба промывочной жидкости превышает пласто­вое давление, вскрываемый газоносный пласт отмечается снижением температуры. В эксплуатационных скважинах газоносный пласт от­мечается отрицательной аномалией независимо от соотно­шений давлений в скважине и пласте. Значения связаны не с количеством поступающего из пласта газа, а с перепадом давления в продуктивном пласте. Поэтому небольшие поступления газа могут вызывать значительные температурные аномалии охлаждения, в то время как против высокодебитных и хорошо проницаемых газовых пластов с малым перепадом давления возможны малые значения Для нефти и воды коэффициенты г отрицательны: н ~ — (0,1 — 0,15), в ~ (— 0,05). В связи с этим против мест поступления в скважину нефти и воды возможны небольшие положительные аномалии. Рудные тела и ископаемые угли на контакте с природ­ными водами подвергаются окислению. Окислительные процессы сопровождаются выделением тепла, что приводит к возникновению против таких пород положительных аномалий. Галогенные породы в момент их вскрытия отмечаются отрица­тельными температурными аномалиями. Снижение температуры вызывается поглощением тепла при растворении соли. По мере насыщения глинистого раствора солью его способность к растворе­нию снижается, происходит потеря тепла и температурные анома­лии против галогенных пород со временем исчезают. Пласты-коллекторы с циркулирующими в них водами находят отражение на термограммах в зависимости от температуры циркулирующей воды. Возможности температурных изменений для выявления локаль­ных аномалий в скважине значительно расширились с разработкой высокочувствительных термометров на полупроводниках — аномалий-термометров. Такие термометры рассчитаны для изучения тепловых полей низкой интенсивности и способны регистрировать температуру в детальном масштабе до 0,02 °С/см. В скважинах с установившимся тепловым режимом участки разреза с понижен­ными и повышенными значениями температуры отмечаются на аномалий-термограмме соответственно пониженными или повышен­ными аномалиями на фоне диаграммы геотермического градиента. 4. Метод искусственного теплового поля Основным, условием проведения термокаротажа по методу искусственного теплового поля является наличие в скважине неуста­новившегося теплового режима. После прекращения циркуляции промывочной жидкости, за­полняющей скважину, она воспринимает температуру окружающей среды (естественную температуру пласта). В связи с тем что раз­личные горные породы обладают разной температуропроводностью, скорость восприятия глинистым раствором температуры окружаю­щих пластов для этих пород будет неодинаковой. Пески обладают большей температуропроводностью, чем глины. В связи с этим в зависимости от температуры жидкости в скважине песчаный пласт отметился повышением (тем­пература жидкости ниже естественной температуры пласта) или понижением температуры (температура жидкости выше темпера­туры пласта). По полученным температурным кривым удается выделить пласты с большей или меньшей температуропроводностью. Увеличение диаметра скважины в глинистых пластах, обладающих пониженной температуропроводностью, приводит к искусст­венному снижению температуропроводности этих пород и увели­чению дифференцированной температурной кривой против них. После проведения цементирования обсадной колонны на интервале образования цементного кольца в результате экзотермической реакции схватывания цемента происходит подогрев породы и раст­вора. Оптимальным временем для проведения замера температуры следует считать 12—30 ч после закачки цемента. Для относительно небольших глубин, когда температура цемента превышает температуру окружающей среды, водоносные пески (более температуропроводные) отмечаются пониженными температурами, менее температуропроводные глины отмечаются на термограмме повышенными значениями температуры. В районах с большим геотермическим градиентом (Северный Кавказ, Центральное Предкавказье и др.) на глубинах свыше 3000—4000 м температура цементного кольца в процессе его схватывания может оказаться ниже температуры окружающей среды. В этом случае на термограмме песчаные пласты будут отмечаться положительными аномалиями, а глины — отрицательными. Неравномерность толщины цементного кольца, связанная с изменением диаметра скважины, также осложняет интерпретацию термограмм при неустановившемся тепловом режиме. Интерпретация термограмм должна проводиться во всех случаях совместно с кавернограммой для учета изменений диаметра скважины. Диапазон использования метода искусственного теплового поля и точность полученных результатов значительно расширяются при использо­вании высокочувствительных термометров, в том числе аномалий-термометров. Вопросы для проверки 1. Что такое геотермический градиент? 2. В каких случаях применяют термометрию скважин? 3. При каком условии проводят термокаротаж по методу искусственного теплового поля? Лекция № 12. Газовый метод. Люминесцентный метод. План 1. Газовый каротаж в процессе бурения 2. Определение глубин 3. Газовый каротаж после бурения. 4. Цель применения люминесцентного метода 5. Принципы определения параметров 1. Газовый каротаж в процессе бурения Газовый каротаж основан на изучении содержания и состава углеводородных газов и битумов в промывочной жидкости, а также основных параметров, характеризующих режим бурения. Поровое пространство нефтегазоносных пород заполнено в основном смесью предельных углеводородов, значительная часть которых находится в газообразном состоянии. Природный газ состоит главным обра­зом из метана СН4 (наиболее легкого из углеводородов) и так на­зываемых тяжелых газообразных углеводородов — этана (С2Н6), пропана (С3Н8), бутана (С4Н10), а также парообразных углеводо­родов — пентана (С5Н12) и гексана (С6Н14). Более тяжелые угле­водороды находятся в нефти, как правило, в жидкой фазе. Природ­ный газ может содержать и некоторые неуглеводородные газы — двуокись углерода, азот и др. В процессе бурения газ из пор нефтегазосодержащих пород поступает в циркулирующую по стволу скважины промывочную жидкость (глинистый раствор) и выносится на поверхность, где подвергается анализу на содержание газообразных углеводородов. Одновременно исследуют технологию (режим) бурения скважины, включая его продолжительность (механический каротаж). По величине t1 определяют погонную длину скважины, приходящуюся на единицу времени бурения. Полученные данные исполь­зуют для построения кривой изменения продолжительности буре­ния (скорости бурения) с глубиной, называемой кривой ме­ханического каротажа. Расход промывочной жидкости характеризует объемную скорость этой жидкости (в л/с), поступающей из скважины на «выходе». По изменению величины QBых. Коэффициент разбавления Ер характеризует количество промывочной жидкости, которое приходится на еди­ницу объема выбуренной породы. Для определения параметров, характеризующих газо - и нефте-содержание пластов, из промывочной жидкости (глинистого раст­вора), поступившей на поверхность, извлекают часть газа (дегази­руют его). Извлеченный газ, смешиваясь с воздухом, образует газовоздушную смесь, которая поступает на анализ для определения содержания и состава углеводородных газов и газовоздушной смеси. Дегазация и анализ газовоздушной смеси производятся непрерывно в процессе бурения и достигаются при помощи дегазаторов, которые работают на различных принципах: понижении давления над раствором (созданием вакуума); подогреве, механическом воз­действии или несколькими средствами одновременно. В последних моделях газокаротажных станций применяют дегазатор с дробле­нием потока глинистого раствора. Дегазатор устанавливают в же­лобе на поплавках вблизи устья скважины. В результате дробле­ния поверхность глинистого раствора, попадающая в камеру де­газатора с пониженным давлением, значительно увеличивается. При этом из глинистого раствора извлекается часть газа, которая, смешиваясь с воздухом, образует так называемую газовоздушную смесь. В зависимости от интенсивности дегазации глинистого раствора из него выделяется большая или меньшая часть газа и осущест­вляется различная «глубина» (степень) дегазации. Применяемые дегазаторы извлекают относительно небольшое количество газа. Степень дегазации глинистого раствора исчисляется сотыми и де­сятыми долями процента и только при помощи дегазатора непре­рывного действия с интегрирующим контуром, входящим в ком­плект автоматической газокаротажной станции, дегаза­ция достигает 1—5 %. Газовоздушная смесь по газовоздушной линии подается в газоанализатор где подвергается соответствующей подготовке к анализу, проведению анализа и ре­гистрации основных параметров. Чтобы устано­вить параметры, характеризующие газо- и нефтесодержание пластов, выполняются следующие операции: непрерывный анализ газовоздушной смеси для определения суммарного содержания в ней углеводородных газов Гсуи и приведенных газопоказаний Гпр, а также компонентный анализ на содержание в пласте предельных углеводородных газов. Для оценки суммарного содержания углеводородных газов Гсум в газовоздушной смеси служит термохимический газоанализатор. Термохимический газоанализатор работает по принципу не­равновесного моста (моста Уитстона). Двумя плечами моста яв­ляются платиновые нити, помещенные в камеры; одно плечо — рабочее, а другое — компенсирующее; сопротивления этих плечей строго одинаковы. Два других плеча с равными сопротив­лениями выполнены из манганиновой проволоки. Соотношение между плечами мостика таково, что если через газоанализатор про­ходит чистый воздух, то наблюдается положение равновесия. Из­менение одного из четырех названных сопротивлений приводит к нарушению равновесия моста и возникновению тока в измери­тельной цепи. Анализируемая газовоздушная смесь пропускается через рабочую камеру, в которой помещена спираль из платиновой проволоки, нагретой до температуры 800—850 °С. Часть горючих газов, содержащихся в смеси, сгорает. Количество тепла, выделяе­мого при сгорании газовоздушной смеси, зависит от количества газообразных углеводородов и идет на дополнительный нагрев и повышение сопротивления накаленной платиновой нити. В ре­зультате равновесие мостика нарушается и в измерительном при­боре потечет ток, который и фиксируется. Для количественного перехода от измеряемой силы тока к про­центному содержанию углеводородных горючих газов в газовоздушной смеси, пропускаемой газоанализатором, последний подвер­гается калибровке. Регистрируемая кривая подвергается обработке и при­вязке к истинным глубинам, соответствующим поступлению в скважину анализируемых углеводородных газов из разбуриваемого пласта в скважину. Полученная диаграмма названа кривой суммарных газопоказаний Гсун; по ней определяют суммарное содержание углеводородных газов (в %) в газовоздушной смеси, отбираемой из дегазатора. Суммарные газопоказания, получаемые при газовом каротаже, являются одним из основных параметров, используемых при вы­делении в разрезе газонефтяных пластов. пласта, но и от типа дегазатора, скорости движения газовоздушной смеси, способности глинистого раствора к дегазации и режима бу­рения скважин в целом. Кроме того, из разбуриваемых пород на­ряду с углеводородными газами в глинистый раствор поступают в виде примесей и неуглеводородные горючие газы (водород, окись углерода), которые также отмечаются термохимическим газоана­лизатором. Влияние примесей на показания газоанализатора учи­тывают, пропуская газовоздушную смесь через хроматермограф. В современных АГКС для непрерывного суммарного определения углеводородных газов в газовоздушной смеси (газоносителя) используют газоанализаторы с пламенно-ионизационными детекторами (хроматографы ХГ-1Г). Работа их основана на ионизации молекул углеводородных газов при их сгорании в водородном пла­мени. Для этого в полость корпуса детектора подают анализируемый газ и газоноситель (водород и воздух), при горении водорода не возникает ионов и пламя отмечается низкой электропровод­ностью. При сгорании газоносителя, содержащего углеводородные газы, происходит ионизация их молекул и резкое увеличение электропроводности пламени. По величине тока, регистрируемой самопишущим потенциометром, судят о концентрации углеводород­ных газов в газовоздушной смеси. 