Исследования скважин и пластов
Статья: Исследования скважин и пластов
pп). Двухслойные расчетные кривые БКЗ сгруппированы в палетки, обозначаемые БКЗ-1А (при pп>pс) и БКЗ-1Б (при pп
pс (по Л.М.Альпину) Кривые палеток БКЗ-1 в своей правой части асимптотически приближаются к значениям удельного сопротивления пласта. Изображенная на палетках кривая А характеризует геометрическое место точек пересечения кривых БКЗ с их правыми асимптотами, кривая В- геометрическое место точек (максимумов и минимумов) кривых. Двухслойные кривые БКЗ обозначают одним относительным параметром pп/pс, который называется модулем кривой БКЗ и есть ее шифр. Литологически такие пласты представлены: плотными глинистыми известняками, гидрохимическими осадками, глинами, весьма плотными песчаниками, плотными метаморфическими породами и т.п. Довольно часто двухслойные кривые наблюдаются в нефтенасыщенных коллекторах, когда удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора, нефти и пластовой воды в зоне проникновения близко к удельному сопротивлению смеси нефти и пластовой воды в незатронутой проникновением раствора части пласта. Интерпретацию кривых проводят с помощью двухслойных палеток бокового каротажного зондирования. к=c к/c п/c=0,5 0,5 0,25 0,2 dc 0,1 O 0,05 п 0,1 c 0,025 AO=dc A 0,05 0,02 0,01 0,01 O 0,005 0,003 0,1 0,2 0,5 1 2 A 5 B 10 20 AO/dc . Рис. 3.15. Палетка БКЗ-1Б для градиент-зондов при pп< pс (по Л.М.Альпину) Трехслойные кривые БКЗ рассчитаны для случая проникновения промывочной жидкости в пласт. При этом в примыкающей к скважине части пласта образуется зона проникновения (ЗП), условно принимаемая за цилиндрическую, диаметром D и удельным сопротивлением pзп с промежуточным значением между pс и неизмененной части пласта pп. Трехслойные кривые БКЗ определяются пятью параметрами pп,pзп, pс, D и dс. Но в связи с тем, что кривые БКЗ строятся в двойном логарифмическом масштабе, их форма и положение на палетках зависят от трех относительных параметров pзп/pс, D/dс и pп/pс. При проникновении фильтра промывочной жидкости в пласт возможны два случая: снижение удельного сопротивления (понижающее проникновение) и, наоборот, увеличение его сопротивления (повышающее проникновение). Рис. 3.16. Палетка БКЗ-4/20 для градиент-зондов (по Л.М.Альпину) Принадлежность кривой БКЗ к повышающему либо понижающему проникновению промывочной жидкости определяется величиной pп/pзп. Если pп/pзп<1, то наблюдается повышающее проникновение, при pп/pзп>1- понижающее. Обычно на одну и ту же палетку наносят кривые, соответствующие повышающему и понижающему проникновению фильтрата промывочной жидкости (рис. 3.16). Каждая кривая на трехслойной палетке БКЗ изображает зависимость pк/pс от относительного размера зонда L3/dс при заданных параметрах D/dс, pзп/pс и pп/pс, из которых первые два отражают шифр палетки, а третий – шифр кривой. Например, палетка БКЗ с шифром 4/20 означает, что на ней представлен набор кривых зависимости pк/pс от L3/dс при D/dс=4 и pзп/pс =20 (см. рис. 3.16). При повышающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в пласт удовлетворяется условие pс
pп, при понижающем pс
pп. В связи с небольшими размерами зондов метод микрозондов имеет малую глубину исследования. Например, при изучении пород-коллекторов практически определяют удельное сопротивление части пласта, видоизмененной проникновением фильтрата бурового раствора. Поэтому по данным микрозондов нельзя получить представление об удельном сопротивлении коллекторов за зоной проникновения, а следовательно, и о характере насыщенности пласта (нефть, газ, вода). Рис. 3.18. Пример использования кривых микрозондов в комплексе с другими диаграммами: 1-песчаник; 2- глина песчаная; 3 – песчаник глинистый; 4- песчаник газонасыщенный; 5 – граница газвода; 6 – газонасыщенная часть пласта; 7 – водонасыщенная часть пласта К недостаткам метода кажущихся сопротивлений следует отнести невозможность получения надежных результатов при исследовании скважин, заполненных очень соленым буровым раствором (за исключением микрозондирования), а также невозможность использования метода при изучении скважин, заполненных нефтью или раствором на нефтяной основе. 3.1.8. Боковой каротаж Под боковым каротажем (БК) понимают каротаж сопротивления зондами с экранными электродами и фокусировкой тока. Он является разновидностью каротажа по методу сопротивления с использованием зондов, в которых электрическое поле является управляемым. 