На каком свойстве пород основано применение геофизическо­го метода вызванной поляризации? Какую информацию о свойстве пластов можно получить с помощью этого метода?

В методе потенциалов вызванной поляризации используют свойство горных пород поляризоваться при протекании через них постоянного поляризующего электрического тока. В горных породах после выключения поляризующего тока в течение некоторого времени наблюдается убывающее электрическое поле, известное под названием поля вызванных потенциалов.

Природа вызванных потенциалов хорошо не изучена. Однако большинство исследователей находят, что:

1) в горных породах, обладающих ионной проводимостью (практически все осадочные породы), вызванные потенциалы возникают за счет электрокинетических явлений, происходящих на границе электролит — непроводящая среда под воздействием электрического поля. Некоторые исследователи, считают, что возникновение поля связано с деформацией двойного электрического слоя на поверхности минеральных частиц под воздействием поляризующего тока, другие — с образованием микроскопических концентрационных элементов за счет изменения чисел переноса ионов в капиллярах разных сечений. Механизм этой поляризации довольно сложен, и обычно ее называют объемной поляризацией, поскольку поляризация захватывает объем породы, обработанный электрическим током; в горных породах, обладающих электронной проводимостью (железные руды, некоторые сорта каменных углей), вызванная поляризация возникает в основном за счет электродных процессов, протекающих на границе электролит — проводящая среда;

2) в горных породах со смешанной проводимостью возникают одновременно как объемная, так и электродная поляризации.

3) Для измерения вызванных потенциалов обычно используют четырех-электродный зонд (например, АО,04МО,04А5,ОВ). Раздвоенный электрод А и электрод В служат для пропускания электрического тока. Электрод М, покрытый слоем перфорированной резины для устранения помех за счет поляризации самого электрода, и обычный электрод N на поверхности служат для измерения разности потенциалов. Стандартную измерительную аппаратуру, предназначенную для работы на трехжильном кабеле (станция АКС-51, АЭКС-900 и ПКС-400), путем несложных переключений в пульсаторе легко приспособить для измерения вызванных потенциалов. Схема «станции перестраивается так, чтобы в скважину пропускался прерывистый электрический ток. В промежутках между импульсами тока пульсатор замыкает цепь MN, и совместно с потенциалами собственной поляризации (СП) прибор Г1регистрирует вызванные потенциалы. Одновременно с этим второй прибор Г2 регистрирует омическую разность потенциалов, наблюдаемую между электродами М и N в момент протекания поляризующего тока.

В скважинных условиях против однородного поляризующегося пласта наблюдают симметричную аномалию вызванных потенциалов (ВП), амплитуда которой зависит от мощности пласта. Для пластов с h>12dc влиянием мощности можно пренебречь.

 

 

Что такое детекторы гамма-квантов и нейтронов, используе­мые в скважинных радиометрах?

Запись показаний производится в единицах мощности экспозиционной дозы излучения (МЭД), выраженных в А/кг (единица СИ) или в мкР/час (внесистемная единица); 1 пА/кг = 13 мкР/час.

В качестве детекторов у-квантов используются, главным образом, сцинтилляционные счетчики, причем для повышения их термостойкости кристалл-сцинтиллятор вместе с фотоэлектронным умножителем (ФЭУ) помещают в сосуд Дьюара (пример тому — двухканальный радиометр сцинтилляционный термостойкий ДРСТ-2). Как правило, каротажные радиометры являются двухканальными и, кроме канала ГК, содержат еще один канал, предназначенный для одновременной записи еще одной диаграммы — НТК, ГТК или ГНК.

Современные каротажные радиометры обеспечивают возможность не только определения интегральной интенсивности I_у, 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 Th²³² — 2,6 МэВ и третий — на энергию у-излучения K⁴⁰ — 1,46 МэВ.

 

Сформулируйте специфические требования, предъявляемые к подготовке скважин для проведения измерений различными мо­дификациями термометрии скважин.

Необходимым условием получения геотермограмм в скважинах является наличие установившегося теплообмена (q = const) между скважиной и окружающими породами, т.е. равенство температур бурового раствора и горных пород.

Отсюда следует, что структуры, залегающие на большой глубине, могут быть обнаружены по температурным измерениям в неглубоких скважинах.

Однако широкого применения для поисков геологических структур терометрия не нашла из-за очень сильного влияния на тепловое поле подземного водообмена.

Термометрия скважин позволяет выявить наличие затрубных перетоков пластовых вод и определить их направление, а в необсаженных скважинах — определить местоположение притоков подземных вод.

При определении мест притока подземных вод в скважину сначала жидкость в скважине перемешивают до усреднения ее температуры от устья до забоя и снимают контрольную термограмму

 

 

В чем заключается корреляция геофизических диаграмм? С какой целью выполняют корреляцию диаграмм?