2. Определение глубин При газовом каротаже очень важно правильно привязать ре­зультаты анализов к глубинам поступления газообразных углево­дородов из пласта в скважину. Полученные газопоказания должны быть отнесены (привязаны) к той глубине скважины, при которой этот буровой раствор (соответствующая порция его) находился на забое. Для этого необходимо учесть время, в течение которого промывочная жидкость поднимается по затрубному пространству от забоя до устья, и время движения газовоздушной смеси от де­газатора к газоанализатору. Последнее определяется легко; за­труднения возникают при вычислении времени движения жидко­сти от забоя до устья скважины. Это время, называемое в практике газового каротажа отставанием, непрерывно изменяется в процессе бурения в зависимости от многих факторов: глубины и конструк­ции скважины, производительности и числа работающих насосов и т. д. Величина отставания определяется углублением скважины за время подъема глинистого раствора от ее забоя до устья. В слу­чаях поглощения раствора возможны пропуски отдельных интер­валов, иногда продуктивных. Границы аномалий по кривым газового каротажа устанавли­вают в точках, соответствующих началу роста величин Гсуи и Гпр по сравнению с уровнем фоновых значений Гсум ф и Гпр.ф во вмещающих породах. Фоновые газопоказания обусловлены некоторым содержанием газа поступившего в глинистый раствор из пробуренных пластов и вносимого глиной, на которой раствор приготовлен. В качестве газовых аномалий, подлежащих выделе­нию и дальнейшему изучению, являются те из них, газопоказания которых в 2 раза и более превышают фоновые. Для уточнения глубин диаграммы газового каротажа и геофизические кривые после окончания бурения сопоставляются между собой. Границы продуктивных пластов корректируются, учитывая специфику выделения границ газовых аномалий и границ пластов-коллекторов по геофизическим данным. 3. Газовый каротаж после бурения. Газовый каротаж после бурения проводится при возобновлении циркуляции промывочной жидкости после простоя скважины, (спуско-подъемных операций, ремонтных и других работ). О газо- насыщенности пластов при этом судят по содержанию в промывочной жидкости (глинистом растворе) углеводородных газов, поступающих из пласта в скважину в результате их фильтрации и диффузии. Этот процесс диффузии имеет место при технически правильном бурении скважины (давление столба промывочной жидкости превышает пластовое). В этом случае фронт диффузии, прежде чем попасть в скважину, преодолевает зону проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт и глинистую корку. Интенсивность диффузионного потока возрастает по мере увеличения перепада концентрации и растворимости газов в нефти и воде. Физические свойства промывочной жидкости (вязкость и плотность) не оказы-вают существенного влияния на диффузионное поступление газа из пласта в раствор. Существенной задачей при проведении газового каротажа после бурения является выбор оптимального времени перерыва циркуляции промывочной жидкости, необходимого для заметного ее газообогащения. Недостаточный перерыв циркуляции раствора приводит к пропуску залежи, а слишком большой — к значительному его распространению по стволу и затруднению локализации залежи. Проведенные расчеты, подтвержденные практикой, показали, что перерывы в циркуляции промывочной жидкости, вызванные спуско-подъемными операциями и другими, связанными с процессом бурения, в большинстве случаев достаточны, чтобы газообогащение раствора достигло величин, определяемых при газовом каротаже после бурения. Оптимальное время перерыва циркуляции промывочной жидкости колеблется в основном от 3 до 20 ч. При газовом каротаже после бурения проводится непрерывная регистрация газосодержания струи промывочной жидкости в течение времени, достаточного для выхода двукратного объёма этой жидкости с исследуемой глубины до земной поверхности. После бурения изучение суммарного содержания углеводородных газов Гсум производят как в глинистом растворе, заполняющем затрубное пространство, так и находящемся внутри бурильных труб. Газовая аномалия на кривой Гсум, соответствующая измерению внутри труб, повторяет (в перевернутом виде) конфигурацию той же аномалии на кривой, полученной в затрубном пространстве, она размещена ниже ее по глубине и характеризуется меньшими показаниями. Измерением двух кривых Гсум (в затрубном и внутритрубном пространствах) уточняют привязку газовых аномалий к глубинам и контролируют качество работ. В период прекращения циркуляции глинистый раствор в результате диффузии обогащается газом в непосредственной близости от газоотдающего пласта. При погружении бурильных труб происходит вытеснение части глинистого раствора, что влечет за собой соответствующие перемещения вверх по скважине аномальной газовой зоны. С помощью газового каротажа после бурения решаются те же задачи, что и при газовом каротаже в процессе бурения с одной и той же степенью достоверности. Однако газовый каротаж после бурения обладает большей оперативностью. Один отряд может обслужить значительное число скважин, что снижает стоимость работ этого вида каротажа. 4. Цель люминесцентного метода В основе метода люминесцентно-битуминологического анализа лежит исследование способности горных пород, насыщенных битумами, светиться (люминесцировать) под действием ультрафиолетовых лучей кварцевой лампы люминоскопа. Люминоскоп представляет собой светонепроницаемую камеру с источником ультрафиолетового света (лампы УФО-4 или ПРК-4), смотровым окном для визуального наблюдения люминесценции исследуемого образца и рукавами, через которые осуществляется установка образца. Исследованию подвергают керн, шлам или буровой раствор. О наличии в исследуемом образце битумов, их содержании и компонентном составе судят по интенсивности и цвету люминесценции. Для легких нефтей характерны голубые оттенки свечения, для тяжелых — желтые. Интенсивность люминесцентного свечения при малых концентрациях битумов в породе с повышением концентрации возрастает. Однако при г/мл увеличение концентрации битумов приводит к уменьшению и даже полному исчезновению свечения: наблюдается явление концентрационного тушения. При люминесцентно-битуминологическом анализе последнее исключается специальной обработкой образца: его размельчением и растворением битума органическими растворителями (хлороформом или эфиром). На исследуемый образец, чаще всего измельченный до порошкообразного состояния, наносят каплю растворителя, образующую люминесцирующее пятно. О содержании и составе битума судят по форме и цвету пятна. Рис. 31. Форма пятная при капельном анализе При большой битуминозности (0,1—5%), навеску исследуемого образца заливают определенным количеством органического растворителя и выдерживают в нем в течение 5—10 ч. Наличие концентрации в вытяжке битума в этом случае устанавливают путем визуального сравнения ее люминесценции с люминесценцией набора эталонных растворов с известным содержанием битумов. 5. Принципы определения параметров В некоторых случаях о содержании битумов и их компонентном составе судят по люминесценции фильтровальной бумаги, предварительно выдержанной в вытяжке из исследуемого образца. Высота подъема по фильтровальной бумаге битумов разных фракций различна: более легкие фракции поднимаются выше. В этом случае свечение в люминоскопе имеет вид полос разного цвета, соответствующего компонентному составу битума. О концентрации битумов судят по результатам сравнения люминесценции фильтровальной бумаги с люминесценцией эталонов. Наиболее точно компонентный состав битумов определяют люминесцентным анализом вытяжек, полученных с применением разных органических растворителей {хлороформ, спирто-бензол, петролейный эфир и др.). Помимо битумов, способностью люминесцировать в ультрафиолетовом свете обладают некоторые горные породы, например, известняки, некоторые каменные угли и т. п. В отличие от битуминозных пород вытяжки, полученные из этих отложений с применением органических растворителей, не люминесцируют. Характер люминесценции образцов бурового раствора при наличии в них нефти или смазочных масел Таблица 2 Результаты люминесцентно-битуминологического анализа, выраженные в каких-либо условных единицах битуминозности, наносят на диаграмму газометрии скважин. Наличие в породе битумов является прямым признаком ее нефтеносности. В настоящее время в промышленном испытании находится прибор, предназначенный для проведения непрерывного люминесцентно-битумино-логического анализа в скважинах. Регистрацию свечения в приборе осуществляют с помощью светочувствительного элемента фотоэлектронного умножителя ФЭУ-19. Воздействие на горные породы ультрафиолетовых лучей и улавливание света люминесценции осуществляют через иллюминатор в корпусе прибора; последний прижимают со стороны иллюминатора к стенке скважины. Для регистрации интенсивности люминесцентного свечения используют стандартную аппаратуру, применяемую при радиометрических исследованиях. Результаты измерений имеют вид кривой, отражающей изменение интенсивности люминесценции бурового раствора или пород в разрезе скважины. Область применения метода — выделение нефтеносных и битуминозных пластов. Вопросы 1. Цель проведения газового каротажа? 