ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
.pdf
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Описательное содержание |
Символы/единица |
|
измерения |
||
|
||
Геофизическая и промысловая информация о скважине |
||
и пласте |
|
|
Водонефтяной контакт |
|
ВНК |
Газонефтяной контакт |
|
ГНК |
Газоводяной контакт |
|
ГВК |
Газожидкостный контакт |
|
ГЖК |
Диаметр скважины (кавернометрия) |
|
ДС / мм |
Давление |
|
Р / МПа |
Температура |
|
Т / °С |
Инклинометрия скважины |
|
|
Зенитный угол наклона оси скважины |
|
θi / ° |
Азимутальный угол |
|
αi / ° |
Основные параметры пласта и коэффициенты |
||
Коэффициент абсолютной вязкости жидкости |
|
μ / Па·с; |
|
|
сП (сантипуаз) |
Коэффициент водонасыщенности |
|
kв / % |
Коэффициент объемной глинистости |
|
kгл / % |
Коэффициент доломитизации |
|
kд / % |
Коэффициент нефтенасыщенности |
|
kн / % |
Коэффициент остаточного водонасыщения |
|
kов / % |
Коэффициент пористости (пористость) |
|
kп / % |
Коэффициент приточности |
|
kе / Непер/м |
Коэффициент проницаемости |
|
kпр / мкм2; |
|
мД (миллидарси) |
|
|
|
|
Коэффициент радиальной неоднородности |
|
kg |
Коэффициент относительной глинистости |
|
ηгл |
Максимальнаяглинистостьглинистогопласта |
|
ωгл / % |
Массовая глинистость |
|
Сгл / % |
Массовое содержание вещества в твердой |
|
Мтв |
фазе породы |
|
|
Масса глинистой фракции |
|
Мгл |
Объемное содержание химически и физиче- |
|
Wх, Wф |
ски связанной воды |
|
|
Параметр насыщения и параметр пористости |
|
Рн, Рп |
Промывочная жидкость |
|
ПЖ |
Полимер-солевой раствор |
|
ПСР |
11
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Толькотогдаможнопознать сущность вещей, когда знаешьихпроисхождениеиразвитие.
Аристотель(384–322 гг. дон.э.)
ВВЕДЕНИЕ
Геофизические исследования скважин (ГИС) являются областью прикладной геофизики, в которой современные физические методы исследования вещества используются для геологического изучения разрезов, пройденных скважинами, выявления и оценки запасов полезных ископаемых, получения информации о ходе разработки месторождений и о техническом состояниискважин.
Геофизические методы, используемые для изучения разрезов скважин, в зависимости от физических свойств пород, на которых они основываются, делятся на электрические, радиоактивные, акустические, термические и др. Физические свойства пород связаны с их геологической характеристикой, и это позволяет по результатам геофизических исследований судить о пройденных скважиной породах.
Первое изучение физического поля в нефтяных скважинах было проведено в Баку геологом Д.В. Голубятниковым в 1906 г. По результатам измерения температуры вдоль оси скважины выявлялись обводняющиеся нефтяные пласты.
Всередине 1920-х гг. профессор Высшей горной школы
вПариже К. Шлюмберже предложил метод электрического каротажа. В 1930 г. созданная К. Шлюмберже фирма приглашается на исследования нефтяных скважин в Грозный, где был успешно опробован метод электрического каротажа. Из рекомендованного геофизиками к испытанию пласта ударил фонтан нефти. Начиная с 1933 г. электрометрия скважин получила повсеместное применение и дальнейшее развитие (Л.П. Альпин, В.Н. Дахнов, С.Г. Комаров и др.).
12
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
В1933–1937 гг. российскими учеными геофизиками Г.В. Горшковым, Л.М. Курбатовым и другими была начата разра- боткагамма-метода и проведеныпервыеизмеренияв скважинах.
В1941 г. академик Б.М. Понтекорво предложил нейтронный гамма-метод. Начиная с 1951 г. они активно развивались
влаборатории ядерных методов (Б.Б. Лопук, Л.С. Поллак и др.). В 1959 г. (Г.Н. Флеров и др.) был разработан управляемый им-
пульсный генератор нейтронов, используемый в импульсном нейтронном каротаже.
