vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
http://library.fentu.ru/book/gi/28/index.html
Дальневосточный государственный технический университет
Курс лекций для студентов специальности 130201 «Геофизические методы поисков и разведки МПИ»
Геофизические исследования скважин исследования скважин Лекция 1. МЕТОДЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА Лекция 2. МЕТОД РЕЗИСТИВИМЕТРИИ Лекция 3. ОПЕРАЦИИ В СКВАЖИНАХ
Лекция 4. ОТБОР ПРОБ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ Лекция 5. ГАММА-КАРОТАЖ. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА Лекция 6. Интерпретация результатов НГК Лекция 7. АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ
Лекция 8. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПАРАМЕТРИЧЕСКИХ СКВАЖИН
Лекция 9. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПАРАМЕТРИЧЕСКИХ СКВАЖИН
Лекция 10. КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ МЕТОДОВ ГИС ПРИ РАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗЛИЧНЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Лекция 11. КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ ГИС НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ИСКОПАЕМЫХ УГЛЕЙ
Лекция 12. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ГИС ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Лекция 13
Лекция 14
Лекция 15
ПРЕЗЕНТАЦИЯ ЛЕКЦИЙ РУП И ТЕСТИРОВАНИЕ
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Лекция 1. МЕТОДЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА
Электрический каротаж - наиболее развитой и разветвленный вид каротажа. Его назначение - дифференциация разрезов скважин по электрическим свойствам и определение этих свойств.
Электрическая характеристика объекта исследований
Если первая задача электрического каротажа (расчленение пород по электрическим свойствам) решается довольно просто, то вторая - определение этих свойств - значительно сложнее. Это связано с тем, что породы в процессе бурения в них скважин подвергаются значительным изменениям (растрескиванию, пропитке фильтратом бурового раствора), приводящим к изменению их физических свойств. Наиболее сильно изменяются пористые и проницаемые породы, т. е. именно те породы-коллекторы, которые и представляют наибольший интерес при каротаже нефтяных и газовых месторождений. Под воздействием разности давлений - гидростатического давления в скважине и пластового давления - буровой раствор "залавливается", стремится проникнуть в поры пласта. Однако из-за того, что размер пор мал, в них попадает только водная основа, так называемый "фильтрат" глинистого бурового раствора, а частицы глины оседают на стенке скважины, образуя глинистую корочку, толщина которой может достигать нескольких сантиметров.
Рис. 1.1 Факторы, влияющие на величину кажущегося сопротивления при измерениях в условиях буровой скважины
В части пласта, прилегающей к стенкам скважины, фильтрат бурового раствора оттесняет и замещает пластовый флюид (нефть, газ или пластовую воду), образуя так называемую "зону проникновения бурового раствора". В зависимости от разности давлений и проницаемости пластов глубина проникновения может достигать от нескольких дециметров до нескольких метров. Внутри зоны проникновения выделяется "зона полностью промытых пород", в пределах которой весь пластовый флюид полностью
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
замещен фильтратом бурового раствора. Эта зона имеет толщину 1-3 дм и следует сразу за глинистой корочкой. В результате таких изменений удельное электрическое сопротивление (УЭС) напротив пласта коллектора не остается постоянным в радиальном направлении, причем характер его изменения неодинаков в водонасыщенных и нефтегазонасыщенных пластах.
Метод кажущихся сопротивлений (КС).
Физические основы метода
В скважине производят измерения с четырехэлектродной установкой АМNВ, один из электродов которой (В или М) заземляют на поверхности у устья скважины и его действием пренебрегают. Оставшиеся 3 электрода перемещают по скважине с сохранением неизменного расстояния между ними и называют зондовой установкой или просто зондом КС.
Типы зондов КС
Те из электродов, которые имеют одно и то же назначение, мы будем называть парными.
Зонды КС принято обозначать сверху вниз, указывая между буквенными обозначениями электродов расстояние между ними в метрах. Такое обозначение называют символом
зонда. Например, N 0,10 M 0,95 A.
Зонды, у которых сближены парные электроды, называются градиент-зондами; а зонды, у которых сближены непарные электроды - потенциал-зондами.
Точка записи 0, т. е. та точка зонда, к которой относятся результаты измерения, всегда располагается посредине между сближенными электродами, т. е. у градиент-зонда - между парными, а у потенциал-зонда - между непарными электродами.
Так, зонды, у которых парные электроды располагаются выше непарного, называются обращенными, а те, у которых парные ниже непарного - последовательными зондами. Зонды с одним питающим электродом называются однополюсными или зондами прямого питания, а зонды с двумя питающими электродами - двуполюсными или зондами взаимного питания. И последний термин из описания зондов - длина зонда L. У градиентзонда за его длину принимают расстояние от удаленного электрода до середины расстояния между сближенными; у потенциал-зонда - расстояние между сближенными электродами, т. е. для потенциал-зонда всегда L=АМ, а для градиент-зонда L=АО или
L=МО.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 1.2. Градиент- и потенциалзонды КС
Кроме градиент- и потенциал-зондов существуют еще так называемые "специальные зонды". Так, зонд АМN, у которого АМ=МN, с равным основанием может быть отнесен и к потенциал-, и к градиент-зондам. Такой зонд называется симметричным, за точку записи принимают точку М. Зонд МANN1M1AM2N2 представляет собой комбинацию обращенного и последовательного градиент-зондов и называется двойным градиент-зондом. Он хорошо дифференцирует высокоомный разрез. Существуют также одноэлектродные зонды, в которых один и тот же электрод играет роль и питающего и приемного. Такие зонды удобны для одножильного каротажного кабеля. называется дифференциальным зондом Альпина.
Рис. 1.3. Специальные зонды КС
Форма кривых КС
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис.1.4. Формы кривых над мощным пластом высокого сопротивления для обращенного градиент-зонда в случае отсутствия (а) и при наличии (б) влияния скважины
Рис. 1.5. Форма кривых КС над мощным пластом высокого сопротивления для последовательного градиент-зонда в случае отсутствия (а)
и при наличии (б) влияния скважины.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис 1.7. Форма кривых КС для тонких пластов высокого сопротивления для обращенного градиент-зонда в случае отсутствия (а) и при наличии (б) влияния скважины.
Рис 1.8. Форма кривых КС для тонких пластов высокого сопротивления для потенциалзонда в случае отсутствия (а) и при наличии (б) влияния скважины
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис 1.9. Форма кривых КС над мощным пластом низкого сопротивления для обращенного градиент-зонда в случае отсутствия (а)
и при наличии (б) влияния скважины
Рис. 1.11. Форма кривых КС над пачкой тонких пластов для обращенного
градиент-зонда
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации
(каротаж ПС)
Метод электрического каротажа, основанный на изучении электрического поля,самопроизвольно возникающего в скважинах в результате электрохимической активности горных пород.
Основной причиной возникновения эдс самопроизвольной поляризации (ПС) является наличие в скважине и около нее диффузионных, диффузионно-адсорбционных и фильтрационных потенциалов. Измерение потенциала ПС сводится к регистрации разности потенциалов между неподвижным электродом N, находящимся около устья скважины, и электродом М, перемещаемым по стволу скважины. Искажающая измерение электродная разность потенциалов компенсируется включенным в измерительную цепь компенсатором поляризации.
Поскольку при регистрации невозможно учесть все сторонние разности потенциалов в цепи измерительных электродов, кривая ПС отображает лишь изменение потенциала ПС по скважине, а не его абсолютное значение. Поэтому на диаграммах ПС указывается только масштаб регистрации разности потенциалов (мВ/см) и не указывается линия отсчета. В качестве нулевой принимают «линию глин», которая проводится напротив мощных пластов глин. Отклонение кривой ПС от «линии глин» называют амплитудой потенциала ПС.
Наибольшая амплитуда потенциала ПС наблюдается напротив чистых песчаных пластовколлекторов. С увеличением их глинистости амплитуда ПС уменьшается. Таким образом, кривая ПС является надежным средством выделения в терригенном разрезе проницаемых песчаных пластов, в ряде случаев она позволяет оценить относительную глинистость пород.
По кривой ПС можно оценить удельное электрическое сопротивление пластовых вод, а следовательно, и их минерализацию.
Кривые ПС используются также при корреляции разрезов скважин.
В карбонатном разрезе эффективность ПС снижается, что обусловлено высоким удельным сопротивлением карбонатных пород. Удается лишь разделить карбонатные породы на глинистые и неглинистые, но не удается выделить в разрезе проницаемые интервалы.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Диффузионно-адсорбционная активность является основной причиной возникновения ЭДС на границах раздела пород, насыщенных водными разделами электролитов.
При контакте свободных растворов различной концентрации происходит диффузия ионов –– ионы из более концентрированного раствора движутся в менее концентрированный раствор.
Лекция 2. МЕТОД РЕЗИСТИВИМЕТРИИ
Резистивиметрия - это измерение сопротивления жидкости, заполняющей скважину,
чаще всегобурового раствора (р0).
Измерения производятся с помощью резистивиметра - такого зонда, расстояния между
электродами которого настолько малы, что ток замыкается внутри бурового раствора, и
стенки скважины не влияют на результаты измерений. Конфигурации электродов
резистивиметра могут иметь самую различную форму.
Электрическая схема измерений с резистивиметром полностью аналогична схеме метода
КС. Единственное отличие, связанное с малым расстоянием между электродами,
заключается в использовании при резистивиметрии малых токов (порядка нескольких
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
мА). Для уменьшения силы тока в питающую цепь резистивиметра вводят большое дополнительное сопротивление.
В отличие от зондов, коэффициент резистивиметра не рассчитывают, а определяют экспериментально, проводя измерения в растворах с известным сопротивлением.
Результаты резистивиметрии используют при количественной интерпретации данных других методов каротажа - электрического и радиоактивного(НГК, ННК). Кроме того, они имеют и самостоятельное значение: по ним можно фиксировать момент вскрытия скважиной водоносных пластов, определять положение мест притока и поглощения жидкости в скважинах, проводить поиски сульфидных месторождений и пр.
Метод боковых каротажных зондирований.
Аналогия методов БКЗ и ВЭЗ
Метод БКЗ аналогичен методу ВЭЗ в электроразведке.
ВВЭЗ изучают изменение ρк с увеличением разносов питающей установки, т. е. с увеличением глубины проникновения электрического тока.
ВБКЗ также изучают изменение ρк с увеличением глубины проникновения тока - по мере увеличения длины зонда. При малых зондах L≤d ток замыкается в малом объеме, внутри скважины, и получаемое ρк определяется, в основном, сопротивлением бурового раствора ρ0. С увеличением длины зонда ток проникает все дальше от оси скважины, захватывая сначала зону проникновения бурового раствора с сопротивлением ρ', а затем и неизмененную часть пласта с сопротивлением р. Соответственно, меняются и получаемые значения ρк. Результат БКЗ представляет собой кривую зависимости ρк = f(L), построенную в билогарифмическом масштабе.
Однако аналогия между методами БКЗ и ВЭЗ неполная, между ними имеются и отличия. Во-первых, метод ВЭЗ предназначен для горизонтально слоистых сред; границы слоев, имеющих разное электрическое сопротивление -параллельные плоскости; в БКЗ границы слоев с разным сопротивлением цилиндрические, коаксиальные (соосные). Во-вторых, число слоев ВЭЗ не ограничено, а в БКЗ их количество не может быть боле 3: скважина, зона проникновения бурового раствора, пласт. В БКЗ сопротивление зоны проникновении ρ' не может быть меньше, чем сопротивление бурового раствора ρ0.
Методика БКЗ
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Для проведения БКЗ используют набор из 4-6 зондов одного типа, например, обращенных или последовательных градиент-зондов, длина которых возрастает от L≈d до L≈30d. Каждый последующий зонд примерно вдвое длиннее предыдущего. Кроме того, в комплект зондов БКЗ включают еще один зонд, "перевернутый" по отношению к остальным (т. е. последовательный, если остальные обращенные, и наоборот), один потенциал-зонд и резистивиметр. Записывают также диаграмму ПС и кавернограмму (диаметр скважины).
Для повышения производительности измерений применяют так называемые комплексные приборы электрического каротажа, состоящие из многоэлектродного зонда с резистивиметром и электронного блока. Такой прибор позволяет за одну спускоподъемную операцию записать три диаграммы КС с разными зондами и ПС. Передача грех сигналов КС по одной и той же линии связи достигается за счет применения частотной модуляции на разных несущих частотах (7,8; 14,0; 25,7 кГц); сигнал ПС передается постоянным током.
При построении кривых БКЗ используют средние значения ρкср, которые считывают с
диаграмм КС.
Типы кривых БКЗ
Полученные кривые БКЗ ρкср бывают двуслойные и трехслойные.