2. Какие существуют виды газового каротажа? Лекция № 13. Характеристика аппаратуры при проведении электрического и радиоактивного каротажа. План 1. Геофизические кабели 2. Зонды, электроды, грузы 3. Спуско-подъемное оборудование 4. Определение глубин 5. Автоматические каротажные станции 6. Лаборатории 7. Проведение спуско-подъемных операций Для выполнения геофизических исследований скважин и определения глубин залегания объектов производственные партии оснащены специальным оборудованием: каротажными станциями, состоящими из подъемника и лаборатории каротажно-перфораторными самоходными подъемниками; каротажным кабелем; источниками тока и др. 1. Геофизические кабели Грузонесущие геофизические кабели рассчитаны на номинальное переменное напряжение до 660 В и предназначены для геофизических исследований и прострелочно-взрывных работ в скважинах, бурящихся на нефть, газ, руду, уголь и другие полезные ископаемые. Они служат для спуска в скважину глубинных приборов и обеспечения их связи с наземной аппаратурой, неся при этом механическую нагрузку. Каждый кабель имеет свою марку, характеризующую основные его элементы. Цифры после буквенного обозначения КГ (кабель геофизический) указывают соответственно на число жил в кабеле, номинальное разрывное усилие в килоньютонах (кН) и максимальную рабочую температуру (°С); последующие буквенные обозначения отражают особенности кабеля (Ш — шланговый, ШМ — шланговый маслостойкий). Устройство кабелей показано на рис. 189. Для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин в настоящее время наибольшее распространение получили бронированные кабели. Они позволяют выполнять все виды геофизических работ в самых различных скважинных условиях. В одножильном бронированном кабеле медные и стальные проволоки малого диаметра скручены в одну жилу и покрыты резиновой (фторопластовой, полиэтиленовой) изоляцией и хлопчатобумажной оплеткой. В многожильных бронированных кабелях (трехжильном, семижильном) изолированные жилы скручены вместе и запрессованы в резиновый шланг, поверх которого наложена броня из двух типов стальной проволоки. Бронированные кабели имеют следующие существенные преимущества по сравнению с оплеточными и шланговыми: меньший диаметр при равном усилии на разрыв, большую плотность и лучшую проходимость в скважинах с промывочной жидкостью большой плотности и вязкости; более длительный срок эксплуатации и меньшую стоимость изготовления и др. К числу недостатков бронированных кабелей относятся трудность его ремонта (отыскание мест нарушения изоляции и сращивание кусков кабеля). 2. Зонды, электроды, грузы Под зондом электрического каротажа понимается измерительное устройство, опускаемое в скважину, при проведении электрического каротажа, содержащее измерительные и токовые элетроды. Их число и расстояние между ними в многоэлектродном зонде определяются комплектом зондов, используемых при выпол­нении записей с комплексным скважинным прибором. Верхний конец многоэлектродного зонда соединяется с кабелем, нижний— вводится в глубинный прибор (прибор КСП или коробку БКЗ). Механическое и электрическое соединение зонда с кабелем осуществляется с помощью стандартных кабельных наконечников и зондовых головок, которые могут быть двух типов: для бронированных и небронированных кабелей. Электроды изготавливаются из свинцового провода диаметром 5—6 мм с сердцевиной из стальных проволок, служащих для увеличения прочности. Свинец обеспечивает более устойчивую электродную разность потенциалов на контакте с промывочной жидкостью по сравнению с другими металлами (медь, латунь, железо). Грузы подвешиваются к зонду или к легким глубинным приборам для обеспечения надежности их спуска в скважину. Применяют грузы свинцовые и чугунные, которые поддаются разрушению в случае оставления их на забое. Свинцовый груз представляет собой цилиндрическую болванку, внутри которой имеется каркас, выполненный из фасонного стержня или металлической трубы с отверстиями. Чугунные грузы состоят из фасонных колец, собранных на центральном стержне. Если при спуске кабеля в сква­жину одного груза окажется недостаточным, присоединяют несколько грузов. 3. Спуско-подъемное оборудование Блок-баланс служит для направления кабеля в скважину, с его помощью горизонтальное движение кабеля преобразуется в вертикальное. При исследовании скважин с необорудо­ванным устьем применяются блок-балансы, которые могут крепиться к фланцу обсадной колонны или к муфте бурильных труб. С осью ролика через шестерни связаны датчик глубин и механический счетчик оборотов, устанавливаемые на щеках блок-баланса. Для контроля за натяжением кабеля на блок-балансе устанавливается датчик натяжения — пружинный, тензометрический или индуктивно-пружинный динамометр, связанный с индикатором натяжения, шкала которого градуируется в единицах силы (кН). Блок-баланс устанавливают над устьем скважины так, чтобы кабель, проходя по желобу ролика, попадал в центр устья скважины. Спуск и подъем кабеля в скважину производится с помощью лебедки. Основными ее частями являются рама, барабан, на который наматывается кабель, привод барабана, тормоз, коллектор и кабелеукладчик. Барабан выполнен из немагнитной стали и состоит из цилиндра и двух щек. На одной щеке смонтировано колесо цепной передачи, на другой — храповое колесо, фиксирующее барабан с помощью собачки при остановках лебедки. Вращение барабана обычно производится от ходового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и двухскоростной редуктор. Скорость вращения барабана лебедки регулируется при помощи коробки передач, редуктора и числом оборотов двигателя. Лебедка снабжена ленточными тормозами, включающимися с помощью рычага и тяги. Коллектор служит для подключения измерительной схемы каротажной станции к жилам и бронированной оплетке кабеля, намотанного на барабан. 4. Определение глубин Определение глубин залегания изучаемых объектов (местоположения зонда, прибора, аппарата) при геофизических исследованиях скважин производится по длине спущенного кабеля. Точное измерение длины кабеля, спущенного в скважину, осуществляется путем нанесения на него через определенные расстояния (10—40 м) магнитных меток. Кабель в скважине испытывает натяжение, под действием которого его длина увеличивается. Величина этого натяжения зависит от собственного веса кабеля и скорости его движения, веса прибора, плотности и вязкости промывочной жидкости и др. В связи с этим разметку кабеля и проверку положения меток необходимо выполнять при условиях, близких к условиям работы кабеля в скважине. Наиболее часто кабель размечают с помощью автоматической разметочной установки в стационарных условиях. Стационарная разметочная установка состоит из перемоточной лебедки, динамометра для определения натяжения и собственно разметочного устройства. Разметочное устройство включает электромагнит для нанесения меток, меткоуловитель, стирающую го­ловку и электронное устройство для управления их работой. Мерная база установки (расстояние между электромагнитом и меткоуловителем) составляет 20 м и промеряется мерной стальной лентой с погрешностью ± 0,02 %. Если кабель не находился в эксплуатации, то перед разметкой его несколько раз опускают в скважину с тяжелым грузом, чтобы свести до минимума искажение глубин за счет необратимого удлинения (необратимое удлинение нового кабеля может достигать 2—3 м на 1 км). Более точные результаты получают при автоматической разметке кабеля во время его движения в скважине. В этом случае магнитные метки наносятся на кабель в процессе его спуска или подъема (в зависимости от вида работ) при фактически действующих натяжениях. Разметка кабеля оформляется соответствующим актом. Длина спущенного в скважину кабеля (глубина положения зонда, прибора) отсчитывается от точки отсчета глубин. При исследованиях нефтяных и газовых скважин за точку отсчета глубин обычно принимают уровень стола ротора (реже пол буровой). Если на скважине отсутствует бурильный станок, то за точку отсчета можно принять уровень земной поверхности или фланца обсадной колонны. Ориентировочная глубина положения зонда (прибора) в скважине определяется по показаниям механического счетчика глубин, на котором перед спуском кабеля устанавливают глубину, равную цене первой метки. Погрешность в определении глубин при каротаже не должна превышать: для скважин глубиной до 1 км — 1м; от 1 до 2 км — 1,5 м; от 2 до 3 км — 2 м; от 3 до 4 км — 2,5 м; от 4 до 5 км — 3 м; от 5 до 6 км — 4 м и свыше 6 км — 5 м. Величина фактической погрешности в определении глубин обычно оценивается как половина расхождения в глубинах по результатам повторных измерений. Точность определения глубины спуска перфоратора (грунтоноса, торпеды) должна быть выше, чем при каротаже. Допустимая погрешность в глубинах при перфорации и отборе грунтов 0,3 м на 1 км. Для обеспечения такой точности необходимо заведомо ознакомиться с условиями определения глубин, применять соответствующий кабель, тщательно измерять его длину с учетом натяжения при спуско-подъеме. Для проверки подготовленности ствола скважины к простре-лочно-взрывным работам, оценки состояния и длины кабеля, его разметки, отбивки забоя, а также проверки работоспособности индикаторов, приборов подъемника и др. сначала производят пробный спуск кабеля с контрольным шаблоном. В процессе его подъема производят привязку индикаторных приборов к естественным или искусственным контрольным реперам в скважине, в качестве ко­торых в открытом стволе могут быть четко выраженные характер­ные показания на кривых ПС, ГК, а также радиоактивные пули, устанавливаемые в зоне отстрелов или взрывов. В колонне труб в качестве контрольных реперов обычно используются муфтовые соединения, магнитные метки, радиоактивные пули и характерные показания на кривых РК. К таким реперам можно привязываться с помощью соответствующих скважинных приборов. Глубины привязки к реперам, границам интервалов и точкам пласта, в которых предусматривается отстрел или взрыв, на кабеле отмечают временными метками. Номера меток, контрольные реперы и соответствующие им глубины по показаниям счетчиков указывают в Акте промера кабеля. Заряженные перфораторы и грунтоносы при первом спуске устанавливают так, чтобы нижний ствол или заряд находились несколько выше нижней границы интервала исследования. Если вскрываемая часть пласта граничит с водоносной, то перфоратор должен устанавливаться выше этой границы на расстоянии не менее 0,5 м. Установка грунтоносов обычно осуществляется по кривой ПС. В этом случае вблизи сборки грунтоноса устанавливают электрод для записи ПС, подключенный к одной из жил кабеля (при работе с трехжильным кабелем) или к свободному контакту селективного переключателя (при работе с одножильным кабелем). На кривой ПС, записанной ранее (например, при пробном спуске), намечают точку отбора грунта и реперную точку вблизи нее. Для установки перфоратора (торпеды) на заданной глубине наиболее часто пользуются муфтами обсадной колонны или магнитными метками. В этом случае при пробном спуске производят одновременную регистрацию кривой радиоактивного каротажа и локатора муфт (магнитных меток). На полученных диаграммах отмечают интервал перфорации или глубину установки торпеды. Погрешность в установке перфоратора (грунтоноса, торпеды) на заданной глубине, таким образом, не превышает + 0,3—0,5 м и, что очень важно, не зависит от глубины проведения прострелочно-взрывных работ. 5. Автоматические каротажные станции Автоматические каротажные станции предназначены для производства комплекса геофизических иссле-яований скважин и состоят из следующих основных элементов: -1) скважинных приборов и зондов, являющихся датчиками измеряемой по стволу скважины или на определенной ее глубине физической величины; 2) наземной аппаратуры (лаборатории), позволяющей регистрировать в аналоговой (диаграммной) или цифровой форме показания скважинных приборов и зондов; 3) кабеля, с помощью которого осуществляется перемещение скважинных приборов и их связь с наземной измерительной аппаратурой; 4) спуско-подъемного оборудования с приборами управления и контроля за спуско-подъемными операциями. Спуско-подъемное оборудование монти­руется на грузовом автомобиле либо совместно с измерительной аппаратурой, либо самостоятельно (самоходные каротажные подъемники). 