В 1947 г. Ф. Холленбах предложил гамма-гамма-метод для оценки плотности пород. В 1948–1953 гг. Ю.П. Булашевичем и его коллегами были разработаны плотностная и селективная модификации метода.
Первые исследования по измерению скорости распространения упругих волн в скважинах были проведены В.С. Воюцким в 1937 г. В 1955–1975 гг. под руководством Е.В. Каруса, О.Л. Кузненцова и других была разработана и внедрена аппаратура акустического каротажа для исследования обсаженных и необсаженных скважин.
Активному развитию ГИС способствовало развитие петрофизики – науки, изучающей физические свойства горных пород и взаимосвязи этих свойств между собой и ГИС.
В настоящее время создано новое поколение компьютеризованных геофизических станций и программное обеспечение обработки данных ГИС. Спектр применяемых геофизических методов и технологий существенно расширился и позволяет более глубоко изучать свойства пластов по площади и в динамике, что является особенно ценным материалом для геологического моделирования залежей и обоснования эффективных мероприятий для увеличения нефтеотдачи пластов.
Данная работа является обобщением опыта реализации внедрения новых геофизических методов и технологий в производство работ, поэтому она имеет не только научную, но и практическую значимостьиможетбытьполезнакакдляспециалистовнефтяников, такидлястудентов-геофизиковвкачествеучебногопособия.
13
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
ГЛАВА 1. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
Основная цель ГИС – получение геологического описания разреза, оказание помощи геологам в изучении строения месторождения, в проведении региональных исследований, при подсчете запасов, контроле разработки месторождений.
При решении любой геологической задачи комплекс ГИС должен включать методы, несущие информацию об основных свойствах породы – пористости, глинистости, проницаемости, нефтегазонасыщенности (табл. 1.1). Совокупность методов определения пористости (акустический метод, нейтронные методы и др.), глинистости (гамма-метод), насыщенности (метод бокового каротажного зондирования и др.) позволяет проводить литологическое расчленение разреза, выделять коллекторы, оценивать характер их насыщенности, проводить корреляцию разреза и т.д. При этом чем сложнее разрез, тем больший комплекс ГИС требуется для его изучения, тем сложнее интерпретация результатов ГИС.
При использовании данных ГИС для подсчета запасов нефти и газа и составлении проекта разработки месторождения проводят обобщающую интерпретацию данных ГИС по площади месторождения, включающую построение карт свойств коллекторов (эффективной толщины, неоднородности и др.), обобщение сведений о подсчетных параметрах – коэффициентах пористости, нефтенасыщенности, эффективной толщины.
Основной комплекс методов, используемый для интерпретации данных ГИС в скважинах: стандартный каротаж (КС), боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК), гамма-каротаж (ГК), нейтронный каротаж (НК), акустический каротаж (АК), каверномер-профи- лемер (ДС) (табл. 1.2).