Коррелямция или корреляционная зависимость это статистическая взаимосвязь двух или более случайных величин (либо величин, которые можно с некоторой допустимой степенью точности считать таковыми). При этом изменения значений одной или нескольких из этих величин сопутствуют систематическому изменению значений другой или других величин.

Математической мерой корреляции двух случайных величин служит корреляционное отношение либо коэффициент корреляции. В случае если изменение одной случайной величины не ведёт к закономерному изменению другой случайной величины, но приводит к изменению другой статистической характеристики данной случайной величины, то подобная связь не считается корреляционной, хотя и является статистической.

Впервые в научный оборот термин корреляция ввёл французский палеонтолог Жорж Кювье в XVIII веке. Он разработал «закон корреляции» частей и органов живых существ, с помощью которого можно восстановить облик ископаемого животного, имея в распоряжении лишь часть его останков. В статистике слово «корреляция» первым стал использовать английский биолог и статистик Фрэнсис Гальтон в конце XIX века.

Корреляция позволяет устанавливать последовательность залегания гп, выделять и прослеживать одновозрастные толщи, определять литологический состав и фациальные особенности того или иного интервала разреза, определить возраст с учетом фациальных остатков, устанавливать наличие перерывов в осадконакоплении и проявлении вторичных процессов при сопоставлении с данными по керну.

В зависимости от решаемых задач различают региональную, общую и детальную корреляцию.

Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Ведущую роль при этом играет биостратиграфическая идентификация сопоставляемых отложений. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции.

Общую корреляцию выполняют на более поздних стадиях разведочных работ в пределах месторождений с целью выделения в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев. Сопоставление ведется по биостратиграфическим и литостратиграфическим признакам, получаемым при обработке керна и по данным геофизических исследований (ГИС). Результаты общей корреляции используются при решении разведочных задач, таких как обоснование выделения этажей разведки, а также учитываются при детальной корреляции.

Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная задача детальной корреляции — обеспечить построение модели, адекватной реальному продуктивному горизонту. При этом должны быть решены задачи выделения границ продуктивного горизонта, определения расчлененности горизонта на пласты и прослои, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдельного пласта, положения стратиграфических и других несогласий в залегании пород и др.

К хроностратиграфическим признакам относятся специфические физико-химические свойства породы (определенное содержание акцессорных минералов, типоморфные особенности — форма зерен, окраска, характерные включения), геохимические соотношения элементов породы, конфигурация кривых на диаграммах электро- и радиометрии разрезов скважин и другие, которые характерны для определенных промежутков времени накопления осадков.

На разрабатываемых месторождениях при детальной корреляции за основу берутся материалы ГИС, которые комплексируются с данными, получаемыми при исследовании керна, опробовании скважин и др. Чем шире комплекс привлекаемых данных, тем надежнее будет проведена детальная корреляция.

На основе детальной корреляции делаются все геологические построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят обоснованность принимаемых технологических решений при разработке залежей нефти и газа, точность подсчета запасов, надежность прогноза конечной нефтеотдачи и др.

Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной изменчивости по площади прослоев пород, слагающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, которые могут полностью или частично замещаться на коротких расстояниях алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами.

В карбонатных разрезах границы между прослоями(пластами) зачастую становятся нечеткими вследствие вторичных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна.

При детальной корреляции важное значение имеет выделение в разрезе реперов и реперных границ. Репером называется достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Иногда на диаграммах четко фиксируется только одна граница пласта (его подошва или кровля). Четко фиксируемая синхроничная поверхность пласта может быть принята в качестве реперной границы.

Хорошими реперами считаются пачки и прослои, представленные глинами, так как обычно они залегают на значительной площади и имеют четко выраженные граничные поверхности. На диаграммах ГИС они четко фиксируются по кавернограммам, кривым ПС, диаграммам микрозондов и радиокаротажа.

Корреляция геофизических диаграмм является одной из первоочередных работ в интерпретации промыслово-геофизических данных. С построения корреляционных схем начинают обычно обработку и интерпретацию материалов геофизических исследований скважин.

При помощи корреляционных схем разрешают следующие вопросы:

• а) уточняют литологические колонки и расчленение разрезов скважин на пласты;
• б) выделяют в разрезе опорные пласты и продуктивные горизонты для установления закономерностей распространения нефтегазоносности в разрезе по площади;
• в) устанавливают последовательность залегания пластов в разрез& и возможность выпадения части разреза вследствие тектонических нарушений, трансгрессивных перекрытий и др.;
• г) уточняют местоположение стратиграфических границ, обосновывают их достоверность и унифицированность.

Точность и обоснованность геологических построений зависит от того, насколько достоверны и обоснованы корреляционные схемы.

Диаграмма корреляции (диаграмма рассеивания) — графическое отображение отношения между переменными величинами, связанными между собой. Эта диаграмма призвана обнаружить принцип, по которому изменяется условно зависимая переменная величина при изменении значения независимой переменной.

Например, на диаграмме внизу показано, как изменяется объем продажи газированных напитков при изменении погодных условий. Налицо сильная положительная корреляция.