6. Лаборатории Лаборатория представляет собой необходимую для выполнения геофизических исследований измерительную аппаратуру, смонтированную в утепленном закрытом кузове грузового автомобиляИсточники питания. Автоматические каротажные станции запитываются от промысловой электрической сети переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 220 или 127 В. При отсутствии на буровой сети переменного тока каротажные станции могут запитываться автономно от бензоэлектрического агрегата переменного тока 7. Проведение спуско-подъемных операций Спуск геофизических приборов в скважину производят только после ее соответствующей подготовки. Подготовка скважины заключается в основном в промывке ствола и проработке его долотом номинального диаметра для ликвидации уступов, резких переходов, пробок, сальников и мест сужений. Промывочная жидкость в интервале каротажа должна быть однородной, параметры ее должны соответствовать значениям, предусмотренным в геолого-техническом наряде. Устье скважины оборудуется в зависимости от вида работ согласно действующим инструкциям. Готовность скважины к геофизическим исследованиям удостоверяется специальным актом. Спуск кабеля должен происходить равномерно со скоростью не более 5000—6000 м/ч. Скорость спуска контролируется по тахометру. В процессе спуска кабеля внимательно следят за перемещением скважинного прибора и в случае его остановки прекращают спуск, чтобы не допустить перепуска кабеля и завязывания «узлов». Контроль за движением прибора в скважине может осуществляться по натяжению кабеля и показаниям гальванометра, регистрирующего один из параметров (обычно ПС). В некоторых случаях из-за наличия пробок и сальников спуск затрудняется и возникает необходимость в использовании тяжелых специальных грузов. Если при этом преодолеть препятствие не удается, скважину прорабатывают повторно. Вособо трудных условиях применяют «каротаж через бурильный инструмент». По окончании спуска производят отбивку забоя, устанавливают соответствующие масштабы записи диаграмм и сразу же начинают подъем. Подъем осуществляется со скоростью, зависящей от технических возможностей аппаратуры, вида и конкретных условий измерений. После подъема прибор извлекают из скважины, отсоединяют его от кабеля, проверяют изоляцию и цепь кабеля, убеждаются в исправности аппаратуры и оборудования и готовятся к проведению следующего вида исследований или к окончанию работ. Вопросы для проверки 1. Что представляет собой зонд для геофизических измерений? 2. Какое оборудование используется при спускоподъемных операциях? 3. Что представляют собой автоматические каротажные станции? Тема 1.3 Геофизические методы контроля технического состояния скважин Лекция № 1. Изучение технического состояния обсадной колонны скважины и определение положения скважины в пространстве. План: 1. Измерение искривления скважин (инклинометрия) 2. Определение диаметра скважин 3. Контроль технического состояния обсадных труб 1. Измерение искривления скважин (инклинометрия) Скважины в зависимости от геологических, геоморфологических и других условий проектируют или вертикальными или наклонно-направленными. В процессе бурения ствол скважины обычно отклоняется от заданного направления из-за влияния ряда геологических и технических факторов, т.е. искривляется. Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуществляются инклинометрами с дистанционным электрическим измерением типа КИТ (КИТА) и других. Инклинометры с дистанционным электрическим измерением состоят из скважинного прибора с удлинителем и наземного пульта. Инклинометр КИТ рассчитан на работу с одно- и трехжильным кабелем в необсаженных скважинах при температуре до 200 0 С и давлении до 65 МПа. Он позволяет измерять угол наклона δ в диапазоне 0-50 0 с погрешностью не более ±0.50, а азимут φ плоскости искривления – в пределах 0-360 0 с погрешностью не более ±40 при углах наклона 30. Прибор КИТА отличается от вышеописанного более прочным кожухом и рассчитан на работу в скважинах при давлениях до 120 МПа. Для обеспечения нормальной работы инклинометров систематически (не реже 1 раза в месяц) производятся регулировка и балансировка их подвижных систем с использованием установочного инклинометрического стола. Измерение элементов искривления скважины производится при подъеме прибора со скоростью, не превышающей 2000 – 2500 м/ч. В вертикальных скважинах интервалы замеров составляют 20-25 м, в наклонно-направленных – 5-10 м. Первый замер производится на 2-3 м выше забоя. Для контроля качества измерений через каждые 5-10 точек в вертикальных и в каждой точке в наклонно-направленных скважинах, на 1 м выше основного замера, измерения повторяются, т.е. выполняются контрольные замеры. При последующих работах в скважине интервалы замеров, как правило, частично перекрываются (не менее чем в 3-5 точках). Результаты контрольных замеров не должны отличаться от предыдущих на величины, превышающие допустимые погрешности приборов. Результаты инклинометрических измерений записываются в журнал наблюдений, где указываются скважина и район ее расположения, дата проведения работ, тип и номер прибора, сведения о скважине. В таблице замеров указывают значения углов, φ и дирекционного угла α в соответствии с глубинами их измерений. Дирекционный угол α = φ +γ± D, где γ - угол сближения между осевым меридианом и меридианом в данной точке (может быть положительным или отрацательным); D – магнитное отклонение (восточное со знаком плюс, западное – минус). Значение γ ± D указываются на географических картах. По значениям измеренного угла δ и вычисленного дирекционного угла строится проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость, называемая инклинограммой. Масштаб построения инклинограмм обычно выбирается 1:200 или 1:100. Если углы отклонения скважины от вертикали малы (не превышают 1-2 0), азимут искривления неустойчив. В связи с этим проекции таких участков либо не строят, либо строят для укрупленных участков по усредненным данным. Рис. 33. Инклинограмма — горизонтальная проекция оси ствола скважины глубиной 2057 м (по Комарову). 2. Определение диаметра скважин Фактический диаметр скважины dс в ряде случаев отклоняется от его номинального dн, равного диаметру долота, которым бурилась скважина. В глинах, глинистых сланцах, песках-плывунах и в растворимых хемогенных породах (каменная соль, сильвин) фактический диаметр скважины увеличивается за счет образования каверн. В проницаемых песчаниках, известняках, доломитах при бурении скважин на глинистом растворе диаметр скважины нередко уменьшается за счет образования глинистой корки. В плотных непроницаемых породах фактический диаметр скважины равен диаметру долота. Сведения о значении фактического диаметра скважины способствуют уточнению результатов количественной интерпретации диаграмм электрических, радиоактивных и термических методов. Кроме того, определение фактического диаметра скважины необходимо для чисто технических целей — изучения профиля скважины перед спуском обсадной колонны, определения необходимого для заливки скважины количества цементного раствора и объема гравия при закладке гравийных фильтров. Определение фактического диаметра скважины производят с помощью специального скважинного прибора — каверномера (профилографа). Повсеместное распространение получил каверномер на сопротивлениях, разработанных в двух вариантах: для использования на трехжильном и одножильном кабеле. Наибольшее распространение при исследованиях нефтяных и газовых скважин получили каверномеры на трехжильном кабеле. Устройство каверномера на сопротивлениях показано на принципиальной механической схеме. Изменение положения четырех рычагов 1 в зависимости от диаметра скважины приводит к изменению сопротивления на реостате 6. Показания реостата градуируются в величинах диаметра скважины. Стандартный прибор позволяет определить диаметр скважины от 100 до 760 мм. Рис. 34. Принципиальная механическая схема каверномера на сопротивлениях. 1 — длинное плечо рычага; 2 — короткое плечо рычага; з — ось рычага; 4 —кулачок; S —шток; 6 — реостат; 7 — стенка скважины. 3. Контроль технического состояния обсадных труб Систематический контроль технического состояния обсадных труб является одной из наиболее действенных мер предотвращения возможных аварий и заключается в определении их толщины, внутреннего диаметра, овальности, местоположения башмака и муфтовых соединений, а также в выявлении в них различных дефектов (трещин, порывов и т.д.). Гамма-толщимер, входящий в состав комплексного скважинного прибора дефектомера-толщиномера СГДТ-2, позволяет определить среднюю толщину стенки обсадных труб с точностью до ± 0.25 мм, установить положение соединительных муфт (замков), цементирующих фонарей, интервалов перфорации и мест порыва колонны. Для изучения технического состояния обсадных колонн применяются электромагнитный профилограф, калибромер, профилемер, микрокаверномер и индуктивные дефектомеры. Локатор ЛР позволяет проводить в обсаженной скважине одновременную запись кривых локатора муфт и радиоактивного каротажа. Одновременная запись кривых РК (ГК) и локатора муфт обеспечивает привязку муфтовых соединений обсадных труб к разрезу скважины, что в последующем используется для точной установки перфоратора на заданной глубине с помощью магнитного локатора для перфораторов. Прихваты бурильных (насосно-компрессорных) труб – наиболее частый вид аварий при бурении скважин. Место прихвата труб определяют с помощью прихватоопределителя (ПО). Скважинный прибор ПО представляет собой датчик (электромагнит), состоящий из катушки и сердечника, помещенных в корпус из немагнитной стали. Вопросы для контроля 1. Цель проведения инклинометрии? 2. Как определяют диаметр скважины? Лекция № 2. Контроль за качеством цементирования скважин План: 1. Термометрия 2. Радиоактивные методы 3. Акустический каротаж После окончания бурения скважины и спуска обсадной колонны производится ее цементирование – кольцевое затрубное пространство между стенкой скважины и колонной труб заливается цементным раствором. Закрепление ствола скважины спуском обсадных колонн с последующим цементированием осуществляется для изоляции отдельных пластов, исключения перетоков различных флюидов между ними и перекрытия зон возможных осложнений, затрудняющих процесс бурения. При качественном цементировании обеспечивается: 1) Наличие в затрубном пространстве затвердевшего цемента, поднятого до проектной глубины от устья. 2) Равномерность распределения цемента в затрубном пространстве. 3) Сплошность цементного камня и хорошее его сцепление с колонной и стенкой скважины. Контроль за качеством цементирования скважин осуществляется термическими, радиоактивными и акустическими методами. 1.Термометрия Определение уровня цемента в затрубном пространстве методом термометрии основано на свойстве цементного раствора повышать температуру окружающей среды вследствие экзотермической реакции, протекающей при его схватывании. Метод позволяет выявить наличие цемента за колонной и установить верхнюю границу цементного камня. Максимальные температуры при схватывании различных типов цемента наблюдаются обычно в интервале 6-16 ч, а наибольшие температурные аномалии в условиях скважины можно зафиксировать во времени от 6 до 24 ч после окончания заливки. Верхняя граница цемента за трубами устанавливается по резкому сдвигу кривой на термограмме в сторону увеличения температуры на фоне постепенного возрастания ее с глубиной (рис. 4). Метод термометрии сравнительно прост и достаточно эффективен при отбивке высоты подъема цемента в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Основным его недостатком является отсутствие информации о характере распределения цемента в затрубном пространстве и плотности сцепления его с колонной и стенкой скважины. Рис. 35. Определение высоты подъема цементного кольца термическим и радиоактиным методами. 