14
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
Таблица 1 . 1 |
Характеристика основных методов каротажа |
||
|
|
|
Метод |
Определяемыйпараметр |
Назначение |
Электрический |
Удельноесопротивление |
Корреляция разрезов, ихлитологичес- |
каротаж(КС, БКЗ, |
пласта и его присква- |
коерасчленение, оценка мощности |
БК, ИК) |
жинной части |
пластов, их насыщенностииподсчет- |
|
|
ных параметров |
Микрокаротаж |
Удельноесопротивление |
Уточнение литологического состава; |
(МК, БМК) |
прискважинной части |
оценка мощности пластов и подсчет- |
|
пласта |
ныхпараметроввкомплексесдругими |
|
|
методамикаротажа |
КаротажПС |
Потенциалестественно- |
Литологическоерасчленениеразрезов, |
|
гоэлектрическогополя |
ихкорреляция; оценкаминерализации |
|
поскважине |
пластовойводы, мощности, относитель- |
|
|
нойглинистостипластов |
Радиоактивный |
γ-активностьпород |
Литологическоерасчленениеразрезов, |
каротаж: |
|
ихкорреляция; определение природы |
гамма-каротаж |
|
радиоактивных элементов в породе, |
нейтронныйка- |
|
оценка глинистостипластов |
Замедляющиеинейтрон- |
Литологическое расчленение разреза; |
|
ротаж |
ныесвойствапород, оп- |
оценка пористости и насыщенности |
|
ределяемыевосновном |
пластов, а также ее изменение в при- |
|
содержаниемводорода |
скважинной части; локализациянефте- |
|
иэлементов с аномаль- |
игазоотдающих пластов при опробо- |
|
ными нейтронными |
ванииииспытаниискважин |
|
свойствами (бор, хлор, |
|
гамма-гамма- |
ит.п.) |
|
Плотностьприскважин- |
Оценка плотности и пористости плас- |
|
каротаж |
нойчастипласта |
тов; контроль качества цементирова- |
|
|
ния, толщины обсадной колонны; оп- |
|
|
ределениеплотностифлюидоввсква- |
каротажнаве- |
|
жине |
Содержаниесзначитель- |
ОтбивкаВНК, применениеограничено |
|
деннойактивно- |
нымГИ наведенной |
|
сти |
радиоактивности |
|
применение |
Изменениерадиоактив- |
Контроль технического состояния |
радиоактивных |
ности |
скважинипроводимыхвнихтехноло- |
изотопов |
|
гических операций (гидроразрыв и |
|
|
т.д.); применение ограничено |
15
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Продолжение табл. 1 . 1
Метод |
Определяемыйпараметр |
Назначение |
Акустический |
Скоростьраспростране- |
Литологическоерасчленениеразреза; |
каротаж |
нияпродольныхипопе- |
оценка пористости и насыщенности |
|
речных волн, а также |
пластов, атакжеконтрольизмененияв |
|
амплитудаихзатухания |
прискважиннойчасти; контрольтехни- |
|
|
ческогосостоянияскважинипроводи- |
|
|
мыхвнихтехнологическихопераций |
Кавернометрия |
Диаметр скважины |
Подсчетобъемазатрубногопростран- |
ипрофилеметрия |
|
ствапри цементировании скважины; |
|
|
контрольсостояниястволаскважины; |
|
|
получение исходных данныхдляин- |
|
|
терпретацииРК |
Инклинометрия |
Угол и направление |
Контроль направления ствола сква- |
|
отклоненияосискважи- |
жины; уточнение глубин залегания |
|
ныотвертикали |
пластов |
Газовыйкаротаж |
Содержание углеводо- |
Выделение пластов, содержащих |
|
родных газов в промы- |
нефть и газ |
|
вочной жидкости и |
|
|
шламе |
|
Диэлектрический |
Диэлектрическая про- |
Оценка объемной влажности |
каротаж |
ницаемость |
|
Термокаротаж |
Температура |
Определение температуры пород в |
|
|
скважинеигеотермическогоградиента; |
|
|
контрольтехнологическихопераций |
|
|
вскважине(высотаподъема цемента, |
|
|
выделение интерваловзакачки флюи- |
|
|
доввпласты ит.д.); определение ин- |
|
|
терваловзатрубного движенияфлюи- |
|
|
дов; выделение интервалов притока |
|
|
вскважину газа, нефти, воды; контроль |
|
|
эксплуатацииместорожденийнефтии |
|
|
газа(выявление интервалов прорыва |
|
|
закачиваемыхводит.п.) |
Ядерный |
Содержание несвязан- |
Выделениенефте-, газоиводонасыщен- |
магнитный |