Ошибка, допущенная в корреляционной схеме, влечет за собой последующие ошибки во всех геологических построениях, поэтому сопоставление геолого-геофизических разрезов должно быть выполнено по возможности с наибольшей точностью.

Как изменяются удельное электрическое сопротивление, коэффициенты пористости и проницаемости в зависимости от величины эффективного напряжения (давления) на глубине залеганиия песчано-глинистых пород? От чего зависят величины этих изменений?

На величину УЭС горных пород преобладающее влияние оказывают следующие факторы:

— пористость (структура породы);

— анизотропия (текстура породы);

— влагонасыщенность;

— удельное электрическое сопротивление пластовой воды, присутствующей в породе;

— глинистость;

— термобарические условия залегания породы.

Пористость.

Пористость — совокупность пустот (пор), заключенных в горных породах. Количественно пористость горных пород выражается отношением объема всех пород к общему объему горных пород, выражается в долях единицы или в процентах и называется коэффициентом пористости.

Поскольку проводником электрического тока в большинстве осадочных пород является пластовая вода, а породообразующие минералы не проводят электрического тока, удельное сопротивление зависит не только от минерализации пластовых вод, но и от их объема, или при 100 % насыщении пластовой водой — от величины коэффициента пористости пород.

Чем выше коэффициент пористости породы, тем больше в ней содержится проводящего ток флюида и тем ниже ее удельное сопротивление. При изучении зависимости удельного сопротивления от коэффициента пористости пород для исключения влияния минерализации пластовых вод обычно пользуются относительным сопротивлением, которое при 100 % насыщении породы пластовой водой называется параметром пористости,

Рп = вп/в

где Рп — параметр пористости; вп — удельное сопротивление породы при 100 % ее насыщении пластовой водой, Омм; в — удельное сопротивление пластовой воды, Омм.

Исследования показывают, что для большинства осадочных горных пород связь сопротивления с величиной пористости выражается эмпирической формулой (Дахнова-Арчи)

Рп = amkп-m,

где kп — коэффициент пористости породы; amи m — постоянные для определенной группы пород коэффициенты, зависящие от конфигурации токопроводящих путей в породе (степени цементации породы).

По В.Н. Дахнову, коэффициенты amи m для осадочных пород могут иметь следующие значения: am= 10,8; m=1,32,3. С усложнением структуры порового пространства m растет, а наклон псевдопрямой Рп=f(kп), построенной в двойном логарифмическом масштабе, увеличивается по отношению к оси абсцисс.

Давление и температура.

Зависимости Рп=f(kп) чаще всего строят на основании экспериментального изучения образцов керна породы в атмосферных условиях. Горные породы в естественном залегании испытывают действие высоких давлений и температур.

Изменение физических свойств сцементированных осадочных горных пород, наблюдаемое без разрушения механических связей в скелете породы (например, при выносе керна из скважины на поверхность), обусловлено главным образом объемными деформациями порового пространства и породообразующих материалов. Величины этих объемных деформаций зависят от среднего нормального напряжения или всестороннего давления (аналог геостатического давления), порового давления р и температуры t на глубине залегания породы.

При деформации породы, насыщенной жидкостью, давление жидкости в порах р противодействует всестороннему давлению на скелет.

Поэтому за деформацию породы главным образом отвечает разность между давлениями и р, которая называется эффективным напряжением или эффективным давлением:

р = ghi(п i-в i)

где g — ускорение свободного падения, hi — мощность i-го литологически однородного интервала разреза, имеющего плотность п i;в i плотность жидкости (воды), насыщающей поры породы в этом же интервале.

Под действием эффективного давления коэффициент пористости уменьшается, а удельное электрическое сопротивление возрастает. Эти обстоятельства способствуют увеличению наклона кривых.

Зависимость УЭС горной породы от температуры в первом приближении проста: повышение температуры ведет увеличению подвижности ионов электролита, содержащегося в порах и следовательно к уменьшению сопротивления.

Кроме того, экспериментально доказано, что в глинистых породах с увеличением температуры возникает дополнительная проводимость двойного электрического слоя, что также вносит вклад в снижение удельного электрического сопротивления.

Но сами частицы горной породы с увеличением температуры испытывают тепловое расширение, вследствие чего уменьшается ее пористость и объемное содержание жидкости, проводящей ток, что ведет, наоборот, к увеличению удельного электрического сопротивления породы.

Чтобы точно учесть влияние изменения температуры от поверхностных условий к пластовым, необходимо использовать разработанные на опытных данных палетки для введения поправок на все вышеназванные физические явления.

Неучет влияния пластовых условий при построении эталонной кривой Рп=f(kп) может привести к систематической погрешности при определении коэффициента пористости по геофизическим данным.

Содержание глинистого материала.

На удельное сопротивление глинистых песчаников, помимо минерализации пластовой воды, температуры и давлений, оказывает влияние поверхностная проводимость, обусловленная адсорбционной способностью тонкодисперсной глинистой фракции.

