Измерения искривления скважины

Отклонение оси скважины от вертикального положения называется наклоном скважины. В общем случае отклонение оси скважины от заданного по проекту направления называется искривлением скважины.

 - угол наклона

 - азимут (положение в пространстве).

Фотоинклинометр

Инклинометр КИТ-А - дискретные измерения.

Инклинометр непрерывного измерения с магнито - модуляционными датчиками.

Гироскопический инклинометр.

Гироскоп представляет собой быстро вращающийся ротор 1, имеющий три степени свободы - он может свободно поворачиваться вокруг трех взаимно перпендикулярных осей, пересекающихся в его центре тяжести. При вращении гироскопа ось ротора сохраняет неизменное положение в пространстве и ее направлении может служить ориентиром для определения наклона оси скважины.

Скорость вращения ротора - 25 000 об/мин. Рамки гироскопа2,3 образуют карданный подвес. Ось ротора 1 всегда располагается горизонтально и сохраняет заданное положение относительно частей света. На внешней рамке 3 гироскопа, продольная ось вращение которой совпадает с осью прибора (осью скважины) , укреплен ползунок 4 курсоуказателя . На полуосях, расположенных по оси прибора, укреплена измерительная рамка 5. Под действием эксцентрично расположенного груза она поворачивается относительно корпуса прибора так, что ее плоскость всегда совпадала с плоскостью наклона скважины. Ползунок 6 контактирует с реохордом 7, снимая с реохорда напряжение, равное углу наклона скважины.

Другие инклинометрические датчики (асселерометрические, лазерные). Требования при бурении наклоннонаправленных скважин ЗИС-4 “Забой”.

Наклонометрия пластов.

Используются прижимные системы с зондами микробокового каротажа или электромагнитного каротажа с вращающимися зондами (НИУС-1)

При изучении геологического строения района необходимо знать характер залегания пластов. Это особенно важно для районов с крупными тектоническими нарушениями и большими углами падения пластов.

Залегание пласта характеризуется его простиранием и падением. Простиранием пласта называется направление горизонтальной линии, лежащей в плоскости напластования. Линией падения пласта называется линия, проведенная в плоскости напластования перпендикулярно к простиранию. Направлением падения пласта называется направление проекции линии падения пласта на горизонтальную плоскость, а углом падения  - угол между плоскостью напластования и горизонтальной плоскостью. Направление падения пласта характеризуется его азимутом . Таким образом, для определения залегания пласта необходимо определить элементы его залегания - угол  и азимут  падения пласта.

Пластовый наклонометр (ПН) состоит из трех датчиков, инклинометра и каверномера. Датчики расположены друг относительно друга под углом 120 в плоскости, перпендикулярной к оси скважинного прибора.

Датчики пластового наклономера должны обеспечивать максимальную дифференциацию разреза скважины.

Измерения ПН сводятся к тому, что в намеченных интервалах разреза скважины, в которых требуется определить элементы залегания пластов, проводят одновременную запись трех кривых идентичными датчиками, а также запись показаний инклинометра (, и ) и каверномера (d_c).

По кривым, зарегистрированным датчикам ПН, определяют смещения h₂₁ и h₃₁, глубин

z₂ и z₃ характерных точек отклонений: h₂₁=z₂-z₁; h₃₁=z₃-z₁

По величинам h₂₁ и h₃₁ определяют промежуточный угол 

По промежуточному углу , величине h₂₁ и диаметр скважины d_c находят промежуточный угол - кажущийся угол падения пласта  - угол между перпендикуляром к плоскости напластования и осью скважины.

где: h₂₁ и d_c в см.

По измеренным величинам , и  и промежуточным углам  и  рассчитывается угол падения  и азимут падения пласта .

Кавернометрия - частный случай вертикальной профилеметрии. Измеряется d_c

Профилеметрия (вертикальная, горизонтальная).

Приборы для изучения технического состояния скважин

Шифр	Параметры измерения	Параметры	Область применения
Каверномер КМ-2	диаметр скважины	40-400м t=100С Р=20 МПа	36
Каверномер КСУ-1 управляемый	--//--	70-760мм 200С,100МПа	70
КСУ-2	--//--	46-370 70С,200МПа	36
Инклинометр ИН-1	угол наклона, азимут	0-100^о, 0-360^о 150С, 60МПа	73
Инклинометр КИТА	--//--	0-50, 0-360, 120С,120МПа	74
Наклономер НП-3	наклонометрия пластов	90-400мм,72 100С,45МПа	60
Наклономер НИД-1	--//-- кривизна, диаметр	430-400мм 0-50,0-360 150С,100 МПа	100
Термометр ТЭГ-36	Температура	0-150С; 0,1 150С, 100МПа	36
Термометр ТР-7	Температура	10-250С	60(36)
Термометр ТР-4	Температура	0-150С0,8 150С,100МПа	36

Акустический каротаж.

Основным назначением акустического каротажа (АК) в нефтегазовых скважинах является литологическое расчленение разрезов, выделение гранулярных и трещиновато - кавернозных коллекторов и определение их пористости.

Физические основы.

Акустические (звуковые) волны представляют собой упругие механические возмущения, которые распространяются с конечной скоростью в твердых, жидких и газообразных телах и осуществляют перенос энергии без переноса вещества.

Если колебания частиц среды происходят в направлении распространения волны, создавая попеременно области разряжения и сжатия, - это продольные P-волны. В поперечной волне S частицы колеблются перпендикулярно к направлению распространения волны по криволинейным траекториям, создавая деформации сдвига (изменения формы тела без изменения объема).