нойжидкостивпоровом |
ныхпластовсгранулярнойиликаверноз- |
каротаж |
пространстве породы |
нойпористостьюприотсутствиивних |
|
|
начальногоградиентадавления; оценка |
|
|
пористостиуказанныхпластов |
Опробование |
Составиобъемфлюида, |
Выделение нефте-, газо- и водонасы- |
пластов(ОПК, |
пластовоедавление |
щенныхпластов; определение пласто- |
ИПТ) |
|
вогодавления |
16
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
Окончание табл. 1 . 1 |
|
|
|
Метод |
Определяемыйпараметр |
Назначение |
Определение |
Скорость движения |
Выделениеработающихнефте-, газо- |
дебитаипрофиля |
флюида в стволе сква- |
иводонасыщенныхпластовиопреде- |
приемистости |
жины |
лениепоинтервального дебита; кон- |
|
|
трольпоступленияводыпризакачке |
Люминесцентный |
Содержание нефти |
Выделениепластов, содержащихнефть; |
каротаж |
в промывочной жидко- |
разделениенефтеигазонасыщенных |
|
сти и в шламе |
пластов |
Механический |
Скоростьбурения |
Приближенное литологическое рас- |
каротаж |
|
членение |
Определение |
Амплитуда ПС или |
Определение элементовзалеганияпла- |
наклонапластов |
кажущееся сопротивле- |
стов, применениеограничено |
|
ние, угол и направление |
|
|
отклонения оси сква- |
|
|
жины от вертикали |
|
Отборгрунтов |
Петрофизические свой- |
Определение литологии, насыщенно- |
|
ства пород и их насы- |
стиипористости пород, а также их |
|
щение |
состава |
Таблица 1 . 2
Обязательные комплексы геофизических исследований необсаженных скважин для решения геологических и технических задач
Структура |
|
Категорияскважин |
|
|
опорная, |
структурная, |
|
||
комплекса |
поисковая, оценоч- |
эксплуатационная |
||
параметрическая |
||||
|
|
ная, разведочная |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Общиеисследо- |
ГТИ, ПС, КС |
ГТИ, ПС, КС |
ГТИ3, ПС, КС |
|
вания(повсему |
(1–2 зондаизсостава |
(1–2 зондаизсостава |
(1–2 зондаизсостава |
|
разрезу скважин) |
БКЗ), БК, ГК, НК, |
БКЗ), БК, ГК, НК, |
БКЗ), БК3, ГК, НК, |
|
|
АК, ККГ-П, профи- |
АК, ККГ-П, профи- |
АК3, ККГ-П3, про- |
|
|
леметрия, инклино- |
леметрия, инклино- |
филеметрия, инкли- |
|
|
метрия, резистиви- |
метрия, резистиви- |
нометрия., резисти- |
|
|
метрия, термомет- |
метрия, термомет- |
виметрия |
|
|
рия, ВСП |
рия1, ВСП2 |
|
|
Постояннаячасть |
ПС, БКЗ, БК, ИК, |
ПС, БКЗ, БК, ИК, |
ПС, БКЗ, БК, ИК, |
|
детальных |
(ЭМК), МК, БМК, |
(ЭМК), МК, БМК, |
(ЭМК), МК3, БМК, |
|
исследований |
профилеметрия, ГК, |
профилеметрия, ГК, |
профилеметрия, ГК, |
17
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Окончание табл. 1 . 2
1 |
2 |
3 |
4 |
|
(СГК), НК, ИНК, АК, |
(СГК), НК, ИНК, |
(СГК)3, НК, АК, |
|
ГГК-П (ГГК-ЛП), |
АК, ГГК-П (ГГК- |
ГГК-П(ГГК-ЛП) 3,4 |
|
накл., ЯМК, КВМ |
ЛП)4, накл5 |
|
Изменяемаячасть |
|
|
|
детальныхиссле- |
|
|
|
дований (допол- |
|
|
|
нительныеиссле- |
|
|
|
дования): |
|
|
|
– всложных |
ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, |
ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, |
ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, |
(трещинных, гли- |
ЭК-сканирование, |
ЭК-сканирование, |
ЭК-сканирование, |
нистых, битуми- |
АК-сканирование, |
АК-сканирование, |
АК-сканирование, |
нозных) коллек- |
ЯМК |
ЯМК |
ЯМК |
торах |
|
|
|
– дляопределения |
ГДК, ОПК, ИПТ, |
ГДК, ОПК, ИПТ, |
ГДК, ОПК, ИПТ, |
межфлюидных |
ИНК |
ИНК, ЯМК |
ИНК, ЯМК |
контактов |
|
|
|
– при низком |
СКО(отборобразцов |
СКО |
|
выносе керна |
пород сверлящим |
|
|
– принеоднознач- |
керноотборником) |
|
|
ГДК, ОПК, ИПТ, |
ГДК, ОПК, ИПТ, |
ГДК, ОПК, ИПТ, |
|
нойинтерпрета- |
СКО, специальные |
СКО, специальные |
СКО, специальные |
ции |
исследования со |
исследования со |
исследования со |
|
сменой условий |
сменой условий |
сменой условий |