Эта дополнительная проводимость снижает удельное сопротивление глинистых пород. Особенно заметным становится влияние поверхностной проводимости при насыщении глинистой породы пресной или опресненной водой. В этих условиях величина параметра пористости одной и той же породы изменяется в зависимости от минерализации насыщающего электролита. Для оценки роли поверхностной проводимости вводят в рассмотрение коэффициент поверхностной проводимости П:

П = Рп/Рп,

где Рп — параметр пористости породы, содержащей низкоминерализованную воду; Рп нас — параметр пористости породы, содержащей насыщенный раствор электролита («истинный» параметр пористости). Коэффициент поверхностной проводимости П зависит от удельного сопротивления поровых вод и глинистости породы.

Для чистых пород П=1, а для глинистых всегда П<1. Отличие от единицы тем больше, чем больше в породе глинистого материала, его активность и ниже концентрация Св насыщающего раствора. Влияние глинистости на П обусловлено тем, что в тонких поровых каналах, пронизывающих массу глинистого материала, Рп является функцией удельного электрического сопротивления свободного раствора, аномального слоя воды на поверхности твердой фазы, слоя рыхло связанных ионов и относительного содержания последний в общем объеме порового канала.

Таким образом, удельное сопротивление водонасыщенной породы можно выразить через параметр пористости Рп, коэффициент поверхностной проводимости П и удельное сопротивление поровой воды в:

в п = ПРпв.

Насыщение породы.

В нефтеносных и газоносных пластах поровое пространство содержит нефть и газ. Нефть и газ не являются проводниками тока. Заполняя поры горных пород, они увеличивают их удельное сопротивление по сравнению с сопротивлением пород, полностью насыщенных пластовой водой. Проводником электрического тока в таких случаях служит минерализованная пластовая вода. Количеством этой воды и характером ее распределения в порах и определяется удельное сопротивление нефтеносных и газоносных пород.

При изучении влияния нефтегазонасыщения удобно вместо удельного сопротивления породы рассматривать отношение удельного сопротивления нефтеносного пласта (н) или газоносного пласта (г) к удельному сопротивлению того же пласта (вп) при 100%-ном заполнении пор пластовой водой. Это отношение называется параметром насыщения порового пространства, или коэффициентом увеличения сопротивления и обозначается: Рн = н /вп; Рг = г /вп. Для нефте-, газоносного пласта это отношение показывает, во сколько раз нефть и газ увеличивают сопротивление водоносного пласта. Они оказывают примерно одинаковое влияние на удельное сопротивление пород. Экспериментальными исследованиями установлена зависимость между коэффициентом водонасыщения породы и параметром насыщения Рн или Рг:

Рн = aп / kв-n = aп / (1-kн)-n

где kв = (1-kн) или kн = (1-kв) — соответственно коэффициенты нефтенасыщения и газонасыщения; aп и n — постоянные для данного типа отложений коэффициенты.

 

Испытатели пластов на кабеле — устройство, назначение, ре­шаемые задачи

Оценку промышленного значения пластов, выделенных по материалам геофизических исследований и геологическим данным, выполняют путем их опробования или испытания. В процессе опробования устанавливают характер насыщения, продуктивные характеристики пластов, отбирают пробы пластового флюида. Повысить эффективность опробования можно путем проведения испытаний скважины в процессе бурения по мере вскрытия перспективных объектов до спуска обсадной колонны и ее цементирования. На практике опробование в необсаженных скважинах проводят с помощью опробователей пластов на кабеле или испытателей пластов на бурильных трубах.

Испытатели пластов на каротажном кабеле (ИПК) применяются в процессе поисков и разведки месторождений углеводородного сырья с целью определения насыщенности и гидродинамических характеристик пластов-коллекторов.

Исследования испытателем пластов на каротажном кабеле проводятся для решения следующих задач:

— в режиме многоразового опробования или гидродинамического каротажа (ГДК);

— за один рейс прибора в скважину производится отбор малых по объему проб флюида из различных участков разреза или вдоль пласта с целью выделения коллекторов, оценки эффективных толщин, определения профиля пластового давления, продуктивности и проницаемости;

— пробы в основном содержат буровой раствор с небольшим количеством остаточного пластового флюида;

— по результатам ГДК выбирают наиболее проницаемые участки пластов-коллекторов для последующего отбора полноценной пробы в режиме ОПК.

— в режиме одноразового опробования пластов (ОПК);

— за один спуск прибора в скважину из пласта отбирается одна или две раздельных пробы флюида, по которым можно определить характер насыщения и использовать пробу для анализа компонентного состава флюида;

— возможность создания максимальной депрессии, равной пластовому давлению, позволяет извлечь из пласта флюид из мелких пор, который при обычных режимах испытания не фильтруется.

Типовые условия применения метода: применяется в необсаженных скважинах, заполненных любым раствором. Оптимально производство работ в первые дни после вскрытия объекта бурением.