1 — кривая ГМ; 2 — кривая СП; з — кривая КС; 4 — термограмма. 2. Радиоактивные методы Для определения уровня цемента в затрубном пространстве и оценки качества цементирования обсадных колонн применяются методы радиоактивных изотопов и гамма-гамма каротажа. Методы радиоактивных изотопов. Эти методы основаны на регистрации гамма-излучения радиоактивных изотопов, добавляемых в цементный раствор в процессе его приготовления. Для активации цементного раствора применяют короткоживущие изотопы (Fe). Концентрация изотопов в нем должна быть такой, чтобы его активность не превышала 0.5-1 мг-экв Ra/м3. При необходимости определения только уровня цемента активированию подвергается лишь первая порция цемента. Участок колонны, окруженный активированным цементом, отмечается на диаграмме ГК повышением интенсивности излучения. Метод изотопов особенно эффективен при ремонтных работах, когда количество закачиваемого в затрубное пространство цементного раствора невелико. 3. Акустический каротаж Изучение качества цементирования затрубного пространства акустическим каротажем основано на различии затухания и скорости распространения упругих колебаний в зависимости от плотности сцепления цементного камня с колонной и стенкой скважины.Качество цементирования оценивается по трем измеряемым параметрам: амплитуде продольной волны в колонне Ак, амплитуде продольной волны в породе Ап и времени распространения продольной волны в породе tп. Измерение указанных параметров осуществляется с помощью специальных скважинных приборов – акустических цементомеров АКЦ. На диаграмме акустического цементомера, на которой одновременно регистрируются кривые Ак, Ап и tп, определяют: 1). Высоту подъема цемента за колонной, 2). Наличие или отсутствие цемента за колонной, 3). Присутствие каверн, каналов и трещин в цементном камне, 4). Качество сцепления цемента с колонной и стенкой скважины, 5). Характеристику процесса формирования цементного камня во времени (путем сопоставления результатов временных замеров). О качестве цементирования основную информацию несут параметры Ак и tп. Малая амплитуда Ак (не более 0.2 от максимального значения) служит основным признаком сцепления цементного камня с колонной, большая (не менее 0.8 от максимального значения) указывает на отсутствие этого сцепления. Отклонение времени распространения продольной волны в породе tп от времени пробега упругой волны по колонне tп служит признаком наличия цемента за колонной и его сцепления с ней. Характерные аномалии на кривых tп и Ак, связанные с отбивкой муфтовых соединений колонны, являются признаком плохо сцементированных интервалов или отсутствия сцепления цементного камня с колонной. На основании перечисленных признаков оценивают качественное состояние цементного камня в затрубном пространстве с выделением интервалов, характеризующихся: - наличием в затрубном пространстве цементного камня, жестко связанного с колонной - хорошее сцепление. - неполным заполнением затрубного пространства цементным камнем или плохой связью с колонной – плохое сцепление - чередованием участков, хорошо и плохо сцементированных с колонной, содержащих и не содержащих цементный камень в затрубном пространстве – частичное сцепление. - отсутствием сцепления цементного камня с колонной или вообще отсутствием цемента в затрубном пространстве. Плохому сцеплению может соответствовать наличие вертикального канала в цементном кольце, эксцентричное положение колонны по сечению скважины, наличие зазора между колонной и цементным кольцом, заполненным промывочной жидкостью или глинистой коркой, плохое качество цементного раствора, которое возможно вследствие перемешивания его с промывочной жидкостью в процессе цементирования скважины. Под частичным сцеплением подразумевается чередование участков с хорошим и плохим сцеплением цементного камня с колонной. Схема интерпретации диаграмм АКЦ Таблица 3 Амплитуда Ак Величина tп Отбивка муфт Результаты интерпретации Максимальная tп=tк отбиваются Цемент отсутствует или не сцеплен с колонной 0.2-0.8 от максимального значения tп≈tк отбиваются Плохое сцепление цемента с колонной, частичное сцепление цемента с колонной Минимальная (нулевая) tп>tк Не отбиваются Хорошее сцепление цемента с колонной Средняя tп >5%. По численным значениям и , снимаемым с кривой НГМ против этих горизонтов, и значениям и на бланке бумаги в масштабе х = lg Кп, у =.проводят прямую, которая и является эталонной для данной кривой НГМ. В качестве одного из опорных горизонтов обычно используют размытые глины, диаметр скважины против которых превышает 400 мм; по отношению к НГМ водородосодержание такого горизонта эквивалентно коэффициенту пористости Кп = 40%. Рис. 45. Сравнение зависимости с кривыми зависимостей и Рис. 46. Кривые распределения весового содержания в глинистой фракции отложений кристаллизационной (7) и гигроскопической (2) воды. а — для отложений девона и карбона Татарии и Саратовского Поволжья; б — для отложений За другой опорный горизонт принимают следующие пласты: а) в случае оценки пористости карбонатных коллекторов — пласты известняков или доломитов, а также пласты, отмечаемые на кривых НГМ максимальными интенсивностями . Коэффициент пористости этих пластов условно принимают равным 2,5%. Построенная таким образом эталонная прямая пригодна для определения пористости известняков, у которых >5% (рис. 61, 6); б) песчано-глинистый или алевролитовый пласт с известными значениями kn. Методика построения эталонной кривой принципиально та же, что и в первом случае. За первый опорный горизонт принимаются пласты с высокой пористостью, величина которой установлена по керну или одним и» ранее описанных способов. За второй опорный горизонт принимаются пласты плотных известняков или ангидритов, характеризуемые на кривых НГМ максимальными интенсивностями . Значение коэффициента пористости этого горизонта устанавливают равным минимальному значению , встречаемому в исследуемом разрезе всего месторождения (обычно 1 — 1,5%). Эталонную кривую, так же как и в предыдущем случае, строят по двум точкам с координатами (,) и (, = 1 —1.5%), в виде прямой. Однако построение ведут в масштабе х = , у = lg (см. рис. 61, б). При исследованиях нейтронным гамма-методом обсаженных скважин эталонную кривую зависимости по двум точкам строят так же, как и в первом случае исследования необсаженных скважин. За первый опорный горизонт здесь принимают заполненную цементом каверну с условной пористостью 50%; за второй — пласты известняка или доломита, характеризующиеся максимальной интенсивностью . Принимаемая пористость пластов 1 — 1,5%. В этом случае исключается влияние минерализации бурового раствора и пластовых вод, повышается точность оценки коэффициентов пористости пород в области их высоких значений. Суммарное содержание в глинистой фракции связанной воды = для данного стратиграфического комплекса отложений хорошо выдерживается в пределах достаточно обширных геологических районов и определяется для каждого месторождения по данным лабораторных исследований нескольких образцов глинистой фракции. Для палеозойских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной области оно близко к 23,5%; для отложений продуктивной толщи Азербайджана . Наиболее эффективно данные НГМ применяются для оценки пористости незаглинизированных карбодатных отложений, а также во всех других случаях, когда использование для этой цели данных электрометрии невозможно. Сущность методики оценки пористости пород по данным этих методов сводится к составлению коррелятивных зависимостей интенсивности естественного , рассеянного или искусственно созданного в методе изотопов гамма-излучения от коэффициента пористости пород для конкретных скважинных и геологических условий измерений. Данные гамма-метода могут быть использованы для оценки пористости только таких пород, изменение пористости в которых определяется преимущественно степенью их заглинизированности. Для пород с различным составом цементирующего вещества кривые зависимости составляют отдельно. Данные метода рассеянного гамма-излучения используют для оценки пористости пород только при условии исследования необсаженных скважин и постоянства толщины глинистой корки и песчаных сальников против исследуемых пород. Для пород различной минералогической плотности кривые составляют раздельно. В методе изотопов кривые зависимости составляют отдельно для каждой скважины. В процессе измерений проводят строгий контроль за постоянством концентрации радиоактивных изотопов в буровом растворе. Вопросы 1. Какими способами строят эталонные кривые? 2.Какими методами может быть определен коэффициент проницаемости терригенных коллекторов? 3. Какими методами определяют пористость в карбонатных коллекторах? Лекция № 6. Определение нефтегазоводонасыщенности План 1. Литологическое расчленение 2. Понятие о коэффициенте нефтенасыщенности 1. Литологическое расчленение Литологическое расчленение осадочных пород в разрезах нефтяных и газовых скважин обычно проводят по следующей схеме. По данным стандартной электрометрии (кривым КС и СП) в разрезе исследуемой скважины выделяют терригенные и карбонатно-хемогенные породы. Последние характеризуются повышенными кажущимися сопротивлениями и промежуточными, слабо дифференцированными значениями . В случае, если кривая СП отсутствует или плохо дифференцирована, карбонатно-хемогенные разности (кроме гипсов) выделяют по данным нейтронного гамма-метода. Такого состава породы характеризуются повышенными интенсивностями . По кривым СП, ГМ и кавернограмме терригенные разности расчленяют на песчанистые и глинистые. Песчаникам соответствуют минимальные значения интенсивности естественного гамма-излучения , отрицательные аномалии и номинальный или несколько уменьшенный диаметр скважины. Глинам соответствуют положительные аномалии , максимальные значения и наличие каверн. Алевролиты и глинистые песчаники характеризуются номинальным диаметром скважины и промежуточными значениями и . С увеличением глинистости величина уменьшается, а интенсивность увеличивается . Литологическое расчленение карбонатно-хемогенной толщи проводят главным образом по данным радиометрии скважин и кавернограммам. На кривых ГМ хемогенные осадки (кроме калиевых солей) отмечаются минимальными значениями ; отложения каменной соли и калийных солей выделяются на кавернограмме по увеличенному диаметру скважины. На кривых НГМ этим породам соответствует высокая интенсивность ; гипсы характеризуются аномально низкими значениями , а ангидриты, как правило, более высокими, чем у карбонатных разностей, значениями и . Расчленение карбонатной толщи на известняки и доломиты по данным промысловой геофизики затруднительно. Решение этой задачи возможно только после предварительного изучения геолого-геофизической характеристики исследуемого района. 