3.1.8.1. Основные зонды бокового каротажа Различают боковой каротаж, выполняемый многоэлектродными (семь, девять электродов) и трехэлектродными зондами (рис.3.19). Рис. 3.19. Общий вид скважинного резистивиметра: 1-стакан из изоляционного материала; 2- электродные кольца; 3- кожух; 4- верхняя головка; 5нижняя головка; 6- свечи, А, М, N – электроды Семиэлектродный зонд (рис. 3.20) состоит из центрального электрода А0, двух пар измерительных М1, М2, N1, N2 и одной пары токовых экранных электродов А1 и А2. Результат измерений зондом бокового каротажа относят к точке А0. За длину L3 принимают расстояние между серединами интервалов М1N1 и М2N2 (точками О1 и О2). Расстояние между экранирующими электродами А1, А2 называют общим размером зонда Lобщ. Кроме того, для характеристики зонда введено понятие параметр фокусировки q = (Lобщ - L3)/ L3. Размещение электродов в семиэлектродном зонде выражается следующей записью: А00.2М10.2N1 1.1А1, что соответствует Lобщ=3 м, L3=0.6 м, q=4. Рис. 3.20. Схемы зондов бокового каротажа: а – семиэлектродный (БК-7); б- девятиэлектродный псевдобоковой (ПБК); в- трехэлектродный (БК3) Девятиэлектродный зонд псевдобокового каротажа (ПБК) обладает малой глубинностью исследования и применяется для изучения зоны пласта, прилегающей к скважине (рис.3.20,б). Размещение электродов в зонде псевдобокового каротажа можно представить следующей записью: А00.2М10.2N1 0.2А10.9 В1, что соответствует Lобщ=1.2 м, L3=0.6 м, q=1. Трехэлектродный зонд (БК-3) состоит из трех электродов удлиненной формы (см. рис.3.20,в). Зонд аппаратуры АБКТ характеризуется следующими данными: длиной А0=0.15 м, Lобщ=3.2 м, d3=0.07 м, ширина изоляционного промежутка 0.03 м. Аппаратура АБКТ, применяемая при геофизических исследованиях скважин, является комплексной и помимо трехэлектродного БК дает возможность проводить обычный электрический каротаж комплектом зондов БКЗ. Весь комплекс измерений состоит из пяти циклов (спуско-подъемов прибора в интервале исследований), из которых три необходимы для измерения тремя группами зондов БКЗ, один для измерения зондом БК-3 и один – для записи кривой ПС. Область применения метода: детальное расчленение разрезов скважин по величинам кажущегося и удельного сопротивлений пластов; а также при изучении пластов средней и малой мощности, в случаях значительной дифференцированности разреза по сопротивлению и больших значений pп/pс, когда пласты, вскрываемые скважиной, имеют высокое сопротивление, а также при высокоминерализованной скважинной жидкости. 3.1.8.2. Боковой микрокаротаж Под боковым микрокаротажем (МБК) понимают микрокаротаж зондами с фокусировкой тока. На практике применяют четырехэлектродный, двухэлектродный и трехэлектродный боковые микрозонды. Наиболее распространенный четырехэлектродный боковой микро-зонд. Рис.3.21.Схема четырехэлектродного бокового микрозонда: 1 – башмак из изоляционного материала; 2 – глинистая корка; 3 – проницаемый пласт с межзерновой пористостью Малые расстояния между электродами в боковом микрозонде обуславливают небольшую глубину исследования. Однако благодаря наличию экранного электрода Аэ ток из электрода А0 распространяется по пласту вблизи скважины пучком, практически перпендикулярным к ее стенке. Вследствие этого заметно уменьшается влияние глинистой корки и пленки промывочной жидкости между башмаком и стенкой скважины. Интерпретация диаграмм бокового микрокаротажа заключается в оценке удельного сопротивления промытой части пласта pпп. В карбонатном разрезе по характеру дифференцированности кривой сопротивления pк БМК различают плотные и трещиноватокавернозные породы (против трещиновато-кавернозных пород кривая pк БКЗ характеризуется резкой дифференцированностью). Данные бокового микрокаротажа измеряют значения удельных сопротивлений пород в зоне их непосредственного прилегания к стенке скважины. На показания МБК в отличие от обычных микрозондов влияние высокопроводящей промывочной жидкости сказывается мало, поэтому этот метод получил широкое применение при исследовании скважин, пробуренных на высокоминерализованной промывочной жидкости. 3.1.9. Индукционный метод Индукционный каротаж (ИК) является электромагнитным методом, основанным на измерении кажущейся удельной электрической проводимости горных пород. Индукционный каротаж отличается от каротажа обычными зондами и бокового тем, что применим не только в скважинах, заполненных промывочной жидкостью (проводящий ток), но и в скважинах с непроводящей жидкостью (нефтью или промывочной жидкостью, приготовленной на нефтяной основе), воздухом или газом. Принципиальная схема индукционного метода включает в себя скважинный снаряд и регистрирующий прибор. Скважинный снаряд-зонд состоит из двух катушек, обладающих большой индуктивностью, высокочастотного генератора и усилителя. Форма кривой и определение границ пластов при ИК зависят от характера токовых линий, образующих вокруг оси скважины замкнутые окружности, располагающиеся в плоскости, перпендикулярной к оси прибора. В пластах со слабым наклоном относительно оси скважины токовые линии проходят в одной среде, пересекая границ пластов различного сопротивления. Характерными (существенными) значениями кривой индукционного каротажа, записанной против пласта конечной мощности, являются показания против середины пласта. Влияние скважины на показания ИК в общем случае зависит от d с, pс и отношениям pп/pс. В случае высокоминерализованной ПЖ (pс<1 Омм) и достаточно высокого удельного сопротивления пород (pп/pс>20) влияние скважины становится заметным и учитывается при интерпретации диаграмм ИК с помощью специальных палеток. Так как среда, окружающая прибор, неоднородна (прослои пород разного сопротивления, промывочная жидкость с сопротивлением, отличающимся от сопротивления окружающей среды, наличие зоны проникновения), то замеренная величина электропроводности характеризует кажущуюся проводимость σк, аналогично кажущемуся удельному