Назначение испытателей:

— оценка возможности получения притока из пласта и определение характера насыщения пласта;

— установление положения газожидкостного и водонефтяного контактов;

— изучение гидродинамических параметров участков пласта;

— уточнение УЭС промывочной жидкости по стволу скважины;

— проведение исследований и отбор проб пластового флюида в необсаженных скважинах;

— поточечное опробование пластов;

— многоразовое опробование пластов;

— опробование пластов в режиме гидродинамического каротажа.

Опробователь пластов на кабеле опускают в скважину на кабеле и устанавливают против заданного интервала. Принцип работы прибора следующий. По команде с поверхности выдвигается рычаг прижимного устройства; герметизирующий элемент прибора — башмак со значительным усилием прижимается с помощью прижимного устройства к стенке скважины и изолирует небольшой участок пласта от бурового раствора в стволе скважины.

По следующей команде баллон, находящийся в приборе, соединяется с изолированным участком пласта. Давление воздуха в баллоне равно атмосферному. Так как пластовое давление значительно превышает атмосферное, то возникает поток флюида из пласта в баллон. После заполнения баллона проба герметизируется, убираются рычаги прижимного устройства. Для беспрепятственного подъема прибора на поверхность давление на участке стенки скважины под герметизирующим башмаком уравновешивается с гидростатическим давлением в стволе скважины.

Для создания дренажного канала может быть использован кумулятивный заряд. В обсаженных скважинах такой заряд необходим для создания канала в металлической колонне и цементном камне. При взрыве кумулятивного заряда образуются газы слож­ного состава, которые попадают в баллон и затрудняют выполнение компонентного анализа газов, отобранных из пласта. Поэтому в большинстве случаев в необсаженных скважинах пробы флюида отбираются без выстрела кvмvлятивнoгo заряда. При исследовании нефтяных и газовых скважин механические операции (перемещение прижимных башмаков, открытие и закрытие клапана пробосборника) осуществляются с помощью давления гидростатического столба жидкости в скважине.

Приток пластового флюида из пласта в баллон возникает за счет большего перепада давлений. Создаваемая депрессия воздействует на окружающие горные породы и оказывает существенное влияние на характер отбираемой пробы. Поток пластового флюида при больших депрессиях выносит частицы горной породы, способствует очистке прискважинной зоны пласта, удалению глинистой корки со стенок скважины. Кроме того, при большой депрессии создается область дегазации в зоне возмущения, и это позволяет даже при наличии глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт извлекать углеводороды из остаточного пластового флюида и за счет этого получать информацию о характере насыщения пласта. Однако при исследовании пластов с неглубоким проникновением раствора информация о характере насыщения пласта получается более надежной.

Для анализа получаемых результатов используют индикаторные диаграммы притока и давления; контрольные замеры давления в бал­лоне; данные анализа отобранной пробы. В отобранной пробе измеряют объем газа, воды, нефти. Определяют компонентный состав газа, плотность, вязкость, люминесцентную характеристику флюида, удельное сопротивление воды, фракционный состав нефти. Диаграммы давления позволяют выделить в разрезе проницаемые и непроницаемые пласты. Эти материалы могут дать также предварительную информацию о характере насыщения.

При неглубоком проникновении фильтрата бурового раствора в пласт интерпретация результатов опробования затруднений не вызывает. Состав пробы соответствует характеру насыщения пласта. Глубокое проникновение искажает картину. В этих случаях фильтрат раствора и пластовую воду различают по данным химического анализа и удельному сопротивлению пробы. Характер насыщения оценивают по составу и количеству газа, поступившего в пробу из зоны с остаточным нефтенасыщением.

 

Как контролируется положение ствола скважины в простран­стве?

Измерение величины отклонения скважины от заданного направления (см. Искривление скважин). Положение скважины в пространстве определяется азимутом а, углом наклона г, или зенитным углом, и глубиной, поэтому контроль за кривизной заключается в измерении значений этих величин в любой точке скважины . Существует ряд способов замера кривизны скважин: непосредственное визирование оптической трубой на световой сигнал, помещенный в скважину, измерение угла наклона (или зенитного угла) приборами, спускаемыми в скважину на ориентированных штангах; съемка скважин инклинометрами.

Эти системы позволяют проводить следующие операции в процессе бурения скважины:

— ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту как в вертикальной, так и в наклонной скважине;

— определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного вращающего момента забойного двигателя;

— проведение инклинометрических измерений.

Глубинное измерительное устройство 9 размещают непосредственно над отклонителем или отрезком УБТ, устанавливаемым для регулирования интенсивности изменения пространственного положения скважины. Внутри измерительного устройства в герметичном контейнере размещены датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя, а также электронные преобразователи для частотного модулирования полученных сигналов и передачи их на поверхность. Информация передается на поверхность по кабельному каналу связи, сбрасываемому через герметизирующее устройство вертлюга. Ни одна наклонно-направленная скважина не бурится без такой системы. Известно много конструкций телеметрических систем, отличающихся прежде всего способами передачи сигналов на поверхность.