Двуслойные кривые БКЗ получаются на породах, не обладающих проницаемостью, например, на глинах,плотных известняках или магматических породах. Двуслойные кривые БКЗ бывают 1типа. Этот тип соответствует случаю, когда сопротивление горных пород выше, чем сопротивление бурового раствора (ρ>ρ0). Эти кривые имеют две
асимптоты: левую, на которую кривые выходят при ρ=∞, она общая для всех кривых, и правую ρк = ρпл, индивидуальную для каждой кривой.
Трехслойные кривые БКЗ получаются на пористых и проницаемых породах. Глинистую корочку, образующуюся на этих породах, можно не рассматривать как отдельный слой потому что, во-первых, ее сопротивление близко к сопротивлению бурового раствора, а во-вторых, ее толщина очень невелика - 1-2 см.
Трехслойные кривые БКЗ также бывают двух типов - приподнятыми и выположенными - в зависимости от соотношения между сопротивлением зоны проникновения и неизмененного пласта.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Вслучае если сопротивление бурового раствора выше, чем сопротивление пластовых вод (ρ0 > ρв), а это наиболее частый случаи при разведке нефтяных и газовых месторождений, т. к. пластовые воды на них обычно сильно минерализованы из-за своей повышенной температуры, имеет место так называемое "повышающее" проникновение бурового раствора: ρ0 < ρ' > ρ. Такие трехслойные кривые называются "приподнятыми"- у них средняя часть приподнята по сравнению с левой и правой ветвью.
Вслучае если сопротивление бурового раствора меньше, чем сопротивление пластовых вод(ρ0<ρв), имеет место "понижающее"проникновение бурового раствора: ρ0 < ρ'< ρ, т. к. сопротивление в зоне проникновения становится ниже, чем было до вытеснения пластового флюида фильтратом бурового раствора. Такие кривые БКЗ называются"выположенными".
Каждый лист альбома имеет шифр в виде дроби, числитель которой означает отношение диаметра зоны проникновения к диаметру скважины D/d, а знаменатель - отношение сопротивления зоны проникновения к сопротивлению бурового раствора ρ'/ρ0. На одном
листе находятся и приподнятые, и выположенные кривые. Каждая кривая имеет модуль, равный отношению μ = ρ/ρ0. Все палетки БКЗ построены в билогарифмическом масштабе;
по оси ординат откладывается отношение ρк/ρ0, по оси абсцисс - отношение L/d.
Интерпретация кривых БКЗ
Интерпретация БКЗ основана на сопоставлении практических и теоретических кривых. После совмещения прочитывают модуль μ соответствующей теоретической кривой μ = ρ0/
ρк , при этом положение "креста" палетки, на бланке кривой определяет параметры
первого слоя. Сопротивление пласта вычисляют по найденному модулю μ: ρ = μ * ρ0.
Двуслойные палетки БКЗ можно использовать и для интерпретации трехслойных кривых.
Кривые зондирования
Методика интерпретации БКЗ разработана для пластов бесконечной мощности.
В реальных условиях мощность пластов всегда конечна, у каждого пласта есть подстилающие и перекрывающие породы, которые обязательно оказывают влияние на формирование кривых КС единичных зондов и,следовательно, кривой БКЗ в целом.
Это влияние проявляется наиболее сильно, когда длина зонда становится соизмеримой с мощностью пласта. Кривые ρк =f(L), полученные для пластов ограниченной мощности,
отличаются по своему внешнему виду от кривых БКЗ и называются кривыми
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
зондирования - КЗ. Наибольшие расхождения между кривыми БКЗ и КЗ наблюдаются в областиh<L<2h. Здесь на кривых КЗ формируется минимум из-за растекания тока во вмещающие пласт породы. Интерпретировать кривые зондирования по палеткам БКЗ нельзя, но разработаны приемы и рассчитаны специальные палетки, позволяющие перестроить КЗ в кривые БКЗ,чтобы проинтерпретировать их по обычной методике.
Стандартные зонды КС
Недостаток метода БКЗ - большая трудоемкость (3-4 спуска комплексного скважинного прибора), продолжительная обработка и интерпретация. По этой причине БКЗ, как правило, выполняют только в продуктивной части разреза нефтяных скважин, где по УЭС оценивают пористость и нефтенасыщенность коллекторов. Всю остальную часть разреза каротируют одним стандартным зондом КС.
В качестве стандартного зонда выбирают такой зонд из набора зондов БКЗ, который дает ρкср, близкое к истинному сопротивлению пласта, и хорошо "отбивает" контакты наиболее
интересных пластов.
Для выбора стандартного зонда проводят и обрабатывают результаты, БКЗ по всему стволу одной или двух скважин на месторождении.
Метод микрозондов (микрокаротаж)
Этот метод предназначен для выделения коллекторов в разрезах скважин, изучения их строения и определения сопротивления зоны проникновения бурового раствора ρ'.
Сущность метода заключается в измерении КС двумя зондами с очень малыми расстояниями между электродами, которые установлены на "башмаке"из нефтестойкой резины, прижимаемом к стенке скважины. Расстояние между центрами электродов - 2,5 см.Из трех электродов на "башмаке" собирают 2 микрозонда:микроградиент-зонд АМN и микропотенциал-зондАМ, диаграммы которых регистрируют одновременно. Существуют микрозонды на трехжильном и одножильном кабеле. В последнем информация о двух измеряемых параметрах ρкМГЗ и ρкМПЗ передается по одной и той же линии связи:
центральной жиле кабеля (ЦЖК) и оплетке кабеля (ОК)за счет частотной модуляции двух разных несущих частот - 7,8 и 14,0 кГц.
Как известно, потенциал- и градиент-зонды обладают различной дальностью исследования: у потенциал-зонда она в 2-5раза больше, чем у градиент-зонда такой же
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
длины. По этой причине на пластах-коллекторах показания микроградиентчзонда близки к сопротивлению глинистой корочки ρкМГЗ→ρГК,, а показания микропотенциал-зонда
определяются, в основном, сопротивлением полностью промытых пород.
На глинах зоны проникновения бурового раствора нет, поэтому оба зонда измеряют одно и то же - сопротивление глин.
Рис. 2.2. Конструкция микрозонда (а) и схема одновременной записи диаграмм КС микропотенциал и микроградиент зондам (б)
На карбонатных, плотных породах также нет зоны проникновения, и оба зонда,казалось бы, должны давать одинаковые (но более высокие, чем на глинах и песчаниках) показания. Однако из-за большой разницы в УЭС карбонатных пород и бурового раствора малейшие трещинки на стенках скважины, оказавшиеся между электродами, сильно снижают КС между ними. По этой причине обе кривые получаются сильно изрезанными с незакономерными взаимными пересечениями.Примерный вид диаграмм микрозондов на схематизированном геологическом разрезе,включающем в себя глины, песчаники и известняки. Диаграммы микрозондов хорошо дифференцируют песчано-глинистый разрез и выделяют в нем пласты-коллекторы, а в них - все, даже очень маломощные непроницаемые пропластки.
В коллекторах с высокоминерализованными водами при отсутствии проникновения, а также напротив непроницаемых пластов высокого сопротивления, могут наблюдаться
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
отрицательные приращения Δρк<0, которые объясняются утечкой тока между стенкой
скважины и башмаком микрзонда.
При наличии на пластах-коллекторах глинистой корки большой толщины микропотенциал- и микроградиент-зонд дают близкие показания. В таких случаях приходится прибегать к использованию других методов, например, БКЗ или МБК.
Результаты измерений с микрозондами позволяют определить величину сопротивления полностью промытых пород ρпп.
Микробоковой каротаж
Метод микрозондов не позволяет точно определить сопротивление промытых пород в скважинах, пробуренных на высокоминерализованном буровом растворе или тогда, когда толщина глинистой корки превышает 1,5 см.
Для таких случаев предложен микробоковой каротаж (МБК или БМК).
На рис. 8.7 представлена система электродов и распределение токовых линий одной из разновидностей зондов МБК. На башмаке из нефтестойкой резины установлен центральный точечный электрод А0 и кольцевой экранный электрод А1 между ними располагаются два следящих электрода М1 и М2,также имеющие форму колец.
Форма башмака и электродов зонда может быть и другой. В процессе каротажа измеряют разность потенциалов между одним из следящих электродов и корпусом зонда.
Диаграмма МБК, благодаря фокусировке тока и малым размерам электродов, очень отчетливо расчленяет разрез скважины. Особенно резкой дифференциацией характеризуются трещинно-кавернозные породы.Границы пластов определяют так же, как и в БК - по точкам резкого возрастания ρэ.
Коэффициент зонда МБК определяют опытным путем.
По результатам измерений определяют сопротивление полностью промытых пород ρпп.
Толщину глинистой корки определяют по данным каверномера, который входит в состав аппаратуры МБКодин из центрирующих рычагов скважинного прибора управляет реостатным преобразователем,сопротивление которого изменяется в зависимости от диаметра скважины.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 2.3. Схема бокового каротажа с трехэлектродным (а) и семиэлектродным (б) зондами
Индукционный каротаж
Физические основы метода
Индукционный каротаж (ИК) первоначально был предназначен для электрических исследований в сухих скважинах или скважинах, бурящихся на непроводящих (нефтяных) растворах. Может применяться в случае обсадки скважин асбоцементными или пластмассовыми трубами. Особенно хорошие результаты дает при изучении пластов низкого сопротивления (от 0 до 50Ом/м). Прибор индукционного каротажа содержит генераторную КГ и приемную КП катушки, размещенные в корпусе из прочного диэлектрика. РасстояниеL между ними называется длиной зонда. Через генераторную катушку пропускается переменный ток генератора с частотой 10-200 кГц. Переменное магнитное поле этого тока индуцирует вихревые токи в породах, окружающих скважинный снаряд.Магнитное поле вихревых токов, в свою очередь, индуцирует в приемной катушке ЭДС, которая поступает на усилитель. Если ток генератора имеет постоянную частоту и силу и L = const, то ЭДС в приемной катушке прямопропорциональна взаимной индукции катушек, скважинного снаряда т.е. в итоге электропроводности среды σ.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Перед спуском в скважину снаряд настраивается с помощью дополнительных компенсационных катушек так, чтобы отсчет в воздухе был равен 0. Поскольку регистрируемый сигнал в индукционном каротаже пропорционален кажущейся проводимости, то масштаб проводимостей на диаграммах получается линейным.
Исследовательские характеристики зондов ИК
Область исследования индукционного зонда в радиальном и вертикальном направлениях характеризуется графиками соответствующих геометрических (или пространственных) факторов.
Факторqr показывает относительное влияние на полный сигнал что при равном
сопротивлении наибольшее влияние имеют слои, находящиеся на расстоянии r ≈ 0,5L, наименьшее- в бесконечности(r»L) и вблизи снаряда (r « L). При различной электропроводности вклад каждого слоя в общий сигнал пропорционален произведению его геометрического фактора на электропроводность.
При равном сопротивлении наибольший вклад в общий сигнал дают слои, расположенные напротив середины снаряда, с удалением слоев от центра снаряда их влияние быстро убывает.
Для уменьшения влияния скважины и зоны проникновения на суммарный сигнал ИК в зонд вводят дополнительные генераторные катушки, называемые фокусирующими. Фокусирующие катушки ФГ включают навстречу основной и поэтому сигнал, который наводится ими в приемной катушке КП, вычитается из сигнала основной генераторной катушки КГ. Скважина практически не влияет на результаты измерений при d<0,4. При диаметре d > 0,4влияние скважины может быть определено по показаниям против плотных, высокоомных пород.
Зона проникновения при неглубоком (2-4d) проникновении не вносит искажений в результаты измерений.
Вмещающие породы в индукционном каротаже влияют на результаты измерений значительно меньше, чем в методе КС, а для пластов мощностью более 2-4м (в зависимости от марки зонда) этим влиянием можно пренебречь.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Лекция 7. АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ
Акустический каротаж (АК) основан на изучении полей упругих волн в скважинах и
заключается в измерении скорости распространения упругих волн ультразвуковой
(УЗ)частоты и их затухания.
Для АК обычно используются так называемые "трехэлементные" зонды,содержащие два
излучателя и один приемник упругих волн или, наоборот, два приемника и один
излучатель. Излучатели, как правило, магнитострикционного типа, приемники -
пьезоэлектрического.
Излучатели периодически посылают пакеты из 3-4 периодов УЗ колебаний с частотой 10-
75 кГц с колоколообразной формой огибающей. Частота посылки самих пакетов - 12,5-
25,0 Гц.