сопротивлению pк. В результате измерений величину сигнала Ес определяют следующим образом: σк=1/ pк=Ес/Кс (3.2) Величина коэффициента Кс выбирается с таким расчетом, чтобы в однородной среде σк соответствовала σп. Удельная электрическая проводимость выражается в сименсах на метр (См/м). Сименс – проводимость проводника, имеющего сопротивление 1 Ом. Влияние зоны проникновения на результаты индукционного каротажа невелико при повышающем проникновении. Понижающее проникновение оказывает значительное влияние, начиная уже с проникновения промывочной жидкости на глубину, превышающую три диаметра скважины (D>3dс). С увеличением отношения части пласта (pп/pзп) зависимость от понижающего проникновения увеличивается. Влияние скважины и зоны проникновения увеличивается во всех случаях с повышением сопротивления пород, слагающих разрез. Это обусловлено характером распределения силовых линий тока при индукционном каротаже. Область применения метода: расчленение разрезов скважин, в том числе сухих и заполненных не проводящим электрический ток раствором; изучение электропроводности горных пород в разрезах скважин; выделение рудных включений. 3.1.10. ВИКИЗ Метод высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) предназначен для исследования электрических свойств горных пород в скважинах, бурящихся на нефть и газ. Содержит пять индукционных геометрически подобных зондов (3Ф0.5, 3Ф0.7, 3Ф1, 3Ф1.4, 3Ф2). Оценка значений удельного сопротивления пластов-коллекторов и зон проникновения выполняется в программе МФС ВИКИЗ. Некоторые вопросы геологической интерпретации данных могут решаться на основе визуального анализа диаграмм ВИКИЗ и ПС. В комплексе с радиоактивными методами достоверность выводов возрастает. Все пять измерений ВИКИЗ располагаются на одном поле каротажных диаграмм. Отметим основные изменения вида каротажных диаграмм, обусловленные использованием различных масштабных шкал. Линейная шкала разностей фаз. В этом случае каротажные диаграммы прямо отображают измерения. Чем выше электропроводность среды, тем сильнее изменяются диаграммы. Так, низкоомные отложения (глины, насыщенные солеными водами коллекторы и т.п.) легко распознаются за счет больших значений разности фаз, соответствующих этим интервалам. Логарифмическая шкала кажущихся сопротивлений. Логарифмическая шкала «сжимает» диаграммы кажущихся сопротивлений в диапазоне малых значений (до 10 Омм) и «растягивает» в интервале больших удельных сопротивлений. Это приводит к хорошему визуальному выделению пластов высокого сопротивления. Линейная шкала кажущихся сопротивлений. Такая трансформация приводит к сильным изменениям вида диаграмм: кривые сжаты в самом информативном для индукционных методов каротажа низкоомном диапазоне. Такой способ представления данных снижает визуальное разрешение в породах с низкими удельными сопротивлениями (песчанистые глины, алевролиты и т.п.). В то же время высокоомные интервалы хорошо дифференцируются по сопротивлению. 3.1.10.1. Литологическое расчленение разреза Данные для зондов высокого вертикального разрешения – микробокового каротажа (МБК), ВИКИЗ-0.5 м и потенциал-зонда (0.5 м), приведены на рис.3.22. Отмечается хорошая дифференциация диаграммы ВИКИЗ в интервалах низких сопротивлений (менее 4-5 Омм). Тонкая слоистость выделяется коротким зондом с достаточно высокой детальностью, уступая только зонду МБК. При этом их кажущиеся сопротивления различаются, поскольку короткий зонд значительно сильнее исключает влияние скважины, чем МБК. Анализ диаграмм ВИКИЗ-0.7 м, бокового каротажа (БК-3) и потенциал-зонда (см. рис. 3.22.б) показывает их высокую корреляцию при расчленении разреза. Отличительной чертой зонда 0.7 м является хорошее вертикальное разрешение в интервалах относительно низкого удельного сопротивления. Отметим более высокое разрешение электромагнитных зондов по сравнению с потенциал-зондом при выделении пластов с малыми и средними значениями УЭС. Границы пластов, выделенных по диаграммам ВИКИЗ, находятся в полном соответствии с данными БК. Сравнение диаграмм стандартного индукционного зонда, широко применяемого при исследовании эксплуатационных скважин, с длинным зондом ВИКИЗ показано на рис. 3.22. Для зонда характерна более высокая детальность расчленения разреза. Значения их кажущихся удельных сопротивлений различаются, но для зонда ВИКИЗ значения pк ближе к истинным УЭС пластов. На рис. 3.22.г приведены диаграммы ВИКИЗ и ПС, на этих интервалах выделяются нефтенасыщенные коллекторы. Литологическое расчленение терригенных разрезов на качественном уровне становится более достоверным, если диаграммы ВИКИЗ и ПС дополнены данными радиоактивных методов – НКТ и ГК. Достоверность литологического расчленения по диаграммам ВИКИЗ подтверждается высокой степенью корреляции между данными различных методов каротажа. Рис. 3.22. Сравнение электрических и электромагнитных методов каротажа по скважине № 102 Сургутского свода в интервале глубин 1955.0-2000 м: А-1-ВИКИЗ (0.5 м), верхняя шкала; 2-боковой микрозонд; 3-потенциал-зонд (АМ=0.5 м), нижняя шкала; б-1-ВИКИЗ (0.7 м), верхняя шкала; 2-боковой зонд; 3-потенциал-зонд (АМ=0.5 м), нижняя шкала; в-1-ВИКИЗ (2.0 м), верхняя