 

Перечислите типы перфораторов, которые применяются для продуктивных горизонтов в нефтяных и газовых скважинах.

Пулевой перфоратор (ПП) представляет собой трубу длиной 1 м и диаметром 100 мм, которая заряжается спрессованным порохом и 10 стальными пулями. На каротажном кабеле пулевой перфоратор спускают в скважину, заполненную глинистым раствором, устанавливают против заданного интервала продуктивного пласта и делают выстрелы. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. Многие пули застревают в эксплуатационной колонне, в цементном камне, и только небольшое число их пробивает колонну и цементный камень. Практически в настоящее время не находит применения.

Торпедный перфоратор (ТП). Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов, по данным испытаний, составляет 100-160 мм, диаметр канала 22 мм. На 1 м продуктивной части пласта делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часто происходит разрушение обсадной колонны. Так же, как и пулевая, торпедная перфорация применяется очень ограниченно.

В настоящее время в основном применяют кумулятивную перфорацию (ПК). Кумулятивные перфораторы имеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенкам скважины.

В кумулятивный перфоратор вставляют шашку из спрессованного порошкообразного взрывчатого вещества, которая имеет конусную выемку, облицованную металлической плашкой.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел колонны, цементного камня и породы достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого вещества (ВВ), облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов — продуктов облицовки — пробивает канал. Кумулятивная струя имеет скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление 3-5 тыс. мПа.

При выстреле кумулятивным зарядом в колонне и цементном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные — одноразового действия. В кумулятивных перфораторах выстрелы производят замыканием электрической цепи в установке. За один спуск делают 10-12 выстрелов. Для бескорпусных перфораторов кумулятивные заряды делают в стеклянных или пластмассовых оболочках и устанавливают в круглые сквозные отверстия алюминиевой ленты.

Бескорпусные перфораторы спускают в скважину на каротажном кабеле. При выстреле стеклянные или пластмассовые оболочки полностью разрушаются. Бескорпусные перфораторы позволяют значительно увеличить массу кумулятивных зарядов и, следовательно, их пробивную способность.

На нефтяных промыслах применяют также гидропескоструйный перфоратор (ГПП). Гидропескоструйный перфоратор состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до десяти насадок из абразивно-стойкого материала (керамики, твердых сплавов) диаметрами отверстий 3-6 мм. Гидропескоструйный перфоратор спускают в скважину на насоснокомпрессорных трубах. Перед проведением перфорации скважины с поверхности в НКТ бросают шар, который перекрывает сквозное отверстие перфоратора. После этого с помощью насосных агрегатов АН-500 или АН-700 через НКТ в скважину закачивают жидкость с песком. Нагнетаемая жидкость с песком выходит только через насадки. Концентрация песка в жидкости обычно составляет 80-100 кг/м, диаметр частиц кварцевого песка 0,3-0,8 мм. При выходе из насадок развиваются огромные скорости абразивной струи. В результате за короткое время пробиваются отверстия в обсадных трубах, цементном камне и породе, ствол скважины соединяется с продуктивным пластом. В зависимости от диаметра насадок, их числа и скорости закачки жидкости глубина перфорационных отверстий достигает 40-60 см. При этом сохраняется герметичность цементного камня за колонной.

 

В каких случаях для контроля обводнения могут быть исполь­зованы методы электрического сопротивления?

Для контроля за обводнением залежей используются электрометрические исследования в необсаженных скважинах и электронные методы в обсаженных скважинах, нейтронные и импульсно-нейтронные методы по стволу работающей скважины в интервале пластов, вскрытых перфорацией. Для выделения интервалов закалонной циркуляции используются данные термометрии, радиоактивных изотопов и цементометрии. Для контроля за изменением ВНК применяются электро- и радиоактивные методы.

При контроле разработки месторождений НиГ методами ГИС решают следующие задачи:

— контроль за изменением положения ВНК и ГЖК и за обводнением пластов;

— выделение в перфорированной или необсаженной части скважины интервалов, отдающих или поглощающих воду, нефть и газ и определение дебита отдельных пластов;

— изучение изменения состава и плотности жидкости по стволу скважины с целью выделения интервалов поступления нефти, газов и воды в скважину;

— изучение режимов работы эксплуатационных скважин путем определения положения и изменения во времени разделов нефть-вода и газ-вода в действующих скважинах;

— контроль за процессами интенсификации притока из пласта (ГРП, СКО);

— контроль за техническим состоянием скважины.

Метод электрического сопротивления может быть применен для определения величины удельного электрического сопротивления р и температурного коэффициента электрического сопротивления <х, знание которых необходимо для характеристики металлов и сплавов, применяемых в электротехнике, а также для изучения фазовых и структурных превращений, протекающих в металлах и сплавах в твердом состоянии.

