Исследования скважин и пластов

ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ (ЧАСТЬ 1) Содержание ВВЕДЕНИЕ 1.ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 1.1. Литолого-минералогическая характеристика пород 1.2. Нефтегазоносность 1.3. Коллекторские и физические свойства нефтегазоносных пород 1.4. Термобарические условия 1.5. Минерализация пластовых вод 1.6. Технологические условия бурения скважин и проведения ГИС 2. КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН 2.1. Наборы методов ГИРС 2.2. Технология проведения ГИС 3. ГИС В НЕОБСАЖЕННОМ (ОТКРЫТОМ) СТВОЛЕ 3.1.Электрические методы 3.1.2. Электрический каротаж 3.1.3. Измерение кажущегося удельного сопротивления обычными зондами 3.1.4. Кривые кажущегося удельного сопротивления против 3.1.5. Боковое каротажное зондирование (БКЗ) 3.1.6. Кажущееся удельное сопротивление пласта неограниченной мощности. Палетки БКЗ. 3.1.7. Микрозондирование 3.1.8. Боковой каротаж 3.1.9. Индукционный метод 3.1.10. ВИКИЗ 3.1.11. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации 3.1.12. Метод потенциалов вызванной поляризации 3.1.13. Геофизические исследования в горизонтальных скважинах 4. РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ 4.1. Гамма-каротаж 4.2. Спектрометрический гамма-каротаж 4.3. Нейтронный каротаж (стационарные нейтронные методы) 5.АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ 5.1. Акустический каротаж по скорости и затуханию 5.2. Волновая широкополосная акустика 5.3. Метод вертикального сейсмического профилирования (ВСП) 6. ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ 6. ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ 6.1. Механический каротаж 7. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГИС 7.1. Оперативная интерпретация данных ГИС 7.2. Сводная интерпретация ГИС 7.3. Расчленение разреза 7.4. Выделение коллекторов и определение их эффективной толщины 7.5. Петрофизическое обеспечение методик интерпретации 7.6. Определение коэффициента пористости (Кп) коллекторов 7.7. Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации 7.8. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа 7.9. Определение коэффициента пористости по данным 7.10. Определение коэффициента проницаемости коллекторов 7.11. Оценка характера насыщенности пластов-коллекторов 7.12. Оценка насыщенности коллекторов 7.13. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности 7.14. Использование результатов ГИС 8. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН И ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ОБСАЖЕННЫЙ СТВОЛ) 8.1. Измерение искривления скважин (инклинометрия) 8.2. Определение диаметра скважин 8.3. Определение уровня цемента в затрубном пространстве и 8.4 Гамма-гамма-каротаж 8.5 Акустический каротаж цементирования 8.6 Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости 8.7 Определение мест притока вод в скважину 8.8 Определение затрубной циркуляции вод 8.9 Контроль за гидравлическим разрывом пласта 8.10 Контроль технического состояния обсадных труб 9.МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 9.1. Геофизические методы контроля 9.2. Нейтронные методы (ИННК) 9.3. Методы состава и притока жидкости в стволе скважины 9.4. Влагометрия 9.5. Резистивиметрия 9.6. Плотнометрия 9.7. Термометрия 9.8. Шумометрия 9.9. Расходометрия 9.10. Гидродинамическая расходометрия (РГТ) 9.11. Термокондуктивная расходометрия 9.12. Радиогеохимический метод 9.13. Индикаторные методы с закачкой различных трассеров 9.14. Метод радиоактивных изотопов 9.15 Нейтронные методы меченного вещества 9.16 Индикаторы радикального типа 10. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СИСТЕМНОГО КОНТРОЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ ЗА ПРОЦЕССОМ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 10.1. Критерии, объемы и периодичность исследований скважин геофизическими методами с целью контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений 10.2. Периодичность и объемы исследований 10.3.Добывающие скважины 10.4.Нагнетательные скважины 11. ПЕРФОРАЦИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ТОРПЕДИРОВАНИЕ. ОТБОР ПРОБ 11.1. Пулевая перфорация. 11.2. Кумулятивная перфорация 11.3. Гидропескоструйная перфорация 11.4. Торпедирование 11.5. Отбор образцов пород СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ВВЕДЕНИЕ 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 комплексе геофизических исследований скважин (ГИС), который назван промысловой геофизикой. Изучение физических свойств пород по стволу скважины позволяют определить: последовательность и глубины залегания пластов, их литолого-петрофизические свойства; наличия и количественное содержание в недрах полезных ископаемых. Результаты геофизических исследований скважин заменяют частично или полностью отбор керна, их материалы отображаются в виде диаграмм изменения физических свойств пород по стволу скважины- каротажных диаграмм. Каротажные диаграммы дают возможность определять последовательность и глубину залегания пластов, их литологические свойства и содержание в них полезных ископаемых. Полученные данные являются исходными для изучения геологического строения месторождения, а также для подсчета запасов и проектирования рациональной системы разработки залежи. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений включает комплекс ГИС в действующих и контрольных (одиночных) скважинах, размещенных в пределах эксплуатируемой залежи для изучения процесса вытеснения нефти в пласте и закономерностей перемещения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов. Изучение технического состояния скважин проводится на всех этапах ее строительства, перед вводом в эксплуатацию и в процессе эксплуатации. Во время бурения инклинометром определяют искривления ствола скважины, каверномером - ее диаметр, резистивиметром и электрическим термометром - места поступления жидкости из пласта в скважину и поглощения промывочной жидкости. Перед вводом скважины в эксплуатацию проводится изучение технического состояния колонны на герметичность и качество цементирования. В эксплуатационных скважинах контроль их технического состояния заключается в выявлении мест нарушения герметичности цементного кольца, нарушений сцепления цемента с колонной и породой, вызывающих затрубную циркуляцию жидкости, целостности колонны и герметичности муфтовых соединений. К ГИС принято также относить прострелочно-взрывные работы, опробование пластов приборами на каротажном кабеле, отбор керна боковыми грунтоносами, перфорацию колонн при вскрытии пластов, торпедирование. Типовые и обязательные комплексы ГИС после утверждения в отраслевых министерствах действуют как руководящие документы, и их выполнение обязательно для всех буровых, геолого-поисковых, добывающих и геофизических предприятий. Комплексы ГИС включают геофизические, геолого-технологические и гидродинамические методы. Полные комплексы ГИС применяют для одновременного решения нескольких задач контроля разработки: определения характера текущей насыщенности пласта, выявления затрубной циркуляции флюидов. Специальные комплексы ГИС используют для решения частных задач: контроля положения ВНК и ГВК в контрольных скважинах, изучения эксплуатационных характеристик работающих пластов и технического состояния скважин. Каждый комплекс ГИС включает основные и дополнительные методы. При контроле разработки месторождений комплексы ГИС также пересматривают в зависимости от конкретных геолого-технических условий, возложенных задач, наличия аппаратуры, стадии выработки месторождения. Геофизические исследования в настоящее время являются неотъемлемой частью геологических, буровых и эксплуатационных работ, проводимых при разведке и разработке нефтяных, газовых и других месторождений полезных ископаемых. 1.1. Литолого-минералогическая характеристика пород В разрезах Западно-Сибирской плиты выделяются три стратиграфических комплекса пород: меловой, юрский и доюрский. Меловые отложения представлены песчано-глинистыми породами и изучены достаточно полно. Юрские отложения литологически более разнообразны, чем меловые. В них, кроме песчано-алеврито-глинистых пород, присутствуют битуминозные, углистые, карбонатные разности пород и каменный уголь. Доюрские отложения представлены триасовой и палеозойской системами и сложены породами различного типа: кристаллическими, вулканогенными, эффузивными, метаморфизованными породами, карбонатами. Породы этих отложений по вещественному составу, физическим и коллекторским свойствам коренным образом отличаются от пород мезозойского возраста (меловых и юрских). Наборы методов и методики проведения ГИС, разработанные для более простых мезозойских разрезов, в неполной мере приемлемы для разрезов доюрских отложений. В этой связи, на данный комплекс пород, дополнительно применяются акустические и радиоактивные методы исследований скважин. Породы продуктивных отложений мела и юры в основном сложены переслаиванием песчаника, алевролита и аргиллита с содержанием кварца 20-70 %, полевых шпатов 25-60 %, слюд 1-10 % и обломков пород 1-35 %, имеющих различный минеральный состав. Содержание акцессорных минералов обычно не превышает 2 %. Цементом служит глинистый, реже карбонатный материал. Для полевых шпатов характерны калиевые разновидности (в основном ортоклаз и микроклин) и плагиоклаз ряда альбит-олигоклаза. Слюды представлены в основном биотитом и реже - мусковитом. Карбонаты представлены в основном кальцитом (CaCO3), сидеритом, анкеритом. Каолинит в цементе песчаников один из самых распространенных минералов. Максимальное количество каолинита наблюдается в цементе песчаников, находящихся в зоне ВНК, за зоной ВНК содержание его снижается. Состав глинистого цемента в мезозойских песчано-алевритовых породах существенно изменяется по разрезу и площади. Среди глинистых минералов преобладает каолинит (60-20 %), гидрослюда (6-45 %), хлорит (4-40 %). Глинистый цемент в песчано-алевритовых породах распределяется на контактах между зерен в виде пленок, в поровом пространстве – между зернами основных породообразующих минералов и в основной массе, когда зерна основных породообразующих минералов разобщены между собой. В геофизике распределение состояния глинистого цемента в порах удобно разделять на следующие группы: -контактный (пленочный, порово-пленочный); -рассеянный (поровый); -слоистый (порово-базальный и базальный); -структурный, когда глинистый материал распределен отдельными структурными зернами или образованиями. 1.2. Нефтегазоносность Основные разведанные запасы нефти и газа на месторождениях Западно-Сибирской плиты содержатся в отложениях мелового и юрского возраста. Палеозойский продуктивный комплекс изучен слабо, его нефтеносность доказана в пределах Нюрольской впадины и Межовского свода и газоносность – на севере (Новопортовское месторождение). 1.3. Коллекторские и физические свойства нефтегазоносных пород Коллекторами являются три литотипа, отличающиеся по геолого-геофизическим параметрам: песчаники, алевролиты и глинистые алевролиты. Коллекторские свойства полимиктовых пород изменяются в широких пределах как с глубиной, так и по простиранию. Пористость изменяется от 0,05 до 0,35 и более (сеноман), проницаемость – от 0,1 до 3000 фм2, коэффициент нефтегазонасыщенности – от 0,2 до 0,9. Толщина пластов-коллекторов сильно изменяется в пределах каждого горизонта, преобладают толщины 2-5 м. В пределах пласта-коллектора присутствуют глинистые и уплотненные карбонатизированные пропластки, которые затрудняют интерпретацию ГИС. 1.4. Термобарические условия Естественная температура в интервалах залегания продуктивных пород изменяется с 30-40 до 110-180 оС (в зависимости от глубины залегания пород и района). Величина геотермического градиента составляет 3-4 о С/100 м на севере ЗСП и 2,6-5,3 о С/100 м - в районах Среднего Приобья. 1.5. Минерализация пластовых вод Основные нефтегазоносные комплексы приурочены к нижнему гидрогеологическому этажу, в котором выделяются три основных водоносных комплекса: юрский, неокомский и апт-сеноманский. В продуктивных отложениях имеют место различные варианты изменения химического состава и минерализации пластовых вод как в пределах одного пласта по площади месторождения, так и от пласта к пласту по разрезу. Преобладает в основном минерализация 20-45 кг/м3. По типу воды делятся на гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-натриевые, хлормагниевые (редко), хлорнатриевые, хлоркальциевые. Преобладают хлоркальциевые воды. 1.6. Технологические условия бурения скважин и проведения ГИС При бурении до проектной глубины используется промывочная жидкость (ПЖ), приготовляемая из порошкообразной бентонитовой глины или нарабатываемая в процессе бурения глинистых толщ. Для обработки ПЖ используют кальцинированную соду и углещелочной реагент в количестве от 0,5 до 1,0 % по массе от объема ПЖ, а также другие реагенты - понизители водоотдачи и разжижители: сунил, нитролигнин, игитан, КМЦ. Хлористый кальций и кальцинированная сода используются для понижения точки замерзания ПЖ. Промывочные жидкости на нефтяной основе (РНО) применяются только при бурении базовых скважин. С применением РНО отбор керна осуществляется с сохранением естественной водонасыщенности. Как правило, в базовой скважине производится замена РНО на глинистую ПЖ (РВО) и выполняется дважды расширенный комплекс ГИС: на РНО и РВО. Геолого-геофизические данные базовых скважин используются для обоснования методик интерпретации материалов ГИС и определения подсчетных параметров (нефтенасыщенности). Против песчано-алевролитовых пластов и уплотненных прослоев диаметр скважины близок к номинальному. Против проницаемых пластов отмечается сужение диаметра ствола за счет нарастания глинистой фильтрационной корки. Толщина корки колеблется от 0,005 до 0,01 м, редко достигает 0,015-0,02 м. Применение ПЖ на водной основе с высокой водоотдачей и значительные репрессии на стенки скважины обуславливают глубокое проникновение фильтрата ПЖ в проницаемые пласты, что способствует выделению коллекторов по наличию проникновения, но искажает истинную характеристику пород в прискважинной зоне на расстоянии, соизмеримом с радиусом исследования применяемых методов ГИС. 2. КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В современном представлении понятие «комплекс ГИС» рассматривается как единая система геофизических исследований скважин, включающая в себя: - набор (перечень) видов каротажа, необходимых для решения всех геологических задач в конкретных геолого-технических условиях – собственно «комплекс ГИС» в прежнем понимании; - технологию проведения ГИС (этапность исследований, последовательность измерений, условия подготовки скважин и аппаратуры); - методики обработки первичных материалов и интерпретации данных ГИС, включая обоснование достоверности результатов интерпретации. В действующих в настоящее время «Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах» (1999 г), «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений» (2002 г), типовой и обязательный комплексы ГИС рассматриваются только с позиций перечня используемых видов каротажа. Действующие комплексы ГИС и методика их применения обеспечивают литологическое расчленение разреза, выделение проницаемых пластов, оценку характера насыщения коллекторов, определение параметров для подсчета запасов нефти и газа, контроль технического состояния ствола скважины и другие вопросы, решаемые при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ. 2.1. Наборы методов ГИРС (геофизические исследования и работы в скважинах) Наборы методов ГИРС для поисковых, разведочных скважин различны, а их состав и структура едины для областей и районов страны. Таблица 2.1. Обязательный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах Структура комплекса Постоянная часть обязательных исследований Общие исследования (по всему разрезу скважин) Детальные исследования (в перспективных интервалах) Изменяемая часть обязательных исследований При наличии в перспективных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) Для определения положения межфлюидных контактов и пластовых давлений в перспективных интервалах Методы ГИРС ГТИ, ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, Инклинометрия, резистивиметрия, термометрия, замер естественной температуры пород 1), ВСП 2) ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК-С, НК, АК, ГГК-П, ГГК-Л 3), наклонометрия 4) ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК, ЯМК При низком выносе керна Отбор керна из стенок скважины приборами на кабеле (КО) При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в перспективных интервалах разреза ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах со сменой технических условий в скважине Примечания:1) в нескольких скважинах на площади; 2) во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах – при близости сейсмопрофилей; 3) в разрезах с карбонатными коллекторами; 4) во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных при наклоне пластов более 5 о к оси скважины. Таблица 2.2. Обязательный и дополнительный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах Структура комплекса Общие исследования (по всему разрезу скважин) Обязательные исследования Детальные исследования (в продуктивных интервалах) Дополнительные исследования При наличии в продуктивных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) Для уточнения положения межфлюидных контактов, текущей насыщенности и пластовых давлений в продуктивных интервалах При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в продуктивных интервалах разреза Примечания: Методы ГИРС ГТИ 1), ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК 1), ГК, НК, АК 1 ), ГГК-П 1), профилеметрия, инклинометрия, резистивиметрия ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), ГК, МК (БМК), профилеметрия, ГК-С 1), НК, АК, ГГК-П 1), ГГК-Л 1,2) ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК ГДК, ОПК, ИПТ, ЯМК, ИНК ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой технических условий в скважине Для обеспечения моделирования залежей и при проведении ВСП сейсморазведки 3Д 1) при кустовом бурении – в одной из скважин куста; 2) в разрезах с карбонатными коллекторами. В каждой поисковой и разведочной скважине проводятся: а) общие исследования в масштабе глубин 1:500 по всему разрезу; б) детальные исследования в масштабе глубин 1:200 в перспективных интервалах разреза. Наборы методов ГИРС структурных, поисковых, оценочных и разведочных, эксплуатационных скважин разделены на следующие виды (табл.2.1): а) постоянная часть обязательных исследований скважин; б) изменяемая часть (дополнительная) обязательных исследований скважин. Сокращения и термины ГТИ ПС КС Геолого-технологические исследования Метод потенциалов самопроизвольной поляризации Кажущееся сопротивление БКЗ БК ГК НК АК ГГК-П ВСП ИК, ДК, ВИКИЗ ЭМК МК БМК ГК-С ИНК ИННК ГГК-Л ДК ГДК * ОПК ИПТ ЯМК КО ЛМ Т, ТМ Боковое каротажное зондирование Боковой каротаж Гамма-каротаж Методы стационарного нейтронного каротажа Акустический каротаж Гамма-гамма каротаж плотностей Вертикальное сейсмическое профилирование Индукционный методы (в открытом стволе и при обсадке скважины стеклопластиковыми трубами) Электромагнитный каротаж Микрокавернометрия (профилеметрия обсаженных скважин) Боковой микрокаротаж Гамма-каротаж спектрометрический Импульсный нейтронный каротаж Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж Гамма-гамма каротаж литоплотностный Диэлектрический каротаж Гидродинамический каротаж Опробование пластов приборами на кабеле Испытатель пластов на трубах Ядерно-магнитный каротаж Отбор керна приборами на кабеле Локатор муфт Термометрия Таблица 2.3. Обязательный комплекс ГИС при испытаниях в колонне Задачи контроля за испытаниями Уточнение выбора объекта и привязка к разрезу Контроль процесса притока и мероприятий по его интенсификации Условия проведения исследований Крепленная скважина без НКТ, пласт неперфорированный и перфорированный до вызова притока НКТ перекрывают интервал перфорации НКТ не перекрывают интервал перфорации Методы ЛМ, ГК, НК (ИНК), Т ЛМ, Т, НК (ИНК), БМ, ГК БМ, Т, ЛМ, ГК, НК (ИНК), расходометрия (термоанемометрия), влагометрия, резистивиметрия. 2.1.1. Задачи комплексных методов исследования скважин Методы комплексного изучения геолого-геофизических характеристик предназначены для решения (независимо от типа скважин и стадии ее эксплуатации) следующих задач: 1. Уточнение геологической модели в зоне скважины: уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины; определение положения продуктивных пластов и геологических неоднородностей в межскважинном пространстве. 2. Контроль за выработкой пластов при извлечении нефти или газа: определение профиля притока или приемистости, оценки состава притока; определение текущего или остаточного нефте- и газонасыщения пласта. 3. Гидродинамический контроль фильтрационных свойств пласта: определение и прогноз продуктивности скважин; оценка энергетических свойств; изменения фильтрационных свойств в призабойной зоне пласта. 4. Технологический контроль работы скважины: оценка работы элементов подземного оборудования; состояния продукции в стволе работающей скважины; определение межпластовых перетоков; определение суммарных фазовых расходов скважины. 5. Технический контроль состояния скважины: уточнение положения элементов конструкции; оценка состояния труб; выявление негерметичности колонны; контроль качества цементажа. 6. Контроль качества работ по интенсификации добычи: оценка эффективности очистки забоя, призабойной зоны; вскрытия пласта;. 2.1.2. Геофизические методы Исследование разрезов скважин в околоскважинном пространстве с целью уточнения геологической модели в осуществляется с помощью геофизических исследований (ГИСКАРОТАЖА). Различают несколько видов каротажа, основанные на измерении различных физических полей и характеристик в скважине и околоскважинном пространстве: электрические методы каротажа – ПС, КС, БКЗ, БК, БМК и др.; электромагнитные методы каротажа – ИК, ДК, ВИКИЗ и др.; радиоактивные методы – ГК, НК, ГГК, ИНК, ИНК-С/О и др., а также термокаротаж, акустический каротаж, наклонометрия, микрозондирование и т.