Упругие импульсы от источников, пройдя через буровой раствор, возбуждают колебания
в стенках скважины. Упругие колебания, попадающие на стенку скважины под углом
полного внутреннего отражения, возбуждают в ней скользящую преломленную волну,
которая распространяется со скоростью, присущей данной горной породе, достигает
приемника. Затухание упругих волн зависит от состава горных пород, пористости и
состава флюида в порах (в газе затухание - больше, чем в жидкости), а скорость их
распространения - от состава и пористости.
Кроме пористости и характера насыщения,по АК может быть определено положение
контактов и мощность пластов, отличающихся по своим акустическим свойствам.
Лекция 5. ГАММА-КАРОТАЖ. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА
Гамма-каротаж (ГК) заключается в измерении γ-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах, пересеченных скважиной.
Наиболее распространенными ЕРЭ являются: U (и образующийся из него Ra), Тh и К. У магматических пород максимальной активностью отличаются кислые породы (в основном, из-за повышенного содержания калия, в котором содержится около 0,7% радиоактивного изотопа К40), минимальной -ультраосновные породы. Среди осадочных пород наиболее активны глины, обладающие высокой адсорбционной способностью, менее активны песчаники и, наконец, наименьшей активностью обладают известняки и доломиты, а также гидрохимические осадки (гипс, ангидрит, каменная соль). Исключение представляют только калийные соли, отличающиеся повышенной активностью, благодаря содержащемуся в них К.
Аппаратура и методика каротажа
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Аппаратура ГК имеет, в принципе, такое же устройство, как и полевые радиометры.
Запись показаний производится в единицах мощности экспозиционной дозы излучения (МЭД), выраженных в мкР/час.
Как правило, каротажные радиометры являются двухканальными и, кроме канала ГК, содержат еще один канал, предназначенный для одновременной записи еще одной диаграммы - НГК, ГГК или ГНК.
Современные каротажные радиометры обеспечивают возможность не только определения интегральной интенсивности Iγ, но и возможность спектрометрии, т.е. определения энергии поступающих на детектор γ-квантов, что позволяет определить, с каким ЕРЭ связана радиоактивность горной породы. Для этого один канал радиометра настраивают на энергию основной линии γ-излучения Ra226 - 1,76 МэВ, другой - на основную
линию Тh232 - 2,6 МэВ и третий - на энергию γ-излучения К40 - 1,46 МэВ.
При выполнении ГК важным моментом является соблюдение оптимальной скорости движения скважинного снаряда. Скорость каротажа должна быть такой, чтобы при движении детектора против пласта минимальной интересующей исследователя мощности h показания радиометра успели достичь максимальных значений Iγпл. При более высокой скорости, аномалия ГК получается меньшей интенсивности и растянутой по глубине. Оптимальную скорость каротажа вычисляют, исходя из мощности пластов h в метрах и постоянной времени τя в секундах по формуле:
Vопт = 1800h/τя*м/час.
В общем случае скорость ГК не должна превышать 360-400 м/час.
Интерпретация результатов
Качественная интерпретация диаграмм ГК заключается в литологическом расчленении разреза, которое основано на различии горных пород по их радиоактивности. В общем случае однозначное определение пород по одним лишь диаграммам ГК невозможно и решать эту задачу следует при комплексном использовании диаграмм всех видов каротажа (КС, ПС, НГК, АК и др.).
Нейтронный гамма-каротаж (НГК)
Метод НГК является одним из ведущих методов исследования скважин нефтяных и газовых месторождений. В комплексе с другими методами нейтронный гамма-каротаж применяется для литологического расчленения разрезов скважин, выделения коллекторов, оценки пористости, отбивки водонефтяного и газонефтяного контактов и т. п.
Физические основы метода.
В нейтронном гамма-каротаже измеряется искусственно вызванное гамма-излучение горных пород. Для возбуждения этого излучения стенки скважины бомбардируют нейтронами.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Скважинный снаряд НГК включает в себя источник нейтронов и детектор гаммаизлучения.
В качестве источников нейтронов в России применяют обычно ампулы, заполненные смесью порошкообразного бериллия и какой-либо соли полония. Под воздействием α- частиц, испускаемых ядрами полония, происходит реакция:
4Be9 + 2He4 = 6C12 + 0n1 + γ
Ро-Ве источник дает около 2*106 нейтронов в секунду на 1 г полония и примерно столько же гамма-квантов. Большая часть нейтронов - быстрые, с энергиями от 3,5 до 6 МэВ.
Поскольку нейтроны не имеют электрического заряда, проникающая способность их очень велика. Сталкиваясь с ядрами атомов горных пород, нейтроны теряют часть своей энергии, замедляются. При этом большая часть кинетической энергии теряется при соударении с ядрами легких атомов, главным образом, водорода. После примерно 25 соударений с ядрами водорода нейтроны замедляются до "тепловых" энергий (около 0,025 эВ) и диффундируют через породы, пока не будут захвачены. Тепловые нейтроны могут захватываться ядрами всех элементов, кроме Не. Низкие сечения захвата тепловых нейтронов имеют О и С. Аномально высокие сечения захвата у таких элементов, как TR, Сd, В, С1 и некоторых других. Акт захвата теплового нейтрона сопровождается испусканием γ-квантов, которые образуют так называемое γ-излучение радиационного захвата (ГИРЗ). Часть этих γ-квантов фиксируется детектором в скважинном снаряде НГК.
Кроме радиационного гамма-излучения (Inγ), детектор будет фиксировать также и гамма-кванты другого происхождения. Суммарную зарегистрированную интенсивность гамма-излучения можно представить в виде ряда:
IΣ = Inγ+ Iу + Iф + Iγγ ,
где Iγ - естественное гамма-излучение пород;
Iф - фоновое гамма-излучение источника нейтронов;
Iγγ - гамма-излучение источника, претерпевшее комптоновское рассеяние в породах и обсадных трубах скважины.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 5.4. Устройство зонда нейтронного гамма-каротажа
Для выделения исследуемой составляющей Inγ приходится прибегать к уменьшению влияния остальных составляющих Iу, Iф, Iγγ. Для уменьшения влияния естественной радиоактивности Iу выбирают, с одной стороны, мощность источника нейтронов такой, чтобы вызванное им гамма-излучение было, по крайней мере, на порядок больше естественного. С другой стороны, уровень естественной радиоактивности может быть учтен вычитанием показаний ГК из диаграмм НГК. Для ослабления фонового гаммаизлучения источника Iф между источником и детектором располагают мощный свинцовый экран. Для поглощения мягкого рассеянного излучения Iγγ детектор излучения помещают в стальную гильзу. Выделенная таким образом составляющая Inγ зависит, в основном, от содержания водорода в исследуемой среде. Когда скважинный снаряд проходит через формации с высоким содержанием водорода (в составе воды или нефти и газа), уровень наведенного гамма-излучения будет низким, т. к. большинство нейтронов будет замедлено и поглощено в непосредственной близости от источника и только некоторые из гамма-квантов смогут достичь детектора и будут зарегистрированы.
Если породы содержат мало водорода или не содержат вообще, нейтроны успевают распространиться далеко от источника прежде, чем они будут замедлены и захвачены. При длине зонда 0,6 м и выше большая часть нейтронов будет поглощена где-то вблизи детектора гамма-излучения, и на диаграммах НГК будет наблюдаться высокий уровень интенсивности ГИРЗ.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Лекция 6. Интерпретация результатов НГК
Литологическое расчленение разрезов скважин. Как уже отмечалось, метод НГК дифференцирует породы по водородосодержанию.
Как известно, среди осадочных пород наибольшее количество водорода содержат глины в составе химически связанной и поровой воды. Общее содержание воды в глинах может достигать 44%. Поэтому на диаграммах НГК глины выделяются самыми низкими значениями и представляют собой надежный "базовый" или опорный горизонт.
Самые же высокие уровни радиационного гамма-излучения наблюдаются против плотных малопористых известняков, которые могут служить другим опорным горизонтом, с минимальной пористостью (Kn ≈ 1%).
Песчаники и пески не содержат химически связанной воды, вследствие чего даже самые пористые из них отмечаются более высокими значениями НГК, чем глины. Среди гидрохимических осадков наименьшими значениями Inγ выделяются гипсы благодаря высокому (до 48%) содержанию кристаллизационной воды, наибольшими - ангидриты.
Уровень записи Inγx над пластом-коллектором (песчаник) занимает промежуточное положение между глинами и известняками и зависит от пористости и глинистости коллектора.
Определение границ и мощностей пластов. Контакты и мощности пластов в НГК определяются так же, как и в ГК, главным образом, по правилу полумаксимума аномалии.
Комплексирование методов ГИС на месторождениях нефти и газа
Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин имеют особенно важное значение. Это объясняется, с одной стороны, необходимостью бурения глубоких скважин с минимальным отбором керна или вообще без него (для удешевления и ускорения работ) и, с другой стороны, хорошей дифференциацией осадочных толщ по легко измеряемым электрическим и ядерно-физическим параметрам, выдержанностью разрезов осадочных пород по простиранию, что дает возможность привязки каротажных диаграмм многих скважин к разрезу одной или нескольких опорных скважин, пробуренных с отбором керна.
Основные задачи, решаемые с помощью ГИС на месторождениях нефти и газа:
1. Литологическое расчленение разрезов скважин.
2.Выделение в разрезах коллекторов, определение их мощности и строения.
3.Определение коллекторских свойств:
-пористости;
-проницаемости;
-глинистости.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
4.Определение нефтегазонасыщенности коллекторов.
5.Определение положения ВНК, ГНК, ГВК.
6.Корреляция разрезов скважин.
7.Изучение технического состояния скважин.
8.Контроль над разработкой месторождений.
Литологическое расчленение разреза
Прежде чем приступить к решению этого вопроса, диаграммы, различных методов увязывают по глубине. Для этого выбирают пласты с наиболее четкими особенностями на каротажных диаграммах. Решение вопроса о цитологическом расчленении зависит от типа геологического разреза.
Песчано-глинистый разрез.
Такие разрезы разбуриваются на пресном буровом растворе, т.е. при минерализации бурового раствора с0 меньше, чем минерализация св пластовых вод и, следовательно, при ρ0> ρв. Это обуславливает существование "прямого поля" ПС и образование положительного приращения ρк на диаграммах микрозондов.
Кратко охарактеризуем основные литологические разности песчано-глинистого разреза.
Глины и глинистые породы отличаются положительными аномалиями ПС; самыми низкими КС (от 2 до 20 Ом*м), ρк мгз≈ρк мпз; повышенной естественной радиоактивностью; минимальными показаниями на диаграммах НГК-60; высокими значениями интервального времени (ΔТ=300-500мкс/м) на диаграммах АК; увеличением фактического диаметра скважины против номинального.
Песчаники и алевролиты имеют отрицательные показания на диаграммах ПС; более высокие значения КС (от единиц до сотен Ом*м); положительные приращения Δρк на диаграммах микрозондов; промежуточные показания на диаграммах ГК и НГК; более низкие значения интервального времени по АК (у песчаников Т - 175-330 мкс/м, у алевролитов - 200-275 мкс/м); на кавернограммах фиксируется уменьшение диаметра против номинального.
Для песчано-глинистого разреза основными методами ГИС являются: МЗ, ПС и КС,
дополнительными: ГК, НГК, АК, КМ.
Карбонатный разрез. Карбонатный разрез содержит обычно известняки и доломиты в разных видах: плотные и крепкие, пористые и трещиноватые, глинистые и т. п. Реже в разрезе присутствуют гипс, ангидрит, каменная соль.
На диаграммах КС карбонатные толщи выделяются как зоны высокого сопротивления - от сотен до тысяч и десятков тысяч Омм. Рыхлые, кавернозные известняки обладают пониженным КС.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
На диаграммах ПС карбонатные породы выделяются отрицательными аномалиями на фоне глин. Амплитуда аномалий увеличивается с ростом пористости (пласты 2 и 4) и уменьшается с ростом глинистости (пласт 6). В общем случае диаграммы ПС на карбонатном разрезе слабо дифференцированы.
Микрозонды очень редко, только в случае хорошей пористости пластов, образуют зоны положительных приращений АрА , в остальных случаях их диаграммы не дают полезной информации.
Диаграммы ГК выделяют карбонатную толщу пониженными значениями естественной радиоактивности (3-6 мкР/час), которая несколько повышается с увеличением глинистости (пласт 6).
На диаграммах НГК-60 разности карбонатных пород отмечаются высокими показаниями Inγ поскольку содержат очень мало водорода (пласты 1, 3, 5, 7). В кавернозных и пористых разностях Inγ значительно понижается, что позволяет надежно выделять их среди плотных пород. Примером может служить пласт 2, который не выделяется по КС из-за своей нефтенасыщенности.