шкала; 2-индукционный зонд, нижняя шкала;г-1-5-зонды ВИКИЗ (0.5, 0.7, 1.0, 1.4, 2.0 м соответственно);6-ПС 3.1.10.2. Выделение коллекторов и оценка типа насыщения Совмещенные диаграммы ВИКИЗ (см. рис. 3.22. г) дают наглядное представление о возможности выделения коллекторов по радиальному изменению удельных сопротивлений. При этом диаграмма ПС является источником важной дополнительной информацией для качественной интерпретации разреза. Существенные изменения значений pк с последовательным уменьшением от короткого зонда к длинному являются характерным признаком водонасыщенных коллекторов (соленость пластовых вод превышает соленость фильтрата). Водоносный пласт (верхняя часть диаграмм, выше 1960 м) выделяется значительным расхождением кажущихся сопротивлений зондов – от 15 до 30 Омм. При этом УЭС глинистых неоднородных отложений в его подошве изменяются от 2.2 до 4.4 Омм. Нефтеносные пласты-коллекторы (средняя часть диаграмм) отмечаются меньшим расхождением кривых и повышенными значениями pк . В кровельной части верхнего нефтяного пласта (1968-1973 м) выделена окаймляющая зона, положение которой по глубине определяется инверсией кривых зондирований. Ниже точки, где появляется инверсия (1970.8 м), экстремальное значение pк =4.8 Омм, что свидетельствует об увеличении количества воды в коллекторе. Этот пласт с большим содержанием воды характеризуется вертикальной литологической неоднородностью по данным малого зонда и кривой ПС. В таблице приведены кажущиеся удельные сопротивления в пластах-коллекторах по данным зондирования для рассмотренных на рис.3.14 диаграмм. УЭС бурового раствора – 2 Омм, радиус скважины – 0.108 м. Таблица 3.2 Кажущиеся удельные сопротивления в пластах-коллекторах по данным зондирования Тип флюида Вода Нефть Нефть 0.5 м 25 20 16 Зонд 1.0 м 0.7 м 16 12 11 7.5 8.0 7.7 1.4 м 5.0 7.8 6.7 2.0 м 3.2 11 6.4 Визуальный анализ всех кривых ВИКИЗ, полученных в оптимальные сроки после вскрытия разреза, позволяет так же уверенно выделять породы-коллекторы, насыщенные соленой водой (при слабосоленом фильтрате бурового раствора). Обработка, визуализация и инверсия диаграмм ВИКИЗ выполняется в многофункциональной системе МФС ВИКИЗ-98. Система МФС ВИКИЗ-98 – программное обеспечение, в котором достигнута высокая скорость инверсии, основанная на применении эффективных алгоритмов нейросетевого моделирования. На этом уровне развития интерпретационной базы оказалось возможным перейти от индивидуальной обработки отдельных интервалов к массовой автоматической интерпретации данных, полученных на всем интервале вскрытия разреза. Достигнутые ресурсные характеристики приближают систему интерпретации МФС ВИКИЗ-98 к работе в реальном времени. 3.1.11. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации Метод основан на измерении в скважине потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС или СП). В скважине, заполненной глинистым раствором или водой, и вокруг нее самопроизвольно возникают электрические поля, названные самопроизвольной или собственной поляризацией (естественные потенциалы). Происхождение естественных потенциалов в скважине обусловлено главным образом диффузионно-адсорбционными, фильтрационными и окислительно-восстановительными процессами , возникающими на границах пластов, различающихся по своим литологическим свойствам (в основном глинистости пород), и на контакте промывочной жидкости в скважине и пластов, поры которых заполнены водой той или иной минерализации. 3.1.11.1.Диффузионно-адсорбционные потенциалы Если допустить, что электрическое поле в скважине имеет только диффузионноадсорбционное происхождение, то для случая, когда минерализация воды песчаного пласта Св больше минерализации глинистого раствора Сс или (если выразить минерализацию растворов через их сопротивления) pв
pв) (прямые ПС), и положительный знак, если глинистый раствор более минерализован, чем пластовая вода (pф
Кд). Если
Кда=Кiда, то на основании выражений (3.3) можно записать
Епс=( Кi д а –Кда)lg(pф/pв)=(Аi да-Ада) lg(pф/pв)
(3.6)
где Кда, Кiда и Ада, Аi да – коэффициенты соответственно диффузионно-адсорбционного
потенциала и активности вмещающей среды и пласта.
3.1.11.2. Фильтрационные потенциалы ПС
При фильтрации промывочной жидкости через глинистую корку возникает
электродвижущая сила, которая зависит от ряда параметров, из которых основными
являются: перепад давления по обе
стороны глинистой корки и сопротивление
продавливаемой жидкости. Глина также обладает некоторой проницаемостью, что вызывает
возникновение ЭДС фильтрации и в них. В результате эффективная фильтрация ЭДС Еф.эф
представляет собой разность между электродвижущими силами, возникающими против
глинистой корки проницаемых пластов Еф.п и контактирующих глин Еф.гл:
(3.7)
Еф.эф=Еф.п – Еф.гл
Заметное влияние на суммарное значение ПС ЭДС фильтрации Еф.эф могут оказать
лишь при слабоминерализованной промывочной жидкости, когда pф превышает 1 Омм при
значительном перепаде давления. При этом против проницаемых пластов в большинстве
случаев наблюдается увеличение отклонения отрицательной аномалии на кривой ПС.
Значение Еф.эф не зависит от диаметра пор и их длины и, следовательно, от проницаемости
породы.