д. В ГИС используются около 450 специальных терминов для характеристики ГИС-работ, геолого-технических исследований в процессе бурения, по вторичному вскрытию пластов и интенсификации притока жидкости. Методы ГИС-каротажа являются косвенными. Одним из элементов их методических основ служат предварительно установленные аналитические петрофизические зависимости, получение регрессивных уравнений типа «керн-керн», «керн-геофизика», «геофизикагеофизика» и обоснование возможности перехода от геофизических характеристик к коллекторским свойствам пласта с последующей оценкой точности прогноза параметров. Важнейшей составной частью геологической информации является отбор кернов в процессе бурения и их детальные лабораторные исследования. Параметры пласта по ГИС в основном характеризуют прискважинную зону. Петрофизические зависимости представляют информацию о литологии, пористости и характер насыщенности пласта. Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) обеспечивают информационную основу для контроля за выработкой пластов (замеры профилей притока и приемистости, оценка состава притока, насыщенности пласта флюидами в различные моменты, оценка параметров вытеснения и др.), технического контроля работы скважин и ее технического состояния, контроль за проведением методов интенсификации притока жидкости. 2.1.3. Гидродинамические методы исследования скважин ГДИС – гидродинамический мониторинг свойств пласта – предназначен для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах с целью получения данных об их продуктивности и приемистости, фильтрационных параметрах и скин-факторе, трассировки границ пласта и особенностях зон дренирования, типа пласта-коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима залежи и др. Различают ГДИС на (квази) установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторных диаграмм (ИД) и на неустановившихся режимах (КПД-КВД в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, КВУ, гидропрослушивание, импульсные методы, экспресс-методы, например, с помощью пластоиспытателей, одновременное исследование групп скважин, исследования скважин без остановок и др.). Существуют несколько десятков методов обработки данных измерений на теоретической основе линейной теории упругого режима фильтрации, при интерпретации используются до сотни теоретических моделей пластовых фильтрационных систем и используются десятки компьютерных программ. 2.2. Технология проведения ГИС Технология проведения ГИС определяется геологическими задачами, стоящими перед исследователями. 2.2.1. Основные, дополнительные и повторные ГИС, выполняемые по стандартным методикам Геофизические исследования поисковых и разведочных скважин проводятся поинтервально в несколько приемов. Общие геофизические исследования охватывают весь ствол скважины. Первый цикл общих исследований выполняется в интервале 0-500 м в скважинах параметрического и поискового бурения перед спуском кондуктора. Последующие циклы исследований выполняются после вскрытия бурением отдельных нефтегазоносных комплексов. Для выделения коллекторов, уточнения глубин и решения других задач общие исследования при каждом замере проводятся по всему открытому стволу скважины. В изученных разрезах, с учетом опыта ведения геологоразведочных работ на нефть и газ, основным критерием интервальности проведения ГИС является интервал нефтегазоносного комплекса. Интервалы проведения ГИС разведочных скважин уточняются по результатам бурения поисковой или первой на площади разведочной скважины. В юрских и доюрских отложениях интервалы детальных исследований уточняются в поисковых или первых разведочных скважинах. В перспективных интервалах поисковых и разведочных скважин в интервал геофизических исследований включаются водонасыщенные коллекторы и покрышки (глины), как со стороны кровли, так и со стороны подошвы нефтегазоносных объектов. Предыдущие замеры по всем видам детальных исследований перекрываются при замерах не менее чем на 50 м. В случае отсутствия в исследуемом интервале пластов-реперов интервал перекрытия увеличивается до пласта с ясной характеристикой. В пределах одного этапа очередность проведения ГИС определяется степенью влияния зоны проникновения на показания отдельных методов. Первыми регистрируются кривые КВ, МК, БК, БМК, БКЗ, ПС необходимые для получения информации о состоянии ствола скважины и определения удельных сопротивлений пластов. Виды каротажа, отражающие пористость и литологию пород (АК, ГК, НК, ГГКП), выполняются в конце основных исследований как менее подверженные влиянию свойств промывочных жидкостей и их фильтратов. Детальные исследования завершаются работами по определению гидродинамических свойств пород (ГДК, ОПК) и отбором образцов пород и жидкости. Повторные замеры методами электрического каротажа (БК, БМК, ПС, КС), акустического каротажа проводятся в интервалах в масштабе глубин 1:200 для выделения проницаемых пластов и уточнения характера насыщения путем перекрытия замеров всех перспективных вышележащих интервалов. Повторные замеры НК выполняются в обсаженных скважинах с целью выделения газоносных пластов в нефтегазовых залежах. Исследования проводятся с масштабом исследования 1:200. 2.2.2. Геофизические исследования, выполняемые в скважинах, заполненных промывочными жидкостями Технология проведения ГИС на разных по своим физическим свойствам ПЖ состоит из нескольких циклов. Первый цикл выполняется на обычной пресной промывочной жидкости после достижения проектной глубины. Второй – после осолонения промывочной жидкости. Степень осолонения промывочной жидкости контролируется по удельному электрическому сопротивлению - с, измеренному скважинным и поверхностным резистивиметрами. Значение с осолоненной промывочной жидкости должно быть близким в пластовой воды исследуемого объекта. Равномерное осолонение промывочной жидкости поваренной солью проводится перемешиванием в мернике. Скважина промывается осолоненной жидкостью 5-10 раз до достижения постоянства значения с. Третий цикл выполняется после расширения диаметра ствола скважины не менее чем на 0,01 м. Расширение ствола предусматривается в конструкции скважины и технологией работ. Первые три цикла выполняются в открытом стволе скважины. Четвертый цикл выполняется в колонне для контроля ее технического состояния и изучения эффекта расформирования зоны проникновения. Специальные исследования по методике «каротаж-испытание-каротаж» предназначены для детального изучения нефтегазоносных и перспективных интервалов разреза, представленных коллекторами сложного строения (ачимовская пачка, баженовская и тюменская свиты, доюрские образования), с целью выделения проницаемых и работающих интервалов для обоснования критериев выделения эффективных мощностей при подсчете запасов. После вскрытия интервала, намеченного под исследования по методике «каротажиспытание-каротаж», выполняется первый цикл измерений. Затем проводится испытание объектов пластоиспытателем на трубах (КИИ) с комплексом гидродинамических исследований. После заполнения ствола скважины промывочной жидкостью в минимально короткие сроки проводится второй цикл измерений. Если интервал расчленяется не несколько объектов, то каждый из них, по мере вскрытия бурением, исследуется по вышеописанной схеме с перекрытием ГИС по всему интервалу. Геофизические исследования, сопровождающие испытание объектов в колонне, предназначены для оценки качества испытаний, контроля процесса испытаний, контроля кислотных обработок и других воздействий по интенсификации притока, выполнение в скважине должно обеспечивать: - определение местоположения интервала перфорации в колонне; - оценку качества разобщения объектов испытаний; - локализацию интервалов притока в скважину пластовых флюидов; - локализацию интервалов поступления кислоты или других интенсификаторов в объект и заколонное пространство; - определение поглощающих или работающих мощностей в испытываемом объекте; - определение состава пластовых флюидов в стволе скважины. Технология проведения ГИС в процессе испытаний в колонне предусматривает несколько циклов измерений. Первый цикл выполняется с целью контроля качества перфорации и цементирования колонны и получения контрольных (фоновых) замеров методами ГИС. Последующие циклы измерения выполняются после каждой технологической операции, приводящей к изменению свойств жидкости в скважине и состояния призабойной зоны объекта (после вызова притока, в процессе испытаний, после закачки интенсификатора в объект, прекращения испытания и др.). 2.2.3. Метрологическая проверка аппаратуры Для получения качественных измерений применяемая геофизическая аппаратура подлежит метрологической проверке на базе и на скважине. Базовая проверка производится с помощью стационарных метрологических средств в соответствии с требованиями отраслевых инструкций или инструкций организации-разработчика аппаратуры. Проверке подвергаются все методы, регистрируемые данной аппаратурой. Проверка производится по трем и более калиброванным образцам, эталонные параметры которых перекрывают диапазон измерений контролируемой величины в реальных условиях разрезов. При работе на скважине используются полевые (переносные) метрологические средства, с помощью которых устанавливается и контролируется масштаб записи диаграмм ГИС. Параметры полевых метрологических средств должны увязываться с рабочими параметрами базовых образцов и поверяться в соответствии с действующими нормативными документами. Электрические методы ГИС – БК, БМК, БКЗ, ПС, ИК обеспечивают лишь установку масштабов записи регистрируемых параметров. Контрольные измерения стандартизированными комплектами аппаратуры электрических видов ГИС выполняются перед каждым выездом на скважину. 2.2.4. Контроль качества материалов ГИС Контроль качества материалов ГИС осуществляется на двух уровнях: при приемке первичных материалов от каротажных отрядов и на этапе их комплексной количественной интерпретации при подготовке заключения по скважине. При приемке подлинников записей кривых ГИС от каротажных отрядов качество материалов проверяется в соответствии с требованиями действующей технической инструкции по проведению ГИС и ведомственных приказов и распоряжений. Техническая сторона такого контроля заключается в проверке установки масштабов записи кривых и контроле стабильности работы аппаратуры по значениям контрольных сигналов и показаниям в полевых метрологических средствах, по совпадениям формы и абсолютных значений кривых в интервалах перекрытий и при повторных измерениях во времени. Высокое качество всех исходных материалов ГИС – непременное условие для комплексной количественной интерпретации и получения надежных результатов. 3.1.Электрические методы При проведении электрических методов исследования скважин изучаются удельное электрическое сопротивление, естественная (собственная) и искусственно вызванная электрохимические активности 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 пород используется при исследованиях методом собственных потенциалов (ПС), а вызванная электрохимическая активность пород изучается методом вызванных потенциалов (ВП). 3.1.1. Удельное 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=r*(L/S) ( 3.1) Коэффициент r называется удельным электрическим сопротивлением и измеряется в ом• м. Удельное электрическое сопротивление обратно пропорционально удельной электрической проводимости (электропроводности), которая характеризует способность среды проводить электрический ток. За удельное электрическое сопротивление принимается 2 величина электрического сопротивления породы с поперечным сечением 1м и длиной 1 м. Большинство породообразующих минералов имеет очень большое удельное сопротивление и практически не проводят электрический ток (табл. 3.1). Таблица 3.1 Удельное электрическое сопротивление породообразующих и рудных минералов и пород Минерал Ангидрит Кальцит Кварц Полевые шпаты Слюды Удельное сопротивление, ом-м 7 10 10 -10 7 12 10 -10 12 14 10 -10 11 12 10 -10 14 15 10 -10 Минерал Нефть Каменный уголь Антрацит Пирит Графит Магнетит Удельное сопротивление, ом. • м 9 16 10 -10 2 6 10 -10 -4 -2 10 -10 -4 -1 10 -10 -6 -4 10 -10 -4 -2 10 -10 Примесь в осадочной породе высокопроводящих рудных минералов (пирита, магнетита и др.) при содержании, меньшем 5%, практически не оказывает влияния на удельное электрическое сопротивление породы. Удельное сопротивление осадочных горных пород, не содержащих большого количества примесей рудных минералов, изменяется в широко диапазоне (рис. 3.1) и зависит от: удельного сопротивления насыщающих породу водных растворов (пластовые воды); процентного содержания водных растворов и углеводородов в породе; текстурных особенностей породы. Рис. 3.1. Зависимость удельного сопротивления пластовых вод rв от концентрации солей с и сн (нормальная концентрация) и температуры t (раствор NaCI): 20 ?в – 1- плотность раствора при 20 0С, шифр кривых – t в 0С Удельное электрическое сопротивление пластовых вод зависит от концентрации, состава растворенных солеи и температуры. Пластовые или поровые воды, определяющие проводимость 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 – гидрокарбонатнонатриевые. Концентрация солей в природных водах весьма разнообразна и изменяется от единиц до 300 г/л. Удельное электрическое сопротивление rв таких растворов тем ниже, чем выше концентрация солей (с) и пластовая 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 rр и его фильтрата rф – той воды, в которой взвешены минеральные частички. Величина rр зависит от концентрации солей в фильтрате, температуры и плотности бурового раствора. В водоносном пласте зона проникновения (ЗП) имеет следующее строение. Непосредственно у стенки скважины формируется промытая зона, в которой фильтрат промывочной жидкости почти полностью вытесняет пластовую воду. За промытой зоной следует переходная, сопротивление насыщающей жидкости в которой изменяется от pф до pв за счет постепенного смещения фильтрата глинистого раствора с пластовой водой. Промытая и переходная зона образуют зону проникновения, которую условно считают концентрическим слоем диаметром D, сопротивлением pзп и сопротивлением насыщающей жидкости pв. В качестве величин pзп и D принимаются такие значения, влияние которых на результаты измерений эквивалентно влиянию фактической неоднородной зоны проникновения. В нефтеносном пласте процесс проникновения более сложен. В промытой зоне происходит замещение пластовой воды и нефти фильтратом глинистого раствора, но в тонких и тупиковых порах нефть частично сохраняется. Принято считать, что в промытой зоне содержится 15-25 % остаточной нефти. В глинистых коллекторах, а также при большой вязкости нефти остаточная нефтенасыщенность достигает значений 30 % и более. В газоносных пластах остаточная газонасыщенность всегда больше остаточной нефтенасыщенности даже для очень вязких нефтей. Остаточная газонасыщенность обычно принимается равной 30 %. При удалении от стенок скважины фильтрат бурового раствора в зоне проникновения смешивается все с большими порциями пластовой воды и нефти. На процесс проникновения фильтрата глинистого раствора в нефтегазоносный пласт, представленный гидрофильными породами, существенно влияют относительная проницаемость пород и начальное распределение флюидов. Нефть и газ не являются проводниками электрического тока. Заполняя поры горной породы, они увеличивают ее удельное сопротивление по сравнению с сопротивлением породы 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. Рис.3.2. Схема строения проницаемого пласта, вскрытого скважиной: 1-глинистая корка, 2- промытая зона, 3- переходная и окаймляющая зоны, 4- неизмененная часть пласта, D-диаметр зоны проникновения, dпп-диаметр промытой части пласта, dс – диаметр скважины, hгк- толщина глинистой корки, h – мощность пласта 3.1.2. Электрический каротаж Электрический каротаж состоит в основном из двух модификаций: метода сопротивлений и метода самопроизвольно возникающего электрического поля (естественных, собственных потенциалов). Основными видами каротажа по методу сопротивления являются каротаж нефокусированными (обычными) зондами, в том числе боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой и индукционный каротаж, микрокаротаж. Сущность электрического каротажа заключается в проведении измерений, показывающих изменения вдоль скважины кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и естественных потенциалов (ПС) для изучения геологического разреза скважины. Результаты измерений изображаются в виде кривых изменения параметров КС и ПС вдоль ствола скважины. 3.1.3. Измерение кажущегося удельного сопротивления обычными зондами Для замера сопротивления пород, пересеченных скважиной, используют четырехэлектродную установку АМNB. Три электрода этой установки (А, М, N или M, A, B), присоединенные к концам кабеля и опускаемые в скважину, представляют каротажный зонд. Четвертый электрод B или N (заземление) устанавливают на поверхности вблизи устья скважины (рис.3.8). Через электроды А и B, называемые токовыми, пропускают ток I, создающий электрическое поле в породе; при помощи измерительных электродов М и N регистрируют разность потенциалов ΔU между двумя точками этого электрического поля Рис. 3.8. Схема измерения кажущегося удельного сопротивления: А, B, и М, N – токовые и измерительные электроды; П- измерительный прибор; К – трехжильный кабель; Е – источник тока; R – сопротивление для установки силы тока в цепи питания; mА – миллиамперметр Согласно принципу взаимности при каротаже сопротивления допускается взаимная замена токовых и измерительных электродов. Регистрируемая величина при этом является одной и той же. При каротаже разность потенциалов выражается в тысячных долях вольта – милливольтах (мВ), сила тока в тысячных долях ампера – миллиамперах (мА), а расстояния MN, AM и AN в метрах (м), при этом удельное сопротивление будет выражено в омметрах (Омм). При каротаже имеют дело с неоднородной средой, состоящей из пластов различного удельного сопротивления и промывочной жидкости, заполняющей скважину и в этих условиях производятся измерения, которые называются кажущимся удельным сопротивлением (КС или pк). Для измерения КС пород при каротаже применяют зонды (измерительные установки, содержащие три электрода: A, M, N или M, A ,B) различных типов и размеров, из которых выделяют два основных типа: градиент-зонды и потенциал-зонды (рис.3.9). Рис.3.9. Обозначение зондов: I – градиент-зонд: а-кровельный, б – подошвенный; II – потенциал-зонд; цифры в кружках: 1однополюсный зонд (зонд прямого питания), 2 – двухполюсный (взаимного питания) зонд; 1- токовые электроды (АB);2 - измерительные электроды (M N); 3- точка записи кажущегося сопротивления; 4электроды для замера ПС 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. Для условной оценки глубины исследования зондом применяют термин радиус исследования зонда – радиус сферы в однородной среде неограниченной мощности, оказывающей на показания зонда такое же влияние, как и та часть сферы, которая расположена за ее пределами. Исходя из этого считают, что радиус исследования градиентзондом приблизительно совпадает с его размером АО, а потенциал-зондом соответствует его удвоенному размеру, т.е. 2АМ. Следовательно, при одинаковом размере зондов радиус исследования потенциал-зонда примерно в 2 раза превышает радиус исследования градиентзонда. 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. 3.1.4. Кривые кажущегося удельного сопротивления против пластов ограниченной мощности Величина кажущегося удельного сопротивления, определяющая форму кривой КС, зависит от мощности пласта, типа и размера зонда, его положения относительно границ пласта (рис. 3.10). На рисунке 3.10. приведены кривые, полученные в результате экспериментальных и теоретических исследований для обычных зондов против однородных пластов ограниченной мощности и различного удельного сопротивления. Условно принято считать пласт мощным, если его размер превышает размеры зонда, тонким, если его мощность меньше или равна его размерам. Если удельное сопротивление пласта соответственно больше или меньше удельного сопротивления вмещающей среды, то пласт квалифицируют как высокого или низкого сопротивления. Градиент-зонт. Пласт высокого сопротивления. При замерах подошвенным градиент-зондом кровля пласта соответствует минимальному сопротивлению по кривой, а подошва – максимальному (рис. 3.10.) тонкому пласту – кровля находится против точки наиболее крутого подъема кривой, а подошва- несколько ниже максимума. Рис.3.10. Кривые сопротивления для однородного пласта с большим (а,б) и малым (в,г) сопротивлениями: а, в – подошвенный градиент-зонд, б,г – потенциал-зонд Пласт низкого сопротивления. Мощный пласт фиксируется на кривой сопротивления асимметричным минимумом, кровля отмечается максимумом, подошва минимумом. Для тонких пластов подошва на кривой КС фиксируется по переходу кривой сопротивления от пониженных значений к максимальным (рис.3.10., в). При измерениях кровельным градиентзондом кривые сопротивления являются зеркальным отражением кривых, полученных подошвенным градиент-зондом. Потенциал-зонд. Пласт высокого сопротивления. Мощный пласт отмечается на кривой КС максимумом, симметричным относительно середины пласта. Его границы проводятся симметрично относительно максимума, кровля- на половину длины зонда выше точки перехода от плавного к более крутому подъему кривой, а подошва – на ту же величину ниже этой точки. Тонкий пласт высокого сопротивления фиксируется снижением сопротивления: некоторое повышение выше кровли и ниже подошвы пласта на расстояниях, равных половине зонда из-за экранных явлений (рис.3.10,б). Пласт низкого сопротивления. Отмечается на кривой кажущегося сопротивления минимумом, симметричным относительно середины пласта (рис.3.10,г). При чередовании пластов, имеющих различные сопротивления, обычное распределение плотности тока в скважине нарушается, происходит перераспределение силовых линий тока и возникают явления экранирования, которые оказывают влияние на величины кажущихся сопротивлений. На измерения градиент-зондом значительное влияние оказывает соседний пласт высокого сопротивления, расположенный со стороны удаленного электрода. Если расстояние между серединами соседних пластов больше длины зонда, то происходит повышение кажущихся сопротивлений, а если меньше - понижение по сравнению с теми, которые наблюдались бы в случае одиночного пласта (рис.3.11). Мощность прослоя малого сопротивления равна для: а-в-h; 1.5h; 4h (занижающее экранирование), г- 8h (завышающее экранирование); AM=7.5h; MN=h. Кажущееся удельное сопротивление различно против разных точек пласта. Существенными значениями кажущегося сопротивления принято считать p к ср, максимальное p к мах или минимальное p к мин и оптимальное p к опт (рис.3.12). Фактические кривые сопротивления по скважине, имеют более сложную форму, чем расчетные или полученные на моделях. Сложность формы фактической кривой обусловлена неоднородностью пласта и вмещающих пород, изменением диаметров скважины и зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, углом между осью скважины и плоскостью напластования. На рисунке 3.13 приведены кривые кажущихся сопротивлений КС, зарегистрированные в скважине при помощи потенциал-зонда B2,5А0.5М, подошвенного А4М0.5N и кровельного N0.5М4А градиент-зондов. Выделение границ пластов большого и малого сопротивлений выполнено в соответствии с изложенными выше положениями. Рис.3.13. Фактические кривые сопротивления для двух пластов высокого сопротивления и мощностью, большей и меньшей длины зонда: 1 – глина; 2- песчаник 3.1.5. Боковое каротажное зондирование (БКЗ) Важнейшей задачей электрического каротажа в нефтяных и газовых скважинах является определение удельного электрического сопротивления пластов (pп) по кажущеемуся удельному сопротивлению (pк). Сопротивление pп является исходной величиной для определения коэффициента нефтегазонасыщенности и коллекторских свойств пластов. Определить pп по кривым КС стандартного каротажа возможно только в отдельных случаях: пласт имеет большую мощность (более 4 м) проникновение фильтра ПЖ в него отсутствует, и скважина заполнена ПЖ с известным удельным сопротивлением pс. Наиболее точно pп может быть определено с помощью БКЗ, которое заключается в проведении измерений несколькими градиент-зондами разной длины. 