Продольные P-волны распространяются в жидких, газообразных и твердых телах; поперечные S-волны - только в твердых телах.

В твердых телах ограниченных размеров условия возбуждения волн усложняются и зависят также от формы тел.

Кроме P и S-волн на границах твердого тела с жидкостью или газом возникают поверхностные рылеевские волны, интенсивность которых убывает с глубиной. Скорость их составляет 0,9 от скорости S-волн. В обсадных колоннах поверхностные волны не распространяются.

Регистрируются t - интервальное время , величина обратная V, и амплитуды А волны, эффективное затухание , рассчитываются частота f и связанная с ней длина волны .

Скорость распространения (интервальное время) .

Скорости распространения V_p и V_sв твердом теле определяются упругими постоянными. Характеризующими деформации объема и формы: модулем Юнга Е и коэффициентом Пуассона .

Модуль Юнга: ,

где: F – сила в Н;

S – площадь в см²;

L – длина тела в м;

L – удлинение тела в м.

Лекция 13. Газовый каротаж и ГТИ

Применяется для изучения геологического разреза скважины, выделения в нем перспективных на нефть и газ интервалов и прогнозной оценки характера насыщения пластов - коллекторов, вскрытых скважиной (нефтеносный, газоносный, водоносный) в процессе бурения скважин.

В комплекс исследований при газовом каротаже скважин, бурящихся на нефть и газ, входят: измерение параметров, характеризующих нефтегазонасыщенность пластов; режим бурения и каротаж по шламу.

Информативными для выделения нефтегазосодержащих пластов и прогнозной оценки характера их насыщения являются предельные углеводороды (от метана до гексана С₁-С₆) поступающие из порового пространства разбуриваемой породы и поступающих на устье скважины с промывочной жидкостью (ПЖ).

По результатам дегазации и анализа определяются объемные концентрации углеводородов в газовой смеси С_an в %, а по ним - абсолютные концентрации С_оn, %, флюидные коэффициенты С_um, суммарное содержание УВ в ГС - Г_х, сум; приведенные газопоказания Г_{х пр}, индекс компонентного состава газа в пласте J_кг и остаточные кажущееся газосодержание F_г и нефтесодержание F_нг.

Объемные концентрации УВ В ГС являются основным параметром газового каротажа и определяются по результатам высокочувствительного компонентного экспресс -т анализа ГС, полученной из промывочной жидкости при ее дегазации с помощью ДНД (дегазатора непрерывного действия). В процессе этого анализа фиксируются либо амплитуды пиков хромотограммы А_n, либо площади пиков F_n по которым вычисляются величины С_an.

или где

k_mn - коэффициенты загрубления масштаба,

k_2n - коэффициенты чувствительности аппаратуры к n - компоненту.

Относительные концентрации УВ в ГС

С_оп являются основными параметрами, по которым определяется индекс J_кг

где

где: m – число анализируемых УВ (обычно m=6).

При газовом каротаже оперируют также флюидными коэффициентами С_nm следующих типов:

С_nm2=C_an/(C_am+C_ap);

C_nm3=(C_am+C_ap)/C_an;

C_nm4=(C_an+C_am)/(C_ap+C_aq),

где C_nm - в усл. ед. Соответственно n-го, m-го, p-ного и q -го углеводородных компонент в ГС в %.

Суммарное содержание УВ в ПЖ Г_{х сум}(%) определяется из выражения

Параметры, характеризующие режим бурения

Продолжительность бурения 1 м скважины

механический каротаж.

Детальный механический каротаж обеспечивает детальное литологичекое расчленение геологического разреза.

Наилучшее литологическое расчленение разреза и выделение в нем геологических объектов, например, зон аномально - высокого пластового давления (АВПД) получается при построении кривой показателя экспоненты - параметра, учитывающего комплексное влияние отдельных параметров режима бурения скважины:

где: k_TD – коэффициент, характеризующий тип долота;

k_p – коэффициент, характеризующий отношение градиента нормального пластового давления к плотности ПЖ в усл. ед.;

V_б – скорость бурения в м/г;

n_g – частота вращения долота в об/мин;

Р_g – нагрузка на долото в Н;

d_n – номинальный диаметр скважин (долото в см).

Расход ПЖ на входе Q_вх, выходе Q_вых из скважины и дифференциальный расход ПЖ в скважине Q_п=Q_вых-Q_вх

Коэффициент разбавления Е (м³/м³), непосредственно характеризующий режим бурения скважины, показывает какой объем ПЖ, эвакуированной из скважины, приходится на единицу выбуренной породы:

, где

d_н - в см; T₁ - мин/м.

Коэффициент разбавления Е необходим для перехода от величин Г_{х сум} и Г_сум соответственно к величине Г_{х пр} и Г_пр.

Каротаж по шламу включает люминесцентно - битуминологический анализ, определение карбонатности и открытой пористости горных пород.

Привязка данных газового каротажа и шлама к глубинам залегания пластов.

Время отставания:

Исправленная глубина Z_и=Z_забоя -

1,6610^-2U_бt_от или

Задачи, решаемые комплексным газовым каротажом.

1. Выделение перспективных на нефть и газ интервалов для детальных ГИС и опробования.

2. Оперативное выделение интервалов поглощения и притоков.

3. Прогнозирование при благоприятных условиях нефтегазосодержащих пластов до их вскрытия.

4. Прогнозная оценка характера насыщения при комплексной интерпретации.

Геолого-литологический контроль (ГТК или ГТИ).

Техника, состав оборудования. Комплекс “Разрез” с подсистемой “Забой”.