Окислительно-восстановительные
потенциалы
обусловлены
различными
химическими и электрохимическими реакциями, протекающими в скважине, они возникают
в результате окислительно-восстановительных процессов, происходящих на контакте пород,
имеющих электронную проводимость, с электролитами промывочной жидкости и пластовых
вод. Такими породами являются пирит и другие сульфиды, магнети, графит, антрацит и
различные сильнометаморфизованные угли. Окислительно-восстановительные процессы
связаны с потерей электронов (окисление) или приобретением их (восстановление). В
разрезах нефтяных скважин окислительно-восстановительные ЭДС не имеют заметного
распространения и для изучения таких разрезов малоперспективны.
3.1.11.3. Измерение потенциалов ПС в скважинах
Измерение естественных потенциалов сводится к замеру разности потенциалов между
электродом М, перемещаемым по скважине, заполненной промывочной жидкостью
(глинистым раствором, водой), и электродом N, находящимся на поверхности вблизи устья
скважины (рис.3.24). Потенциал электрода N практически сохраняется постоянным, и
разность потенциалов между электродами М и N ΔUпсMN =UпсM -UпсN =UпсM – const.
Рис.3.24. Принципиальная схема измерения ПС:
1-глина; 2-песчаник; 3-регистрирующий прибор
Регистрируемая кривая естественных потенциалов ΔUпс (кривая ПС) показывает
изменение величины потенциала электрического поля у электрода М с глубиной. Точка
записи ΔUпс относится к электроду М. Разность потенциалов ПС измеряется в милливольтах
(в мВ). Обычно применяются масштабы 5, 10 и 12.5 мВ/см. Масштабы глубин
устанавливаются в соответствии с масштабом, применяемым для кривой КС, и в зависимости
от детальности регистрации равен 1:500; 1:200 и в редком случае 1:50.
Измерение кривой ПС производится обычно одновременно с записью кривой КС
стандартным градиент- или потенциал-зондом, размеры которых устанавливаются в
зависимости от геолого-геофизических условий района. Операция совместной регистрации
таких кривых получила название – стандартный электрический каротаж.
3.1.12. Метод потенциалов вызванной поляризации
Методом ВП исследуют свойства горных пород поляризоваться при протекании через
них постоянного поляризующего электрического тока. Цель интерпретации диаграмм ВП –
расчленение разреза скважин по вызванной электрохимической активности горных пород и
времени распада поля ВП. Вызванная электрохимическая активность и время распада могут
быть использованы для дифференциации песчано-глинистых пород по глинистости и
определения их проницаемости для выделения в разрезе каменных углей и сульфидных руд.
Природа вызванных потенциалов хорошо не изучена. Однако большинство
исследователей находят, что:
1)
в горных породах, обладающих ионной проводимостью (практически все
осадочные породы), вызванные потенциалы возникают за счет электрокинетических явлений,
происходящих на границе электролит - непроводящая среда под воздействием
электрического поля. Некоторые исследователи, считают, что возникновение поля связано с
деформацией двойного электрического слоя на поверхности минеральных частиц под
воздействием поляризующего тока, другие - с образованием микроскопических
концентрационных элементов за счет изменения чисел переноса ионов в капиллярах разных
сечений. Механизм этой поляризации довольно сложен, и обычно ее называют объемной
поляризацией, поскольку поляризация захватывает объем породы, обработанный
электрическим током; в горных породах, обладающих электронной проводимостью
(железные руды, некоторые сорта каменных углей), вызванная поляризация возникает в
основном за счет электродных процессов, протекающих на границе электролит - проводящая
среда;
2)
в горных породах со смешанной проводимостью возникают одновременно как
объемная, так и электродная поляризации.
3)
для измерения вызванных потенциалов обычно используют четырехэлектродный зонд (например, АО,04МО,04А5,ОВ).
Опыт показывает, что в песчано-глинистом разрезе наибольшей вызванной
активностью обладают глинистые песчаники и алевролиты. Незаглинизированные пески и
песчаники имеют низкую активность.. Чистые глины также имеют низкую вызванную
активность, обусловленную наличием в них высокоминерализованной воды. Против
известняков и доломитов наблюдаются обычно высокие потенциалы вызванной поляризации,
обусловленные значительным удельным сопротивлением этих пород.
Кривые ВП, отражая содержание глинистого материала в породе, имеют
хорошую расчленяющую способность и позволяют получить ряд дополнительных сведений
о разрезе. Последнее особенно важно в условиях относительно пресных пластовых вод, где
метод СП не дает четких результатов.
Метод потенциалов вызванной поляризации используют также для выделения углей
при изучении разрезов угольных скважин. Имеется положительный опыт использования
метода для выделения в разрезах скважин зон сульфидного оруденения.
Область применения метода: расчленение разрезов скважин; выделение коллекторов и
определение их проницаемости; выделение в разрезе каменных углей и сульфидных руд.
3.1.13. Геофизические исследования в горизонтальных скважинах
Характер и степень влияния горизонтальности скважины на результаты ГИС зависят
от физических основ метода и литологического типа разреза. Геометрия зоны проникновения
в коллекторах, вскрытых ГС, зависит от текстурно-структурных особенностей пласта и угла
встречи ствола скважины с границами пласта. Важным этапом процесса обработки
материалов ГИС в ГС является геометризация изучаемого объекта относительно ствола
скважины, результаты которой необходимы для дальнейшей геофизической и геологической
интерпретации и имеют большое практическое значение при анализе разработки объекта.
Так как результаты геофизических исследований горизонтальных скважин не несут
непосредственной информации ни о положении ствола относительно кровли и подошвы
вскрытого пласта-коллектора, ни о литологическом строении выше и ниже залегающих
пород. В горизонтальной части ствола необходимо проводить комплекс, включающий НГК,
ГК, инклинометрию, акустический каротаж. Определение pп имеет особенности по
сравнению с вертикальным стволом. Существенным фактором, определяющим различия
геофизических полей в вертикальных и горизонтальных скважинах, является специфика
строения зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пластах-коллекторах,
вскрытых ГС.