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 БКЗ обычно определяют диаметр скважины и удельное сопротивление бурового раствора. Принципиальная возможность определения pзп и pп по данным измерений зондами разной длины основана на том, что они имеют разный радиус исследования (глубинность). Показания малого зонда определяются удельным сопротивлением ближайшего к нему участка среды, т.е. скважиной и примыкающей к ней частью пласта. На pк , замеренное большим зондом, основное влияние оказывает удельное сопротивление удаленных от зонда участков среды и практически не влияют диаметр скважины, pс и pзп . Размер зондов изменяется от 1 -2 до 20-30 размеров диаметра скважины. Для исследования нефтяных и газовых скважин используют следующие подошвенные градиентзонды: 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 кровельный градиент-зонд М0,5N4A, служащий для уточнения отбивки границ пласта. Для интерпретации данных БКЗ необходимо знать dс и pс в пределах исследуемого интервала. Поэтому совместно с БКЗ обязательно проводят измерение этих величин в скважине – кавернометрию и резистивиметрию. 3.1.6. Кажущееся удельное сопротивление пласта неограниченной мощности. Палетки БКЗ. Результаты расчета кажущегося удельного сопротивления для пласта неограниченной мощности, выполненного Л.М.Альпиным, представлены в виде кривых, выражающих зависимость pк от различных определяющих его параметров:а) для непроницаемого пласта – от удельных сопротивлений пласта pп и промывочной жидкости pс, диаметра скважины dс и длины зонда L3;б) для проницаемого пласта при наличии зоны проникновения, кроме перечисленных параметров, - от удельного сопротивления зоны проникновения pзп и ее диаметра D. Эти кривые называются кривыми бокового каротажного зондирования (БКЗ). Такие кривые, сгруппированные по определенному признаку (двухслойные, трехслойные) и выражающие зависимость pк/pс от L3/dс для пласта неограниченной мощности, называются палетками БКЗ. Различают кривые БКЗ двух основных типов – двухслойные и трехслойные. Двухслойные кривые БКЗ рассчитаны для условий, когда проникновение промывочной жидкости в пласт отсутствует. При этом возможны следующие случаи: а) сопротивление промывочной жидкости, заполняющей скважину, меньше сопротивления пласта (pсpп). Двухслойные расчетные кривые БКЗ сгруппированы в палетки, обозначаемые БКЗ-1А (при pп>pс) и БКЗ-1Б (при pпpс (по Л.М.Альпину) Кривые палеток БКЗ-1 в своей правой части асимптотически приближаются к значениям удельного сопротивления пласта. Изображенная на палетках кривая А характеризует геометрическое место точек пересечения кривых БКЗ с их правыми асимптотами, кривая В- геометрическое место точек (максимумов и минимумов) кривых. Двухслойные кривые БКЗ обозначают одним относительным параметром pп/pс, который называется модулем кривой БКЗ и есть ее шифр. 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 каротажного зондирования. к=c к/c п/c=0,5 0,5 0,25 0,2 dc 0,1 O 0,05 п 0,1 c 0,025 AO=dc A 0,05 0,02 0,01 0,01 O 0,005 0,003 0,1 0,2 0,5 1 2 A 5 B 10 20 AO/dc . Рис. 3.15. Палетка БКЗ-1Б для градиент-зондов при pп< pс (по Л.М.Альпину) Трехслойные кривые БКЗ рассчитаны для случая проникновения промывочной жидкости в пласт. При этом в примыкающей к скважине части пласта образуется зона проникновения (ЗП), условно принимаемая за цилиндрическую, диаметром D и удельным сопротивлением pзп с промежуточным значением между pс и неизмененной части пласта pп. Трехслойные кривые БКЗ определяются пятью параметрами pп,pзп, pс, D и dс. Но в связи с тем, что кривые БКЗ строятся в двойном логарифмическом масштабе, их форма и положение на палетках зависят от трех относительных параметров pзп/pс, D/dс и pп/pс. При проникновении фильтра промывочной жидкости в пласт возможны два случая: снижение удельного сопротивления (понижающее проникновение) и, наоборот, увеличение его сопротивления (повышающее проникновение). Рис. 3.16. Палетка БКЗ-4/20 для градиент-зондов (по Л.М.Альпину) Принадлежность кривой БКЗ к повышающему либо понижающему проникновению промывочной жидкости определяется величиной pп/pзп. Если pп/pзп<1, то наблюдается повышающее проникновение, при pп/pзп>1- понижающее. Обычно на одну и ту же палетку наносят кривые, соответствующие повышающему и понижающему проникновению фильтрата промывочной жидкости (рис. 3.16). Каждая кривая на трехслойной палетке БКЗ изображает зависимость pк/pс от относительного размера зонда L3/dс при заданных параметрах D/dс, pзп/pс и pп/pс, из которых первые два отражают шифр палетки, а третий – шифр кривой. Например, палетка БКЗ с шифром 4/20 означает, что на ней представлен набор кривых зависимости pк/pс от L3/dс при D/dс=4 и pзп/pс =20 (см. рис. 3.16). При повышающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в пласт удовлетворяется условие pсpп, при понижающем pсpп. 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). Рис. 3.18. Пример использования кривых микрозондов в комплексе с другими диаграммами: 1-песчаник; 2- глина песчаная; 3 – песчаник глинистый; 4- песчаник газонасыщенный; 5 – граница газвода; 6 – газонасыщенная часть пласта; 7 – водонасыщенная часть пласта 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. 3.1.8. Боковой каротаж Под боковым каротажем (БК) понимают каротаж сопротивления зондами с экранными электродами и фокусировкой тока. Он является разновидностью каротажа по методу сопротивления с использованием зондов, в которых электрическое поле является управляемым. 3.1.8.1. Основные зонды бокового каротажа Различают боковой каротаж, выполняемый многоэлектродными (семь, девять электродов) и трехэлектродными зондами (рис.3.19). Рис. 3.19. Общий вид скважинного резистивиметра: 1-стакан из изоляционного материала; 2- электродные кольца; 3- кожух; 4- верхняя головка; 5нижняя головка; 6- свечи, А, М, N – электроды Семиэлектродный зонд (рис. 3.20) состоит из центрального электрода А0, двух пар измерительных М1, М2, N1, N2 и одной пары токовых экранных электродов А1 и А2. Результат измерений зондом бокового каротажа относят к точке А0. За длину L3 принимают расстояние между серединами интервалов М1N1 и М2N2 (точками О1 и О2). Расстояние между экранирующими электродами А1, А2 называют общим размером зонда Lобщ. Кроме того, для характеристики зонда введено понятие параметр фокусировки q = (Lобщ - L3)/ L3. Размещение электродов в семиэлектродном зонде выражается следующей записью: А00.2М10.2N1 1.1А1, что соответствует Lобщ=3 м, L3=0.6 м, q=4. Рис. 3.20. Схемы зондов бокового каротажа: а – семиэлектродный (БК-7); б- девятиэлектродный псевдобоковой (ПБК); в- трехэлектродный (БК3) Девятиэлектродный зонд псевдобокового каротажа (ПБК) обладает малой глубинностью исследования и применяется для изучения зоны пласта, прилегающей к скважине (рис.3.20,б). Размещение электродов в зонде псевдобокового каротажа можно представить следующей записью: А00.2М10.2N1 0.2А10.9 В1, что соответствует Lобщ=1.2 м, L3=0.6 м, q=1. Трехэлектродный зонд (БК-3) состоит из трех электродов удлиненной формы (см. рис.3.20,в). Зонд аппаратуры АБКТ характеризуется следующими данными: длиной А0=0.15 м, Lобщ=3.2 м, d3=0.07 м, ширина изоляционного промежутка 0.03 м. Аппаратура АБКТ, применяемая при геофизических исследованиях скважин, является комплексной и помимо трехэлектродного БК дает возможность проводить обычный электрический каротаж комплектом зондов БКЗ. Весь комплекс измерений состоит из пяти циклов (спуско-подъемов прибора в интервале исследований), из которых три необходимы для измерения тремя группами зондов БКЗ, один для измерения зондом БК-3 и один – для записи кривой ПС. Область применения метода: детальное расчленение разрезов скважин по величинам кажущегося и удельного сопротивлений пластов; а также при изучении пластов средней и малой мощности, в случаях значительной дифференцированности разреза по сопротивлению и больших значений pп/pс, когда пласты, вскрываемые скважиной, имеют высокое сопротивление, а также при высокоминерализованной скважинной жидкости. 3.1.8.2. Боковой микрокаротаж Под боковым микрокаротажем (МБК) понимают микрокаротаж зондами с фокусировкой тока. На практике применяют четырехэлектродный, двухэлектродный и трехэлектродный боковые микрозонды. Наиболее распространенный четырехэлектродный боковой микро-зонд. Рис.3.21.Схема четырехэлектродного бокового микрозонда: 1 – башмак из изоляционного материала; 2 – глинистая корка; 3 – проницаемый пласт с межзерновой пористостью Малые расстояния между электродами в боковом микрозонде обуславливают небольшую глубину исследования. Однако благодаря наличию экранного электрода Аэ ток из электрода А0 распространяется по пласту вблизи скважины пучком, практически перпендикулярным к ее стенке. Вследствие этого заметно уменьшается влияние глинистой корки и пленки промывочной жидкости между башмаком и стенкой скважины. Интерпретация диаграмм бокового микрокаротажа заключается в оценке удельного сопротивления промытой части пласта pпп. В карбонатном разрезе по характеру дифференцированности кривой сопротивления pк БМК различают плотные и трещиноватокавернозные породы (против трещиновато-кавернозных пород кривая pк БКЗ характеризуется резкой дифференцированностью). Данные бокового микрокаротажа измеряют значения удельных сопротивлений пород в зоне их непосредственного прилегания к стенке скважины. На показания МБК в отличие от обычных микрозондов влияние высокопроводящей промывочной жидкости сказывается мало, поэтому этот метод получил широкое применение при исследовании скважин, пробуренных на высокоминерализованной промывочной жидкости. 3.1.9. Индукционный метод Индукционный каротаж (ИК) является электромагнитным методом, основанным на измерении кажущейся удельной электрической проводимости горных пород. Индукционный каротаж отличается от каротажа обычными зондами и бокового тем, что применим не только в скважинах, заполненных промывочной жидкостью (проводящий ток), но и в скважинах с непроводящей жидкостью (нефтью или промывочной жидкостью, приготовленной на нефтяной основе), воздухом или газом. 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. Форма кривой и определение границ пластов при ИК зависят от характера токовых линий, образующих вокруг оси скважины замкнутые окружности, располагающиеся в плоскости, перпендикулярной к оси прибора. В пластах со слабым наклоном относительно оси скважины токовые линии проходят в одной среде, пересекая границ пластов различного сопротивления. Характерными (существенными) значениями кривой индукционного каротажа, записанной против пласта конечной мощности, являются показания против середины пласта. Влияние скважины на показания ИК в общем случае зависит от d с, pс и отношениям pп/pс. В случае высокоминерализованной ПЖ (pс<1 Омм) и достаточно высокого удельного сопротивления пород (pп/pс>20) влияние скважины становится заметным и учитывается при интерпретации диаграмм ИК с помощью специальных палеток. Так как среда, окружающая прибор, неоднородна (прослои пород разного сопротивления, промывочная жидкость с сопротивлением, отличающимся от сопротивления окружающей среды, наличие зоны проникновения), то замеренная величина электропроводности характеризует кажущуюся проводимость σк, аналогично кажущемуся удельному сопротивлению pк. В результате измерений величину сигнала Ес определяют следующим образом: σк=1/ pк=Ес/Кс (3.2) Величина коэффициента Кс выбирается с таким расчетом, чтобы в однородной среде σк соответствовала σп. Удельная электрическая проводимость выражается в сименсах на метр (См/м). Сименс – проводимость проводника, имеющего сопротивление 1 Ом. Влияние зоны проникновения на результаты индукционного каротажа невелико при повышающем проникновении. Понижающее проникновение оказывает значительное влияние, начиная уже с проникновения промывочной жидкости на глубину, превышающую три диаметра скважины (D>3dс). С увеличением отношения части пласта (pп/pзп) зависимость от понижающего проникновения увеличивается. Влияние скважины и зоны проникновения увеличивается во всех случаях с повышением сопротивления пород, слагающих разрез. Это обусловлено характером распределения силовых линий тока при индукционном каротаже. 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. 3.1.10. ВИКИЗ Метод высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) предназначен для исследования электрических свойств горных пород в скважинах, бурящихся на нефть и газ. Содержит пять индукционных геометрически подобных зондов (3Ф0.5, 3Ф0.7, 3Ф1, 3Ф1.4, 3Ф2). Оценка значений удельного сопротивления пластов-коллекторов и зон проникновения выполняется в программе МФС ВИКИЗ. Некоторые вопросы геологической интерпретации данных могут решаться на основе визуального анализа диаграмм ВИКИЗ и ПС. В комплексе с радиоактивными методами достоверность выводов возрастает. Все пять измерений ВИКИЗ располагаются на одном поле каротажных диаграмм. Отметим основные изменения вида каротажных диаграмм, обусловленные использованием различных масштабных шкал. Линейная шкала разностей фаз. В этом случае каротажные диаграммы прямо отображают измерения. Чем выше электропроводность среды, тем сильнее изменяются диаграммы. Так, низкоомные отложения (глины, насыщенные солеными водами коллекторы и т.п.) легко распознаются за счет больших значений разности фаз, соответствующих этим интервалам. Логарифмическая шкала кажущихся сопротивлений. Логарифмическая шкала «сжимает» диаграммы кажущихся сопротивлений в диапазоне малых значений (до 10 Омм) и «растягивает» в интервале больших удельных сопротивлений. Это приводит к хорошему визуальному выделению пластов высокого сопротивления. Линейная шкала кажущихся сопротивлений. Такая трансформация приводит к сильным изменениям вида диаграмм: кривые сжаты в самом информативном для индукционных методов каротажа низкоомном диапазоне. Такой способ представления данных снижает визуальное разрешение в породах с низкими удельными сопротивлениями (песчанистые глины, алевролиты и т.п.). В то же время высокоомные интервалы хорошо дифференцируются по сопротивлению. 3.1.10.1. Литологическое расчленение разреза Данные для зондов высокого вертикального разрешения – микробокового каротажа (МБК), ВИКИЗ-0.5 м и потенциал-зонда (0.5 м), приведены на рис.3.22. Отмечается хорошая дифференциация диаграммы ВИКИЗ в интервалах низких сопротивлений (менее 4-5 Омм). Тонкая слоистость выделяется коротким зондом с достаточно высокой детальностью, уступая только зонду МБК. При этом их кажущиеся сопротивления различаются, поскольку короткий зонд значительно сильнее исключает влияние скважины, чем МБК. Анализ диаграмм ВИКИЗ-0.7 м, бокового каротажа (БК-3) и потенциал-зонда (см. рис. 3.22.б) показывает их высокую корреляцию при расчленении разреза. Отличительной чертой зонда 0.7 м является хорошее вертикальное разрешение в интервалах относительно низкого удельного сопротивления. Отметим более высокое разрешение электромагнитных зондов по сравнению с потенциал-зондом при выделении пластов с малыми и средними значениями УЭС. Границы пластов, выделенных по диаграммам ВИКИЗ, находятся в полном соответствии с данными БК. Сравнение диаграмм стандартного индукционного зонда, широко применяемого при исследовании эксплуатационных скважин, с длинным зондом ВИКИЗ показано на рис. 3.22. Для зонда характерна более высокая детальность расчленения разреза. Значения их кажущихся удельных сопротивлений различаются, но для зонда ВИКИЗ значения pк ближе к истинным УЭС пластов. На рис. 3.22.г приведены диаграммы ВИКИЗ и ПС, на этих интервалах выделяются нефтенасыщенные коллекторы. Литологическое расчленение терригенных разрезов на качественном уровне становится более достоверным, если диаграммы ВИКИЗ и ПС дополнены данными радиоактивных методов – НКТ и ГК. Достоверность литологического расчленения по диаграммам ВИКИЗ подтверждается высокой степенью корреляции между данными различных методов каротажа. Рис. 3.22. Сравнение электрических и электромагнитных методов каротажа по скважине № 102 Сургутского свода в интервале глубин 1955.0-2000 м: А-1-ВИКИЗ (0.5 м), верхняя шкала; 2-боковой микрозонд; 3-потенциал-зонд (АМ=0.5 м), нижняя шкала; б-1-ВИКИЗ (0.7 м), верхняя шкала; 2-боковой зонд; 3-потенциал-зонд (АМ=0.5 м), нижняя шкала; в-1-ВИКИЗ (2.0 м), верхняя шкала; 2-индукционный зонд, нижняя шкала;г-1-5-зонды ВИКИЗ (0.5, 0.7, 1.0, 1.4, 2.0 м соответственно);6-ПС 3.1.10.2. Выделение коллекторов и оценка типа насыщения Совмещенные диаграммы ВИКИЗ (см. рис. 3.22. г) дают наглядное представление о возможности выделения коллекторов по радиальному изменению удельных сопротивлений. При этом диаграмма ПС является источником важной дополнительной информацией для качественной интерпретации разреза. Существенные изменения значений pк с последовательным уменьшением от короткого зонда к длинному являются характерным признаком водонасыщенных коллекторов (соленость пластовых вод превышает соленость фильтрата). Водоносный пласт (верхняя часть диаграмм, выше 1960 м) выделяется значительным расхождением кажущихся сопротивлений зондов – от 15 до 30 Омм. При этом УЭС глинистых неоднородных отложений в его подошве изменяются от 2.2 до 4.4 Омм. Нефтеносные пласты-коллекторы (средняя часть диаграмм) отмечаются меньшим расхождением кривых и повышенными значениями pк . В кровельной части верхнего нефтяного пласта (1968-1973 м) выделена окаймляющая зона, положение которой по глубине определяется инверсией кривых зондирований. Ниже точки, где появляется инверсия (1970.8 м), экстремальное значение pк =4.8 Омм, что свидетельствует об увеличении количества воды в коллекторе. Этот пласт с большим содержанием воды характеризуется вертикальной литологической неоднородностью по данным малого зонда и кривой ПС. В таблице приведены кажущиеся удельные сопротивления в пластах-коллекторах по данным зондирования для рассмотренных на рис.3.14 диаграмм. УЭС бурового раствора – 2 Омм, радиус скважины – 0.108 м. Таблица 3.2 Кажущиеся удельные сопротивления в пластах-коллекторах по данным зондирования Тип флюида Вода Нефть Нефть 0.5 м 25 20 16 Зонд 1.0 м 0.7 м 16 12 11 7.5 8.0 7.7 1.4 м 5.0 7.8 6.7 2.0 м 3.2 11 6.4 Визуальный анализ всех кривых ВИКИЗ, полученных в оптимальные сроки после вскрытия разреза, позволяет так же уверенно выделять породы-коллекторы, насыщенные соленой водой (при слабосоленом фильтрате бурового раствора). Обработка, визуализация и инверсия диаграмм ВИКИЗ выполняется в многофункциональной системе МФС ВИКИЗ-98. Система МФС ВИКИЗ-98 – программное обеспечение, в котором достигнута высокая скорость инверсии, основанная на применении эффективных алгоритмов нейросетевого моделирования. На этом уровне развития интерпретационной базы оказалось возможным перейти от индивидуальной обработки отдельных интервалов к массовой автоматической интерпретации данных, полученных на всем интервале вскрытия разреза. Достигнутые ресурсные характеристики приближают систему интерпретации МФС ВИКИЗ-98 к работе в реальном времени. 3.1.11. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации Метод основан на измерении в скважине потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС или СП). В скважине, заполненной глинистым раствором или водой, и вокруг нее самопроизвольно возникают электрические поля, названные самопроизвольной или собственной поляризацией (естественные потенциалы). Происхождение естественных потенциалов в скважине обусловлено главным образом диффузионно-адсорбционными, фильтрационными и окислительно-восстановительными процессами , возникающими на границах пластов, различающихся по своим литологическим свойствам (в основном глинистости пород), и на контакте промывочной жидкости в скважине и пластов, поры которых заполнены водой той или иной минерализации. 3.1.11.1.Диффузионно-адсорбционные потенциалы Если допустить, что электрическое поле в скважине имеет только диффузионноадсорбционное происхождение, то для случая, когда минерализация воды песчаного пласта Св больше минерализации глинистого раствора Сс или (если выразить минерализацию растворов через их сопротивления) pвpв) (прямые ПС), и положительный знак, если глинистый раствор более минерализован, чем пластовая вода (pфКд). Если Кда=Кiда, то на основании выражений (3.3) можно записать Епс=( Кi д а –Кда)lg(pф/pв)=(Аi да-Ада) lg(pф/pв) (3.6) где Кда, Кiда и Ада, Аi да – коэффициенты соответственно диффузионно-адсорбционного потенциала и активности вмещающей среды и пласта. 