1. Понятие о коэффициенте нефтенасыщенности Коэффициент нефтенасыщения - Отношение объема пор, заполненных нефтью, к общему объему пор породы. Показывает степень насыщенности нефтеносных пород нефтью. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна. С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн), величины, выраженные в долях или в процентах. Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях): . (6) Численное значение удельных сопротивлений нефтенасыщенного или газонасыщенного пластов определяют по боковому электрическому зондированию или с помощью другого метода, имеющего большую глубину исследования. Величину удельного сопротивления того же пласта при 100% заполнении его пор пластовой водой рассчитывают по формуле: (7) где Рп определяют из зависимости Рп = / (Лп) по известному значению коэффициента пористости пласта. Иногда, при отсутствии сведений о пористости пласта, значение определяют как среднее по всему пласту, используя значение удельного сопротивления исследуемого пласта по законтурным скважинам. Второй способ менее точный. Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте–, газо– и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз. Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн). Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (Sв.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа (см. ниже). Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других. Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (SН), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта, считается хорошим показателем. Однако, эта закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и др. В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом. Водонасыщенность (SВ) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (SН) и газонасыщенности (SГ): , (8) где VВ, VН, VГ – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы. От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды: Пст = Vсоб. пор – Vв. ост.. (9) В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (Пдин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте. Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение: SН + SВ = 1. (10) Для газонефтяных месторождений соответственно: SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH). (11) На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин. Вопросы 1. Цель литологического расчленения разрезов скважин? 2. Что такое коэффициент нефтенасыщенности? Лекция №7. Методы ГИС при подземном ремонте скважин План 1. Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости 2. Определение положения водонефтяного и газожидкостного контактов и контроль за обводнением скважин 3. Определение газонефтяного контакта ГНК 1. Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости При нарушении герметичности обсадных колонн в скважину может поступать вода, осложняющая ее дальнейшее бурение или эксплуатацию. Если место притока и очаг обводнения не совпадают по глубине, то вода из-за некачественного цементирования перед­вигается по затрубному пространству и затем через нарушение в обсадной колонне или перфорационные отверстия попадает в сква­жину. В этом случае для успешной борьбы с обводнением требуется определить не только место притока воды в скважину, но и устано­вить местоположение очага обводнения, т. е. определить интервал затрубного движения воды. В процессе бурения скважин возможны также поглощения промывочной жидкости, вызывающие полную или частичную потерю ее циркуляции. Оперативное определение зон поглощения промы­вочной жидкости и принятие мер по восстановлению полной циркуляции — одно из важных условий успешного бурения скважин. Решение перечисленных задач осуществляется различными методами: резистивиметрией, термометрией, путем закачки радиоактивных изотопов и др. Определение места притока воды в сква­жину. Для установления места притока воды в скважину наибо­лее часто применяются электрические и термические методы. Электрический метод основан на измерении скважинным резистивиметром удельного сопротивления жидкости (промывочной жидкости и поступившей пластовой воды), заполняющей ствол скважины. Работы по определению места притока в зависимости от конкретных условий проводятся способом оттартывания или продавливания. При способе оттартывания скважину промывают до получения однородного раствора по всему стволу, сопротивление которого должно отличаться от сопротивления пластовых вод. Столб жидко­сти в скважине должен обеспечить давление, превышающее пласто­вое. После промывки производят первый контрольный замер, подтверждающий однородность раствора по удельному сопротив­лению в интервале всего ствола. Затем постепенно снижают стати­ческий уровень жидкости в скважине путем ее оттартывания. После некоторого восстановления уровня, что является признаком поступления воды в скважину, измерение сопротивления жидкости в стволе повторяют. Появление притока отмечается на фоне контрольной кривой понижением или повышением сопротивлений против притока. Серия таких замеров резистивиметром вдоль ствола позволяет достаточно точно определить нижнюю границу интервала притока. При способе продавливания допускают, что водоотдающий интервал одновременно является и поглощающим. При этом способе, так же как и в предыдущем, добиваются однородности жидкости, заполняющей ствол скважины. В этом убеждаются, выполнив первый контрольный замер резистивиметром. Затем в скважину закачивают воду или глинистый раствор с сопротивлением, отличающимся от предыдущего, и проводят серию последовательных замеров резистивиметром. Таким образом, прослеживают перемещение границ раздела между жидкостями. Глубина, ниже которой граница раздела не перемещается, несмотря на продолжение закачки, соответствует нижней границе интервала поглощения . Способ задавливания обычно применяют при газировании скважины и наличии опасности выброса. Описанный принцип измерений резистивиметром используется и при определении зон поглощения промывочной жидкости в процессе бурения скважины для оперативного восстановления ее циркуляции. Применение термического метода определения места притока основано на различии температур жидкости, заполняющей ствол скважины, и поступающей пластовой воды. Измерение температуры осуществляется обычными скважинными электротермометрами. После контрольного замера, изменяя давление столба жидкости в скважине оттартыванием, производят регистрацию серии температурных кривых, по которым судят о положении места притока, которое отмечается повышением или пони­жением температуры. При способе продавливания после контрольного замера в скважину закачивают определенные объемы воды (глинистого раствора), температура которой значительно отличается от температуры жидкости в стволе с последующим измерением температуры. На глубине по­глощения (место нарушения герметичности обсадной колон­ны) закономерность изменения температуры резко изменяется. Определение затрубного движения воды. Для определения затрубного движения воды и положения очага обводнения наиболее часто используются термические методы, основанные на изучении теплообмена между жидкостью, находящейся в скважине и циркулирующей в затрубном пространстве . В ряде случаев для этого используются методы радио­активных изотопов. В качестве радиоактивных веществ для приготовления активированной жидкости используют короткоживущие радиоизотопы. Концентрация радиоактивных солей активированной жидкости выбирается из расчета 0,5- 1,5 мг-экв Ra/м3. Работы в скважине выполняют обычно в указанной последовательности: проводят измерение естественной гамма-активности в скважине и получают диаграмму ГК1; через насосно-компрессорные трубы в скважину закачивают активированную жидкость; производят 2—3 раза промывку скважины для очистки ее от загрязнения активированной жидкостью с последующим измерением гамма-активности. Сравнивая повторную кривую ГК2 с кривой ГКХ1, получают представление об интервале затрубной циркуляции . Метод радиоактивных изотопов может применяться и в тех случаях, когда очаг обводне­ния по глубине совпадает с местом притока. Одной из важных задач, решаемых при помощи радиоактивных изотопов, является контроль за гидроразрывом пласта. Для установления участков пласта, в которых произошел гидроразрыв и образовались зоны трещиноватости, в него задавливается активиро­ванный изотопами песок. Участки пласта, в которых произошел гидроразрыв, определяются по повышенным показаниям на кривой ГК2, зарегистрированной после проведения гидроразрыва и за­качки в пласт активированного песка. 2. Определение положения водонефтяного и газожидкостного контактов и контроль за обводнением скважин Для выделения ВНК и ГЖК в обсаженных скважинах применяют импульсные методы нейтронного каротажа ИННК, ИНГК и стационарные НГК, НК-Т. В отдельных случаях для этой цели можно использовать диаграммы ГК и ГГК. , Определение водонефтяного контакта стационарными нейтронными методами возможно при высокой (свыше 100—150 г/л) хлоронасыщенности однородных нефтеносных песчаных пластов. Показания НГК против водоносной части пласта завышаются при этом в среднем на 15—20 %, а показания НК-Т — занижаются на ту же величину. Однако эти методы малоэффективны при определении положения ВНК в скважинах, не обсаженных колонной или только что вышедших из бурения, из-за проникновения в пласт фильтрата пресного глинистого раствора; в пластах, вскрытых перфорацией,— вследствие перемешивания воды с глинистым раствором, находящимся в скважине, из-за наличия конусов обводнения. Импульсный нейтронный каротаж по сравнению со стационарными нейтронными методами является более результативным при определении' местоположения ВНК и контроле за его продвижением. Различия в показаниях ИНК против нефтеносной и водоносной частей пласта почти в 10 раз больше, чем на диаграммах НГК и НК-Т. В высокопористых и однородных пластах импульс-методом возможно контролировать перемещение ВНК даже относительно невысокой (30—35 г/л) минерализации пластовых вод, что недоступно для стационарных нейтронных методов. Импульсные методы нейтронного каротажа находят в настоящее самое широкое применение при контроле за разработкой месторождений. Основные задачи, решаемые этими методами, заключаются в изучении изменений во времени характера насыщения неперфорированных и перфорированных пластов. Импульсные нейтронные методы в комплексе с другими исследованиями используются также для определения затрубного движения воды, ревизии скважин старого фонда, контроля за выработкой основных объектов эксплуатации и поисков пропущенных нефтеносных пластов. В неперфорированных пластах определение ВНК после расформирования зоны проникновения и сохранения цементного кольца отсутствие циркуляции жидкости за колонной не вызывает затруднений Контроль за разработкой перфорированных пластов с подошвенной водой заключается в определении текущего положения ВНК и в выяснении причин обводнения. Обводнение скважин через перфорационные отверстия возможно по следующим причинам: естественный подъем ВНК в процессе эксплуатации и достижением перфорационных отверстий, 2) подтягивание конуса подошвенной воды, 3) приток воды по прискважинной части коллектора через некачественное цементное кольцо, 