Акустический каротаж хорошо "отбивает" всю карбонатную толщу пониженными значениям интервального времени (ΔТ = 140-250мкс/м), выделяя внутри нее все пористые и трещиноватые разности (пласты 2 и 4) повышением Т, независимо от характера насыщения.
По кавернограмметрии плотным известнякам соответствуют зоны, где фактический диаметр скважины равен номинальному.
Таким образом, основными при расчленении карбонатного разреза являются методы: КС,
НГК и АК; дополнительными: ПС, ГК, КМ.
Выделение коллекторов в разрезах скважин
Коллекторами называются породы, способные содержать в себе жидкость или газ и отдавать их. Основные коллекторские свойства - пористость и проницаемость.
Пористость характеризует способность пород содержать жидкость или газ в несвязанном состоянии. Определяется коэффициентом пористости Кn, %.
Проницаемость - это способность породы пропускать через себя жидкость или газ под действием перепада давления. Коэффициент проницаемости kпр измеряется в дарси (это внесистемная единица) или в единицах площади (система СИ), 1мД ≈ 1фм2. Хорошими коллекторами являются пески, песчаники, алевролиты, пористые известняки и доломиты, трещиноватые породы.
Неколлекторы, т. е. непроницаемые породы ("покрышки") - это глины и аргиллиты, плотные известняки и доломиты, гипс и ангидрит.
Методика выделения коллекторов в разрезе зависит от их типа.
Выделяют следующие виды коллекторов:
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Межзерновые (поровые или гранулярные) коллектора. Они преобладают в песчаноглинистых разрезах, но встречаются и среди карбонатных пород. Для них характерны высокие значения пористости (Кn от 7-10 до 30-40%) и средние значения проницаемости kпр от единицы до сотен мД.
Трещинные, трещинно-кавернозные и трещинно-карстовые коллектора встречаются обычно среди карбонатных пород. Они характеризуются невысокими значениями пористости (Кn ≥2%), но зато имеют высокую проницаемость. Жидкость или газ содержаться в их трещинах и др. пустотах.
Проницаемость коллекторов сильно зависит от глинистости Сгл (чем больше Сгл, тем меньше kпр).
Основой выделения коллекторов в разрезах скважин является, проникновение в них бурового раствора. Этот факт может быть установлен, например, по изменению показаний на диаграммах КС, записанных в разное время. Изменение КС может быть связано с изменением глубины проникновения фильтрата бурового раствора в пласт или с дополнительным проникновением в него бурового раствора другой минерализации.
При с0<св это приводит к увеличению КС водоносных и уменьшению КС нефтеносных пластов.
Получение над пластом трехслойных кривых БКЗ или ВИКИЗ свидетельствует о наличии зоны проникновения, т.е. о коллекторских свойствах пласта.
Еще один существенный признак коллектора - положительные приращения Δρк на диаграммах МЗ.
Дополнительные признаки: увеличение интервального времени и снижение показаний НГК, сужение диаметра скважины из-за образования глинистой корки.
Межзерновые коллектора терригенных отложений имеют обычно высокую пористость (Кn >15%) и при условии со<св характеризуются следующими признаками: Δρк >0 на диаграммах микрозондов и отрицательная аномалия ПС.
Межзерновые коллектора карбонатных отложений отличаются меньшей пористостью
(Кn = 10-20%), но зато и меньшей глинистостью, чем терригенные.
При их выделении поступают так: отмечают в разрезе глинистые породы (глины, аргиллиты, глинистые известняки) по положительным значениям ПС, повышенным значениям ГК и АГ, пониженным КС. Оставшиеся неглинистые породы разделяют на пористые (возможные коллекторы) и малопористые по данным МЗ, НГК и АК.
Трещинные коллектора всех разновидностей не имеют четких особенностей на каротажных диаграммах. Это связано с тем, что пористость их мала и поэтому на диаграммах ГИС они проявляют себя как плотные породы. Для их установления в разрезе необходим количественный анализ всех данных.
Определение пористости коллекторов
Пористость является важнейшей емкостной характеристикой пластов-коллекторов и знание ее необходимо для подсчета запасов месторождений нефти и газа.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Определение пористости по удельному электрическому сопротивлению пород. Этот способ применяют для определения Кn межзерновых коллекторов терригенных и карбонатных отложений.
Способ основан на зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости Рп (или относительным сопротивлением породы).
Параметр пористости есть коэффициент пропорциональности между - сопротивлением водонасыщенной породы ρвп и сопротивлением ρв воды, ее насыщающей:
ρвп = Рп* ρв, откуда Рп = ρвп/ρв
Параметр пористости зависит от пористости, характера порового пространства, извилистости пор, степени цементации и др. факторов. Экспериментально выведенная формула имеет общий вид:
Рп = αn/Knm,
где αn - постоянная, называемая структурным коэффициентом, которая зависит от состава породы и составляет от 0,4 до 1,4;
т - так называемый "показатель цементации", который зависит от степени сцементированности и имеет величину от 1,3 для несцементированных до 2,3 для сильно сцементированных пород.
Определение пористости по комплексу методов НГК и ПГГК. Как уже отмечалось в лекциях по НГК, этот метод дает результаты, которые определяются полным содержанием водорода - и в составе свободной воды, и в составе связанной, которая входит в глины. По этой причине в значения коэффициента пористости, найденные по методу НГК - KnНГК необходимо вводить поправку за глинистость. В то же время наличие глинистого материала сказывается и на плотности коллекторов σnГГК, которая определяется по ПГГК. По этой причине открывается возможность комплексного использования методов НГК и ПГГК для определения и пористости (уже исправленной за глинистость), и глинистости коллекторов.
Определение положения водонефтяного и газожидкостных контактов
Под действием гравитационных сил нефть собирается в верхней части пласта, вода - в нижней.
Переход от нефтенасыщенного пласта к водонасыщенному происходит не резко, а
постепенно на некотором интервале по вертикали, называемом переходной зоной.
За условный ВНК принимают такой уровень в переходной зоне, выше которого пласт способен отдавать нефть.
Определить положение ВНК можно по данным КС, нейтронных методов или акустическому каротажу (по коэффициенту затухания)
Газоводяной контакт (ГВК) также не является резким, однако мощность переходной зоны здесь много меньше, чем в ВНК.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Газонефтяной контакт (ГНК) обычно резкий.
ГНК устанавливается по данным нейтронных методов НГК и ИНК.
Контроль за разработкой нефтяных месторождений
Контроль за разработкой - это новая область приложения геофизических методов исследования скважин, которой уделяется все больше внимания при добыче нефти и газа.
Контроль за разработкой включает в себя решение следующих вопросов:
1. Контроль за текущим положением водонефтяного и газожидкостных контактов и за обводнением пластов. Эти вопросы решаются с помощью методов ИНК, ННК-Т, акустического каротажа и метода изотопов.
2. Исследование притока и поглощения жидкости и газа в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Здесь основные методы - дебитометрия и термометрия скважин.
3.Определение состава флюида в стволе эксплуатационных скважин. Основные методы - влагометрия, плотнометрия и резистивиметрия.
4.Определение технического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин. Для решения этих задач применяются методы термометрии, индукционной и гамма-
гамма-дефектометрии, акустической цементометрии и пр.
Геологические построения по данным каротажа на нефтяных и газовых месторождениях
Составление типового, нормального и сводного геолого-геофизического разреза.
Типовой, нормальный, сводный разрезы являются основой корреляции (т. е. увязки) геологических разрезов разных скважин и эталоном интерпретации.
Типовой разрез - это осредненный геолого-геофизический разрез, на котором сопоставляются литологические и основные геофизические характеристики. Он отражает последовательность геологических напластований, их среднюю видимую мощность, литологический состав, возраст и нефтенасыщенность, с одной стороны, и осредненные значения основных геофизических характеристик (КС, ПС, ГК, НГК и др.), с другой стороны.
На разрезе выделяются пласты-реперы с указанием их геологических обозначений. Составляется разрез в масштабе глубин, принятом при каротаже (как правило, 1:500). Скважины, на основе которых строят типовой разрез, не должны иметь тектонических осложнений.
Нормальный разрез отличается от типового только использованием истинных, а не видимых, мощностей пластов. Его можно получить из типового посредством умножения видимых мощностей на косинус среднего угла встречи пластов и скважины.
Сводный разрез составляют в тех случаях, когда геологическое строение месторождения отличается изменчивостью литологии и мощности пластов. При построении сводного
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
геолого-геофизического разреза колонки берут из нескольких скважин, а каротажные диаграммы - из одной.
Корреляция разрезов скважин и составление профильных геолого-геофизических разрезов. Корреляция разрезов скважин играет важную роль в изучении геологического строения месторождений. Для корреляции отбирают только качественные диаграммы и на них выносят результаты исследования керна. Масштаб каротажных диаграмм в разных скважинах должен быть одинаковым.
Корреляция заключается в выделении пластов-реперов и в определении глубины их залегания в разных скважинах.
В качестве реперов выбирают пласты, которые удовлетворяют двум требованиям: вопервых, они должны создавать характерные аномалии на каротажных диаграммах, вовторых, - прослеживаться на большой площади.
При корреляции строят корреляционные схемы, нанося на чертеж каротажные диаграммы в порядке расположения скважин и соединяя между собой границы соответствующих пластов-реперов. При этом отметки, изображающие поверхность какого-то определенного репера, располагают на одной горизонтальной линии.
Профильные разрезы показывают геологическое строение месторождения в вертикальной плоскости. Их строят вкрест простирания и по простиранию пород. Для построения разрезов могут быть использованы и скважины, которые не лежат в плоскости разреза - их проектируют на него по направлению простирания пород. Вертикальный масштаб обычно крупнее, чем горизонтальный. Вдоль осей скважин выносят диаграммы стандартного каротажа.
Построение различных карт. Структурные карты изображают строение месторождения в плане в виде изогипс (линий равных глубин) кровли или подошвы продуктивного горизонта.
Карты равных мощностей (карты изопахит) характеризуют изменение мощности продуктивного пласта. Изолинии равной мощности проводят либо по истинной, либо по эффективной мощности пласта.
Эффективная мощность определяется как полная истинная мощность пласта за вычетом всех непроницаемых прослоев и водонасыщенной (ниже условного ВНК) части пласта. Карты равных эффективных мощностей - один из основных исходных документов для подсчета запасов месторождения.
Литература:
1.Дахнов В .Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., 1965
2.Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М., 1978
3.Комаров С.Г. Техника промысловой геофизики. М., 1957
4.Комаров СТ. Геофизические методы исследования скважин. М., 1973
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Цикл строительсва скважи.
В цикл строительства скважины входят:
1.подготовительные работы;
2.монтаж вышки и оборудования;
3.подготовка к бурению;
4.процесс бурения;
5.крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;
6.вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.
В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой,
прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения,
водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения.
Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-
монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.
Различают следующие методы монтажа буровых установок:
поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.
При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный,
железнодорожный или воздушный транспорт.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20
мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.
При крупноблочном методе установка монтируется из 2...4 блоков,
каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.
Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.
После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.
Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.
Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.
Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.
В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.
При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают па специальную площадку - подсвечник, а верхний -на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.
Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:
1.промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;
2.поршневание (свабирование) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.
От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.
Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.
После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.
Задача 1. Водонефтяная эмульсия (ВНЭ), обладающая свойствами идеальной жидкости, после осуществления процесса концевой сепарации подается по тубе в резервуар типа РВС через открытый люк, расположенный на его крыше. Скорость течения ВНЭ в трубе равна 0,5 м/сек.
Определить через какое время уровень в резервуаре достигнет высоты
H (м) при параметрах эксплуатации системы, отраженных в приложении А.
Дано:
Марка 700
D = 10670 мм = 10,67 м h = 8 м
d = 159 × 4,5 мм = 0,15 м
W = 0,5 м/сек
|
|
|
|
|
|
|
Решение: |
|
||
L W F 0,5 |
d 2 |
0,5 |
3,14 * 0,152 |
0,5 * 0,018 0,009 м3 |
с |
|||||
4 |
4 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
V |
D2 |
* h |
3,14 *10,672 |
* 8 715,2м |
3 |
|
||||
4 |
|
4 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
|
2 |
h |
|
10,67 |
2 |
* 8 |
|
||
|
D |
|
|
80924c 22,5ч |
|||||
2 |
|
0,15 |
2 |
* 0,5 |
|||||
|
d W |
|
|
|
|||||
Ответ: уровень в резервуаре достигнет высоты 8м через 22,5 часа
Задача 2. Резервуар тип РВС, сообщающийся с атмосферой через люк на его крыше, заполнен нефтью со свойствами идеальной жидкости.