3.1.11.2. Фильтрационные потенциалы ПС При фильтрации промывочной жидкости через глинистую корку возникает электродвижущая сила, которая зависит от ряда параметров, из которых основными являются: перепад давления по обе стороны глинистой корки и сопротивление продавливаемой жидкости. Глина также обладает некоторой проницаемостью, что вызывает возникновение ЭДС фильтрации и в них. В результате эффективная фильтрация ЭДС Еф.эф представляет собой разность между электродвижущими силами, возникающими против глинистой корки проницаемых пластов Еф.п и контактирующих глин Еф.гл: (3.7) Еф.эф=Еф.п – Еф.гл Заметное влияние на суммарное значение ПС ЭДС фильтрации Еф.эф могут оказать лишь при слабоминерализованной промывочной жидкости, когда pф превышает 1 Омм при значительном перепаде давления. При этом против проницаемых пластов в большинстве случаев наблюдается увеличение отклонения отрицательной аномалии на кривой ПС. Значение Еф.эф не зависит от диаметра пор и их длины и, следовательно, от проницаемости породы. Окислительно-восстановительные потенциалы обусловлены различными химическими и электрохимическими реакциями, протекающими в скважине, они возникают в результате окислительно-восстановительных процессов, происходящих на контакте пород, имеющих электронную проводимость, с электролитами промывочной жидкости и пластовых вод. Такими породами являются пирит и другие сульфиды, магнети, графит, антрацит и различные сильнометаморфизованные угли. Окислительно-восстановительные процессы связаны с потерей электронов (окисление) или приобретением их (восстановление). В разрезах нефтяных скважин окислительно-восстановительные ЭДС не имеют заметного распространения и для изучения таких разрезов малоперспективны. 3.1.11.3. Измерение потенциалов ПС в скважинах Измерение естественных потенциалов сводится к замеру разности потенциалов между электродом М, перемещаемым по скважине, заполненной промывочной жидкостью (глинистым раствором, водой), и электродом N, находящимся на поверхности вблизи устья скважины (рис.3.24). Потенциал электрода N практически сохраняется постоянным, и разность потенциалов между электродами М и N ΔUпсMN =UпсM -UпсN =UпсM – const. Рис.3.24. Принципиальная схема измерения ПС: 1-глина; 2-песчаник; 3-регистрирующий прибор Регистрируемая кривая естественных потенциалов ΔUпс (кривая ПС) показывает изменение величины потенциала электрического поля у электрода М с глубиной. Точка записи ΔUпс относится к электроду М. Разность потенциалов ПС измеряется в милливольтах (в мВ). Обычно применяются масштабы 5, 10 и 12.5 мВ/см. Масштабы глубин устанавливаются в соответствии с масштабом, применяемым для кривой КС, и в зависимости от детальности регистрации равен 1:500; 1:200 и в редком случае 1:50. Измерение кривой ПС производится обычно одновременно с записью кривой КС стандартным градиент- или потенциал-зондом, размеры которых устанавливаются в зависимости от геолого-геофизических условий района. Операция совместной регистрации таких кривых получила название – стандартный электрический каротаж. 3.1.12. Метод потенциалов вызванной поляризации Методом ВП исследуют свойства горных пород поляризоваться при протекании через них постоянного поляризующего электрического тока. Цель интерпретации диаграмм ВП – расчленение разреза скважин по вызванной электрохимической активности горных пород и времени распада поля ВП. Вызванная электрохимическая активность и время распада могут быть использованы для дифференциации песчано-глинистых пород по глинистости и определения их проницаемости для выделения в разрезе каменных углей и сульфидных руд. 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; 2) в горных породах со смешанной проводимостью возникают одновременно как объемная, так и электродная поляризации. 3) для измерения вызванных потенциалов обычно используют четырехэлектродный зонд (например, АО,04МО,04А5,ОВ). Опыт показывает, что в песчано-глинистом разрезе наибольшей вызванной активностью обладают глинистые песчаники и алевролиты. Незаглинизированные пески и песчаники имеют низкую активность.. 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. 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. 3.1.13. Геофизические исследования в горизонтальных скважинах Характер и степень влияния горизонтальности скважины на результаты ГИС зависят от физических основ метода и литологического типа разреза. Геометрия зоны проникновения в коллекторах, вскрытых ГС, зависит от текстурно-структурных особенностей пласта и угла встречи ствола скважины с границами пласта. Важным этапом процесса обработки материалов ГИС в ГС является геометризация изучаемого объекта относительно ствола скважины, результаты которой необходимы для дальнейшей геофизической и геологической интерпретации и имеют большое практическое значение при анализе разработки объекта. Так как результаты геофизических исследований горизонтальных скважин не несут непосредственной информации ни о положении ствола относительно кровли и подошвы вскрытого пласта-коллектора, ни о литологическом строении выше и ниже залегающих пород. В горизонтальной части ствола необходимо проводить комплекс, включающий НГК, ГК, инклинометрию, акустический каротаж. Определение pп имеет особенности по сравнению с вертикальным стволом. Существенным фактором, определяющим различия геофизических полей в вертикальных и горизонтальных скважинах, является специфика строения зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пластах-коллекторах, вскрытых ГС. 3.1.13.1. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения Горизонтальными принято называть скважины, ствол или часть ствола которых имеют углы наклона в вертикальной плоскости (зенитные углы) от 560 наклоннопадающих участках и до 1100 на инверсионных. Горизонтальные скважины (ГС) делятся на собственно горизонтальные скважины, когда наклонный и горизонтальный участки являются продолжением обычных вертикальных скважин, и боковые горизонтальные стволы, бурение которых ведут из стволов ранее пробуренных скважин. Процесс получения информации из бурящейся ГС следует разделить на три фазы: - измерения в процессе бурения с целью принятия оперативных решений и распознавания текущей геологической ситуации; - измерения после бурения с целью изучения физических свойств вскрытого пласта (пористости, проницаемости, глинистости, нефтенасыщенности), его геометрии (протяженности, мощности, наклона); - измерения в процессе освоения и эксплуатации объекта (профиля притока, технического состояния скважин). Исследования в процессе бурения не обеспечивают исчерпывающей информацией, которую необходимо иметь для полного представления о протяженности пласта, изменении его коллекторских свойств. Полную информацию можно получить с использованием традиционных геофизических приборов, но поскольку они не могут попасть в горизонтальную часть скважины под собственной силой тяжести, то должны также как при проведении «промежуточных» каротажей доставляться туда при помощи различных технологических устройств после окончания бурения. Исследования такого рода относят к наиболее часто встречающейся в практике получения информации второй фазе исследований ГС. Третью фазу исследований проводят сразу же после окончания бурения в процессе воздействия на дренированный пласт для вызова притока (смена раствора на воду, воды на нефть и др.) на объектах с ГС, находящихся в эксплуатации. Методы ЭК и ЭМК не несут однозначной информации о границах пластов, пересеченных ГС, вследствие их достаточной глубинности происходит «размывание» граничного эффекта. Степень «размыва» зависит от многих факторов: угла встречи ствола скважины и границ пласта, его удельного электрического сопротивления, характеристик зондов и др. В условиях ГС наиболее приоритетными при определении границ пластов и уточнения литологических особенностей объекта являются радиоактивные методы. По результатам комплексного анализа данных инклинометрии и ГИС можно определить пространственное положение стволов ГС относительно границ геологического разреза. 3.1.13.2.Комплексы исследований Комплекс ГИС, предусмотренный «Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах» для скважин с горизонтальным окончанием ствола, содержит ГТИ, ПС, БК, ИК, ВИКИЗ, ГК, НК, резистивиметрию и инклинометрию. В дополнительные исследования включены АК, ГГК-П (или ГГК-ЛП), спектрометрический ГК, ЯМК. В вертикальных и слабонаклонных (до 560) участках ствола горизонтальных скважин выполняют комплекс ГИС, предусмотренный для необсаженных вертикальных скважин. 3.1.13.3. Геофизические исследования горизонтальных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» Горизонтальный участок колонны длиной до 550 м за пакером оснащается специальными фильтрами длиной 6 м на расстоянии 80- 100 м друг от друга и не цементируется. Первые ГС в 1991-93 гг. исследовались обычным стандартным комплексом (ПС, ИК, БК, ПЗ, БКЗ, РК). Однако информативность комплекса была низкой, поскольку в условиях ГС, когда наблюдается радикальная анизотропия петрофизических свойств горных пород и специфическое («каплевидное») строение зоны проникновения, меняется значимость и информативность отдельных методов. В 1994 г. впервые в ГС было проведено высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование - ВИКИЗ. Оказалось, что значения ρп, полученные по данным ВИКИЗе в ГС, ниже значений ρп, определенных по БКЗ в вертикальных скважинах (4-6 Ом*м против 7,3-8,8Ом*м). Но, тем не менее, по данным ВИКИЗ, коллектора выделялись, и пласт дифференцировался по насыщению. Таким образом, комплекс исследований определился и с 1995 г. включает в себя ПС, ВИКИЗ, РК, (ГК и ННК-Т), акустическую цементометрию и инклинометрию. С 1997 г. все инклинометрические замеры проводятся инклинометром «ИОН-1» и в непрерывном режиме получают информацию по нескольким параметрам: зенитному углу, азимуту, углу поворота прибора в скважине, скорости замера, регистрировать кабельные метки и муфтовые соединения. Вся полученная информация выдается в табличном и графическом виде. Обработка полученного геофизического материала осуществляется в рамках программного комплекса «ВИКИЗ-СНГ». Однако ряд проблем остается пока нерешенным, а именно: выяснение влияния тонкого переслаивания коллекторов, оценка параметров макроанизотропии пластов-коллекторов и вмещающих пород; учет влияния скважины и «каплевидной» зоны проникновения на показания коротких зондов ВИКИЗ и др. Сегодня программный комплекс развивается и совершенствуется. 4. РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ Геофизические методы изучения геологического разреза скважин, основанные на измерении характеристик полей ионизирующих излучений (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов элементов, называют радиоактивным каротажем (РК). Наиболее широкое распространение получили следующие виды радиоактивного каротажа: гамма-каротаж, предназначенный для изучения естественного γизлучения горных пород и нейтронный каротаж, основанный на эффекте взаимодействия с горной породой источников γ-излучения и нейтронов. 4.1. Гамма-каротаж Измерение интенсивности естественного γ-излучения пород вдоль ствола скважины называется гамма-каротажем (ГК). Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют при помощи индикатора γ-излучения, расположенного в глубинном приборе (рис.4.1). В качестве индикатора используют счетчики Гейгера-Мюллера, полученная в результате замера кривая, характеризующая интенсивность γ-излучения пластов вдоль ствола скважины, называется гамма-каротажной кривой (рис.4.2). Рис.4.1. 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; 3парафин (или другой материал с высоким водородосодержанием); L3-длина зонда; О-точка записи результатов измерений; I – индикатор γ-излучения; II – источник γ-излучения; III- индикатор плотности нейтронов; IY – источник нейтронов Рис.4.2. Пример выделения коллекторов в терригенном разрезе различными геофизическими методами: 1-«линия глин»; 2- песчаник; 3- глина; 4- аргиллит; dн- номинальный диаметр скважины; ΔƯпс, ΔŰпс, ΔỮпс – отклонения кривой ПС против различных пород-коллекторов (ΔŰпс – опорный пласт) 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. Влияние скважины на показания ГК проявляется в повышении интенсивности γ-излучения за счет естественной радиоактивности колонн, промывочной жидкости и цемента и в ослаблении γизлучения горных пород вследствие поглощения γ-лучей колонной, промывочной жидкостью и цементом. В связи с преобладающим значением второго процесса влияние скважины сказывается главным образом в поглощении γ-лучей горных пород. Это приводит к тому, что при выходе глубинного скважинного снаряда из жидкости наблюдается увеличение γизлучения. При переходе его из необсаженной части скважины в обсаженную отмечается снижение интенсивности естественных γ-излучений, что вызывает смещение кривых и уменьшение дифференцированности диаграммы. Считается, 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 dс 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 γ-излучения, уменьшая ее. Кривые гамма-каротажа можно зарегистрировать совместно с кривыми других методов каротажа; радиоактивного (нейтронным каротажем, гамма-гамма-каротажем), акустического, индукционного, бокового и др. Прибор для регистрации ГК может быть совмещен со стреляющим перфоратором и локатором муфт. Одновременная запись гамма-каротажа и локатора муфт позволяет установить стреляющий перфоратор в нужном интервале с высокой точностью. 4.2. Спектрометрический гамма-каротаж Спектрометрический гамма-каротаж (СГК) основан на измерении спектрального состава естественного гамма-излучения горных пород с целью определения массовой концентрации в породах урана, тория и калия. Измеряемые величины – скорости счета в энергетических окнах в имп/мин, расчетные величины – массовые содержания в породе урана и тория, в промилле (ррт), калия – в процентах (%). Спектрометрический гаммакаротаж СГК (ГКС) основан на изучении энергетических спектров естественного гамма излучения горных пород. «Калиевый» канал составляет 1.3-1.6 МэВ, «урановый» -1.65-1.95 МэВ, «ториевый» - 2.4-2.8 МэВ. В результате количественно оцениваются концентрации и содержания радиоактивных элементов (в промиле (ррm)- 40K, Th, U; в %- К). В основном СГК применяют для детального разделения (корреляции) разрезов. Метод может быть реализован как в необсаженных, так и обсаженных скважинах с любым заполнением ствола. В процессе измерений для контроля качества записей, как правило, производится дублирующий (повторный) замер. 4.3. Нейтронный каротаж (стационарные нейтронные методы) При нейтронном каротаже изучаются характеристики нейтронного и γ-излучений, возникающих при облучении горных пород источником нейтронов. В промышленности применяются стационарные и импульсные нейтронные методы исследования скважин. К стационарным относятся: нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (НК-Т) и надтепловым (НК-Н) нейтронам. 4.3.1. Нейтронный гамма-каротаж (НГК) Радиоактивный каротаж основан на измерении характеристик поля γ-излучения, возникающего под действием внешнего источника нейтронов. Общая величина γ-излучения, регистрируемая при НГК, слагается из трех компонентов: 1)интенсивности γ-излучения Ιнгк, возникающего в результате радиационного захвата ядрами породы; 2)γ-излучения Ιггк источника нейтронов, которое воздействует на индикатор непосредственно или вследствие облучения стенок скважины γ-лучами, часть которых рассеивается породой в направлении индикатора; 3)естественного γ-излучения Ιгк, обусловленного естественной радиоактивностью породы. При исследованиях зондами, длина которых L3 более 40 см, плотность нейтронов в среде с большим водородосодержанием в зоне 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 показаний НГК. По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы большого и малого водородосодержания. К первой группе относятся: глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) и содержащие значительное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты), гипсы, отличающиеся малой пористостью, а также некоторые очень пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы. При измерениях большими зондами (L3≥40см) на диаграммах эти породы отмечаются низкими показаниями. Во вторую группу пород входят плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, на диаграммах нейтронного гамма-каротажа 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 нефтенасыщенные пласты. 4.3.2. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ННК-Т) и надтепловым нейтронам (ННК-Н) Нейтрон-нейтронный каротаж основан на измерении характеристик полей нейтронного излучения в горных породах при облучении их внешним источником нейтронов. На диаграммах нейтронного каротажа по тепловым нейтронам, водородосодержащие пласты выделяются так же как и на кривых НГК, низкими значениями, малопористые пласты – более высокими значениями. Однако на показания ННК-Т значительное влияние оказывают элементы, обладающие большим сечением захвата тепловых нейтронов, поэтому ННК-Т весьма чувствителен к содержанию хлора и получаемые результаты сильно зависят от минерализации промывочной жидкости и пластовой воды. Показания ННК-Н практически не зависят от содержания в окружающей среде элементов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, в том числе хлора. Они определяются главным образом замедляющими свойствами среды - водородосодержанием. Следовательно, показания ННК-Н более тесно связаны с содержанием водорода в породе, чем показания НГК и ННК-Т. Методы ННК-Т и ННК-Н имеют преимущество перед НГК в том, что их показания свободны от влияния естественного γ-излучения и γ-излучения источников нейтронов. Длина зондов при ННК-Т и ННК-Н выбирается равной 0.4-0.5 м. Обсадная колонна поглощает тепловые и надтепловые нейтроны, занижая данные ННК-Т и ННК-Н: 1- поглощением колонной значительной части γ-излучений, поступающих из породы. 4.3.3. Метод ядерно-магнитного резонанса Метод ядерно-магнитного резонанса (ядерно-магнитный каротаж ЯМК) изучает реакцию ядер на внешнее воздействие магнитным полем. Так как многие ядра обладают магнитным моментом и вращаются, то они могут взаимодействовать с внешними магнитными полями В методе ЯМК измерение направлено на определение амплитуды сигнала и особенно – его затухания. Ядерно-магнитный резонанс связан с физическим принципом, заключающимся в реакции ядер на магнитное поле. Многие из ядер обладают магнитным моментом, т.е. они ведут себя как вращающиеся стержневые магниты. Эти вращающиеся магнитные ядра могут взаимодействовать с внешними по отношению к ним магнитными полями и генерировать поддающиеся измерению сигналы (рис.3.3). Для большинства элементов обнаруживаемые сигналы слабы, однако, водород обладает сравнительно большим магнитным моментом и присутствует в изобилии и в воде, и углеводородах порового пространства горных пород. Рис. 3.3. Прецессирующие протоны. Величина амплитуды сигнала при ЯМР пропорциональна числу ядер водорода и калибруется таким образом, чтобы определить значение пористости независимо от литологии и без использования радиоактивных источников. Наибольший интерес вызывает величина затухания сигнала ЯМР в течение каждого цикла измерений, называемая временем релаксации. Малые величины времени релаксации соответствуют связанной воде в глинах и капиллярах. Крупные поры отождествляются с большими временами релаксации и содержат в себе наиболее легко извлекаемые флюиды. В результате интерпретации времен релаксации и их распределений можно получить такие петрофизические параметры как проницаемость, динамическая (эффективная) пористость и остаточная водонасыщенность. Для повышения качества интерпретации данные ЯМК обычно обрабатываются с использованием информации ГИС-бурения (данных об общей пористости по ННК и ГГК, водонасыщенности по ИК, а также данными ГК, УЭС). Метод дает высокое вертикальное разрешение пористости даже в тонко переслаивающихся разрезах, позволяет дифференцировать тип флюида в породе (рис.3.4.). Рис. 3.4. Распределение пор по размерам и индекс свободных флюидов на примере карбонатов. К недостаткам ЯМК следует отнести достаточно низкую глубинность измерений, что практически не позволяет использовать его в обсаженных скважинах. Для разных зондов силовые линии магнитного поля могут сходиться в породе на фиксированном от стенки скважины расстоянии от 2,5 см до 15 см., другие зоны на показания практически не влияют (нет влияния неровностей стенки скважины, глинистой корки и т.п.). 5.АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ 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. Акустические методы основаны на измерении в скважине скоростей распространения упругих волн и интенсивности их затухания в горных породах. 5.1. Акустический каротаж по скорости и затуханию По типу регистрируемых акустических параметров различают акустический каротаж по скорости и затуханию. Акустический каротаж по скорости основан на изучении скорости распространения упругих волн в горных породах, вскрываемых скважинами путем измерения интервального времени: (5.1) Δt=(t2-t1)/S[ мкс/м], где - (t2-t1) разность времен вступления на втором и первом приемнике, S – зонд. Время пробега Δt упругой волны на единицу длины и ее скорость vп 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 t1, что обеспечивает исключение влияния скважины при измерениях трехэлементным зондом. Скорость распространения упругой волны в пласте, определяемая при акустическом каротаже, называется пластовой, или интервальной. 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. На величину затухания упругих колебаний сильное влияние оказывают глинистость, характер насыщения, трещиноватость и кавернозность пород. 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. Интенсивность затухания продольных волн особенно зависит от наличия в породах трещин и каверн, а также от газоносности пород, увеличиваясь с повышением этих параметров. Способность горных пород к поглощению упругих колебаний (αак) оценивается при помощи акустического каротажа по интенсивности затухания амплитуды волны А. Измеренное ослабление продольной волны на единицу длины связано с амплитудами колебаний от ближнего А1 и дальнего А2 излучателей, регистрируемых приемниками глубинного прибора. Амплитуда колебаний продольной волны, воспринимаемая приемником, измеряется в условных единицах, например в милливольтах. В некоторых случаях пользуются относительной амплитудой колебаний – отношением амплитуды А регистрируемой волны к наибольшему значению амплитуды против опорного пласта Аоп, т.