3.1.13.1. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения
Горизонтальными принято называть скважины, ствол или часть ствола которых имеют
углы наклона в вертикальной плоскости (зенитные углы) от 560 наклоннопадающих участках
и до 1100 на инверсионных. Горизонтальные скважины (ГС) делятся на собственно
горизонтальные скважины, когда наклонный и горизонтальный участки являются
продолжением обычных вертикальных скважин, и боковые горизонтальные стволы, бурение
которых ведут из стволов ранее пробуренных скважин.
Процесс получения информации из бурящейся ГС следует разделить на три фазы:
- измерения в процессе бурения с целью принятия оперативных решений и
распознавания текущей геологической ситуации;
- измерения после бурения с целью изучения физических свойств вскрытого пласта
(пористости, проницаемости, глинистости, нефтенасыщенности), его геометрии
(протяженности, мощности, наклона);
- измерения в процессе освоения и эксплуатации объекта (профиля притока,
технического состояния скважин).
Исследования в процессе бурения не обеспечивают исчерпывающей информацией,
которую необходимо иметь для полного представления о протяженности пласта, изменении
его коллекторских свойств. Полную информацию можно получить с использованием
традиционных геофизических приборов, но поскольку они не могут попасть в
горизонтальную часть скважины под собственной силой тяжести, то должны также как при
проведении «промежуточных» каротажей доставляться туда при помощи различных
технологических устройств после окончания бурения. Исследования такого рода относят к
наиболее часто встречающейся в практике получения информации второй фазе исследований
ГС. Третью фазу исследований проводят сразу же после окончания бурения в процессе
воздействия на дренированный пласт для вызова притока (смена раствора на воду, воды на
нефть и др.) на объектах с ГС, находящихся в эксплуатации. Методы ЭК и ЭМК не несут
однозначной информации о границах пластов, пересеченных ГС, вследствие их достаточной
глубинности происходит «размывание» граничного эффекта. Степень «размыва» зависит от
многих факторов: угла встречи ствола скважины и границ пласта, его удельного
электрического сопротивления, характеристик зондов и др. В условиях ГС наиболее
приоритетными при определении границ пластов и уточнения литологических особенностей
объекта являются радиоактивные методы. По результатам комплексного анализа данных
инклинометрии и ГИС можно определить пространственное положение стволов ГС
относительно границ геологического разреза.
3.1.13.2.Комплексы исследований
Комплекс ГИС, предусмотренный «Правилами геофизических исследований и работ в
нефтяных и газовых скважинах» для скважин с горизонтальным окончанием ствола,
содержит ГТИ, ПС, БК, ИК, ВИКИЗ, ГК, НК, резистивиметрию и инклинометрию. В
дополнительные исследования включены АК, ГГК-П (или ГГК-ЛП), спектрометрический ГК,
ЯМК. В вертикальных и слабонаклонных (до 560) участках ствола горизонтальных скважин
выполняют комплекс ГИС, предусмотренный для необсаженных вертикальных скважин.
3.1.13.3. Геофизические исследования горизонтальных скважин в ОАО
«Сургутнефтегаз»
Горизонтальный участок колонны длиной до 550 м за пакером оснащается
специальными фильтрами длиной 6 м на расстоянии 80- 100 м друг от друга и не
цементируется. Первые ГС в 1991-93 гг. исследовались обычным стандартным комплексом
(ПС, ИК, БК, ПЗ, БКЗ, РК). Однако информативность комплекса была низкой, поскольку в
условиях ГС, когда наблюдается радикальная анизотропия петрофизических свойств горных
пород и специфическое («каплевидное») строение зоны проникновения, меняется значимость
и информативность отдельных методов. В 1994 г. впервые в ГС было проведено
высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование - ВИКИЗ.
Оказалось, что значения ρп, полученные по данным ВИКИЗе в ГС, ниже значений ρп,
определенных по БКЗ в вертикальных скважинах (4-6 Ом*м против 7,3-8,8Ом*м). Но, тем не
менее, по данным ВИКИЗ, коллектора выделялись, и пласт дифференцировался по
насыщению. Таким образом, комплекс исследований определился и с 1995 г. включает в себя
ПС, ВИКИЗ, РК, (ГК и ННК-Т), акустическую цементометрию и инклинометрию. С 1997 г.
все инклинометрические замеры проводятся инклинометром «ИОН-1» и в непрерывном
режиме получают информацию по нескольким параметрам: зенитному углу, азимуту, углу
поворота прибора в скважине, скорости замера, регистрировать кабельные метки и муфтовые
соединения. Вся полученная информация выдается в табличном и графическом виде.
Обработка полученного геофизического материала осуществляется в рамках программного
комплекса «ВИКИЗ-СНГ». Однако ряд проблем остается пока нерешенным, а именно:
выяснение
влияния
тонкого
переслаивания
коллекторов,
оценка
параметров
макроанизотропии пластов-коллекторов и вмещающих пород; учет влияния скважины и
«каплевидной» зоны проникновения на показания коротких зондов ВИКИЗ и др. Сегодня
программный комплекс развивается и совершенствуется.
4. РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ
Геофизические методы изучения геологического разреза скважин, основанные на
измерении характеристик полей ионизирующих излучений (естественных и искусственно
вызванных), происходящих в ядрах атомов элементов, называют радиоактивным
каротажем (РК). Наиболее широкое распространение получили следующие виды
радиоактивного каротажа: гамма-каротаж, предназначенный для изучения естественного γизлучения горных пород и нейтронный каротаж, основанный на эффекте взаимодействия с
горной породой источников γ-излучения и нейтронов.