– длямоделирова- |
в скважине |
в скважине |
в скважине |
|
|
Наклонометрия, |
|
ниязалежейипри |
|
|
ВСП |
проведении 3D- |
|
|
|
сейсморазведки |
|
|
|
Переход на микропроцессорную элементную базу и принципиальное расширение возможностей по передаче информации от скважинной аппаратуры, ее обработке и хранению создали исключительно благоприятные условия для разработки и производства высокоинформативной геофизической аппаратуры. При этом под аппаратурой понимается информационно-измерительная система, включающая в себя скважинный прибор, наземный измерительный комплекс, интерпретационно-методическое обеспечение, реализованное в программно-алгоритмических средствах.
18
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
1.1. Скважина – объект геофизических исследований
Объектом геофизического исследования являются пласты, пересеченные скважиной.
Скважина – одна из форм горных выработок, цилиндрической формы, диаметр которой во много раз меньше ее длины. Горная выработка включает не только проходку ствола скважины, но и изучение геологического разреза, поэтому ГИС проводят во всех скважинах. В качестве разрушающего инструмента применяются долота различной конструкции. Долото устанавливается на конце колонны бурильных труб, при роторном бурении привод расположен на устье скважины, при турбинном бурении над долотом устанавливается турбина.
При проходке ствола скважины применяется промывочная жидкость, которая в большинстве случаев представляет глинистый раствор или ПСР. Промывочная жидкость подается по колонне бурильных труб и по затрубному пространству выносится на поверхность. Основное назначение промывочной жидкости выносить разбуриваемую породу на поверхность, охлаждать долото при проходке ствола скважины, при турбинном бурении обеспечивать работу турбины. Плотность промывочной жидкости задается исходя из условия, чтобы давление на забое скважины было больше, чем пластовое давление.
Пластовое давление определятся давлением, под которым находится жидкость в пустотном пространстве. Эта величина близка к величине гидростатического напора. При данном соотношении давления на забое и пластового давления исключается приток жидкости из пласта в процессе бурения.
Пласт – элемент разреза, толщина которого во много раз меньше площади его развития, резко отличающийся по составу от выше- и нижележащих отложений, имеющий две поверхности напластования (кровлю и подошву), четко выделяемый и коррелируемый в разрезе толщи и по площади месторождения.
19
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Коллекторами называют пласты, представленные породами, способными содержать пластовые флюиды (нефть, газ и воду) и отдавать их при практически значимых перепадах давления. Основными свойствами коллекторов являются пористость и проницаемость. Существенным является влияние промывочной жидкости на объект исследования. В интервале коллекторов при Рскв > Рпл происходит проникновение водной фазы промывочной жидкости (фильтрата) в пласт, в котором образуется зона проникновения (рис. 1.1). Условно зону проникновения считают концентрическим слоем с диаметром D и постоянным сопротивлением ρзп.
Рис. 1.1. Схема пласта коллектора, пересеченного скважиной: 1 – неизменная часть пласта; 2 – зона проникновения фильтрата промывочной жидкости диаметром D; 3 – промытая зона;
4 – глинистая корка; 5 – скважина; 6 – вмещающие породы
Диаметр зоны проникновения D (эффективный диаметр) принимается из расчета, что его влияние на результаты измерений в неоднородной зоне проникновения эквивалентно фактическому диаметру проникновения. Обычно размеры зоны проникновения составляет от 2–4 до 8 диаметров скважины. В интервале коллектора происходит уменьшение диаметра скважины
20