е. А/Аоп. За опорный пласт принимается мощный пласт плотных пород с наибольшей амплитудой Аоп. Ослабление и затухание упругих колебаний особенно сильно проявляется при ультразвуковой частоте 15-35 кГц, используемой в акустическом каротаже. 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. На рис.5.1 приведена фактическая кривая АК; как видно, повышение глинистости ведет к увеличению Δt и коэффициента поглощения αак, ослаблению амплитуд продольных головных волн. 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 скважины. Рис. 5.1.Влияние глинистости пород на затухание упругих волн: 1 – песчаник; 2- глины; 3- песчаная глина; 4 – известняк 5.2. Волновая широкополосная акустика Акустический метод основан на теории упругих деформаций пористых насыщенных тел и предназначен для изучения параметров высокочастотных акустических колебаний в стволе скважины и горных породах. Основой метода является зависимость его показаний от упругих свойств системы «скважина-массив горных пород». В процессе акустического воздействия в скважине и горной породе генерируются различные типы волн, отличающиеся амплитудой, частотой и скоростью распространения. Критерием информативности является достоверность выделения волны на фоне помех и обоснованная зависимость параметров волны от свойств пластов, особенностей конструкции и технического состояния скважины. В необсаженной части ствола волны распространяются в горных породах в скважинной жидкости и по стенке скважины (на границе жидкой и твердой фаз). В породе распространяются два типа волн:продольная Р и поперечная S. В продольной волне частицы колеблются в направлении распрастранения волны, в поперечной — перпендикулярно ему. Вдоль стенки скважины распространяется так называемая волна Лэмба-Стоунгли L. Скорости распространения названных волн связаны соотношением: Vp>Vs>VL. Эти же типы волн регистрируются в стволе скважины, обсаженной зацементированной обсадной колонной. В незацементированных интервалах дополнительно регистрируется волна Лэмба по обсадной колонне. Она идентифицируется достаточно легко, поскольку ее скорость существенно выше, чем у остальных типов волн. Современная универсальная аппаратура для акустических исследований является многоэлементной. Она работает в широком диапазоне частот акустических сигналов — от n10 2 до n10 6 Гц и позволяет одновременно исследовать широкий спектр акустических сигналов и надежно выделять все информативные типы волн. Результаты исследований волнового акустического метода (ВАК) представляют в виде диаграмм интервальных времен, амплитуд и коэффициентов затухания продольных волн, амплитуд и коэффициентов затухания поперечных волн, а также фазокорреляционных диаграмм (ФКД) и волновых картин. При этом решаются следующие задачи: - литологическое расчленение и расчет упругих свойств пород; - выделение коллекторов со сложной структурой порового пространства со вторичной (межзерново-трещинной, кавернозно-трещинной и межзерново-трещинно-кавернозной) пористостью; - определение коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинной и кавернозной) пористости коллекторов; - выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах; - оценка преимущественной ориентировки трещин (в том числе искусственно созданных при гидроразрыве пласта); - оценка характера насыщенности коллекторов. Физической предпосылкой использования метода ВАК для оценки нефтенасыщенности является существенное различие в сжимаемостях основных компонент коллекторов: минеральной твердой фазы и насыщающих поровое пространство флюидов (вода, нефть, газ). При комплексной обработке данных ВАК и ГИС в число решаемых задач входит: 1) оценка коэффициентов текущей нефтенасыщенности, положения ВНК и ГЖК, 2) оценка общей, динамической, трещинной и кавернозной пористости, а также проницаемости, 3) определение упругих свойств породы (сжимаемости, модуля Юнга, коэффициента Пуассона), 4) выявление зазоров между колонной и цементным камнем, 5)оценка гидродинамической сообщаемости продуктивных пластов со скважиной в интервале перфорации. Основным результатом измерений ВАК является ФКД, по которой определяют интервальные времена для продольной и поперечной волн. На основе этих параметров рассчитывают так называемый индекс динамической сжимаемости (ИДС), который определяет соотношение сжимаемостей твердой фазы и флюида в порах. При расчетах используется информация о пористости, плотности и глинистости отложений. 6. ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ Включает непрерывное определение содержания горючих газов в промывочной жидкости и компонентного состава углеводородов от С1 до С6, кроме того, производится газовый анализ керна и шлама. Газовый каротаж решает следующие задачи: выделение зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД); выделение пластов-коллекторов; расчет приведенных газопоказаний; расчет флюидных коэффициентов; определение характера насыщения пластов-коллекторов. Для выявления характера насыщения испытуемого пласта используется соотношение различных компонентов полученного газа между собой, различное для попутного газа, газа в кровле нефтенасыщенного пласта и вблизи ВНК, в газовых шапках, чисто газовых залежах и водорастворенного газа. Наиболее информативными являются такие газовые коэффициенты, как С1/С2+в, С2/С3, н-С4/и-С4, но только совместное использование нескольких газовых коэффициентов позволяет более однозначно определить тип залежи и характер насыщения. Метод газометрии является прямым методом обнаружения в разрезе скважин газоносных и нефтеносных пластов. Основными процессами при проведении газотермических исследований являются: извлечение газа из раствора (дегазация), приготовление газовоздушной рабочей смеси, определение содержания в этой смеси горючих газов (анализ газовоздушной смеси) и установление глубин, к которым относятся результаты анализа. Приготовление рабочей газовоздушной смеси осуществляется в линии газовоздушного потока и заключается в ее очищении от механических примесей и брызг, а при необходимости - от присутствия неуглеводородных горючих газов. Для более детального компонентного анализа углеводородных газов применяют хроматографические анализаторы. Результаты анализа газовоздушной смеси относятся не к глубине забоя скважины в момент их отсчета, а к той глубине, которую скважина имела при разбуривании пород, выделивших исследуемую порцию газа. Результаты газометрических исследований представляют в виде кривых изменения по разрезу скважины суммарного содержания углеводородных газов, а также в виде кривой изменения содержания тяжелых углеводородных газов. Обычно одновременно с кривыми газометрии скважины регистрируется кривая скорости проходки. На кривых газометрии против нефтегазоносных пластов выделяются резко выраженные аномалии повышенного содержания газов. Против газоносных пластов величина аномалий на кривой содержания тяжелых газов заметно меньше, чем против нефтеносных. Последнее связано с тем, что при вскрытии газоносных пластов в буровом растворе наблюдается увеличение содержания углеводородов преимущественно легких фракций. Из горючих газов неуглеводородного характера наибольшие погрешности в данные газометрии вносит сероводород. Для исключения его влияния газовоздушную смесь перед газоанализатором пропускают через щелочной поглотитель. Область применения метода выделение в разрезе скважин газоносных и нефтеносных горизонтов. 6.1. Механический каротаж Сущность метода сводится к регистрации продолжительности проходки скважины времени , затрачиваемого на бурение одного метра породы. Продолжительность проходки  зависит от крепости горных пород, увеличиваясь с повышением последней, и меняется в достаточно широких пределах: Крепость пород уменьшается от изверженных к метаморфическим, затем к осадочным, конгломератам, песчаникам до глинистых сланцев и песков. Рыхлые породы - пески, песчаники, глины - отмечаются на кривых продолжительности проходки минимальными значениями . С увеличением крепости пород величина  возрастает. Величина  определяется посредством хронометража времени, затрачиваемого на бурение определенного участка скважины. При хронометраже скорости бурения обязательно фиксируются: скорость вращения инструмента n, давление на забое Р - время смены долота; время, затрачиваемое на спуско-подъемные операции, при хронометраже опускается. Достоинством метода является возможность его применения непосредственно в процессе бурения; исследования обычно проводятся одновременно с газометрическими. Основным недостатком метода является трудность учета технологии бурения. Область применения метода - расчленение разрезов скважин по крепости пород, выделение рыхлых высокопористых пород в карбонатном разрезе. 7. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГИС Материалы ГИС используются для расчленения и корреляции разрезов, определения литологического состава и стратиграфической принадлежности пород, выделения и подсчета запасов полезных ископаемых, оценки технического состояния скважин и контроля за испытаниями объектов (Инструкция, 2001). Для решения перечисленных задач используют материалы всех видов ГИС. При проведении комплексной интерпретации материалов ГИС привлекаются данные керна, шлама, образцов, отобранных стреляющими грунтоносами и сверлящими керноотборниками на кабеле, опробований и испытаний пластов и наблюдений за процессом бурения, геологогеофизические материалы по другим скважинам как данной площади, так и нефтегазового района в целом. По характеру и содержанию решаемых геологических задач интерпретация материалов ГИС подразделяется на оперативную и сводную (площадную). 7.1. Оперативная интерпретация данных ГИС Оперативная интерпретация данных ГИС проводится на всех стадиях разведки месторождения по материалам каждой пробуренной скважины. Главной целью оперативной интерпретации является выделение в разрезе коллекторов и их оценка. Для этого решаются следующие задачи: - расчленение разреза скважины; - изучение насыщенности разреза; оценка емкостных свойств, характеристик пород и типа коллекторов в перспективных и продуктивных интервалах разреза; - оценка эксплуатационных характеристик продуктивных пластов. Решение задач, стоящих перед этим видом интерпретации, осуществляется в несколько этапов: контроль качества материалов ГИС; определение по данным ГИС физических свойств пород (п и т.д.) по действующим методикам и палеткам; выделение коллекторов; определение коллекторских свойств пород (Кгл, Кп, Кпр, Кнг). При исследовании поисковых скважин количественные определения коллекторских свойств могут не определяться, поскольку при оперативной интерпретации задачи, связанные с оценкой емкостных характеристик пород и типа коллекторов, самостоятельного значения не имеют, они являются второстепенными, способствующими достижению главной цели – выделению продуктивных пластов. В оперативном заключении по скважине, кроме сведений о полноте и качестве выполненных геофизических исследований, указываются интервалы залегания пластов со следующими градациями: - уверенно водонасыщенные коллекторы; - продуктивные пласты с однозначной характеристикой, включая оценку фазового состояния углеводородов в них (нефть, газ); - коллекторы со смешанным характером насыщенности; - пласты с неясной коллекторской характеристикой. При наличии в разрезе нескольких перспективных интервалов по результатам детальных исследований каждого интервала составляется предварительное оперативное заключение, в котором оценивается нефтегазоносность вскрытых коллекторов и даются рекомендации на проведение дополнительных работ в скважине с указанием их цели. Рекомендации на испытание в предварительном заключении не даются. 7.2. Сводная интерпретация ГИС Сводная интерпретация материалов ГИС выполняется при подсчете запасов месторождений полезных ископаемых в соответствии с требованиями инструктивных материалов ГКЗ. Этот вид интерпретации состоит в подготовке по отдельным пластам месторождения (объект) обобщенного (сводного) заключения, включающего оценку геометрических параметров и коллекторских свойств пластов и исходные данные для подсчета запасов нефти и газа и проектирования разработки месторождения. Этот раздел «Геофизические исследования скважин, методика и результаты интерпретации полученных данных» - содержит следующую информацию: 1. Объем проведенных ГИС. 2. Методику интерпретации полученных диаграмм: принципы и критерии, положенные в основу выделения реперов, коллекторов и продуктивных пластов, определения эффективной толщины пластов, коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, вытеснения, глинистости и проницаемости, определения положения разделов нефть-вода, нефть-газ и газ-вода, обоснование представительности использования принятого метода. 3. Обоснование абсолютных отметок разделов нефть-вода, нефть-газ и газ-вода для каждой залежи отдельно по данным геофизических исследований и опробования скважин, принятых положений контактов. 4. Для разрабатываемых месторождений, запасы которых ранее утверждались ГКЗ, необходимо сопоставление результатов геофизических исследований скважин в предыдущем и новом подсчетах. 7.3. Расчленение разреза При расчленении разреза скважин решаются следующие задачи: - расчленение разреза на крупные стратиграфические комплексы с помощью региональных реперов; - выделение региональных покрышек и предполагаемых (возможных) локальных покрышек и перемычек; - анализ наличия коллекторов под установленными и предполагаемыми покрышками и возможными перемычками и над покрышками; - выделение перспективных интервалов; - идентификация пластов в перспективном интервале; - расчленение разреза в пределах перспективного интервала на мощные (более 1,5 м) пласты; - классификация выделенных пластов по литотипам; - разделение пластов на коллекторы и неколлекторы, оценка доли пластов с неясной характеристикой; - определение и анализ абсолютных отметок кровли ранее обнаруженных нефтегазоносных пластов. Стратификация разреза осуществляется на основе корреляционной увязки изучаемого разреза каждой скважины с помощью региональных и локальных реперов и маркирующих поверхностей. В качестве реперов используются выдержанные по площади пласты с четкой геофизической характеристикой, резко отличной от окружающих пород и не претерпевающих существенных изменений от скважины к скважине. Региональными покрышками для нефти и газа являются мощные толщи аргиллитов, а перемычками – выдержанные по площади маломощные (не менее 2-4 м) пласты глин. Идентификация пластов в перспективных интервалах осуществляется на основе детальной корреляции материалов ГИС с расчлененным геолого-геофизическим разрезом соседней изученной скважины или площади. Распознавание пластов осуществляется путем анализа толщин пород с резко различной геофизической характеристикой. При этом используются материалы методов ГИС, обладающих достаточной расчленяющей способностью в конкретных условиях района (ПС, БК, ГК, НКТ). Литологическое расчленение осадочных пород в разрезах нефтяных и газовых скважин обычно проводят по следующей схеме. 1. По данным стандартной электрометрии (кривым КС и ПС) в разрезе исследуемой скважины выделяют терригенные и карбонатно-хемогенные породы. Последние характеризуются повышенными кажущимися сопротивлениями  k и промежуточными, слабо дифференцированными значениями ∆Uсп . В случае, если кривая СП отсутствует или плохо дифференцирована, карбонатно-хемогенные разности (кроме гипсов) выделяют по данным нейтронного гамма-метода. 2. По кривым ПС, ГК и кавернограмме терригенные разности расчленяют на песчанистые и глинистые. Песчаникам соответствуют минимальные значения интенсивности естественного гамма-излучения Jγ, отрицательные аномалии ∆Uсп и номинальный или несколько уменьшенный диаметр скважины. Глинам соответствуют положительные аномалии ∆Uсп, максимальные значения Jγ и наличие каверн. Алевролиты и глинистые песчаники характеризуются номинальным диаметром скважины и промежуточными значениями ∆Uсп и Jγ. С увеличением глинистости величина ∆Uсп уменьшается, а интенсивность Jγ увеличивается. 3. Литологическое расчленение карбонатно-хемогенной толщи проводят главным образом по данным радиометрии скважин и кавернограммам. 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. 7.4. Выделение коллекторов и определение их эффективной толщины По результатам интерпретации данных ГИС все пласты разделяются на три градации по способности по способности пород вмещать и отдавать флюиды: коллектор, неколлектор, неопределенная порода (возможно коллектор). Коллектором считается порода, способная вмещать пластовый флюид (газ, нефть, воду) и отдавать его при заданном перепаде давлений в системе «скважина-пласт». К неколлекторам относят породы, которые либо не содержат подвижных пластовых флюидов, либо при заданном перепаде давлений (депрессии) они не могут быть извлечены из пласта. Основным свойством коллекторов является наличие проницаемости, превышающей граничное значение Кпр, независимо от емкостных характеристик пластов (Кп, Кнг). Для правильного определения эффективной толщины коллекторов hэф необходимо достоверно установить нижние пределы коллектора. Уровень методических проработок этого вопроса постоянно совершенствуется по мере накопления новых сведений о фильтрационноемкостных свойствах продуктивных пластов. Если раньше за нижний предел условно принималась проницаемость в 0,001 фм2, то сейчас выделяют абсолютный и кондиционный нижние пределы. Абсолютный нижний предел характеризует свойства породы, при которых еще возможна фильтрация однородного флюида. Относительный нижний предел характеризует нижнее значение фазовой проницаемости по нефти. Кондиционный нижний предел определяет экономическую целесообразность разработки месторождения. Он служит для разделения промышленно продуктивных и непромышленно продуктивных коллекторов. Для выделения коллекторов в разрезах скважин по материалам ГИС можно использовать: - прямые признаки, основанные на результатах непосредственного опробования и гидродинамических исследований пластов приборами на кабеле (ОПК, ГДК); - прямые качественные признаки, основанные на проникновении фильтрата в пласт (кавернометрия, микрокаротаж, изменения сопротивлений пластов по каротажу БКЗ, БМКБК-ИК); - косвенные количественные критерии, основанные на граничных значениях различных геофизических параметров (и прежде всего связанных с проницаемостью). Узловым этапом при выделении коллекторов по косвенным количественным критериям является обоснование величин геофизических параметров, соответствующих нижнему пределу коллектора. Граничные величины геофизических параметров устанавливаются раздельно для газо-, нефте- и водонасыщенных пластов. Установление косвенных количественных критериев коллектора по результатам испытания пластов может осуществляться на завершающем этапе разведки, когда имеются качественные опробования пластов с различными ФЕС, в том числе и неколлекторов. В поисковых и в первых разведочных скважинах можно пользоваться критериями, установленными для аналогичных отложений на соседних площадях. Особые затруднения при выделении коллекторов возникают в случае их малой толщины (менее 1,5 м) и отдельного залегания среди глинистых пород-неколлекторов. Такие тонкие пропластки имеют четкую характеристику коллекторов по данным ГИС, но при испытании оказываются «сухими». Эффективная толщина пластов-коллекторов (суммарная Σhэф, нефтенасыщенная Σhэф.н, газонасыщенная Σhэф.г) оценивается по результатам выделения коллекторов. Эффективной толщиной (hэф) пласта-коллектора называется суммарная толщина всех прослоев в пределах пласта, характеризующихся признаками коллекторов, то есть hэф =hпл – hвк, где hпл – общая толщина пласта, hвк – суммарная толщина прослоев неколлекторов в пласте. При подсчете запасов нефти и газа для каждого продуктивного разреза обосновываются признаки и критерии коллекторов и неколлекторов. Минимальная толщина прослоев-коллекторов, выделяемых по материалам ГИС, равна 0,4 м. В терригенных отложениях проницаемые пласты выделяют по кривым (СП, ГК, НГК, МК, БК, БКЗ,), и вызванных потенциалов. Проницаемым разностям соответствуют: отрицательные аномалии ΔUсп, низкие значения Јγ, расхождение кривых микропотенциал- и микроградиент-зондирования и низкие значения аномалий на кривых ВП. На проницаемость пластов указывает также проникновение фильтрата бурового раствора, отмечаемое по БКЗ. В карбонатных отложениях выделение коллекторов более сложно и зависимости от их структурно-текстурных особенностей проводится по определенному комплексу геофизических методов (ГК, НГК, АК, МК, БК, кавернометрия, БКЗ). В отложениях с первичной (гранулярной) пористостью проницаемые карбонатные разности выделяют по низким кажущимся сопротивлениям на кривых малых зондов (в том числе микрозондов); дополнительно проницаемые высокопористые карбонатные разности характеризуются пониженными интенсивностями естественного Ј γ и радиационного Јnγ гамма-излучения и уменьшением диаметра скважины. На кривых СП этим разностям часто соответствуют отрицательные аномалии В тех случаях, когда текстурные особенности карбонатного разреза не известны, проницаемые разности выделяют по результатам совместной интерпретации данных электрических и радиоактивных методов с привлечением и других геофизических методов. 