 

 

 

Вопросы к зачету

Физические основы ядерно-магнитного метода исследования скважин (ЯММ). Выделение коллекторов и оценка их эффективной пористости по данным ЯММ.

Ядерно-магнитный метод (ЯММ) основан на изучении величин искусственного электромагнитного поля, образующегося в результате взаимодействия магнитного и механического моментов ядер химических элементов горных пород с импульсным внешним магнитным полем.

Все элементарные частицы и ядра химических элементов, кроме массы и порядкового номера (заряда), характеризуются величинами собственного механического момента (спина) S и магнитного момента µ, а также гиромагнитным отношением γ представляющим собой отношение магнитного момента ядра к его спину (γ= µ/S).

В постоянном внешнем магнитном поле на ядро, обладающее магнитным моментом, действует пара сил, стремящаяся расположить момент параллельно этому полю. В то же время вследствие наличия механического момента ядро, подобно волчку, будет прецессировать вокруг направления этого поля с частотой ω0, пропорциональной напряженности поля Н0 и называемой ларморовой частотой.

Ядерно-магнитным методом исследуются разрезы глубоких скважин с целью выделения пластов-коллекторов 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 пласта м – коллекторам.

По данным ЯММ можно определить коэффициент эффективной пористости горных пород.

Ядерно-магнитный метод неприменим при наличии в породе даже незначительных примесей магнитных минералов, так как в этом случае наведенная э. д. с. исчезает. Последнее обстоятельство используется для исключения влияния на показания ЯММ воды, содержащейся в промывочной жидкости. Для нейтрализации этого явления в промывочную жидкость рекомендуется добавлять магнетит (около 25 кг на 100 м3 раствора).

Ядерно-магнитным методом можно исследовать только открытый ствол нефтяной или газовой скважины, так как обсадная стальная колонна является ферромагнитным материалом. Этот метод позволяет с большой точностью выделять пласты, содержащие подвижный флюид.

 

Закон радиоактивного распада, естественная радиоактивность горных пород. Типы взаимодействий гамма-квантов с веществом.

РАДИОАКТИВНОСТЬ — способность некоторых атомных ядер самопроизвольно распадаться с испусканием элементарных частиц и образованием ядра другого элемента. Существует 3 вида излучения радиоактивных элементов α, β и γ-лучей. Было установлено, что α-лучи — это положительно заряженные ионы гелия, β-лучи —отрицательно заряженные электроны, а γ-лучи — поток электромагнитного излучения, аналогичного рентгеновым лучам. В настоящее время хорошо установлены и изучены 3 типа радиоактивного распада: α-распад, β-распад и спонтанное деление. Распад любого радиоактивного вещества происходит так, что если в какой-то момент времени имеется N радиоактивных ядер определенного вещества, то из них в единицу времени распадается λN ядер, где λ — постоянная распада, характерная для данного радиоактивного вещества. Из этого следует закон убывания числа атомных ядер данного вещества со времени. Экспоненциальный закон радиоактивного распада носит статистический характер, т. е. выполняется для большого числа ядер.

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ГАММА-КВАНТОВ С ВЕЩЕСТВОМ

При прохождении через вещество гамма-кванты взаимодей­ствуют с атомами, электронами и атомными ядрами среды. При этом они или поглощаются целиком, или теряют часть своей энергии, изменяя направление распространения, т. е. рассеива­ются, что приводит к ослаблению интенсивности гамма-излу­чения.

Для гамма-квантов характерны следующие процессы взаи­модействия с веществом: 1) фотоэлектрическое поглощение атомами вещества (фотоэффект); 2) упругое рассеяние на связанных электронах вещества (релеевское рассеяние); 3) неупругое рассеяние на электронах вещества (комптоновское взаимодействие); 4) полное поглощение в поле ядра, сопровождающееся образованием электронно-позитронной пары (эффект образования пар); 5) ядерный фотоэффект; 6) упругое и неупругое рассеяние на ядре и т. д.

Регистрируемая интенсивность гамма-излучения горных пород зависит в основном от трех физических явлений: фотоэффекта, эффекта Комптона и эффекта образования электронно- позитронной пары. Любой из этих процессов взаимодействия носит вероятностный характер и, следовательно, определяется средним сечением взаимодействия, которое измеряется в единицах площади.

Фотоэффект. Этот эффект характерен для гамма-квантов с энергиями не более 0,5 МэВ. Гамма-квант при прохождении через вещество может вступить во взаимодействие с электро¬нами атомов этого вещества. Гамма-квант передает всю свою энергию и полностью поглощается, а электрон выбрасывается за пределы атома. При фотоэффекте гамма-квант может выбить связанные электроны, энергия связи Е_i которых меньше энергии самого гамма-кванта Е_γ. Такой процесс вырывания электрона из атома фотоном называется фотоэффектом, а вырываемые электроны — фотоэлектронами. Атом, по­терявший электрон, оказывается в возбужденном состоянии. Освободившийся уровень энергии в атоме заполняется одним из наружных электронов, при этом испускается квант характе­ристического (рентгеновского) излучения, т. е. фотоэффект сопровождается характеристическим излучением.