Определить через какое время в РВС объем нефти при неизменном уровне заменится на новую порцию через патрубок диаметром d (мм),
расположенном непосредственно у его днища, если скорость движения ее в патрубке составляет 0,5 м/сек при параметрах эксплуатации системы отраженных в приложении В.
Дано:
Марка 700
D = 10670 мм = 10,67 м h = 8 м
d = 159 × 4,5 мм = 0,15 м
Решение:
W |
2gh |
2 * 9,8 *8 12,5м с |
||||||
|
|
D2h |
|
10,672 *8 |
|
32369c 9ч |
||
d 2W |
0,152 *12,5 |
|||||||
|
|
|
||||||
Ответ: объем нефти в РВС заменится на новую порцию через 9 часов.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
1.Роль и место геофизических исследований скважин (ГИС) в информационном обеспечении геологического изучения и освоения (недр) геологических разрезов.
Роль и место ГИС обусловливаются стадией горно-геологического процесса, под которым будем понимать комплекс операций от постановки геологической задачи до эксплуатации месторождения включительно. Этот процесс можно разбить на пять стадий.
На первой стадии – региональных исследований, выявляют перспективные геологические объекты данного региона. Основную роль здесь играют аэрокосмические, наземные геохимические и геофизические методы. Керновый материал, получаемый из малого числа опорных скважин, является источником информации о литолого-стратиграфических, петрофизических др. характеристиках пород. Однако в силу неполного выноса и малого радиуса исследований он не обеспечивает информации о разрезе в необходимом объеме. В этой связи методы ГИС после настройки по керновому материалу играют по отношению к нему роль интерполирующего и экстраполирующего инструмента, позволяющего построить сплошные вертикальные геологогеофизические модели разрезов.
Полученная с помощью ГИС информация имеет самостоятельное значение, а также используется для «настройки» наземных геофизических методов. Вертикальные сейсмоакустические модели, например, позволяют объяснить основные закономерности формирования волнового поля при наземной сейсморазведке, связав его с геологическими особенностями среды. Фактически ГИС призваны играть по отношению к наземным методам ту роль, которую керн играет по отношению к ГИС. Вместе с тем сеть опорных скважин на региональной стадии, как правило, столь редка, что использование наземных методов для интерполяции и экстраполяции данных ГИС на межскважинное пространство неэффективно.
Результатом региональной стадии является модель расположения перспективных геологических объектов региона – зон, структур, формаций и т.д.
На второй, зональной, стадии исследований основную роль играют модификации геохимических, аэро- и наземных геофизических методов. Их главное отличие от соответствующих региональных модификаций – большая детальность исследований. Объем бурений, а соответственно и роль ГИС, возрастает. Тем не менее, соотношение методов «керн – ГИС – наземная геофизика», в принципе, такое же, как и на региональной стадии. Результат зональной стадии – трехмерная модель перспективного геологического объекта.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
2. Основные задачи ГИС в области геологического изучения разрезов, контроля технического состояния скважин, сопровождении разработки месторождений.
Знание модели перспективного объекта позволяет перейти к третьей стадии горно-геологического процесса - поисковой. Ее основная задача– подтверждение существования месторождения и оценка его промышленной значимости. В этой связи она характеризуется большим объемом буровых работ, испытаний и опробований, позволяющих получить прямое подтверждение продуктивности. Тенденция к повышению значимости ГИС получает на этой стадии дальнейшее развитие. Значительный объем накопленной информации, большая детальность наземных исследований и высокая плотность скважин позволяют прогнозировать геологический разрез между скважинами и за контуром их заложения, используя детальные наземные методы для интерполяции и экстраполяции полученных с помощью ГИС вертикальных моделей разреза. Таким путем удается сократить объем дорогостоящего поискового бурения.
На четвертой, разведочной, стадии модель месторождения уточняется и детализируется с целью подсчета запасов полезного ископаемого и подготовки месторождения к эксплуатации. Роль ГИС заметно возрастает. Их основные задачи – оценка подсчетных параметров, изучение изменчивости объектов разработки, детальное исследование разрезов скважин, выбор интервалов испытаний и опробований, а также контроль качества их проведения.
Роль ГИС на пятой, эксплуатационной, стадии зависит от технологий разработки месторождения (горной, шахтной и т.д.). Задачи ГИС на эксплуатационной стадии делятся на две группы:
1.Технологического характера, связана с эксплуатацией месторождения и контролем его разработки.
2.Доразведка эксплуатирующего месторождения – изучение его флангов и не подвергшихся ранее детальным исследованиям горизонтов.
Из вышеизложенного ясно, что ГИС – неотъемлемая составная часть горно-геологического процесса на всех его стадиях.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
3. Естественные и искусственные физические поля, применяемые в области ГИС.
Геофизические методы делятся на два системно образующих блока. К первому относятся методы измерения естественных земных физических полей - гравитационного, магнитного и электрического, теплового, ко второму - искусственно создаваемых физических полей. Разрешающая способность, т. е. способность специфически выделять искомые особенности среды, как правило, значительно выше для методов искусственного поля. Средства для исследования методами естественных полей относительно дёшевы, транспортабельны и дают однородные, легко сравнимые результаты для обширных территорий. В связи с этим на рекогносцировочной стадии применяются преимущественно Г. м. р. естественного поля (например, магнитная разведка), а при более детальных работах главным образом используются искусственные физические поля (например, сейсмическая разведка). Различные физические поля дают специфическую, одностороннюю характеристику геологических объектов (например, магниторазведка только по магнитным свойствам горных пород), поэтому в большинстве случаев применяют комплекс Г. м. р. В зависимости от природы физических полей, используемых в Г. м. р., различают: гравиметрическую разведку, основанную на изучении поля силы тяжести Земли; магнитную разведку, изучающую естественное магнитное поле Земли; электрическую разведку, использующую искусственные постоянные или переменные электромагнитные поля, реже -- измерение естественных земных полей; сейсморазведку, изучающую поле упругих колебаний, вызванных взрывом заряда взрывчатого вещества (тротила, пороха и т.п.) или механическими ударами и распространяющихся в земной коре; геотермическую разведку, основанную на измерении температуры в скважинах и использующую различие теплопроводности горных пород, вследствие чего близ поверхности Земли изменяется величина теплового потока, идущего из недр. Новое направление геофизические методы разведки - ядерная геофизика, исследующая естественное радиоактивное излучение, чаще всего гамма-излучение, горных пород и руд и их взаимодействие с элементарными частицами (нейтронами, протонами, электронами) и излучениями, источниками которых служат радиоактивные изотопы или специальные ускорители (генераторы нейтронов).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
9.Литологический спектр и минеральный состав карбонатных пород, слагающих разрезы скважин (объектов исследований). Названия пород, основные их компоненты.
Карбонатные породы - это осадочные образования, более чем на 50 % сложенные карбонатными минералами - солями угольной кислоты. Наиболее широко распространенными карбонатными породами являются известняки и доломиты. Сидериты, магнезиты, родохрозиты, сода имеют существенно меньшее распространение.
Карбонатный разрез при вскрытии его на пресном буровом растворе расчленяют прежде всего по диаграммам НГМ, выделяя пласты с высоким, средним и низким водородосодержанием. По диаграммам ПС и ГМ выделяют пласты глин, карбонатные породы со значительным содержанием нерастворимого остатка и чистые карбонатные разности, отмеченные минимумами ПС и ГМ. Известняки и доломиты различают при совместной интерпретации кривых НГМ и ГГМ. Расчленение гидрохимических отложений по кривой ГГМ обусловлено различием в их минеральной плотности, поскольку пористость этих пород близка к нулю; максимальными показаниями ГГМ характеризуются ангидриты и плотные доломиты, значительно ниже показания для каменной соли, даже при отсутствии каверн. Для всех гидрохимических осадков характерны минимальные показания на кривой ГМ.
Карбонатные отложения при вскрытии их на соленой воде разделяются по пористости на диаграммах НГМ, акустического метода (кривая ∆Т), БК. На диаграммах НГМ, БК пласты повышенной пористости отмечаются минимумами, а на кривой ∆Т - максимумами. На кривой ГМ разрез расчленяется по содержанию нерастворимого остатка, как и в предыдущем случае. Коллекторы не отмечаются сужением диаметра на кавернограмме. Увеличение диаметра скважины, кроме пластов глин, наблюдается иногда в трещиноватых карбонатных породах. Литологическое расчленение смешанного терригенно-карбонатного разреза выполняют по данным комплекса геофизических методов с учетом качественных признаков литологических разностей терригенного и карбонатного разрезов.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
11.Пористость горных пород, виды пористости, коэффициент пористости; зависимость пористости от глубины залегания пород, глинистости (литологии) остаточной
водонасыщенности.
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.
Взависимости от происхождения различают следующие виды пор:
1.Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
2.Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод, за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами образуются поры.
3.Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объема породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3·МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12%, что приводит к увеличению объема пор.
4.Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации.
5.Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной
коре.
Объём пор зависит от: формы зёрен и размера зёрен; сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость); укладки зёрен, например, при кубической укладке пористость составляет 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% ;однородности и окатанности зёрен; вида цемента Не все виды пор заполняются флюидами: водой, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых. Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор и измеряется она в м3, см3. Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) зависит от объема всех пор:
m |
|
|
Vпор |
100% |
|
п |
Vобразца |
||||
|
|
. |
|||
|
|
|
|||
|
|
|
|
Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:
m |
|
|
V |
|
сообщ. |
||
|
|
|
|
|
o |
|
V |
|
|
|
|
|
|
|
образца |
Коэффициент газа, и зависит
пор 100%
.
эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.
mэф Vпор фильтр. 100% Vобразца
Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25%.
Общая и открытая пористость зависят от глубины залегания и, как правило, падает с увеличением глубины залегания
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
12.Водонасыщенность горных пород, коэффициент водонасыщенности, остаточная водонасыщенность (Ков) коллекторов. Связь коэффициентов водо- и
нефтегазонасыщенности между собой, и связь Ков с пористостью и глинистостью.
При накапливании углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.
ВодонасыщенностьSВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:
|
|
|
V |
100%; |
|
|
|
V |
100%; |
|
|
|
S |
|
B |
S |
|
H |
S |
|
|||||
B |
V |
H |
V |
Г |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
пор |
|
|
|
|
пор |
|
|
|
|
V |
|
Г |
||
|
||
|
V |
|
|
пор |
100%
.
Обычно для нефтяных месторождений остаточнаяводонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ = 6 - 35%
Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (Sнасыщ = 1) или 100%. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:
SН + SВ = 1.
Для газонефтяных месторождений:
SВ + SН + SГ = 1,
Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.
При газонасыщенности меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10% движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33 –35% фильтроваться будет один газ.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
14.Физические основы метода потенциалов собственной поляризации (ПС). Относительная амплитуда ПС, зависимость ей от свойств пород.
15.Метод потенциалов самопроизвольной поляризации скважин (ПС), назначение метода, кривые и диаграммы ПС.
Вскважине, заполненной глинистым раствором или водой, и вокруг нее самопроизвольно возникают электрические поля, названные самопроизвольной или собственной поляризацией. Этот метод основан на собственном эл. поле среды, то есть здесь мы его не создаём, оно естественное. ПС возникает за счёт диффузионно-адсорбционных (возникают на границе песчаных и глинистых пластов за счёт разных адсорбционных св-в), фильтрационных (возникают за счёт движения жидкости через глинистую корку с возникновением ЭДС) и окислительновосстановительных (обусловлены хим. и эл-хими. реакциями, проходящими на контакте пород с разными св-ми) процессов.
Использование кривой ПС. Метод самопроизвольной поляризации ПС является одним из важнейших в комплексе промыслово-геофизических исследований скважин. Он широко применяется для установления границ пластов и их корреляции, расчленения разреза на глинистые и неглинистые пласты, способствуя этим выделению коллекторов. В ряде случаев данные кривой ПС используются при оценке сопротивлений (минерализации) пластовых вод, глинистости, пористости, нефтенасыщенности пород.
На форму и амплитуду кривой ПС влияют мощность пласта, диаметр скважины, сопротивления пласта, вмещающих пород, промывочной жидкости и пластовой воды, проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт и др.
Песчано-глинистый разрез наиболее благоприятен для изучения его по кривой ПС. Пески, песчаники, алевриты и алевролиты легко отличаются по кривой ПС от глин.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
20.Обосновать основные задачи изучения технического состояния скважин и скважинного оборудования методами ГИС.
При изучении и оценке технического состояния скважин определяют: 1) искривление скважин - инклинометрия; 2) диаметр скважин - кавернометрия; 3) профиль сечения скважин и обсадных колонн - профилеметрия; 4) качество цементирования обсадных колонн; 5) места притоков и поглощений жидкости в скважинах; 6) затрубную циркуляцию жидкости; 7) место гидроразрыва пласта; 8) уровень жидкости; 9) местоположения муфтовых соединений обсадных колонн и перфорированных участков колонн, толщину и внутренний диаметр обсадных колонн, участки смятия и разрыва колонн.