4.1. Гамма-каротаж
Измерение интенсивности естественного γ-излучения пород вдоль ствола скважины
называется гамма-каротажем (ГК). Интенсивность радиоактивного излучения пород в
скважине измеряют при помощи индикатора γ-излучения, расположенного в глубинном
приборе (рис.4.1). В качестве индикатора используют счетчики Гейгера-Мюллера,
полученная в результате замера кривая, характеризующая интенсивность γ-излучения
пластов вдоль ствола скважины, называется гамма-каротажной кривой (рис.4.2).
Рис.4.1. Схема установок радиоактивного каротажа:
а-ГК; б-ГГК; в- НГК; г- НК (НК-Н или НК-Т); д-АГК; 1-стальной экран; 2- свинцовый экран; 3парафин (или другой материал с высоким водородосодержанием); L3-длина зонда; О-точка записи
результатов измерений; I – индикатор γ-излучения; II – источник γ-излучения; III- индикатор
плотности нейтронов; IY – источник нейтронов
Рис.4.2. Пример выделения коллекторов в терригенном разрезе различными геофизическими
методами:
1-«линия глин»; 2- песчаник; 3- глина; 4- аргиллит; dн- номинальный диаметр скважины; ΔƯпс, ΔŰпс,
ΔỮпс – отклонения кривой ПС против различных пород-коллекторов (ΔŰпс – опорный пласт)
Гамма-излучение, измеряемое при гамма-каротаже, включает также и так называемое
фоновое излучение (фон). Фоновое излучение вызвано загрязнением радиоактивными
веществами материалов, из которых изготовлен глубинный прибор, и космическим
излучением. Влияние космического излучения резко снижается с глубиной и на глубине
нескольких десятков метров на результатах измерений уже не сказывается. Влияние
скважины на показания ГК проявляется в повышении интенсивности γ-излучения за счет
естественной радиоактивности колонн, промывочной жидкости и цемента и в ослаблении γизлучения горных пород вследствие поглощения γ-лучей колонной, промывочной жидкостью
и цементом. В связи с преобладающим значением второго процесса влияние скважины
сказывается главным образом в поглощении γ-лучей горных пород. Это приводит к тому, что
при выходе глубинного скважинного снаряда из жидкости наблюдается увеличение γизлучения. При переходе его из необсаженной части скважины в обсаженную отмечается
снижение интенсивности естественных γ-излучений, что вызывает смещение кривых и
уменьшение дифференцированности диаграммы.
Считается, что эффективный радиус действия установки гамма-каротажа (радиус
сферы, из которой исходит 90 % излучений, воспринимаемых индикатором) соответствует
приблизительно 30 см; излучение от более удаленных участков породы поглощается
окружающей средой, не достигнув индикатора. Увеличение dс из-за размыва стенки
скважины и образования каверн (обычно в глинистых породах) сопровождается
уменьшением показаний гамма-каротажа. Цементное кольцо в большинстве случаев также
влияет на величину регистрируемого γ-излучения, уменьшая ее.
Кривые гамма-каротажа можно зарегистрировать совместно с кривыми других
методов каротажа; радиоактивного (нейтронным каротажем, гамма-гамма-каротажем),
акустического, индукционного, бокового и др.
Прибор для регистрации ГК может быть совмещен со стреляющим перфоратором и
локатором муфт. Одновременная запись гамма-каротажа и локатора муфт позволяет
установить стреляющий перфоратор в нужном интервале с высокой точностью.
4.2. Спектрометрический гамма-каротаж
Спектрометрический гамма-каротаж (СГК) основан на измерении спектрального
состава естественного гамма-излучения горных пород с целью определения массовой
концентрации в породах урана, тория и калия. Измеряемые величины – скорости счета в
энергетических окнах в имп/мин, расчетные величины – массовые содержания в породе
урана и тория, в промилле (ррт), калия – в процентах (%). Спектрометрический гаммакаротаж СГК (ГКС) основан на изучении энергетических спектров естественного гамма
излучения горных пород. «Калиевый» канал составляет 1.3-1.6 МэВ, «урановый» -1.65-1.95
МэВ, «ториевый» - 2.4-2.8 МэВ. В результате количественно оцениваются концентрации и
содержания радиоактивных элементов (в промиле (ррm)- 40K, Th, U; в %- К). В основном
СГК применяют для детального разделения (корреляции) разрезов. Метод может быть
реализован как в необсаженных, так и обсаженных скважинах с любым заполнением ствола.
В процессе измерений для контроля качества записей, как правило, производится
дублирующий (повторный) замер.
4.3. Нейтронный каротаж (стационарные нейтронные методы)
При нейтронном каротаже изучаются характеристики нейтронного и γ-излучений,
возникающих при облучении горных пород источником нейтронов. В промышленности
применяются стационарные и импульсные нейтронные методы исследования скважин. К
стационарным относятся: нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каротаж
по тепловым (НК-Т) и надтепловым (НК-Н) нейтронам.
4.3.1. Нейтронный гамма-каротаж (НГК)
Радиоактивный каротаж основан на измерении характеристик поля γ-излучения,
возникающего под действием внешнего источника нейтронов. Общая величина γ-излучения,
регистрируемая при НГК, слагается из трех компонентов:
1)интенсивности γ-излучения Ιнгк, возникающего в результате радиационного захвата
ядрами породы;
2)γ-излучения Ιггк источника нейтронов, которое воздействует на индикатор
непосредственно или вследствие облучения стенок скважины γ-лучами, часть которых
рассеивается породой в направлении индикатора;
3)естественного γ-излучения Ιгк, обусловленного естественной радиоактивностью
породы.