7.5. Петрофизическое обеспечение методик интерпретации Связующим звеном между геологическими объектами и геофизическими методами исследования разрезов скважин является петрофизика. Петрофизика осадочных пород концентрируется на исследовании пористости с различными ее проявлениями, характеристик насыщения пород флюидами и их способности пропускать флюиды через поровое пространство, а также минералогического и гранулометрического состава пород. Эти петрофизические характеристики по отдельности или в совокупности связаны с конкретными физическими параметрами. К ним относят электрическую проводимость или удельное электрическое сопротивление, адсорбционную способность, плотность, водородсодержание, естественную радиоактивность. Оценка емкостных характеристик пород и типа коллекторов проводится путем количественной интерпретации данных ГИС, требующей наличия соответствующего петрофизического обеспечения. В первых поисковых скважинах на площади, когда необходимые петрофизические зависимости для изучаемых отложений отсутствуют, используются зависимости для однотипных отложений по соседним площадям или соответствующие литературные и модельные зависимости. Необходимое для интерпретации данных ГИС петрофизическое обеспечение по изучаемым месторождениям в достаточно полном объеме разрабатывается лишь на этапе подготовки отчета с подсчетом запасов нефти и газа. Базирующаяся на петрофизическом обосновании количественная интерпретация данных ГИС включает установление типов (классов) изучаемых коллекторов, выбор физических моделей, определение для выбранных моделей совокупности петрофизических связей между измеряемыми геофизическими параметрами и искомыми коллекторскими свойствами. Для этого требуется определение по возможности на одних и тех же образцах керна литологического состава пород, их емкостных и фильтрационных свойств, свойств насыщающих флюидов и основных физических свойств, измеряемых геофизическими методами – удельного электрического сопротивления, интервального времени распространения упругой волны, плотности, естественной радиоактивности, диффузионноадсорбционной активности, ядерно-магнитных свойств. Специальные исследования по измерению фазовой и относительной проницаемости, остаточной водои нефтенасыщенности, минерализации пластовых вод и т.п. выполняются в меньшем объеме. Петрофизическое обеспечение необходимо выполнять на образцах керна из первых скважин, пробуренных на месторождении. Керн целесообразно отбирать небольшими интервалами, но с обеспечением полного выноса. Это необходимо для сопоставления между собой значений коллекторских свойств, измеренных на керне и найденных по материалам ГИС, контроля достоверности выполненных определений. В зависимости от назначения петрофизические взаимосвязи условно подразделяются на две группы. Первая группа связей объединяет взаимосвязи между физическими величинами, измеряемыми при ГИС, и искомыми свойствами изучаемых пород. Вторая группа связей используется для обоснования нижних пределов коллектора. Первая группа включает: - зависимость относительного сопротивления от пористости пород: Рп=а[Кп] –m, а и m – эмпирические величины, характеризующие структуру пор в зависимости от уплотнения пород. Параметр пористости породы (Рп или относительное сопротивление) зависит от коэффициента пористости Кп и структуры порового пространства и для неглинистой «чистой» породы. -зависимость коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности; Рн= а[Кв] –n, а и n– эмпирические величины, зависящие от типа покрытия поверхности пор пластовыми флюидами (гидрофильного или гидрофобного). Параметр насыщения (Р н) или коэффициент увеличения сопротивления показывает, во сколько раз возросло удельное сопротивление породы при частичном или полном насыщении ее нефтью и (или) газом. -зависимость относительного увеличения сопротивления от объемной водонасыщенности Рω==п/в=ƒ(ω); -зависимость объемной плотности от пористости δоб=ƒ(Кп); -зависимость интервального времени от пористости ∆t=ƒ(Кп); -зависимость естественной гамма-активности от глинистости Jгк=ƒ(Кгл). Иногда для отложений для интрпретации данных ГИС устанавливаются и другие статистические связи: aпс=ƒ(Кп), aпс=ƒ(Кпр), aпс=ƒ(Кгл), где в – удельное сопротивление пластовой воды, вп – удельное сопротивление водоносного пласта, п –сопротивление пласта по данным ГИС. Взаимосвязи вторая группы, устанавливаются по данным массовых анализов керна. Как правило, используются повариантные парные и трехмерные сопоставления общей, открытой и эффективной пористости, абсолютной и эффективной проницаемости, остаточной нефте- и водонасыщенности, объемной и относительной глинистости, объемной и минералогической плотности и другие. Для выбора правильной методики интерпретации материалов ГИС при выделении и оценке коллекторов необходимо установление литотипа коллектора. Он определяется на основе анализа всей имеющейся геолого-геофизической информации по изучаемым пластам. В терригенных коллекторах главными характеристиками литотипа (модели) коллектора является литологическая принадлежность и характер распределения глинистого материала в породе (тип глинистости). Эта информация извлекается из результатов анализа керна и в дальнейшем используется для обоснования алгоритма интерпретации данных ГИС. 7.6. Определение коэффициента пористости (Кп) коллекторов По сообщаемости пор друг с другом различают пористость общую, открытую, закрытую, характеризуя величину каждой из них соответственно коэффициентами К п, К п.о., К п.з, причем Кп=К п.о+К п.з. В осадочных породах закрытые поры встречаются очень редко, в основном только в плотных кристаллических известняках и доломитах, в плотных метаморфизованных песчаниках и алевролитах с регенерационным силикатным цементом. По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость и газ различают пористость эффективную и неэффективную, характеризуя содержание в породе этих пор соответственно коэффициентами К п.эф, К п.нэф, причем К п.эф+К п.нэф=К п.о, поскольку закрытая пористость всегда неэффективна. Наличие эффективной пористости (К п.эф>0) – это свойство породыколлектора. Пористость полимиктовых пород может определяться как по данным отдельных видов ГИС (НК, ГГКП, АК, ПС и др.), так и по комплексу этих методов. Большинство методик определения пористости по данным ГИС базируется на использовании статистических связей между коэффициентом пористости Кп и геофизическими параметрами, определенными на керне или снятыми с соответствующей диаграммы. Длительное время в качестве базовой методики определения Кп используется методика, основанная на статистической зависимости апс=ƒ(Кп). В последние годы разработано несколько новых методик определения К п по данным ГИС, основанных как на базе петрофизических исследований керна, так и на базе строгих математических расчетов. Определение емкостных свойств и литологии пластов по этой методике рекомендуется проводить по материалам радиоактивного и акустического каротажа. Определение коллекторских свойств пластов по геофизическим данным обычно проводят по эталонным кривым зависимостей показаний геофизических методов от рассматриваемого параметра, которые составляют для каждого района и каждого типа горных пород отдельно. Построение таких кривых возможно двумя способами: 1) по данным лабораторных исследований физических и коллекторских свойств пород, отобранных из параметрических и разведочных скважин; 2) по результатам статистических сопоставлений показаний геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными значениями последних. Достоверность сведений о средних значениях параметров пласта определяют числом исследованных образцов керна, отобранных из пласта. Принято считать, что для достаточно однородных пластов сведения о величине средних значений его параметров достаточно достоверны, если на 1 м разреза приходится одно или более определений. С повышением неоднородности пласта число образцов керна должно быть увеличено. Обычно в песчаноглинистом разрезе наилучшие результаты дают электрические, а в карбонатном радиоактивные методы. 7.7. Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации Определение Кп по диаграммам СП возможно в геологических объектах с терригенными коллекторами, имеющими преимущественно глинистый цемент рассеянного типа, при наличии корреляционной связи между Кп и содержанием в породе глинистого материала. Благоприятны для определения Кп по диаграмме СП следующие условия: - значительная общая толщина изучаемых продуктивных отложений и наличие в разрезе каждой скважины, вскрывшей эти отложения, достаточного числа пластов с разными пористостью и глинистостью; - наличие в изучаемом разрезе хорошо выдержанных по площади, достаточно мощных опорных пластов – чистого или слабоглинистого песчаника (алевролита), чистой и слабопесчаной глины; - постоянство минерализации и химического состава пластовых вод изучаемых отложений. Основа определения Кп по диаграммам СП - корреляционная связь относительной амплитуды СП апс и Кп. Корреляционную связь получают, сопоставляя значения апс и Кп по пластам, в которых Кп определено другим методом ГИС или по данным представительного керна. Определение Кп по апс возможно как в продуктивных, так и в водоносных коллекторах. Показания метода выражаются в величине амплитуды ∆Uсп отклонения кривой СП от условной нулевой линии (обычно от линии чистых глин) или в относительных единицах а сп, например, в отношении амплитуды ∆Uсп против исследуемого пласта к максимальной амплитуде ∆Uспмах, наблюдаемой против чистых незаглинизированных песчаников: αсп=∆Uсп/∆Uспмах (7.1) В некоторых случаях величина ∆Uсп относится к амплитуде ∆Uспоп, наблюдаемой против выдержанного в пределах исследуемой площади опорного горизонта: αсп=∆Uсп/∆Uспоп (7.2) В случае использования относительного параметра асп, необходимость введения поправки Кр за влияние сопротивления бурового раствора отпадает. Более целесообразно комплексирование метода СП с одним из методов определения пористости (НМ, АК) как в терригенном, так и в карбонатном разрезе, для одновременного определения коэффициента общей (или открытой) пористости Кп и глинистости Кгл, учитывая, что метод СП - это прежде всего метод, позволяющий определять относительную глинистость терригенных ηгл и относительное содержание нерастворимого остатка ηно карбонатных отложений. 7.8. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа Основано на оценке общего водородосодержания пород (ω) с последующим учетом влияния различных геолого-технических факторов (минерализации пластовых вод и промывочной жидкости, толщины глинистой корки, глинистости и др.). Зависимости Jнк=ƒ(Кп) для песчано-глинистого разреза, сложенного характерными для условий Западной Сибири (среднее содержание кварца 45 %, полевых шпатов 55 %) полимиктовыми песчаниками, вскрытыми скважинами диаметром dс=0,190, 0,243, 0,270, 0,295 м, заполненными ПЖ на водной глинистой основе пригодны для определения К п неглинистых песчано-алевритовых пластов (Кгл,4-5 % от объема пород) с содержанием углей не более 2 % от объема пород. Основным фактором, сдерживающим использование НК для определения Кп является сильное влияние глинистости (для расчета используют поправки за глинистость), и с неточностью калибровки аппаратуры НК на скважине. Для устранения этих недостатков используются различные варианты методик, основанные на использовании известных данных о Кп в опорных пластах или приписываемых опорным пластам модальных значений Кп, определяемых по керну. 7.9. Определение коэффициента пористости по данным акустического метода Все известные методики определения пористости песчано-глинистых полимиктовых пород по данным АК предусматривают учет влияния глинистости и глубины залегания пластов на величину ∆t. В неявной форме такой учет проводится построением для изучаемого месторождения (или отдельного пласта) статистических зависимостей между К п и ∆t. При этом обе величины измеряют на образцах керна в условиях, имитирующих горное и пластовое давление и температуру, а зависимости выражают в линейной форме ∆t.=ƒ(К п). Большой диапазон изменения глубин залегания коллекторов в разрезе скважин (от 300 до 5000 м) затрудняет создание единой петрофизической основы для интерпретации данных. В сложных коллекторах – со сложным минеральным составом и сложной геометрией пор – проводят комплексную интерпретацию диаграмм АК и радиометрии для решения конкретных задач по определению пористости (НК и ГГМ). 7.10. Определение коэффициента проницаемости коллекторов Проницаемость пород подразделяют на абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную. Абсолютной (физической) называется проницаемость пористой среды или однородной жидкости при отсутствии физико-химического воздействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью. Эффективной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы – жидкой или газообразной. Относительная проницаемость равна отношению эффективной проницаемости к абсолютной однофазной. Проницаемость коллекторов по данным ГИС может оцениваться: - по данным гидродинамического каротажа – эффективная проницаемость К пр.эф; - по статистической двухмерной или трехмерной связи между коэффициентом абсолютной проницаемости Кпр пород по керну и геофизическими параметрами; Наиболее правильная оценка эффективной проницаемости продуктивного пласта может быть дана на основе гидродинамических исследований в открытом стволе – ГДК, которые дают информацию о величине пластовых давлений и эффективной проницаемости пород в прискважинной зоне. Ввиду малой глубинности исследования этим методом (менее 10 см от стенок скважины) результаты исследования коллекторов существенно подвержены влиянию зоны проникновения фильтрации и кольматации. Корреляционные связи между Кпр и геофизическими параметрами апс, ∆Jгк могут иметь место только ряд пород с рассеянной глинистостью. При определении К пр по статистическим связям типа «геофизика-керн» можно использовать двухмерные или трехмерные связи между апс, абсолютной проницаемостью Кпр и Кп этих же пластов по керну. По двухмерным связям, например апс=ƒ(Кпр) оценивается проницаемость по разрезу, которая нашла широкое применение при определении проницаемости пласта. Наиболее надежна эта связь для коллекторов, у которых параметры апс, Кпр изменяются в основном под влиянием глинистости. В слабоглинистых и чистых коллекторах с апс близким к 1, и высокой проницаемостью связь между апс и Кпр практически отсутствует, поскольку параметр Кпр таких коллекторов зависит главным образом от гранулометрического состава скелетных зерен. Корреляционная связь между параметрами ∆J гк и Кпр характеризуется уменьшением ∆Jгк с ростом Кпр для пород, проницаемость которых контролируется глинистостью. Следует иметь в виду, что при использовании статистических связей типа «геофизика-керн» оценивается величина Кпр не для пластовых, а для атмосферных условий, которая может значительно отличаться от естественной проницаемости пласта за счет экстрагирования образцов и изменения их текстуры и структуры при отборе и подъеме керна на поверхность. 7.11. Оценка характера насыщенности пластов-коллекторов Закон изменения водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа един: водонасыщенность закономерно возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам. Подвижность флюидов и характер отдачи пластов при испытании по высоте залежи определяется многими факторами: свойствами пород и флюидов, соотношением объемов смачивающего (воды) и несмачивающего (нефть, газ) компонентов. В однородном коллекторе подвижность пластовых флюидов и состав притока при испытании оцениваются по кривым относительных проницаемостей (рис.7.2). 1,0 Кпр.в Кпр.нг 1,0 0,8 0,8 1 0,6 2 0,4 0,4 Кв.кр 0,2 0,2 Кв.св Кв* 0,6 20 Кв** 40 60 80 Кв,% Зона Водонасыщенность 20 40 60 80 100 Отдача флюида Предельно газонасыщенная Сухой газ, конденсат Переходная газонефтяная Предельно нефтенасыщенная Газ, нефть Кв св нефть Недонасыщенная Переходная недонефтяная Остаточного нефтенасыщения Полностью водонасыщенная Кв * Кв ** Кв=1 нефть и вода вода Рис.7.2. Кривые относительной проницаемости и схема изменения и отдачи пластовых флюидов в однородных пластах-коллекторах месторождений ЗСП. Предельно насыщенная зона. Коэффициент водонасыщенности имеет минимальное значение и зависит только от изменения коллекторских свойств пород. При испытании этой зоны всегда получают безводные притоки углеводородов. В газонефтяных залежах между зоной сухого газа и чисто нефтяной зоной имеется переходная (газонефтяная) зона. Газовая часть, помимо сухого газа, содержит конденсат и остаточную нефть. В направлении к нефтяной части возрастает содержание остаточной нефти, конденсата и остаточной воды. За газонефтяной контакт (ГНК) принимается глубина, выше которой относительная проницаемость для нефти равна нулю. Иногда выше ГНК может быть зона погребенной нефти. Эта зона образуется при увеличении объема газовой шапки за счет изменения термобарических условий залежи. По относительным проницаемостям для нефти (газа) (К пр.нг) и воды (К пр.в) по высоте залежи выделяется четыре характерных значения водонасыщенности (К.в.св., К*в, К в.кр. и К**в): -предельно насыщенная, где Кв=К в.св; К пр.в=0; К пр.нг=1; -недонасыщенная, где К в.св<Кв<К**в; К пр.в=0; К пр.нг<1; -переходная, где К*в<Кв<К**в; К пр.в<1; К пр.нг<1; -остаточной нефтегазонасыщенности, где К**в<Кв<1; К пр.в<1; К пр.нг=0 Недосыщенная зона. В этой зоне наряду с подвижными углеводородами и связанной водой содержится некоторое количество свободной пластовой воды. Высота недонасыщенной зоны может быть различной и зависит от строения и условий формирования залежи. В чистых (неглинистых) однородных коллекторах высота этой зоны в 2-3 раза меньше, чем в глинистых и слоистых, где она может достигать 30-50 м. При соблюдении технологии испытаний из этой зоны получают чистые притоки нефти (газа). Нижняя граница недонасыщенной зоны принимается в качестве водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК) контакта. Переходная зона. Представляет собой зону двухфазного движения пластовых флюидов. В ней относительная проницаемость для нефти (газа) и воды больше нуля и возрастает для воды вниз от 0 при К*в до 1 при К**в. Для нефти (газа) она соответственно уменьшается от 1 до 0. Подошва этой зоны соответствует отметке, где углеводороды становятся неподвижными (остаточными). Толщина зоны даже в пределах одной залежи находится в сложной зависимости от свойств пород и пластовых флюидов и строения коллектора. В общем случае она возрастает с уменьшением проницаемости и однородности пород в этой зоне. Чем ниже проницаемость пород, тем выше значение критической водонасыщенности и больше толщина переходной зоны. Следствием этого являются наблюдаемые на нефтяных месторождениях местоположения отметок ВНК в различных скважинах на 10 и более метров при горизонтальном положении уровня «зеркала воды». Неоднородность (слоистость) повышает толщину переходной зоны. Большие (по высоте) переходные зоны характерны только для раздела «нефть-вода». Высота переходной зоны на разделах «газ-вода» и «газ-нефть» при прочих равных условиях меньше, чем на разделе «нефть-вода» (рис.7.3). Зона остаточной нефтегазонасыщенности. К ней относится нижняя часть залежи, в которой относительные проницаемости для нефти и газа равны нулю. Максимальная нефтегазонасыщенность пород не превышает величины К**нг=1-К**в, снижаясь вниз до 0. В газовых залежах зона остаточной газонасыщенности отсутствует, так как в ней остаточный газ полностью находится в растворенном состоянии. Н,м 40 Рк 1 2 3 4 К 20 2 В Нз Н 4 Н1 Кв* Кв** 30 100 Кв,% Рис.7.3. Схема изменения положения ВНК вследствие изменения коллекторских свойств пород и строения залежи. Рк- капиллярное давление в любой точке залежи,1, 2, 3- кривые Кв=ƒ(Рк) для однородных пород с проницаемостью Кпр1, Кпр2, Кпр3; Кпр1>Кпр2>Кпр3, 4 – область двухфазного потока жидкости, ∆К*в, ∆К**в, интервалы изменения границ чистой нефти (К*в) и чистой воды (К**в) в зависимости от проницаемости пород; ∆H1, ∆H3 – толщины зон двухфазного потока при разных значениях Кпр. 7.12. Оценка насыщенности коллекторов Согласно технической инструкции, при оценке насыщенности пластов-коллекторов решаются следующие задачи: разделение пластов-коллекторов в пределах перспективного интервала на водоносные и нефтегазоносные (продуктивные); разделение продуктивных коллекторов на газоносные и нефтеносные; выделение переходной зоны, если в подошве пласта-коллектора имеется водоносная часть; качественная оценка наличия остаточной нефти в газонасыщенных и водонасыщенных коллекторах (если это возможно). При решении этих задач используют все доступные методы и методики выделения и оценки продуктивных коллекторов: газовый каротаж и люминисцентно-битуминологический анализ шлама и керна, кривые различных видов каротажа (СП, БКЗ, БК, ГК, НГК, ИК и др.), данные по опробованию пластов приборами на каротажном кабеле. 7.13. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности Общепринятая методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг однородных пластов рассчитана для условий, когда свойства пластовой воды не изменяются по высоте залежи и площади месторождения. н 50 50 2 40 30 Б н A 40 1 3 20 15 20 18 16 10 8 6 14 4 1,2 3 12 10 2 0,01 0,1 0,12 0,14 0,180,1 0,3 Кп 1 6 8 10 20 40 60 80 100 Кв,% Рис.7.4. Обобщенные петрофизические связи для полимиктовых коллекторов мелового и юрского возраста Западной Сибири. 1, 2, 3 – соответственно песчаники, алевролиты и глинистые алевролиты. Величину Кв находят по следующей схеме: 1. Определяют значение ρп по данным метода сопротивлений. 2. Используя величину Кп, установленную по данным одного из методов пористости ГИС, находят по связи Рп=ƒ(Кп) для изучаемого класса коллекторов величину Рп. 3. Рассчитывают отношение Рн= ρп/ρ вп и по зависимости Рн=ƒ(Кв) находят величину Кв (рис.7.4). Зная Кв, рассчитывают Кн, Кг или Кнг по формуле Кв=1-Кнг. Для большинства продуктивных пластов в разрезе мела и юры связь Р н=ƒ(Кв) определяется выражением (рис.7.4). На этапах оперативной интерпретации и оперативного подсчета запасов допускается использование обобщающих зависимостей вида Рп=ƒ(Кп) и Рн=ƒ(Кв) (см. рис.) для определенных комплексов и районов. При сводной интерпретации материалов ГИС требуется уточнить эти зависимости на конкретном фактическом материале. Трудности, возникающие при практическом использовании этой зависимости связаны с достоверностью определения величины ρ п. Для тонких (H<2 м) и слоистых (неоднородных) пластов, для которых не удается надежно определить величину ρ п , значение Кнг не рассчитывается. К слоистым относятся пласты, сложенные чередованием тонких (менее 1 м) прослоев коллекторов и неколлекторов. При толщине прослоев менее 0,4 м слоистость пласта не обнаруживается на кривых электрического каротажа и в таком случае модель коллектора устанавливается по результатам исследования керна. 7.14. Использование результатов ГИС 7.14.1. Подсчет запасов нефти и газа На основе материалов ГИС получают следующую информацию: 1. Сведения о эффективной толщине (hэф), коэффициенте пористости (Кп), коэффициенте нефте(газо)насыщения (Кнг) по каждому пластовому пересечению в каждой скважине, пробуренной в контуре месторождения. 