Это определение мест нарушения. Целостность обсадных колонн может нарушаться в результате прострелочно-взрывных работ, коррозии и неравномерных механических напряжений. 3 способа определения нарушений:
1-радиоактивный (метод меченых атомов и метод гамма каротажа). В первом, в цемент добавляют радиоактивные изотопы и измерения проводят зондом радиометрии, и если где-то наблюдается активность этих атомов след-но есть цемент. Вторым м/м определяют качество сцепления цемента с колонной (его проводят и по кривым определяют качество).
2-аккустический (АКЦ). Заключается в пуске акустической волны (АВ - это упругое механическое возмущение) в скважину и приёме её обратно. АВ бывают продольные и поперечные. Продольные волны представляют собой перемещение зон растяжения-сжатия, частицы колеблются вдоль направления распространения волны. Поперечная волна это перемещение зоны сдвига. Продольные волны могут распространяться в твердых, жидких и газообразных телах, поперечные
– только в твердых. О качестве основную информацию несут параметры амплитуды и времени. Малая амплитуда (не более 0,2 от мах) – хорошее цементирование, большая (более 0,8 от мах) – плохое.
3-термометрия. Не даёт оценки качества сцепления цемента, но по ней можно узнать высоту его подъема. Это основано на экзотермической реакции затвердевания цемента (выделяется теплота и термометр эту теплоту улавливает).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
26.Зонды кажущегося сопротивления их основные характеристики (обозначение, длина, точка записи, радиус исследований).
Токовые электроды обозначают А,В. Измерительные M и N. проникающего через токовый. В процессе измерения по скважине перемещаются 3 электрода один из электродов размещен на поверхности земли его потенциал равен 0.
Градиент зонд – это зонд расстояние между парными электродами которые на много меньше чем до не парному.
Потенциал зонд – это зонд расстояние между парными электродами которых на много больше чем до не парного.
Однополюсный зонд – это зонд с одним токовым электродом. Двухполюсный зонд – это зонд с двумя токовыми электродами.
Последовательный зонд – это зонд в котором парные электроды располагаются ниже чем не парные.
Обращенный зонд – парные электроды располагаются выше чем не парные. В градиент зонде точка записи О находится между А и М.
Длина зонда: в градиент зонде это АО=L, а у потенциал зонде L равно расстоянию между сближенными электродами.
Радиус исследования: в градиент зонде радиус исследования равен длине зонда, в потенциал зонде принято считать R=2R.
к=( U\I)k – где к удельное кажущиеся сопротивление. U- разность потенциалов.k - геометрический коэффициент. I- сила тока.
k=4 AN\MN) – однополюсной зонд. k=4 \AB)– двухполюсной зонд. Зонды читаются сверху вниз.
Чем больше длина зонда больше радиус исследования тем меньше на показания зонда оказывает
влияния скважины и околоскважинного пространства, значение к более приближено к |
|
|
. Для |
|||
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
решения на практике этой задачи экспериментально подбирают зонд оптимальной длинны |
|
|||||
который позволяет четко определять границы пластов и реально отражать |
|
П |
. Такой зонд |
|
||
|
|
|||||
называетсястандартным, а вид исследования стандартометрией, а вид работы стандартный каратаж. Для России стандартным зондом является градиент зонд, последовательный, однополюсной A2M0,5N. Для более четкого определения положение кровли пласта дополняют зондом N0,5M2A. Разрез З-Сибири представлен терригенными отложениями частым переслаиванием глин, песчаников. Применяются зонды A2M0,5N , N11M1A (обращенный, потенциал зонд, однополюсной). Проводятся по всему разрезу скважины в масштабе глубин 1:500, в продуктивных интервалах исследования проводятся в масштабе 1:200. Запись к проводятся в масштабе 2,5 Ом*м\см первым пишущем устройством. Запись проводится на ширине носителя записи в см, при таком масштабе записи первым пишущим устройством можно получить диапазон 0-20 Ом*м. Для увеличения диапазонов измерений дублируются в масштабе записи 2, Ом*м* 5=12,5 Ом*м\см. Диапазон измерений от 0-100 Ом*м. При большем сопротивлении повторяют запись 3 пишущими устройствами 2,5*5*5=62,5 Ом*м/см. Диапазон измерений 0-500 Ом*м. При более высоких сопротивлениях поступают так же, скорость регистрации диаграммы не более 2500 м\ч. Запись обычно проводится совместно с методом ПС. Контактный каратаж позволяет решать следующие задачи.1. Определить границы пластов. 2. Определить толщины пластов. 3. Определить к пластов. 4. Выявлять литологический состав г.п.5. Оценивать характер насыщения пластов. 6. Позволяет строить литологический разрез скважины и месторождения.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
27.Метод бокового каротажного зондирования (БКЗ), типовой комплекс зондов, назначение метода (решаемые задачи).
При проведении исследования зонда или методом КС на его показания оказывает значительное влияние скважины и околоскважиного пространства. Для точного определения фильтрационных и
емкостных свойств г.п необходимо значение |
|
П |
, для этого проводится БЭЗзаключается в том, |
что разрез скважины последовательно изучается набором однотипных зондов. Каждый зонд отличается от предыдущего примерно в 2 раза большей длинной, а значит и радиусом исследования. Для З-Сибири приняты следующие наборы зондов: 1) A0,4M0,1N последовательный градиент зонд, однополюсной, длинна и радиус исследования 0,45 м. 2)
A1M0,1N; l=0,5, R=0,5 3)A2M0,5N; l=2,25, R=2,25; 4) A4M0,5N; l=4,25; R=4,25; 5) A8M1N; l=8,5, R=8,5; Этими зондами исследуются продуктивные разрезы в масштабе глубин 1:200. По записям выделяют пласты по характерным точкам определяют границы пластов и по каждому зонду инжепретированого пласта снимают значение к , затем строят кривую фактического
зондирования на ви-логарифмическом бланке с модулем 0,25 на кальке .
|
|
к |
|
|
|
|
|
lg |
|
с |
=lg к lg с ; А – крест кривой фактического зондирования; Координаты этих точек |
|
позволяют различные скважинные условия привадить к определенной нормализованной единичной скважине и при плавном соединении точек имеем кривую зондирования. Полученную кривую фактического зондирования сравниваем с теоретической пометкой БКЗ-1-А построенную для 2-х слойных пластов путем теоретических расчетов и экспериментального проекта. Двухслойные пласты такие где наблюдается скважина и пласт, отсутствует глинистая корка, зона
проникновения фильтрата промывочной жидкости. По назначению асимптоты определяем |
|
П |
к |
||
|
|||||
|
С |
.Если кривая пересекает теоретические кривые, то пласт трехслойный скважинная зона |
|
|
|
|
|
|
|
||
проникновения фильтрата промывочной жидкости и неизменная часть пласта. По модулю
|
|
ЗП |
|
|
ЗП |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
асимптоты определяют |
|
С |
, по величине |
|
С |
|
из набора теоретических трехслойных палеток |
|||||
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
ЗП |
|
ЗП |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
подбирают палетку с близким по значению |
|
С |
. В наборе с одинаковым значением С -6 |
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
палеток, они отличаются друг от друга отношением DЗП\dС путем накладывания фактической и
теоретической отыскивают где будет лучше совпадение и по значению асимптоты определяют
|
ЗП |
П С
таким образом имеем, что |
|
С |
позволяет прогнозировать изменение сопротивления пласта при его |
обводнении нагнетательными водами dЗП к dС фильтратными зонами проникновения фильтрата и
П
рассчитать скорость флюида для откачки из пласта с целью получения чистой продукции. С -
позволяет определить |
|
Б |
и рассчитать Ф.Е.С.П. Проводятся с целью изучения истинного |
удельного сопротивления промывочной жидкости является одним из методов контроля работы буровой вахты, потому что буровой раствор должен быть определенного сопротивления и равномерный по всему стволу скважины.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
28.Метод микрозондирования (МКЗ), назначение, характеристика зондов (расположения электродов), решаемые геологические задачи .
Проводится с целью изучения сопротивления околоскважиного пространства. Микрозондированиепредставляет собой корпус к которому прикрепляются рессорные пружины на 1-ой из рессор установлен резиновый башмак на котором расположены 3 электрода на расстоянии 2,5 см друг от друга. Башмак прижимается к стенкам скважины электроды скользят по поверхности скважины 3 электрода образуют два микрозонда. 1) A0,025M0,025Nмикроградиент зонд l=3,75 см и R=3,75 см данный зонд исследует сопротивление глинистой корки против коллектора, глинистая корка имеет толщину от нескольких мм до 5 см. 2) А0,05Ммикропотенциал зонд l=5 см и R=10-12,5 см – исследует сопротивление промытой части пласта.
кМГЗ=( U\I)k1 и кМПЗ=( U\I)k2; 1-корпус, 2- рессорная пружина; 3- резиновый башмак, 4- электроды, 5-выводные провода. Коэф зондов в виду малого расстояния между электродами определяют экспериментальным путем. Микрозондирование проводится при исследовании в открытом стволе как один из последних методов исследования. Скорость регистрации не более 600 м\ч. В продуктивных интервалах в масштабе 1:200, масштаб записи 2,5 Ом*м\см для МГЗ, МПЗ. По диаграмме микрозондов наиболее точна определяются границы пластов выделяются в пределах пласта различные уплотнения, выделяются границы и плотные пласты, выделяются пористые и проницаемые пласт, определяются сопротивления глинистой корки, определяется сопротивление промытой части пласта что позволяет прогнозировать сопротивление пласта при его полном обводнении. Методика по коэф проницаемости по данным микрозондирования.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
29.Боковой каротаж, краткие физические основы, назначение метода, решаемые задачи. Трехэлектродный зонд бокового каротажа.
Метод КС дают хорошие результаты при определенных соотношениях сопротивлении промывочной жидкости и сопротивление пласта, если скважина заполнена промывочной жидкостью имеющая высокую минерализацию, малое удельное электрическое сопротивление, то применение методов КС в таких случаях невозможно, так как электрический ток будет растекаться по стволу скважины. Г.п на показания зондов не сказывают влияние. В таких случаях проводятся метод БКзаключается в том, что на центральный токовый электрод подается переменный ток. Электрод имеет размеры l=10 см и D=10 см. Сверху и снизу располагаются экранные электроды : АЭ1, АЭ2, l=1,5 м и D=10 см. Основной электрод и экранные электроды разделены между собой диэлектриками. Экранные электроды между собой замкнуты накоротко и соединены с электродами А0 через сопротивление r0= 0,01 Ом – это очень маленькое сопротивление и поэтому на все 3 электрода подается ток с одним и тем же потенциалом электрического поля, так как на электрическое поле глубоко проницающие в глубь пласта. Измеряя силу тока проходящий на
основной электрод вычисляют |
|
- удельное сопротивление величина пропорциональная |
|
|
ЭФ |
истинному удельному электрическому сопротивлению пласта. Величина пропорционально зависит от параметров зонда и влияния скважины ( DC, С ) зная эти величины вводя поправки за
влияние
|
Э |
пересчитывают в
|
П |
. 
;Современная аппаратура
позволяет автоматически производить деление U\I, масштаб записи 2,5 Ом*м\см. Для более
точного |
П |
применяются зонды 7 электродов-9 электродов позволяют эти зонды более жестко |
|
|
экранировать поле в пласте скорость регистрации диаграмм не более 2500 м\ч. Метод БК позволяет решать задачи: 1) Литологическое расчленение разреза скважины. 2) Выделение продуктивных пластов. 3) Определение глинистых пластов. 4) Оценка характера насыщения. 5) Определение ФЕС. 6) Для построения геологической документации.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
30.Методы микрозондов экранированного сопротивления - микробокового каротажа краткие физические основы, назначение метода, решаемые задачи.
Измерительная установка представляет собой корпус на который закрепляются рессорные пружины, на первой из рессорных пружин устанавливается башмак с монтированным электродом. В виду экранизации основное поле А0 на показанные такой установкой промывочная жидкость оказывает меньшее влияние и сопротивление промытой части пласта будет определятся более точно и позволяет произвести измерения в скважине заполненной соляным буровым раствором. Диаграмма так же дифференцирована как и в методе микрозондов позволяет наеболее точно определить границы зондов. Микрозонды и микроСЕС выделяют пласты толщенной 10-12 см. Скорость измерения не более 600 м\ч исследуется только продуктивные интервалы масштабом 2,5 Ом*м\см.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
31.Метод индукционного каротажа (ИК), физические основы, назначение метода, решаемые задачи.