4) вытеснение нефти вдоль напластования водой по наиболее проницаемым прослоям. Эти случаи поддаются изучению импульсными методами. Обводнение нефтяных пластов опресненной водой существенно снижает эффективность разделения нефтеносных и водоносных пластов импульсными методами. При законтурном и внутриконтурном обводнении возможно горизонтальное перемещение нефти и пластовой воды. Это характерно в первую очередь для литологически неоднородных пластов. В результате ранее водоносные или обводненные пласты могут оказаться нефтенасыщенными, а высокоминерализованные пластовые воды — замещенными пресными. На диаграммах ИНК нефтеносные пласты, как и насыщенные преснойводой, будут отмечаться практически одинаковыми высокими показаниями. Для решения этой задачи применяют различные приемы. Одни из них основаны на свойствах цементного камня аккумулировать хлор из пластовых вод и сохранять повышенное осолонение после замещения пластовой воды нефтью (отсутствие десорбции ионов хлора). При замещении пластовых минерализованных вод пресными происходит вымывание солей из цементного камня, что вызывает его опреснение. Сохранение осолоненного цемента против нефтеносного пласта при используемых задержках ta мало влияет на показания ИНК, и пласт отмечается максимальными значениями. Слой цемента имеет превалирующее влияние на показания НГК и НК-Т из-за малого радиуса исследования, и его осолонение приведет к тому, что независимо от характера насыщенности пласт зафиксируется как водоносный. Это различие в показаниях стационарных и импульсных методов положено в основу как для оценки характера насыщенности, так и выявления наличия затрубного движения воды. Решение этой задачи возможно также путем комплексирования импульсных нейтронных методов с другими геофизическими исследованиями (термометрией, дебитометрией, плотнометрией, влагометрией, резистивиметрией и т. п.). По данным гамма-каротажа возможно получить дополнительную информацию о характере обводнения нефтегазоносного пласта и об источнике обводнения как в случае отсутствия поддержания пластового давления нагнетанием воды в пласт, так и при поддержании пластового давления водой любой минерализации. Использование данных гамма-каротажа для решения этих задач базируется на том, что подошвенные и приконтурные воды нефтяных залежей, как правило, обладают повышенной радиоактивностью. В этих водах содержание радия на два-три порядка выше, чем в водах пе­риферийных водоносных пластов и в нефтях. Однако концентрация радия в подошвенных водах не настолько высока, чтобы оказать заметное влияние на естественную радиоактивность горной породы. В связи с этим общая радиоактивность горной породы, фиксируемая по диаграмме гамма-каротажа, мало зависит от радиоактивно­сти флюида и в основном определяется радиоактивностью твердой фазы породы. Более активное проявление повышенной радиоактивности вод продуктивных горизонтов возможно при обводнении скважины в результате затрубной их фильтрации между цементом и колонной или по трещинам цементного камня. Цементный камень обладает большой ионной емкостью и содержит в своем составе сильные сорбенты — окислы железа, алюминия и кремния. Радий, как и его химический аналог барий, обладая высокой адсорбцион­ной активностью, способен адсорбироваться на поверхности це­мента в виде радиобарита при контакте с ним радиоактивных вод. В результате удельная концентрация радия в цементе на интер­вале передвижения пластовой воды по затрубному пространству отмечается радиогидрохимической аномалией, которая фикси­руется повышенными показаниями на диаграмме ГК. 3. Определение газонефтяного контакта ГНК Определение газонефтяного контакта ГНК (услов­ной границы, выше которой при эксплуатации получают нефть со сво­бодным газом, ниже — нефть без свободного газа) осуществляется в неперфорированном интервале пласта по кривым радиоактивного ка­ротажа (НГК, НК-Т, ГГК, ИНК). Наиболее часто для этой цели при­меняются стационарные методы нейтронного каротажа НГК, НК-Т. Газоносный пласт отличается от нефтеносного и водоносного, заполненного пресной водой, меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью. Это приводит к повышению показаний НГК, НК-Т и ГГК против газоносной части пласта и способствует контролю за продвижением ГНК. На кривой ИНК газонасыщенная часть пласта отмечается повышением показаний (увеличением времени жизни тепловых нейтронов) по сравнению с показаниями против нефтенасыщенной или водонасыщенной (независимо от концентрации соли в воде) частей пласта. Положение ГНК устанавливают сравнением двух измерений НГК, НК-Т, ГГК или ИНК, выполненных в разное время. По смещению одной кривой относительно другой судят об изменении положений ГНК во времени. Более надежные результаты при этом получают в обсаженных скважинах после истечения времени, достаточного для расформирования зоны проникновения и установления в пласте естественного режима распределения флюида. Уменьшение пластового давления ниже давления насыщения газом, как и прорыв газа из газовой шапки, сопровождается резким увеличениемгазового фактора добываемой нефти на уровне интер­вала перфорации. Для определения места прорыва газа сравнивают кривые НГК или НК-Т, зарегистрированные в действующей сква­жине, с этими же кривыми, полученными в период ввода скважины в эксплуатацию Вопросы 1. Какие используются мероприятия ГИС по обнаружении аварий? 2. Цель определения ГНК? Лекция № 8. Организация геофизических исследований План 1. Организация геофизических исследований 2. Техника безопасности при проведении ГИС 1. Организация геофизических исследований Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин производят по заказам геологических служб контор бурения и промыслов. Рациональный комплекс этих исследований для каждого района по представлению геофизического предприятия утверждает соответствующая геологическая служба. Результаты геофизических исследований представляются заказчику в виде диаграмм электрометрии, микрозондирования, радиометрии, кавернометрии и т. п.; результаты измерений кривизны скважины — в виде таблиц инклинограмм. При определении высоты подъема цемента, мест притока или поглощения жидкости, мест затрубной циркуляции, положения ВНК, а также при контроле гидравлического разрыва и солянокислотной обработки и при определении температуры в скважине геологической службе представляются комплект диаграмм, или наиболее характерные диаграммы, и объяснительная записка. Результаты бокового электрического зондирования выдаются в виде комплекта диаграмм и письменного заключения. После интерпретации геофизических материалов по каждой скважине представляется письменное заключение, содержащее: сведения о коллекторах, выделенных в разрезах скважин; оценку их нефтегазоносности; рекомендации по отбору грунтов грунтоносами и рекомендации по опробованию пластов. Заключение по боковому электрическому зондированию дается вместе с общим заключением. Качество геофизических измерений определяют по величине расхождения полученных данных, по сравнению с данными, полученными при повторных измерениях с другой аппаратурой или при повторных выездах. Данные наблюдений можно сопоставлять при сохранении условий измерений и измеряемых величин. Половина величины расхождений принимается за погрешность измерений. Допустимы следующие значения погрешностей: а) при измерениях кажущихся сопротивлений — менее 5% от измеряемой величины; при этом максимальное смещение нулевой линии кривой или ее отдельных участков не должно быть более 1 мм, а смещение по глубине между отдельными кривыми электрических методов не должно превышать 1 мм в масштабе диаграмм; б) при записи кривой СП — менее 5% от максимальной амплитуды СП; при этом смещение условной нулевой линии кривой СП за счет поляризации электродов не должно превышать 10 мв на 100 м разреза скважины; в) при проведении радиоактивных исследований — менее 5% от измеряемой величины и менее 3% от максимальной амплитуды отклонения кривой; максимальное смещение нулевой линии или отдельных ее участков не должно быть больше 2 мм, г) при измерениях диаметра скважины — менее 1,5 см; д) при определении абсолютного значения температур по термограммам — менее 0,5° С и относительного значения температур — менее 0,1° С; при определениях по термограммам ОЦК погрешности удваиваются. 2. Техника безопасности при проведении ГИС Геофизические исследования скважин связаны с применением электроэнергии, радиоактивных и взрывчатых веществ, с использованием спуско-подъемных механизмов, скважинных приборов, работающих в условиях высокой температуры и больших давлений. Все это требует вполнения специальных правил техники безопасности, обеспечивающих рофилактику и устранение причин возникновения опасных ситуаций, а также связанных с ними несчастных случаев. Мероприятия по выполнению правил техники безопасности проводятся на подготовительном этапе, в процессе спуско- подъемных операций и измерений. Их специфика зависит от рода выполняемых работ и применяемых геофизических методов. Подготовительные работы на базе заключаются в проверке исправности оборудования, приборов, инструментов, кабеля, тормозной системы подъемника и механизмов его управления. Особое внимание уделяется состоянию электроизоляции каротажного кабеля и других токоведущих элементов. Подготовительные работы на скважине начинают с размещения оборудования. При установке подъемника стремятся, чтобы машинист хорошо видел устье скважины, а ось барабана лебедки была по возможности горизонтальна и перпендикулярна к устью скважины. Под колеса подъемника подкладывают специальные упоры. Блок-баланс надежно закрепляют, расположив его таким образом, чтобы плоскость ролика проходила через середину оси барабана лебедки, перпендикулярно к ней. До включения электропитания подъемник и лабораторию заземляют в строгом соответствии с инструкцией. Подсоединение кабелей, соединяющих блок-баланс, лабораторию и подъемник, осуществляют при выключенном электропитании. До начала исследований ствол скважины прорабатывают с целью обеспечения беспрепятственного прохождения скважинных приборов до интервала измерений. Спуско-подъемные операции проводят при застопоренном столе ротора буровой установки и надежно закрепленном блок-балансе. Спуск и подъем скважинных приборов массой более 40 кг или длиной более 2 м необходимо производить с помощью тельфера. Переступать через движущийся каротажный кабель или браться за него руками запрещается. При спуске прибора, на барабане лебедки должно оставаться не менее половины последнего ряда витков. При подъеме последние 50 м кабеля следует выбирать на малой скорости, проявляя особую осторожность. Спуск прибора бывает затруднен из-за наличия глинистых пробок, уступов, каверн, повышенной кривизны ствола скважины, а также загустевания, большой плотности и вязкости ПЖ. Вместе с тем кабель может продолжать движение и при остановившемся приборе, что приводит к образованию узлов и чревато возможностью прихвата. О том, что прибор движется, свидетельствует изменение показаний в каналах ПС, КС, ГК и др. (на спуске эти показания обычно не регистрируют). При ликвидации прихвата с помощью подъемника запрещается находиться между лебедкой и устьем скважины. В газирующих скважинах или скважинах, поглощающих промывочную