2. Сведения о положении начальных контактов ВНК, ГВК, ГНК по отдельным скважинам, находящимся соответственно в водонефтяной, газоводяной, газонефтяной зоне. 3. Схемы корреляции разрезов скважин, выполненных по данным комплекса ГИС, которые являются основой для составления геологических профилей, карт структурных, равной мощности, равного удельного нефте(газо)содержания и подсчетных планов. 7.14.2. Проектирование разработки Используются практически все сведения о резервуаре – объекте разработки, которые были получены по данным ГИС при подсчете запасов. Информация о значениях параметров Кпр и Кп по пластовым пересечениям разрезов скважин и профиле изменения этих параметров по вертикали в неоднородных пластах дает основание для прогноза коэффициента вытеснения, коэффициента охвата разработкой по толщине объекта разработки. 8. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН И ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ОБСАЖЕННЫЙ СТВОЛ) Контроль технического состояния скважин заключается в проведении следующих видов промыслово-геофизических работ: измерения искривления скважин, определения диаметра, контроль за качеством цементирования обсадных колонн, обнаружения мест притока в скважину, определения износа обсадных колонн и мест прихвата бурильного инструмента. 8.1. 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. Инклинометрические исследования – это измерения зенитного угла и азимута скважины в функции ее глубины. Единица измерения – градус. Инклинометрические исследования проводят при подъеме скважинного прибора в вертикальных скважинах глубиной свыше 300 м и в наклонных скважинах глубиной свыше 100 м для решения задач: -контроля заданного направления оси ствола скважины в пространстве проектному в процессе бурения; -выделения участков перегибов оси ствола скважины, которые могут вызывать осложнения при бурении; -получения исходных данных для геологических построений, в том числе определения истинных глубин залегания продуктивных пластов. Исследования выполняют магнитными (точечными и непрерывными) в необсаженных скважинах и гироскопическими инклинометрами в необсаженных и обсаженных скважинах. 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  в диапазоне 0-50 0 с погрешностью не более  0.5 0, а азимут  плоскости искривления – в пределах 0-360 0 с погрешностью не более  4 0 при углах наклона 3 0. 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 ,  и дирекционного угла  в соответствии с глубинами их измерений. Дирекционный угол  =  +   D, где  - 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   D указываются на географических картах. По значениям измеренного угла  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 укрупненных участков по усредненным данным замеров. 8.2. 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. Стандартный прибор позволяет определить диаметр скважины от 100 до 760 мм. 8.3. Определение уровня цемента в затрубном пространстве и качества цементирования обсадных колонн 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: - наличие в затрубном пространстве затвердевшего цемента, поднятого до проектной глубины от устья; - равномерность распределения цемента в затрубном пространстве; - сплошность цементного камня и хорошее его сцепление с колонной и стенкой скважины. Контроль за качеством цементирования скважин осуществляется термическими, радиоактивными и акустическими методами. 8.4. Гамма-гамма-каротаж Для контроля качества цементирования обсадных колонн разработан ряд специальных приборов, из которых дефектомер-толщиномер типа СГДТ. При непрерывном перемещении прибора в стволе скважины регистрируется круговая цементограмма и толщинограмма, а при остановке его на заданной глубине - дефектограмма, характеризующая изменение интенсивности рассеянного -излучения по окружности. Для одновременной регистрации цементограммы и толщинограммы, а также питания скважинного прибора постоянным током используется двухканальная импульсная система с разделением сигналов по их полярности. В результате интерпретации круговых цементограмм определяют плотность вещества в затрубном пространстве и характер расположения колонны в скважине. Для повышения надежности интерпретации как круговых цементограмм, так и дефектограмм необходимо учитывать влияние диаметра скважины, толщины обсадных труб, плотности горных пород. Толщину обсадных труб определяют по толщинограмме. 8.5 Акустический каротаж цементирования 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: -Высоту подъема цемента за колонной; - Наличие или отсутствие цемента за колонной; -Присутствие каверн, каналов и трещин в цементном камне; -Качество сцепления цемента с колонной и стенкой скважины; -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. Амплитуда Ак Максимальная Таблица 8.1. Схема интерпретации диаграмм АКЦ Величина Отбивка муфт Результаты интерпретации tп tп=tк отбиваются Цемент отсутствует или не сцеплен с колонной 0.2-0.8 от tп≈tк максимального значения отбиваются Плохое сцепление цемента с колонной, частичное сцепление цемента с колонной Минимальная (нулевая) tп>tк Не отбиваются Хорошее сцепление цемента с колонной Средняя tп=100, при чем для хорошего согласования входа усилителя с датчиком применена схема токового повторителя, выполненная на полевом транзисторе. Нормальный сигнал по напряжению подается на усилитель мощности. Необходимость усилителя мощности обусловлена тем, что питание глубинного прибора и снятие полезного информационного сигнала происходит по одножильному каротажному кабелю на поверхности. Исходя из проведенных работ, можно определить область эффективного применения шумометрии для решения следующих промысловых работ: Определение герметичности труб (обсадных колонн, в том числе через НКТ, самих НКТ, для определения факта работы газлифтных клапанов и оценки утечек жидкости из НКТ в ЭЦН и ШГН скважинах). Определение герметичности заколонного пространства вблизи вскрытого фильтра (ОГЗП).Оценка профиля работы фильтра. Оценка наличия высокорасходных заколонных перетоков вне продуктивных горизонтов. 9.9. Расходометрия Расходометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. При контроле разработки нефтяных месторождений применяются две модификации метода- гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследования действующих скважин. 9.10. Гидродинамическая расходометрия (РГТ) Измерения расходомерами используют для решения следующих задач: выделения интервалов притока или приемистости в действующих скважинах. Выявления перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки. Распределения общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами. Получения профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам. Каждый комплект расходомера должен быть снабжен градуировочный характеристикой, представляющей собой зависимость показаний прибора от объемного расхода жидкости (м3/сут). Градуировка расходомера производится на воде, на специальном гидродинамическом стенде. Одновременно определяется коэффициент пакеровки прибора и его стабильность. Стабильность характеристик прибора и их соответствие градуировочному графику контролируется в промысловых условиях по результатам сопоставления суммарных дебитов (расходов) скважин, определенным по данным расходомера и в замерном устройстве на поверхности. Расхождение между ними не должно быть более 20 %. При этом дебит (расход скважины), измеренный на поверхности, должен быть приведен к забойным условиям и погрешность его определения не должна превышать 10 %. Если расхождения в суммарных дебитах превышают 20 %, необходима повторная градуировка расходомера на гидродинамическом стенде. Программа работ для установления распределения суммарного дебита по пластам предусматривает точечные измерения и запись непрерывной кривой. В начале проводятся точечные измерения в перемычках между исследованными пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации. Число точек в каждом интервале исследований должно быть не менее 5, расстояние между ними 0.2-2 м. Расхождения между измерениями в одной точке в перфорированном участке не должны превышать 5 %. Для определения отдающих (принимающих) интервалов перфорированного пласта записывается непрерывная диаграмма в интервалах перфорации и в 10-20 м участках ствола, прилегающих к ним. В скважинах, дающих чистую нефть или только воду, результаты измерения дебитом являются достаточными для установления места притока жидкости в скважину и характера насыщения соответствующих интервалов в случае, когда нет затрубной циркуляции, прорыва нагнетаемых вод и целостность колонны установлена (рис.9.2). Рис. 9.2. Промысловая и промыслово-геофизическая характеристика коллекторов пласта АВ1 на примере скважины № 179 Западно-Полуденного месторождения. В скважинах, дающих нефть с водой, исследования расходомерами не решают задачу по разделению на нефте- и водоотдающие интервалы, для этих целей должен применяться более расширенный комплекс геофизических методов. Эффективность использования расходометрии при исследовании скважин зависят от ее технического состояния в интервале перфорации. Расходограммы, полученные в скважинах, где продуктивный интервал был вскрыт перфораторами ПК-103, легко интерпретируются в интервалах перфорации - по ним можно построить профили отдачи или приемистости по всему отдающему или принимающему интервалу при условии целостности цементного камня за колонной. Контроль за выработкой пласта предусматривает учет объема закачиваемой и добываемой жидкости из него, а также поинтервальное распределение отдачи и приемистости по толщине перфорированного интервала на количественном уровне. 9.11.Термокондуктивная расходометрия Термокондуктивный расходомер (СТД) представляет собой один из видов термоанемометра (термокондуктивный анемометр), работающего в режиме постоянного тока. Принцип работы таких расходомеров основан на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока. Термодатчиком в приборе служит резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Величина приращения температуры термодатчика ∆Т, позволяющая судить о скорости потока, определяется либо по измерениям приращения сопротивления датчика ∆ К (прибор типа СТД). Однако, наряду со скоростью потока на показания термокондуктивных расходомеров влияют факторы (теплофизические свойства) среды, режим течения, геометрия обтекания датчика потоком и т.д., которые не могут быть учтены при интерпретации полученных результатов. Это обстоятельство не позволяет использовать данные этих расходомеров для получения количественной информации о дебитах отдельных интервалов, в случае многофазного потока. К достоинствам термокондуктивных расходомеров следует отнести: высокую чувствительность в диапазоне низких (менее 1 м3/сут) и средних дебитов, что позволяет выделить притоки жидкости, не фиксируемые гидродинамическими расходомерами. Простота конструкции, что повышает его эксплуатационные качества. Возможность создания приборов малого диаметра (до 16-20 мм). Данные термокондуктивной расходометрии используются для решения следующих задач: выделение интервалов притока или приемистости, а также выявления мест негерметичности обсадной колонны при исследовании действующих скважин. Выявление перетоков между перфорированными пластами при исследовании остановленных скважин. Установить положение искусственного забоя. Оценить тип среды, заполняющий рабочий интервал. Установить глубину спуска НКТ при приеме насоса в насосных скважинах (когда нефте-водораздел выше приема насоса). В случаях стабильного однофазного или однородного потока, большой толщины перемычек, разделяющих соседние работающие интервалы (более 3 метров), удаленном окончании НКТ (более 3 метров) и чистом зумпфе. Недостатки заключаются в наличии близкого зумпфа, что осложняет выявление интервалов притока. 9.12. Радио-геохимический метод Этот метод основан на использовании радио-геохимического эффекта, возникающего при разработке нефтяных месторождений в процессе вытеснения нефти закачиваемыми водами (пресными, морскими). При нагнетании воды в залежь в передней части фронта вытеснения образуется буферная оторочка, представляющая собой смесь закачиваемой воды с вытесняемыми остаточными водами залежи. Поскольку считается, что радий в нефтяной залежи сосредоточен в остаточных водах, то буферная оторочка обогащается радием, концентрация которого достигает 3.5-10 Бк/дм3. Под влиянием поверхностных сил капиллярных систем пластовая вода приобретает свойства низко-полярных растворителей и ее растворяющая способность резко возрастает. Поэтому сульфаты и карбонаты кальция, бария, радия, выпадающие в осадок в нормальных условиях, в капиллярной системе пласта находятся в растворенном состоянии. Поступая в скважину, пластовая вода восстанавливает свои свойства высоко-полярного растворителя. Сульфаты и карбонаты кальция, бария, радия частично осаждаются на цементном камне и стенках фильтра в виде радиокальцита и радиобарита, частично выносятся на поверхность. В результате возникают аномалии ГК на участках, где их раньше не было, то есть появление свежих аномалий ГК связано с началом обводнения или обводнением скважины. 9.13. Индикаторные методы с закачкой различных трассеров Индикаторные методы основаны на том, что в породы-коллектора через скважину вводят флюид или иной наполнитель, который обладает аномальными свойствами относительно окружающей среды. Эти методы можно разделить: радиоактивных изотопов нейтронных методов меченного вещества. Индикаторные методы различного типа. Задачи, решаемые индикаторными методами: выявление затрубной циркуляции, поглощающих (отдающих) пластов, нарушений герметичности колонны определение профиля приемистости и работающих толщин, получение исходных данных и контроль результатов интенсификации промытой зоны (ГРП, кислотная или термическая обработка). Выявление обводненных интервалов, ВНК, остаточной нефтегазонасыщенности в промытой зоне. Выявление гидродинамической связи между отдельными пластами по площади. Определение скорости и направления фильтрации закачиваемого раствора. 9.14. Метод радиоактивных изотопов Для обнаружения радиоактивного изотопа проводят регистрацию кривых ГК. Выбор изотопа определяется физико-химическими свойствами этих изотопов. Для ввода изотопов используются глубинные инжекторы. Для работы выбираются короткоживущие изотопы, которые не адсорбируются породой. Перед закачкой в скважине обязательно делается фоновый замер ГК. Наиболее широко опробован тритий, изотоп иод-131. 9.15 Нейтронные методы меченного вещества Основаны на закачке в пласт вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов. В качестве вещества используются соединения таких элементов, как хлор, бор, кадмий, родон. 9.16 Индикаторы радикального типа Применяются в виде индикаторов соединения из класса азотистых (мочевина, аммиачная селитра), стабильные нитроксильные радикалы. Широко опробованы в Татарии, Башкирии на 15 месторождениях. Индикаторы радикального типа- стабильные нитроксильные радикалы (амины, органические и неорганические соли аминов), хорошо растворяются в пластовой и нагнетаемой воде (амины), не имеют аналогов в природе, биологически неактивны (экологически чисты), химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях, позволяют создать гамму индикаторов со сходными физико-химическими свойствами и единым методом регистрации. В качестве индикаторов радикального типа используются триацетонамин, бензоат триацетонамина и т.д. Эта технология может применяться на любых месторождениях, ограничение по температуре – не более 70 0С. 10. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СИСТЕМНОГО КОНТРОЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ ЗА ПРОЦЕССОМ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Объем геофизических исследований, направленных на контроль разработки нефтяных месторождений, растет с каждым годом. Методы геофизики играют основную роль при исследовании обсаженных скважин как в перфорированных, так и в неперфорированных интервалах. Задачи, решаемые с их помощью, можно условно разделить на две группы: а) контроля за разработкой эксплуатационного объекта (определение профилей притока или приемистости, выделение обводненных пластов или интервалов, оценка текущей или остаточной нефтенасыщенности); б) контроля за техническим состоянием скважин и работы скважинного оборудования (определение источников обводнения, мест нарушения герметичности колонны, местоположения башмака НКТ в скважине и т.п.). Первая группа задач относится к контролю за разработкой на уровне эксплуатационного объекта в целом, а вторая – к контролю отдельных скважин. Однако основную информацию можно получить лишь в том случае, когда первая группа задач выделяется самостоятельно. Четко поставленные задачи контроля, изучение конкретных объектов, подход к контролю разработки как к непрерывному процессу, сопровождающему всю «жизнь» месторождения - залог эффективного решения проблемы. Такие исследования объединяются понятием системный контроль за разработкой нефтяных месторождений. В настоящее время в рамках системного контроля геофизические исследования позволяют решать следующие задачи: 1)оценивать долю объема нефтяной залежи, затронутой процессом разработки; 2)определять заводненный объем залежи; 3)рассчитывать текущую или остаточную нефтенасыщенность в отдельных частях разрабатываемого объекта; 4)прослеживать перемещение водонефтяного или газонефтяного контакта в процессе разработки нефтяных или нефтегазовых залежей; 5)наблюдать за изменением термобарических характеристик залежи или месторождения; 6)оценивать эффективность различных процессов воздействия на залежь, в том числе и мероприятий по регулированию процесса разработки. Применение геофизических методов для решения перечисленных задач эффективно в том случае, когда исследования проводятся не в случайно выбранных скважинах, а в таких, где наиболее четко и с нужной степенью точности можно установить необходимые параметры, характеризующие процесс разработки. Кроме того, важно, чтобы при обобщении результатов исследований скважин по объекту или залежи в целом не оказалось, что они выполнены разнородными комплексами методов и в случайные сроки. Для определения положения контура обводнения и оценки заводненных объемов залежи по годам могут быть использованы исследования только одного года, и чем синхроннее было их выполнение, тем надежнее и достовернее будут результаты обобщения. Бессистемный подход к исследованиям, даже на тех месторождениях, где объемы работ достаточно велики (например, Самотлор), показывает, что за период в 1-2 года по каждому объекту работы проведены лишь в ограниченном числе скважин, расположенных по площади очень редко и неравномерно. Ясно, что по таким данным трудно получать достоверную информацию о динамике заводнения объекта в целом. Основным условием осуществления системного контроля является наличие согласованного между проектирующими организациями, добывающими и геофизическими предприятиями плана этого контроля. План представляет собой часть системы мероприятий по контролю, предусмотренных регламентом составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. Определение задач и объектов контроля – это первая и важнейшая стадия составления плана системных исследований. Контролироваться, как правило, должны эксплуатационные объекты (пласт, горизонт, залежь), но возможны случаи, когда самостоятельным объектом может быть отдельный блок или участок залежи или месторождения, на примере которого изучается эффективность того или иного способа регулирования разработки, повышения нефтеотдачи, влияния плотности сетки на полноту выработки запасов и т.д. В зависимости от особенностей геологического строения объекта намечаются основные задачи контроля: а) определение профилей притока или полноты охвата выработкой вскрываемого скважинами разреза продуктивных отложений; б) выявление профилей поглощения при закачке воды или других агентов в залежь; в) оценка характера обводнения и выработки разреза, изменения нефтенасыщенности продуктивных пород. Например, при обширной водонефтяной зоне и активных краевых водах необходимо контролировать подъем ВНК. При разработке нефтегазовых залежей важное значение приобретают наблюдения за изменением положения ГНК. При закачке воды, резко отличающейся по температуре от пластовой, нужно контролировать температурное поле залежи. Второй этап планирования системного контроля заключается в выборе опорных сеток скважин. Дело в том, что выбор скважин для опорной сети осуществляется с учетом особенностей распространения коллекторов и типа разрезов, расположения нагнетательных скважин, и естественно, с учетом доступности последних для исследований, что существенно ограничивает возможность реализации теоретически рациональных опорных сеток скважин, так как для исследований глубинными приборами доступны лишь фонтанные и газлифтные скважины. Исследования скважин ограничиваются также и высоким давлением на устье и другими техническими причинами. Опорная сетка скважин выбирается в зависимости от задачи, для решения которой она используется. Так, например, для контроля за перемещением ВНК скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности и в водонефтяной зоне. Соответственно, для контроля положения ГНК скважины опорной сети размещаются вблизи контура газоносности в нефтяной части залежи. Следует также иметь в виду, что поверхности ВНК или ГНК в процессе разработки могут значительно отличаться от горизонтальных в соответствии с геологической неоднородностью и изменчивостью коллекторских свойств пород. Периодические наблюдения за перемещением ВНК и ГНК наиболее эффективны в неперфорированных интервалах, вскрывающих нижележащие горизонты (метод ИННК), или в специальных скважинах, где продуктивный интервал обсажен пластмассовыми трубами (индукционный каротаж и др.), или забой оставлен необсаженным (электрический каротаж). Для контроля за продвижением фронта обводнения опорная сеть скважин размещается также с учетом геологического строения и неоднородности резервуара. Для каждого объекта выбираются скважины, расположенные в необводненной части залежи вблизи начального или текущего контура обводнения и по направлениям улучшения фильтрационных свойств объекта. По мере продвижения контура обводнения коллектора в опорных скважинах наблюдения переносятся в прилегающие необводненные, т.