Исследуется по разрезу скважины удельная электропроводность г.п – это способность г.п пропускать через себя электрический ток, величина обратная удельная электро сопротивления г.п.
1
1\Ом=сименс. Этот метод заключается в том, что от генератора высокой частоты на
генераторную катушку в стволе скважины подают переменный ток высокой частоты 80 кГц и больше вокруг генераторной катушки образуется высокочастотный электромагнитное поле, оно в г.п создаёт вихревые потоки ( токи Фуко) чем больше в: 1) В горной породе токопроводящих электродов тем больше образуется вихревых токов. Токопроводящие электродами являются пластовая вода с различным содержанием ионов солей, щелочей, кислот. 2) Минералы металлогенные и окислы Ме содержащиеся в г.п. 3) Минералы и окислы Ме образующихся в результате геохимических процессов в межпоровом пространстве осадочной породы. 4) Двойные электрические слои на границе: пластовая вода- г.п; Вихревые токи в общей совокупности образуют вторичное электромагнитное полеэто поле образует ЭДС самоиндукции, в приемной катушке расположенной от генераторной катушки. Величина ЭДС самоиндукции пропорциональна содержания тока в токопроводящих электродах, а значит электропроводности г.п.
Электрическая схема индукционного метода : 1) Генератор высокой частоты. 2) Генераторная катушка. 3) Фокусирующие катушки, располагаются сверху и снизу генераторной по конструкции аналогичны генераторным катушкам питаются той же фазой, что и генераторная катушка, их этого следует что поле этих катушек воздействует на поле генераторной катушки. Это поле фокусируется в виде узкого пучка и проникает в глубь пласта, тем самым увеличивает радиус метода до 4-8 м. 4 – приёмная катушка, 5- Детектор, 6- усилитель, 7- регистрирующие устройство, Зонды индукционного метода обозначаются: 4Ф0,75- 4 катушки ( 2 фокусирующие). Ф-зонд фокусированный; 0,75-длинна зонда, расстояние от середины генераторной катушки до середины приёмной.
Прибор индукционного метода отличаются от других приборах тем, что находится зондовое устройства, корпус выполняется из диэлектрика ( резины, пластмассы). Характерные точки 1,2 позволяют определить границы пласта точка 3-среднее значение удельной электропроводности г.п. Индукционный метод проводится со скоростью 1200 м\ч в открытом стволе скважины. Запись может быть выполнена: 1) Масштаб записи электропроводности в прямолинейном масштабе и тогда изменяется сопротивление этого пласта будет в гиперболическом масштабе; 2) Запись производится в масштабах, сопротивлениях- в линейном масштабе, тогда электропроводность выражается в гиперболичном масштабе. Индукционный метод позволяет следующие задачи: 1) Проводить исследования в скважинах заполненными растворами и сухих скважин; 2) Проводить литологическое расчленение разрез скважины. 3) Определения границы, оценивать электропроводность пластов. В индукционном методе измеряется эффективной электропроводность – величина пропорциональная истинной электропроводности г.п. Пропорциональность устанавливается путем введения поправок за тип аппаратупы зонда и влияния скважины.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
32.Метод высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ), назначение метода, решаемые задачи.
Существующим модификациям индукционного БКЗ – геометрическому и частотному – присущ следующий недостаток: измеряемые характеристики электромагнитного поля даже в случае однородной изотропной среды с постоянной электропроводностью не остаются одними и теми же, а зависят от изменения зондирующих параметров – длины зонда и частоты поля, что приводит к ложному представлению об изменении электропроводности среды и затрудняет интерпретацию результатов исследований в неоднородных средах. Для устранения этого недостатка обычного индукционного зондирования Ю.Н.Антонов предложил метод высокочастотного индукционного изопараметрического зондирования. Сущность этого метода заключается в том, что произведение
меняющихся длин зондов Lи,i и частот поля √ позволяет сохранить неизменными величины абсолютных характеристик поля – амплитуды и фазы – в однородной изотропной среде с фиксированным значением электропроводности. Благодаря такой взаимокомпенсации конструктивных параметров зонда измеряемые характеристики поля зависят только от удельного сопротивления среды. В зондовое устройство для записи кривых ВИКИЗ входят пять трехэлементных геометрически подобных зондов, состоящих из одной генераторной и двух измерительных катушек. Пять кривых Δφ позволяют оценить радиальный градиент удельного электрического сопротивления в пластах-коллекторах. ВИКИЗ измеряется удельное сопротивление пород в достаточно большом диапазоне - от долей единиц до первых сотен омметров. Различная глубинность исследования и независимость измеряемых характеристик электромагнитного поля от изменения зондирующих параметров установки обеспечивается изопараметрическим сочетанием длин геометрически подобных зондов с частотами возбуждающих токов.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
33. Назначение и область применения ядерно-магнитного каротажа.
Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) основан на изучении величин искусственного магнитного поля, образующегося в результате взаимодействия магнитного и механического моментов ядер химических элементов горных пород с импульсным внешним полем. Из всей совокупности элементов, слагающих горные породы, только ядра водорода, входящие в состав свободной жидкости, обладают большим гиромагнитным отношением (4257 Гц/Гс), чтобы создать под действием магнитного поля ЭДС, которая может быть зарегистрирована в условиях скважины. Связанная вода, очень вязкая нефть, твердые и др. полярные высокомолекулярные углеводороды, адсорбируемые на поверхности частиц породы, дают столь быстро затухающие ЭДС, что на показаниях метода ЯМК их присутствие в исследуемом разрезе не сказывается. В связи с этим объектом исследований ядерно-магнитным методом являются ядра водорода, входящие в тот или иной свободный флюид (воду, нефть или газ). Радиус исследования практически равен 1,58dc, где dс – диаметр скважины. ЯМК исследуют разрезы глубоких скважин с целью выделения пластовколлекторов и определения характера их насыщения (нефть, газ, вода), а также эффективной пористости. Кривые сигнала свободной прецессии отражают в породе наличие свободной жидкости, поэтому все пласты, выделяемые аномалией на фоне помех, относят к пластамколлекторам.
ЯМК неприменим при наличии в породе даже незначительных примесей магнитных минералов, т.к. в этом случае ЭДС исчезает. Последнее обстоятельство используется для исключения влияния на показания ЯМК воды, содержащейся в промывочной жидкости. Для нейтрализации этого явления в промывочную жидкость рекомендуется добавлять магнетит (около 25 кг. На 100 куб.м. р-ра). ЯМК можно исследовать только открытый ствол нефтяной или газовой скважины, т.к. обсадная колонна является ферромагнитным материалом. Этот метод позволяет с большой точностью выделять пласты, содержащие подвижный флюид.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
34. Естественная радиоактивность гонных пород, основные характеристики её.
Радиоактивность – способность некоторых элементов и изотопов самопроизвольно распадаться на более устойчивые элементы и изотопов с излучением элементарных частиц. Радиоактивность зависит от концентрации элементов и их химических соединений в структуре горной породы. При радиоактивном распаде излучаются альфа, бета, гамма – частицы. Альфа – положительно заряжены ядра гелия, большая масса большой положительный заряд не дают глубоко проникать в вещество (доли мм) В практике ГИС не изучается. Бета – отрицательно заряженная частица – электрон, масса в 1300 раз меньше массы ядра водорода, проникающая способность проникания вещества чуть больше чем у альфа частиц (доли мм). В практике Гис не изучается.
Гамма – электромагнитное излучение имеющее очень большую частоту, малую длину, поэтому энергия очень высокая, не имеет заряда, масса минимальна, высокая проницаемая способность, при проникновении через бетон (толщина 70 см) энергия излучения ослабляется в 2 раза. Гамма излучения несет свойства квантовой частицы. Энергия гамма излучения измеряется в электрон вольтах (эВ). 1 эВ – энергия которою электрон принимает в электрическом поле с напряжением в 1 В.Воздействие гамма-излучения на среду количественно оценивается в рентгенах. Из естественных радиоактивных элементов наиболее распространены уран U238,торий Тh232 и изотоп калия К40. Радиоактивность осадочных пород, как правило, находится в прямой зависимости от содержания глинистого материала. Глина хороший адсорбент, в ней скапливается большинство радиоактивных элементов, а песчаники, известняки и доломиты наоборот. Наименьшую радиоактивность имеют соли, ангидриты, угли Единица измерения радиоактивности используется беккерель (Бк), 1 Бк = 1 распад/с.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
35. Гамма-каротаж (ГК), естественные радиоактивные элементы, вида нахождения их в горных породах. Геологическая информативность ГК.
Метод позволяющий изучить распределения гамма-излучения по стволу скважины, позволяет определить естественную радиоактивность горных парод. Радиоактивность это способность определенных элементов или изотопов самопроизвольно распадаться во времени на более устойчивые элементы. Распад происходит с излучением элементарных частиц альфа, бета и гамма. Альфа – положительно заряжены ядра гелия, большая масса большой положительный заряд не дают глубоко проникать в вещество (доли мм) В практике ГИС не изучается.
Бета – отрицательно заряженная частица – электрон, масса в 1300 раз меньше массы ядра водорода, проникающая способность проникания вещества чуть больше чем у альфа частиц (доли мм). В практике Гис не изучается.
Гамма – электромагнитное излучение имеющее очень большую частоту, малую длину, поэтому энергия очень высокая, не имеет заряда, масса минимальна, высокая проницаемая способность, при проникновении через бетон (толщина 70 см) энергия излучения ослабляется в 2 раза. Гамма излучения несет свойства квантовой частицы. Энергия гамма излучения измеряется в электрон вольтах (эВ). 1 эВ – энергия которою электрон принимает в электрическом поле с напряжением в
1 В.
Гамма-излучения классифицируются по энергии и в зависимости от энергии гамма-кванта и характеристик вещества происходят различные типы реакций гамма-излучений с веществом. В атомной физике различают свыше 30 видов реакций. При проведении ГИС наиболее существенными видами реакциями яв-ся: 1)фотоэффект 2)комптоновское движение 3)образование электроипозитронных пар. Фотоэффект – происходит при энергии гамма-кванта до 0,2МэВ. Гамма-квант попадает в вещество, взаимодействует с электронным облаком атомов. При этом гамма-квант полностью отдает свою энергию. Электронное облако, получив дополнительную энергию выбрасывает её, возбудившись, за пределы атома в виде фотоэлектрона. Вероятность такой реакции пропорциональна до энергии 0,2МэВ и зависит от числа электронов в электронном облаке. Число электронов в электронном облаке – это порядковый номер элементов таблицы Менделеева, т.е. интенсивность этой реакции зависит от порядкового номера элемента. Комптоновское взаимодействие – происходит в основном при энергии 0,2 – 1,02МэВ. При этой реакции гамма-квант с высокой энергией взаимодействует с электронным облаком и передает частично свою энергию электронному облаку. Электронное облако, получив энергию, возбуждается и выбрасывает за пределы атома фотоэлектрон, а гамма-квант с меньшей энергией преломляется и продолжает движение до следующего столкновения. После десятков столкновений гамма-квант перестает существовать. Вероятность комптоновского взаимодействия зависит от энергии гамма-кванта и от плотности вещества (чем плотнее вещество, тем быстрее гамма-квант отдаст свою энергии.). Образование электроипозитронных пар – такая реакция наблюдается при энергии гамма-кванта выше 1-го МэВ. Гамма-квант, обладая большой энергией, проникает через электронное облако атома, взаимодействует с ядром. В результате протекает ядерная реакция с образованием электрона и позитрона. Такой вид реакции в основном используются при поиске рудных минралов.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
36.метод рассеянного гамма-излучения (МРГИ).
Вэтом случае источник и приемник(и) располагаются на одной стороне исследуемого объекта.
Приемник экранируется от прямого излучения источника. Регистрируются гамма-кванты, рассеянные в среде один или несколько раз и попадающие в результате рассеяния в приемник. Т.к. угол рассеяния кванта при Комптон-эффекте не зависит от объемной плотности среды, а длина пробега между двумя актами рассеяния обратно пропорциональна плотности, траектории рассеянных квантов в средах разной плотности подобны. Поэтому L1 = L2 * (p2/p1), где L1 и L2 – расстояния от приемника до источника в разных средах, а p1 и p2 – плотности этих сред. Таким образом, распределение гамма-квантов по направлению от источника зависит от плотности рассеивающей среды. На одинаковом и достаточно большом расстоянии L число рассеянных в приемник квантов тем больше, чем меньше плотность среды. Метод МРГИ используется при оценке тех. состояния для получения информации о плотности цементного камня за обсадной колонной и состоянии колонны. Для уменьшения влияния излучения, рассеянного буровым раствором в скважине, приемник и источник прижимаются к стенке скважины и экранируются со стороны раствора.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
37.Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П), физические основы, назначение метода, решаемые задачи.