Комптоновский эффект. Комптоновское взаимодействие (поглощение и рассеяние) характерно для гамма-квантов всех энергий, свойственных гамма-излучению естественных радиоактивных элементов, и для большей части природных поглотителей при E_γ = 0,2:3,0 МэВ является основным механизмом взаимодействия гамма-квантов с веществом.

Комптоновское взаимодействие происходит на электронах при энергиях гамма-квантов, значительно превышающих энергию связи электронов на электронных орбитах. При этом гамма-квант вступает во взаимодействие со свободными или слабосвязанным электроном и в результате неупругого соударения с электроном передает последнему часть своей энергии и импульса, а сам изменяет свое направление, приобретает энергию. Электрон выбрасывается из атома под углом к направлению падающего гамма-кванта. С увеличением энергии гамма-квантов угол их отклонения от первоначального направления при комптоновском взаимодействии закономерно уменьшается.

Образование электронно-позитронных пар. С увеличением энергии гамма-квантов быстро уменьшается фотоэлектрическое поглощение, несколько медленнее — комптоновское взаимодей­ствие. При энергии 1,02 МэВ и больше образуются пары частиц (электрон — позитрон). Электронно-позитронные пары образуются при взаимодействии гамма-квантов с гравита­ционным полем ядра за счет поглощения энергии гамма-кван­тов.

Электрон и позитрон вылетают из атома химического эле­мента под некоторыми углами направлению гамма- кванта, при больших энергиях — почти в на­правлении распространения падающих гамма-квантов.

+Таким образом, при взаимодействии гамма-квантов с веще­ством часть энергии первичного гамма-излучения поглощается при образовании электронов отдачи, фотоэлектронов и пар электрон — позитрон, а часть сохраняется в виде энергии рас­сеянного гамма-излучения. Ионизация на пути распространения гамма-излучения происходит в основном за счет вторичных электронов, возникающих при взаимодействии гамма-излучения с веществом.

При прохождении гамма-квантов в горной породе наиболее вероятна следующая трансформация энергии: многократное комптоновское рассеяние до 0,1—0,05 МэВ с передачей атом­ным электронам, затем поглощение гамма-кванта при фотоэф­фекте.

 

Метод потенциалов вызванной поляризации.

В методе потенциалов вызванной поляризации (ВП) используют свойства горных пород поляризоваться при протекании через них постоянного поляризующего тока. В горных породах после выключения поляризующего тока в течение некоторого времени наблюдается убывающее электрическое поле, известное под названием поля вызванных потенциалов.

Природа вызванных потенциалов недостаточно изучена. Однако большинство исследователей находят, что в горных породах, обладающих ионной проводимостью (практически все осадочные породы), вызванные потенциалы возникают за счет электрокинетических явлений, происходящих на границе электролит-непроводящая среда под воздействием электрического поля. Некоторые исследователи считают, что возникновение поля связано с деформацией двойного электрического слоя на поверхности минеральных частиц под воздействием поляризующего тока, другие — с образованием микроскопических концентрационных элементов за счет изменения чисел переноса ионов в капиллярах разных сечений.

 

Список литературы

1. Стрельченко В. В. Геофизические исследования скважин: Учебник для ВУЗов, -М.: ООО « Недра — Бизнессцентр». 2008. 551с.
2. Сковородников И.Г., Геофизические исследования скважин, УГГУ, Екатеринбург, 2005.
3. Геофизика: учебник / Под ред. В. К. Хмелевского. М.: КДУ, 2007. 320 с.
4. Латышева М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. Учебное пособие. 2007, 327 с.
5. Золоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Комплексная интерпретация геофизических данных с целью оценки параметров коллекторов. Учебное пособие 2009, 148 с.
6. Золоева Г.М., Петров Л.М., Хохлова М.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Учебное пособие 2009, 180 с.
7. Г.М. Золоева, С.Б. Денисов, С.И. Билибин. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. Учебное пособие. 2-е изд., доп. и перераб. 2008. 212 с.
8. Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко. Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин. М.: Издательский Центр РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2011.
9. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов. Под ред. д.г.-м.н. В.М. Добрынина, к.т.н. Лазуткиной Н.Е. М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 400 с.
10. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учебник для вузов/Под ред. Каруса Е.В. М.: Недра, 1990. 398 с.;
11. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1987. 315 с.; Дахнов В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин: Учебник для вузов.М.: Недра, 1982, 448 с.
12. Геофизические исследования скважин (справочник мастера по промысловой геофизике). Под редакцией: проф. В.Г.Мартынова, доц. Н.Е.Лазуткиной, доц. М.С.Хохловой. Москва-Вологда: Издательство «Инфра-Инженерия», 2009, 960 стр., ил. 243, табл.96.