е. сетка не остается фиксированной. При появлении воды в скважине проводятся исследования для установления интервалов и источников обводнения и выявляются обводненные пласты или пропластки либо определяются посторонние источники обводнения. В многопластовых объектах, где разрез обводняется неравномерно, последовательно, контроль за продвижением контуров обводнения целесообразно проводить по каждой пачке или пласту отдельно путем построения соответствующих карт. Для этих случаев нужно периодически изучать все обводняющиеся скважины, чтобы контролировать динамику обводнения разреза. При этом можно строить карты охвата объекта выработкой, выявлять слабоохваченные или неохваченные разработкой участки разреза и зоны, наблюдать за динамикой коэффициента охвата. Периодичность исследований в каждом районе также устанавливается на основе анализа имеющихся материалов или по аналогии с данными, полученными для сходных по характеру месторождений. 10.1. Критерии, объемы и периодичность исследований скважин геофизическими методами с целью контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений В основу критериев применимости геофизических комплексов заложена необходимость контроля за разработкой картируемых геологических неоднородностей, основные из которых: А). «Монолит» - однородный песчаный пласт толщиной > 2-4 м, в котором толщина глинистых и плотных прослоев не превышает 25 % общей мощности пласта; Б).»Чередование» - неоднородное переслаивание песчаных пластов толщиной < 2-4 м и с глинистыми и плотными прослоями, имеющими толщину > 25 % общей мощности пласта. К безводным относятся скважины, работающие безводной нефтью или с обводнением продукции до 10 %. К обводненным относятся скважины с обводнением > 10 %. При исследовании перфорированных пластов добывающих скважин решаются задачи: 1.Количественного распределения притока по пластам и картируемым геологическим неоднородностям, с целью разделения дебита по объектам разработки. 2.Определения интервалов притока с целью установления охвата пластов и картируемых геологических неоднородностей разработкой. 3.Определение интервалов и источников обводнения в обводненных скважинах. 4.Контроля за положением ГНК и прорывом газа в нефтегазовых скважинах. При исследовании нагнетательных скважин решаются задачи: 5.Количественного распределения приемистости по пластам и картируемым геологическим неоднородностям с целью разделения закачки воды по объектам разработки. 6.Распределения воды за колонной. При исследовании контрольных скважин решаются задачи: 7.Определения положения ВНК и полуколичественной оценки изменения нефтенасыщенности за неперфорированной колонной. 8.Определения положения ГНК и оценки изменения газонасыщенности за неперфорированной колонной. 9.Определения термометром охвата пластов разработкой в остановленных скважинах [6]. 10.2. Периодичность и объемы исследований Периодичность исследования перфорированных пластов как в действующих, так и в нагнетательных скважинах устанавливается один раз в 2 года. Исследование скважины после ввода ее из бурения должно производиться не ранее чем через 3 месяца. При проведении исследований перфорированных пластов основной объем работ должен производиться в скважинах, где вскрыты единым фильтром два и более «монолита», а также сочетание «монолита» с «чередованием», т.е. там, где необходимо разделить дебит по объектам разработки. Таблица 10.1. Периодичность проведения промыслово-геофизических исследований при контроле за разработкой Категории и виды скважин Исследов ание профиля притока Контроль Контроль Определение Определен положения положения Обследов источников и Исследование ие ВНК и ГНК и ание интервалов профиля пластовой оценка оценка состояния обводнения поглощения температу изменения изменения обсадной пластов, ры нефтенасыщ нефтегазона колонны вскрытых перф. енности сыщенности 1. Действующие добывающие: 1.1.фонтанные K 1.2.газлифтные 1.3.оборудованные ЭЦН K K 1.4.оборудованные ШГН K 2. Действующие нагнетательные 3. Пъезометрические 4. Скважины по которым проводятся ГТМ (ремонты): 4.1. до ГТМ I К 4.2. после ГТМ К К I H H 5. Наблюдательные и опорной сети 6. Скважины переводящиеся из добывающих в наблюдательные: 6.1. до перевода 6.2. после перевода 7. Скважины переводящиеся из добывающих в пъезометрические: 7.1. до перевода I I I I I I 7.2. после перевода Условные обозначения: исследования 1 раз в квартал I К исследования разовые исследования при капитальном ремонте I Примечания: исследования при исследования 1 раз в полугодие H необходимости исследования 1 раз в год 1. По вновь вводимым из бурения скважинам проводить все виды исследований, предусмотренные настоящим комплексом. 2. Определение пластовой температуры на месторождениях, где применяются тепловые и другие методы повышения нефтеотдачи, проводить по специальной программе. 3. Разведочные скважины, вводимые в опытную эксплуатацию, исследуются по специальному плану. 4. Периодичность гидродинамических исследований приведена в «Регламенте гидродинамических исследований нефтедобывающих и водонагнетательных скважин на нефтяных и нефтегазовых месторождениях. Ежегодно должно исследоваться не менее 50 % безводного и обводненного фонда таких скважин, с таким расчетом, чтобы обеспечить исследование всего фонда не менее одного раза в 2 года. При исследовании скважин, разрабатывающих «чередование», применяется упрощенный комплекс, по которому также ежегодно должно исследоваться не менее 50 % как безводного, так и обводненного фонда таких скважин. Контрольные скважины на ВНК должны исследоваться два раза в год, а на ГНК и определение пластовых температур один раз в год (табл.10.1). Исходя из конкретной задачи, применяются общие или детальные исследования. К общим исследованиям, выполняемым по всему стволу, предъявляются относительно пониженные требования по точности измерений, они выполняются при повышенных скоростях перемещения прибора, грубых масштабах записи и масштабах глубин (1:500, 1:1000 и т. д.). Детальные исследования проводятся в небольших интервалах ствола скважин, к нам предъявляются более высокие требования по точности измерений, они выполняются при пониженных скоростях перемещения прибора с детальным масштабом записи. Решение задач по оценке эффективности применения методов повышения коэффициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения) осуществляется по специально составленным программам исследований. 10.3.Добывающие скважины Исследования добывающих скважин производятся для решения следующих задач: - определение интервала и профиля притока; - определение источника обводнения; - изучение технического состояния скважин. Механизированный фонд скважин методами ГИС исследуется в период ремонта. При этом на обводнении сказывается остановка скважины, осуществленная задавкой в пласт солевого раствора в интервал перфорации. В результате раствор проникает по всей перфорированной толщине пласта. Это подтверждают данные исследований стационарным нейтронным методом. После освоения скважины и проведения методов потокометрии возникает ложное представление о том, что обводнением охвачена вся толщина пласта, хотя картина обводнения пласта может быть иной. Для определения работающих и обводняемых интервалов необходимо проведение замеров пластоиспытателем, комплексируя эти исследования с дебитометрией и методами, изучающими состав жидкости (ВГД-2, РИС, ГГП - в их пакерном варианте). В наиболее сложных случаях исследования проводятся гидродинамическими дебитомерами, имеющими различный порог реагирования (чувствительности) к поступающему в ствол пластовому флюиду, т.е. необходимо проводить комплексные исследования приборами РГТ-1 и ДГД-8. Расширенный комплекс исследований должен включать замеры термометром, термоэлектрическим индикатором притока (СТД), влагомером и плотномером. 10.4.Нагнетательные скважины В сложных случаях исследования должны проводиться гидродинамическими дебитомерами, имеющими различный порог реагирования (чувствительности) к поступающему в ствол флюиду, т.е. необходимо проводить комплексные исследования приборами РГТ-1 и ДГД-8. Расширенный комплекс исследований должен включать замеры термометром, термоэлектрическим индикатором притока (СТД), влагомером и плотномером. Исследования нагнетательных скважин сводятся к решению задач: - определение принимающих интервалов и профиля приемистости; - изучение технического состояния эксплуатационных колонн и затрубного пространства. Основной комплекс ГИС нагнетательных скважин включает расходометрию (РГД-4, РГД-5, РГТ-1 и др.), термометрию (ТЭГ-36, ТДА и др.), локатор муфт, гамма - метод (нейтронный метод - НКТ). В качестве дополнительных методов ГИС, позволяющих достоверно определить интервалы поглощения нагнетаемой воды и установить наличие (отсутствие) затрубного перетока воды в неперфорированные проницаемые интервалы, необходимо использовать закачку меченой жидкости (Br82, Na24, J131, Fe59 и др.). При этом наиболее целесообразна закачка обычного хлористого раствора (NaCl, CaCl2) с минерализацией 150-250 г/л. Интервалы поглощения воды в этом случае определяются по замерам нейтрон-нейтронным методом (НКТ). При общем расходе воды в диапазоне 100-300 м3/сут запись РГД-4 должна дублироваться замером РГТ-1. При расходе воды менее 100 м3/сут замер РГТ-1 дублируется записью ДГД-8. Ежегодный охват исследованиями нагнетательных скважин должен составлять не менее 50 % действующего фонда. Для выявления межпластовых перетоков воды в нагнетательных скважинах, имеющих аномальные расходы жидкости, обязательно проведение специальных исследований, включающих запись термометром по всему стволу и радиометрию (ГК, НКТ-50) после закачки меченой жидкости. Ежегодный объем ГИС по контролю за работой нагнетательных скважин должен составлять не менее 25 % от действующего фонда скважин. Поступление воды в пласт контролируется термометром в зоне пласта при закачке и по всему стволу в остановленной скважине. Анализ результатов исследований показывает, что нарушение колонны уверенно определяется методами потокометрии. Затрубная циркуляция воды не всегда успешно выявляется по термометрии, необходимо использовать меченую жидкость, наиболее эффективной является закачка обычной соленой воды (150 – 250 г/л). В этом случае после остановки скважины производится закачка солевого раствора, и интервал ухода воды определяется методом нейтрон - нейтронного каротажа (НКТ-50). Этот способ позволит наиболее достоверно оценить наличие затрубного ухода нагнетаемой воды и фактические интервалы приемистости перфорированной части пласта [10]. 11. ПЕРФОРАЦИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ТОРПЕДИРОВАНИЕ. ОТБОР ПРОБ. Перфорацией называется процесс образования отверстий в обсадных колоннах, цементном камне и пласте с помощью специальных скважинных стреляющих аппаратов – перфораторов. По типу пробивного элемента перфораторы подразделяются на беспулевые (кумулятивные) и пулевые. В практике прострелочных работ кумулятивная перфорация получила наибольшее распространение, так она обеспечивает высококачественное вскрытие пластов в самых различных геологических и скважинных условиях. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Перфорацию обсадных колонн применяют для вскрытия пластов в скважинах и производят с помощью специальной стреляющей аппаратуры — перфораторов. Различают пулевые, торпедные и кумулятивные перфораторы 11.1. Пулевая перфорация. Действие пулевых перфораторов основано на метании пуль по принципу огнестрельного оружия за счет энергии расширения пороховых газов. Они представляют собой стреляющие аппараты, имеющие стальной корпус, в котором размещены зарядные каморы, стволы, заряжаемые пулями и воспламенительные устройства. Средствами воспламенения служат электровосспламенители, электрозапалы и пиропатроны. Для инициирования взрыва зарядов бризантных взрывчатых веществ используются капсюлидетонаторы, электродетонаторы, взрыватели, взрыва-патроны и детонирующие шнуры. Спуск в скважину пулевых перфораторов осуществляется на каротажном кабеле. 11.2. Кумулятивная перфорация Основными элементами являются кумулятивный заряд, взрывной патрон и электропроводка. Кумулятивный заряд состоит из взрывчатого вещества (основного заряда), детонатора (дополнительного заряда), детонирующего шнура, кумулятивной выемки, металлической облицовки кумулятивной выемки и корпуса заряда. После взрыва детонатора (инициирующего ВВ) по кумулятивному заряду распространяется волна детонации, которая двигается от места взрыва вдоль оси заряда к основанию кумулятивной выемки. Волны детонации под большим давлением сжимают металлическую воронку. При этом металл с внутренней стороны воронки начинает течь как жидкость и частично (до 20-30 %) попадает в кумулятивную струю, распространяющуюся вдоль оси заряда со скоростью 6-8 км/с. Образовавшаяся кумулятивная струя достигая преграды, оказывает на нее давление (порядка 10 10 Па) и проникает в нее на определенную глубину. Кумулятивные перфораторы подразделяют на корпусные и бескорпусные. Корпусные кумулятивные перфораторы делят на перфораторы многократного и однократного использования. Корпус перфораторов многократного использования (ПК-105, ПК-85, ПК-65) воспринимает наружное гидростатическое давление и действие ударной волны во время взрыва зарядов. Изготавливается из высокопрочных сталей и выдерживает от 10 до 50 залпов. Для получения равномерной сетки простреливаемых отверстий и снижения вероятности образования трещин в обсадной колонне и цементном камне оси соседних зарядов смещены друг относительно друга на угол 90 или 120 0. Заряды кумулятивных перфораторов взрывают группами при помощи детонирующего шнура практически мгновенно - одним залпом, так как скорость распространения взрыва по детонирующему шнуру составляет 6000 - 7000 м/с. Корпусы кумулятивных перфораторов однократного использования (ПКО, ПКОТ) рассчитаны только на действие гидростатического давления и изготавливаются из пластичных или хрупких материалов (см. рис.). В первом случае они простреливаются кумулятивными струями, но не разрушаются и извлекаются на поверхность; во втором случае при взрыве зарядов полностью разрушаются. Мощность корпусных перфораторов однократного использования значительно выше мощности перфораторов многократного действия при одинаковых габаритах. Это обуславливает целесообразность их применения в более глубоких скважинах. В случаях опасности прихвата желательно применять полностью разрушающиеся корпусные перфораторы. Таблица 11.1 Техническая характеристика кумулятивных перфораторов Шифр Перфорат ора Наружн ый диамет р, мм Масса ВВ одного заряда, г Предельная температур а, С Предельное Давление, 10 8 Па Максимальна я плотность перфорации За 1 спуск, отв/м Максималь ная мощность вскрываем ого интла, м Размеры пробитого канала при  сж=25*10 6 Па, мм длина диаметр Корпусные многократного использования ПК-105 ДУ ПК-95Н ПКО-89 ПКОТ89 ПНК-89 ПНКТ89 105 21,5 95 17,5 89 50 89 50 180 1,0 12 3,5 190 10 3,5 300 12 10 330 14 10 330 14 89 Корпусные на насосно-компрессорных трубах 50 120 0,6 6 50 330 14 89 50 50 330 14 200 1,2 12 Корпусные однократного использования 200 0,6 6 200 170 1,2 1,0 6 6 Бескорпусные полуразрушающиеся ПКС105Т ПКС80Т 105 50 150 0,8 6 30 350 14 80 21,5 150 0,8 6 30 200 10 Бескорпусные, полностью разрушающиеся КПРУ65 ПР-54 65 30 150 0,8 8 30 250 12 54 15 150 0,8 10 25 200 12 Бескорпусные кумулятивные перфораторы делятся на частично разрушающиеся и полностью разрушающиеся при взрыве зарядов. К первым относятся ленточные перфораторы типа ПКС, ко вторым – типа КПРУ. Перфораторы типа ПКС состоят из головки, тонких металлических лент с размещенными на них герметичными зарядами, запрессованными в ситалловые или керамические индивидуальные герметичные оболочки, детонирующего шнура в алюминиевой оболочке, взрывного патрона и чугунного груза. Преимущество этих перфораторов: большая пробивная способность по сравнению с корпусными, высокая производительность работ, хорошая проходимость в скважинах, заполненных вязкими и тяжелыми растворами. 11.3. Гидропескоструйная перфорация Однако каковыми бы ни были преимущества перфорации на НКТ больше всего глубина проникновения перфорационных каналов в пласт, образованных гидропескоструйной перфорацией. Кроме того в процессе истечения образивной струи из насадок гидропескоструйного перфоратора (АП-6М) образуются каналы - щели с высокой проницаемостью, вокруг которых не возникает уплотнение породы и не происходит деформации цементного камня или колонны. Область и масштабы применения этого метода постоянно расширяются. Если в начальный период он использовался только как высоко эффективное средство вскрытия пластов, то теперь стал применяться в качестве специального мероприятия, предшествующего осуществлению гидроразрыва или другим операциям по установлению гидродинамической связи пласта со скважиной, особенно в условиях развития коллекторов трещинного типа. Пескоструйный перфоратор спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Увеличение перепада давления в насадке повышает энергию образивной струи и ее разрушающую силу. Для надежности и безопасности работы при вскрытии рекомендуется поддерживать в насадках перепад давления 18,5 - 20,0 МПа (185-200 кгс/см2). Испытания показали, что при прокачке жидкости с песком в течение 15-20 мин. и удалении выходного отверстия насадки на 20-25 мм от стенки обсадной колонны отверстия перфорации в колонне достигают, примерно, 3 диаметра насадки, а в породе – 12 диаметров насадки. Концентрация песка принимается 50-75 г на литр жидкости. Рабочие жидкости подбирают с учетом физико-химических свойств пластовколлекторов и насыщающих их флюидов. может быть использована углеводороднокислотная эмульсия, пластовая вода, водный раствор хлористого кальция с добавками ПАВ. Кварцевый песок, добавляемый в жидкость, может применяться различных фракций. Однако стендовые испытания и промысловая практика показали, что лучшие результаты дает песок фракции 0,5-0,8 мм. Применение песка больших фракций приводит к ухудшению работы насосных агрегатов, выпадению песка во всасывающих шлангах и клапанных коробках насосов. Плотность и профиль канала определяют в зависимости от геологической характеристики пластов. Монолитные, однородные по проницаемости пласты вскрывают точечными каналами. При этом плотность перфорации составляет 2-4 отверстия на один метр вскрываемой мощности. Перфорация одного метра длится от 15 до 60 минут в зависимости от конкретных условий. 11.4. Торпедирование Торпедный перфоратор ТПК применяют для перфорации обсадной колонны и одновременного разрушения призабойной части пласта с целью улучшения условий притока жидкости к скважине Применение торпедных перфораторов особенно целесообразно при вскрытии пластов, представленных плотными породами с плохими коллекторскими свойствами. Торпедирование скважин производят посредством взрыва в них специальных зарядов ВВ (торпед). Торпедирование скважин применяется с целью: а) обрезания или отвинчивания бурильных труб при прихвате инструмента; б) вскрытия продуктивного горизонта; в) разрушения забоя скважины для улучшения условий притока жидкости; г) разрушения упущенных или оставленных в скважине металлических предметов с целью облегчения дальнейшей проходки скважины. Торпедирование скважин при ликвидации прихватов может быть произведено с целью отвинчивания либо обрыва прихваченных труб. В первом случае после приложения к колонне свинчивающего усилия и натяжения, разгружающего соединительную муфту от давления верхних труб, против отвинчиваемой трубы производят взрыв заряда из детонирующего шнура. При взрыве за счет удара в муфте, находящейся против заряда, происходит кратковременное, но сильное ослабление резьбового соединения. Под действием свинчивающего момента верхняя часть колонны слегка поворачивается, позволяя в дальнейшем отвернуть резьбовое соединение точно в этом месте. Заряд торпеды состоит из одного или нескольких детонирующих шнуров в водонепроницаемой оболочке (ДШ-В), смонтированных вдоль стального троса. К нижнему концу троса присоединен груз; к верхнему - специальная головка, позволяющая возбуждать взрыв детонирующего шнура. Выбор заряда ТДШ определяют по диаметру труб и гидростатическому давлению в месте взрыва. Для обрыва труб применяют также негерметичные торпеды с легкими алюминиевыми оболочками марки ТШ, снаряженные шашками из флегматизированного гексогена 11.5. Отбор образцов пород Отбор образцов (грунтов) из стенок скважины производят обычно в небольшом объеме для уточнения интерпретации геофизических материалов. Наиболее широко для этой цели применяют стреляющие (боковые) грунтоносы. Существует несколько конструкций грунтоносов. Наиболее широко применяется грунтонос марки ГРС-2. Керн, отбираемый этим грунтоносом, имеет диаметр 18 мм и длину до 62 мм. Образцы, полученные с помощью сверлящего грунтоноса, имеют ненарушенную структуру и могут быть использованы для лабораторного изучения коллекторских свойств пород. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. 2. 3. 4. 5. 6. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.И. Промысловая геофизика. Учебник,Изд. Нефть и газ, 2004.-180с. Латышова М.Г., Вендельштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин.- М.: Недра, 1990.-305c. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1982.-366c. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. -М.: Недра, 1982.-351с. Померанц Л.И. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1981.-323c. Методические указания: Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39.0-109-01.- М. 2002.-73c. 7. 8. 9. 10. 11. 12. Молчанов А.А, Лукьянов Э.Е., Рапин В.А. Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин:учебное пособие.- С.-Петербург: Международная академия наук экологии, безопасности человека и природы (МАНЭБ), 2001.-298c. Добрынин В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988.-461c. Джордж Р.Коатес., Ли Чи Хиао., Манфред Д.Праммер. Каротаж ЯМР, принципы и применение. Halliburton Energy Services, Хьюстон,1999.-150с. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М., Институт компьютерных исследований, 2005.- 780с. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. -М.: Недра,1989.-185с. Головин Б.А., Калинникова М.В., Муха А.А. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами. Учебное пособие. Саратов.2005.-30с.