Заключается в том, что горная порода облучается искусственным радиоактивным полем, гаммаизлучения в результате облучения происходит комплексное взаимодействие. Источник выбирается с энергией 0,2 – 102 Мэв. В результате воздействия преломленные гамма-кванты поступают на детекторы гамма-квантов, который располагается на некотором расстоянии от излучателя по оси скважины. Вероятность воздействия находящихся в обратно-пропорциональной зависимости от плотности гирной породы и плотности среды околоскваженного пространства, на показания метода оказывают влияние:
-естественная радиоактивность околоскваженного пространства, горной породы и скважины;
-гамма-излучения возникающие после взаимодействия с горными породами и околоскваженным пространством;
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
38. Зависимость плотности от пористости горных пород, факторы влияющие на неё.
δпл = (1-kп)δск+kпδж
Плотность горных пород зависит от их минерального состава, структурно-текстурных особенностей, пористости, вида вещества, заполняющего поры и пустоты (газ, нефть, вода), а также от условий образования и залегания горных пород. Различают минералогическую плотность горных пород (отношение массы высушенных и измельчённых до исчезновения пор твёрдых частиц породы к объёму, ими занимаемому), плотность абсолютно сухой породы и плотность породы, заполненной флюидами (отношение массы твёрдой, жидкой и газообразной фаз горной породы к объёму, занимаемому этими фазами). Измерение плотности горных пород на образцах ведётся главным образом гидростатическим способом, реже гамма-гамма методами. В естественном залегании плотность горных пород определяют по данным плотностного гамма- гамма-каротажа либо (что менее точно) оценивают по данным гравиметрических исследований в горных выработках или путём расчётов по гравиметрическим съёмкам
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
39.Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК), физические основы, назначение метода, решаемые задачи.
Быстрые нейтроны, вылетающие из источника замедляются при столкновениях с легкими ядрами. Чем больше водорода в пластах, тем быстрее нейтроны станут тепловыми. Будет высокая концентрация нейтронов с тепловой энергией. Измерительная установка состоит из источника и детектора, м/у ними экран. Рис.
(1-парафиносодержащий слой,2-кадмий содержащий слой,3-свинцовый слой,4-детектор тепловых нейтронов,5-источник быстрых нейтронов,6-детектор гамма метода). Длина зонда определяется как расстояние от середины источника до середины детектора ННМ. По длине зонда различают: зонды доинверсионные, инверсионные, заинверсионные. В Западной Сибири применяются заинверсионные зонды. Количество тепловых нейтронов в горной породе зависит: 1)от водородосодержания (чем больше водородосодержания, тем больше тепловых нейтронов 2)от хлоросодержания, тепловые нейтроны диффундируя по горной породе захватываются ядрами хлора. В нефтяных пластах водородосодержание такое же, как и в водоносных пластах при одинаковой пористости. Расчеты показывают различие в водородосодержании в водоносных и в нефтеносных пластах всего на 3% (это в пределах погрешности). Но отличия хлоросодержания в водоносном пласте несколько раз больше, поэтому плотность тепловых нейтронов в нефтеносном пласте будет высокая, а в водоносном – низкая. Форма кривой аналогична кривой гамма-метода. Приемы интерпретации идентичны. ННМ по тепловым нейтронам позволяет решать следующие задачи: 1)определять границы пластов 2)литологию пластов 3)выделять нефтеносные пласты.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
40.Зависимость показаний метода ННК от свойств пород (водородосодержания, пористости, плотности).
ННК используется для расчленения геологического разреза по содержанию водорода. Поскольку при работе с зондами большой длины (заинверсионными) наблюдается обратная связь InHT с водородосодержанием, породы, имеющие в своем составе большое количество водорода, отмечаются низкими показателями ННК, а породы с малым водородосодержанием – высокими показателями. Нейтронное поле зависит от плотности среды так же, как γ-поле. В частности, скорость счета, измеренная доинверсионным зондом, растет с увеличением плотности. При изучении влажности грунтов в условиях неполного влагонасыщения результаты измерений будут зависеть от плотности скелета грунта. Если погрешность измерения влажности принять равной ∆m = 0,005, то допустимые колебания плотности скелета грунта составят ∆ρc = 0,02-0,05 г/см3. При значительных колебаниях плотности грунта в измерения влажности следует вносить поправку. Целесообразно сочетать измерения влажности ННМ с измерениями плотности ГГМ-П. Принципиальная возможность определения пористости пород с помощью ННМ основана на изменении водородсодержания вследствие уменьшения или увеличения количества заполняющих поры водородсодержащих жидкостей (воды, нефти) или газа (углеводорода). Подчиненный эффект вызывается изменением плотности породы. Применение ННМ для определения коэффициентов пористости и газонасыщенности на нефтяных и газовых месторождениях имеет свои особенности. Используют только каротажный вариант метода (ННК-Т и ННК-НТ). Если поры горной породы насыщены водой, коэффициент пористости равен объемной влажности (kn = m). С увеличением пористости растет водородсодержание и уменьшается плотность. Для заинверсионного зонда увеличение влажности вызывает уменьшение потока нейтронов, а уменьшение плотности, наоборот, приводит к росту потока. Определяющим является влияние влажности, поэтому нейтронное поле затухает.
Как расчеты, так и многочисленные эксперименты показывают, что в ограниченном диапазоне kп наблюдается линейная зависимость между потоком нейтронов и логарифмом коэффициента пористости:
N = a + b ln kп,
где а и b - постоянные коэффициенты. Линейность нарушается в области малых значений пористости (kп < 0,05-0,1) вследствие влияния области инверсии (даже для зондов большой длины) и в области высоких пористостей (kп > 0,4-0,5).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
41.Нейтронный гамма-каротаж (НГК) физические основы, назначение метода, решаемые задачи.
Нейтронный каротаж применяются в необсаженных и обсаженных скважинах и используется для решения следующих задач:
с целью литологического расчленения разрезов; определение положения текущего газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва газа,
перетока, разгазирования нефти в пласте и оценки газонасыщенности; определение положения водонефтяного контакта ВНК в скважинах с высокой минерализацией пластовых вод.
Нейтронное излучение обладает наибольшей проникающей способностью. Это обусловлено тем, что нейтроны являясь незаряженными частицами не взаимодействуют с электронными оболочками атомов и не отталкиваются кулоновским полем ядра. Так же как и гамма-кванты, нейтроны характеризуются энергией Е, которая в этом случае связана с их скоростью. Различают быстрые нейтроны с энергией 1-15 МэВ, промежуточные 1 МэВ - 10 эВ, медленные или надтепловые 0,1-10 эВ и тепловые нейтроны со средней энергией 0,025 эВ. Взаим-ие нейтронов с вещ-ом закл-ся в упругом столкновении с ядром с потерей части энергии, т.е. в замедлении нейтрона, и захвате нейтрона ядром. Дня нейтронов с энергией от нескольких МэВ до 0,1 эВ основным видом взаим-ия явл-ся упругое рассеяние. При упругом рассеянии нейтронов величина потерь энергии на соударение опр-ся только массой ядра: чем меньше масса ядра, тем больше потеря энергии. Наиб. потеря энергии происходит при столкновении нейтрона с ядром атома водорода. Одним из основных нейтронных параметров среды является длина замедления L3. Это среднее расстояние от места вылета нейтрона до места, где он замедлится до тепловой энергии. Замедлившиеся нейтроны продолжают двигаться и сталкиваться с ядрами элементов, но без изменения средней энергии. Этот процесс называется диффузией. Среднее расстояние, которое проходит нейтрон от точки замедления до точки захвата, называется диффузионной длиной. Диффузионная длина обычно значительно меньше длины замедления. Конечным результатом движения теплового нейтрона является поглощение его каким-либо ядром атома. При захвате нейтрона ядром выделяется энергия в виде одного или нескольких γ - квантов. Существуют следующие разновидности нейтронных методов: нейтронный гамма-метод НГМ, нейтронный метод по надтепловым нейтронам НМН, нейтронный метод по тепловым нейтронам НМТ. Они отл-ся друг от друга типом применяемых индикаторов. Импульсные нейтронные методы. Сущность импульсного нейтронного каротажа закл-ся в изучении нестационарных
нейтронных полей и γ-полей, создаваемых генератором нейтронов. Генератор нейтронов работает в импульсном режиме с частотой от 10 до 500 Гц. В импульсных методах горная порода облучается кратковременными потоками быстрых нейтронов длительностью ∆t, следующими один за другим через промежутки времени t.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
42.Физические основы акустического каротажа (АК) физические основы, назначение метода, решаемые задачи.
Применение акустических методов для решения технических задач широкое применение нашло с 60-х годов. При этом решались следующие задачи: 1).определение плотности флюида, заполняющего ствол скважины. Это позволяет на равне с другими методами ГИС определить состав флюида в интервалах перфорации 2).широко применяется акустический метод для оценки качества сцепления цементного камня с обсадной колонной и качество сцепления цементного камня с горной породой. Применение многоэлементого зонда позволяет при регистрации шести параметров получать надежные результаты по цементированию: t1, t2, t, A1, A2, lg A1/A2. t1 и A1 дают показания при малой длине зонда. Упругая волна ч/з промывочную жидкость проходит в колонну, поступает в цементный камень, преломляется, распространяется по цементному камню, преломляется и поступает на 1-ый приемник. При наличии хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной у t1-минимальное значение, а A1-максимальное значение. При отсутствие цементного камня – значения наоборот. Наличие гель-цемента дает средние значения значений t1
иA1. второй приемник находиться на большой базе. Ультразвуковые колебания от излучателя проходят ч/з цементный камень и преломляются вдоль стенки гонной породы, скользят и отражаются и поступают в приемник 2 (П2). Хороший плотный цемент дает низкие значения t2 и высокие значения A2. появление зазора м/у цементным камнем и горной породой ведет к увеличению t2 и снижению A2. Отсутствие цементного камня дает низкие значения A2 и высокие значения t2. при благоприятных ситуациях измерения отсутствие цементного камня дает равные значения t1= t2 и A1= A2. 3).акустический метод широко используется для определения состояния стенок скважины путем проведения скважинного акустического телевидения. Излучатель, выдающий упругие колебания излучает их в виде узкого пучка. Излучатель постоянно вращается
ив каждый определенный момент времени отраженные сигналы поступают в приемник с боковой поверхности скважины. Изменение отраженных лучей во времени позволяет получить развертку боковой поверхности скважины. На полученных телевизионных кадрах или фотографиях четко прослеживаются интервалы долбления, отбора керна, искривление ствола скважины, проведение таких исследований в скважинах обсаженных колонной позволяет определить глубину нарушения обсадной колонны, вид нарушения, и получить контуры нарушения герметичности колонны. Этот метод позволяет обнаруживать места нарушений даже, если другие методы ГИС не дают хороших результатов.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
43.Влияние пористости и плотности пород на показания акустического каротажа (интервальное время).
Опр-ие k п по АК. Это определение проводят по уравнению среднего времени ,где ∆t ски ∆t ж - интервальные времена в минеральном скелете породы и жидкости, заполняющей поры. k п =(∆t -
∆t ск )/ (∆tж -∆t ск )
Интервальное время ∆tск имеет фиксированные значения: 170 мкс/м в чистых песчаниках с глинистым цементом, 182 мкс/м в песчаниках и алевролитах при объемной глинистости 5-30%, 155 мкс/м в известняках, 142 мкс/м в доломитах. Для пород, сложенных двумятремя минералами, определяются промежуточные значения ∆tск, если известно примерное содержание отдельных минералов. В продуктивных интервалах найденные по уравнению значения kп исправляют за влияние остаточной нефти и газа, для чего их соответственно умножают на коэффициент 0,9-0,95 и 0,8. Абсолютная погрешность определения по АК пористости пород известного литологического состава составляет 1.5-2%.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
44. Определение пористости по данным ГИС: методы ГИС, применяемые для определения пористости пород.
Параметр пористости. Относительный параметр показывает во сколько раз увеличивается сопротивления пласта воды, насыщенное поровое пространство если часть воды заменить скелетом г.п.
Р |
|
|
|
п |
|
||
|
|
|
п в
=а где кп –коэф. пористости; а,м- структурно, текстурные показатели г.п. По
к |
м |
|
п |
||
|
лабораторным данным строится зависимость кп от Р |
; При разбуревании эксплуатационной |
||||
|
п |
|
|
|
|
скважины отбора керна не производится, производится ГИС определяющий |
|
П |
, |
. |
|
|
|
|
|
В |
|
Рассчитывается параметр пористости и оценивается коэф пористости.