жидкость, спуско-подъемные операции запрещены. Ядерно-физические исследования скважин требуют повышенной осторожности. Все работы с изотопными источниками на буровых скважинах (установка и извлечение источника из переносного контейнера и зондового устройства глубинных приборов, опускание и извлечение приборов из скважины и другие работы) должны производиться с помощью дистанционных инструментов и приспособлений в строгой технологической последовательности, определяемой местной инструкцией по мерам радиационной безопасности. Все работы с источниками необходимо выполнять в минимально короткие сроки и распределять их между работающими так, чтобы дозы облучения были наименьшими. Установка источника в глубинном (скважинном) приборе производится непосредственно перед спуском его в скважину, если конструкция зондового устройства не исключает такой возможности. Источники закладываются в предварительно подготовленные (очищенные от пыли, грязи, песка) зондовые устройства скважинных приборов. Подъем и опускание скважинного снаряда в устье скважины, а также извлечение его из скважины должны производиться с помощью буровой, автомобильной или ручной лебедок. Запрещается подъем и опускание скважинного снаряда в устье скважины руками. Для поддержания и направления его движения нужно использовать дистанционные инструменты и приспособления. При исследовании разрезов скважин с помощью генераторов нейтронов включение генератора и подача высокого напряжения разрешается только после опускания генератора в скважину. Включенный генератор, находящийся в скважине на глубине 5 м и более, не требует дополнительных мер защиты. Перед извлечением генератора из скважины напряжение снимается и генератор выключается. В случае радиационной аварии должны быть приняты немедленные меры по ее локализации, выявлению пострадавших и оказанию им необходимой помощи. О всех случаях таких аварий необходимо немедленно информировать органы санитарно-эпидемиологической службы, а при загрязнении объектов внешней среды или утере источников — и органы внутренних дел. Работы с взрывчатыми веществами проводят в строгом соответствии со специальными инструкциями лица, чье право на проведение щюстрелочно-взрывных работ подтверждается наличием у каждого из них документов установленного образца. Лица, не занятые проведением прострелочно-взрывных работ, обязаны покинуть территорию буровой. Для обозначения опасной зоны в радиусе 50 м от скважины устанавливают предупредительные знаки. Вопросы для контроля 1. Как определяют качество геофизических измерений? 2. На каких этапах ГИС проводят мероприятия по технике безопасности? Лекция № 9. Охране недр и окружающей среды при проведении ГИС План 1. Техногенное воздействие на недра и окружающую среду при проведении ГИС 2. Применение ГИС для контроля воздействия на окружающую 1. Техногенное воздействие на недра и окружающую среду при проведении ГИС Проблемы техники безопасности и контроля воздействия на геологическую среду приобрели в настоящее время особое значение. Первая из них связана с созданием условий безопасного и высокопроизводительного ведения работ при геофизических исследованиях скважин, вторая — с применением ГИС для контроля техногенных воздействий на геологическую среду. Геологическая среда находится под все усиливающимся техногенным воздействием, масштабы которого столь значительны, что потребовалось создание специальной системы контроля — литомонитбринга. Его основные задачи: оперативный контроль состояния литосферы на данный момент времени; выявление факторов техногенного происхождения; оценка изменений, возникших под влиянием этих факторов; прогноз состояния геологической среды. Главные источники техногенного воздействия — энергетические комплексы, горнодобывающие и химические предприятия, транспортные сети, строительная и сельскохозяйственная деятельность. Эти источники классифицируют по интенсивности, форме, размерам, продолжительности воздействия и другим признакам. В результате техногенных воздействий создаются новые физические поля, изменяются параметры существующих естественных и искусственных полей. Так, строительство промышленных сооружений и разработка месторождений меняют поле силы тяжести; откачка подземных вод, эксплуатация нефтегазовых месторождений, мелиорация, создание водохранилищ приводят к возникновению электрических полей диффузионно-адсорбционного и фильтрационного происхождения, к активизации суффозионных процессов, меняющих сейсмоакустические и электромагнитные параметры закарстованных зон. Гидрогеохимическое загрязнение геологической среды, связанное с накоплением отходовэнергетических, химических и сельскохозяйственных комплексов, приводит в большинстве случаев к увеличению минерализации подземных вод и, как следствие, к изменению параметров электромагнитных полей. Одновременно могут возникать локальные тепловые поля, меняться нейтронные свойства отложений, содержание в них радионуклидов. Сказанное предопределяет использование геофизических методов для широкого круга задач литомониторинга. Формализованные признаки, определяющие состояние и особенности реакции среды на техногенные воздействия, могут быть положены в основу ее физико-геологической модели (ФГМ), под которой понимают обобщенное формализованное описание пространственно-временной структуры физических полей, отражающее особенности геологического строения среды и временную изменчивость ее параметров. Для создания ФГМ необходимо располагать разносторонней информацией об объекте исследований — инженерно-геологических и гидрогеологических условиях изучаемого района, определяемых как природной геологической обстановкой, так и ее изменениями, связанными с кратковременными и длительными техногенными воздействиями. В общем случае такая информация может быть получена на основе комплекс- ного применения геофизических методов, важную роль среди которых играют ГИС. 2. Применение ГИС для контроля воздействия на окружающую Особая роль ГИС при создании ФГМ обусловлена рядом причин. Первая из них — высокая детальность получаемых при ГИС результатов, позволяющая уточнить местоположение источников воздействия, а также пути распространения загрязнений. Вторая — возможность проведения исследований во внутренних точках среды, непосредственно в зоне изменения ее параметров (например — в зоне изменения химического состава пластовых вод), что во многих случаях позволяет вести литомониторинг прямым, а не косвенным путем. Третья причина, повышающая роль ГИС при решении задач литомониторинга, связана со специфическими трудностями выполнения наземных геофизических исследований как раз в тех районах, где техногенная нагрузка особенно значительна. Прежде всего это связано с высоким уровнем помех. Так, техногенные помехи электромагнитного и сейсмического происхождения в непосредственной близости от дневной поверхности могут на несколько порядков превышать уровень полезных сигналов. Значительные трудности возникают в связи с покрытиями (асфальт, бетон) и подстилающими их материалами. Пространства, находящиеся под районами массовой застройки, оказываются в большинстве случаев доступны изучению только методами скважинной геофизики (межскважинное прозвучивание, радиоволновое просвечивание). В целом при решении задач литомониторинга значительная роль принадлежит методам КС, БК, ПС, разистивиметрии, радиоволновому просвечиванию, акустическому каротажу, межскважинному прозвучиванию, гамма-каротажу, нейтронным, нейтронно-активационным и рентгенорадиометрическим методам. Специфика применения ГИС при решении задач литомониторинга заключается в повышенном значении режимных наблюдений, т. е. наблюдений, выполняемых не только в функции глубины, но и в функции времени (непрерывно или периодически). Такие наблюдения дают возможность оценить изменения размеров и форм геологических тел, свойств и состояний массивов горных пород и грунтовых толщ. Длительность эксперимента определяется природой изучаемых явлений и процессов. В большинстве случаев методика должна носить комплексный характер, что связано с неоднозначностью результатов интерпретации материалов, полученных отдельными методами, а также экономическими соображениями, в силу которых высокоэффективные, но дорогостоящие исследования необходимо сочетать с менее информативными, но более дешевыми. Для конкретных геологических условий и техногенных воздействий должен быть выработан рациональный комплекс ГИС — наземная геофизика, позволяющий получить необходимую информацию при минимальных затратах средств и времени. При комплексировании методов с целью построения ФГМ целесообразно введение комплексных показателей. Для этого проводят статистическую обработку первичной информации, заключающуюся в установлении законов рааспределения для каждого из изучаемых параметров, вычисление их средних значений и дисперсий. Наблюдаемые значения параметров нормируют на величину их стандартных отклонений с целью перевода результатов измерений в равноточные безразмерные величины — показатели контрастности. Рисунок 47 Результаты комплексных наблюдений при изучении карстово-суффозионного процесса а — геологический разрез; б — диаграммы ГИС и график изменения комплексного показателя во времени; 1 — пески; 2 — глины; 3 — закарстованные известняки; 4 — карстовые полости; 5 — уровень подземных вод; 6 — скважина Изменение комплексного показателя во времени отражает динамику ФГМ изучаемого объекта, а следовательно — тенденции изменчивости геологической среды. Проиллюстрировать это положение можно на примере интерпретации скважинных геофизических наблюдений за активизацией суффозионных процессов, возникших в закарстованных известняках под влиянием интенсивной откачки подземных вод. Карстовые полости, заполненные переотложенным глинистым материалом, фиксируются на каротажных диаграммах пониженными значениями рк, положительными аномалиями, повышением естественной радиоактивности и интервального времени. Процесс суффозии отчетливо отражается в изменении комплексного показателя 6, полученного на основании синтезирования контрастностей перечисленных параметров, измеренных с интервалом в 3 месяца в последовательные моменты времени. Анализируя изменения комплексного показателя в пределах исследуемогоучастка, можно описать динамику процесса суффозии. Вопросы 1. Какие задачи существуют и литомониторинга? 2. В чем заключается специфика применения ГИС при решении задач литомониторинга? ЛИТЕРАТУРА 1. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин. –М.: Недра, 2009. 2. Дьяконов Д. И. Общий курс геофизических методов исследования скважин. - М.: Недра, 2008. 3. Знаменский В.В. и др. Геофизические методы разведки и исследования скважин. - М.: Недра, 2008. 4. Итенберг С. С. Геофизические исследования скважин. - М.: Недра, 2008. 5. Комаров С. Г. Геофизические методы исследования скважин. - М.: Недра, 2010. 6. Померанц Л. И. Геофизические методы исследования скважин. -М.: Недра, 2009. 7. Итенберг С. С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. –М.: Недра 2007. 8. Клещев К. А. и др. Геология, геохимия, геофизика и разработка нефти и газа. – М.: Недра, 2008. 9. Коноплев Ю. В. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2009. 10. Шакиров И. А. Каротаж, испытания, перфорация и торпедирование скважин. - М.: Недра, 2008.