При исследованиях зондами, длина которых L3 более 40 см, плотность нейтронов в
среде с большим водородосодержанием в зоне размещения индикатора мала, поскольку в
такой среде нейтроны замедляются и поглощаются в основном вблизи источника. В
результате породы с высоким водородосодержанием отмечаются на диаграммах НГК
низкими показаниями.
В малопористых породах с низким водородосодержанием плотность нейтронов вблизи
индикатора увеличивается, что вызывает повышение интенсивности показаний НГК. По
нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы большого и малого водородосодержания. К первой группе относятся: глины,
характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) и содержащие значительное
количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты), гипсы,
отличающиеся малой пористостью, а также некоторые очень пористые и проницаемые
песчаники и карбонатные породы. При измерениях большими зондами (L3≥40см) на
диаграммах эти породы отмечаются низкими показаниями. Во вторую группу пород входят плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, на диаграммах
нейтронного гамма-каротажа эти породы выделяются высокими показаниями. Против других
осадочных пород (песков, песчаников, пористых карбонатов) показания НГК зависят от их
глинистости и содержания в них водорода (насыщенности водой, нефтью и газом). Нефть и
вода содержат почти одинаковое количество водорода, поэтому нефтеносные и водоносные
пласты с малым содержанием хлора отмечаются приблизительно одинаковыми значениями
НГК. Газоносные пласты в обсаженной скважине отмечаются на кривой НГК более
высокими показаниями, чем такие же по литологии и пористости нефтенасыщенные пласты.
4.3.2. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ННК-Т) и
надтепловым нейтронам (ННК-Н)
Нейтрон-нейтронный каротаж основан на измерении характеристик полей
нейтронного излучения в горных породах при облучении их внешним источником нейтронов.
На диаграммах нейтронного каротажа по тепловым нейтронам, водородосодержащие пласты
выделяются так же как и на кривых НГК, низкими значениями, малопористые пласты – более
высокими значениями. Однако на показания ННК-Т значительное влияние оказывают
элементы, обладающие большим сечением захвата тепловых нейтронов, поэтому ННК-Т
весьма чувствителен к содержанию хлора и получаемые результаты сильно зависят от
минерализации промывочной жидкости и пластовой воды.
Показания ННК-Н практически не зависят от содержания в окружающей среде
элементов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, в том числе хлора. Они
определяются главным образом замедляющими свойствами среды - водородосодержанием.
Следовательно, показания ННК-Н более тесно связаны с содержанием водорода в породе,
чем показания НГК и ННК-Т. Методы ННК-Т и ННК-Н имеют преимущество перед НГК в
том, что их показания свободны от влияния естественного γ-излучения и γ-излучения
источников нейтронов. Длина зондов при ННК-Т и ННК-Н выбирается равной 0.4-0.5 м.
Обсадная колонна поглощает тепловые и надтепловые нейтроны, занижая данные
ННК-Т и ННК-Н: 1- поглощением колонной значительной части γ-излучений, поступающих
из породы.
4.3.3. Метод ядерно-магнитного резонанса
Метод ядерно-магнитного резонанса (ядерно-магнитный каротаж ЯМК) изучает
реакцию ядер на внешнее воздействие магнитным полем. Так как многие ядра обладают
магнитным моментом и вращаются, то они могут взаимодействовать с внешними
магнитными полями
В методе ЯМК измерение направлено на определение амплитуды сигнала и особенно
– его затухания.
Ядерно-магнитный резонанс связан с физическим принципом, заключающимся в
реакции ядер на магнитное поле. Многие из ядер обладают магнитным моментом, т.е. они
ведут себя как вращающиеся стержневые магниты. Эти вращающиеся магнитные ядра могут
взаимодействовать с внешними по отношению к ним магнитными полями и генерировать
поддающиеся измерению сигналы (рис.3.3).
Для большинства элементов обнаруживаемые сигналы слабы, однако, водород
обладает сравнительно большим магнитным моментом и присутствует в изобилии и в воде, и
углеводородах порового пространства горных пород.
Рис. 3.3. Прецессирующие протоны.
Величина амплитуды сигнала при ЯМР пропорциональна числу ядер водорода и
калибруется таким образом, чтобы определить значение пористости независимо от литологии
и без использования радиоактивных источников. Наибольший интерес вызывает величина
затухания сигнала ЯМР в течение каждого цикла измерений, называемая временем
релаксации.
Малые величины времени релаксации соответствуют связанной воде в глинах и
капиллярах. Крупные поры отождествляются с большими временами релаксации и содержат
в себе наиболее легко извлекаемые флюиды. В результате интерпретации времен релаксации
и их распределений можно получить такие петрофизические параметры как проницаемость,
динамическая (эффективная) пористость и остаточная водонасыщенность.
Для повышения качества интерпретации данные ЯМК обычно обрабатываются с
использованием информации ГИС-бурения (данных об общей пористости по ННК и ГГК,
водонасыщенности по ИК, а также данными ГК, УЭС). Метод дает высокое вертикальное
разрешение пористости даже в тонко переслаивающихся разрезах, позволяет
дифференцировать тип флюида в породе (рис.3.4.).
Рис. 3.4. Распределение пор по размерам и индекс свободных флюидов на примере карбонатов.
К недостаткам ЯМК следует отнести достаточно низкую глубинность измерений, что
практически не позволяет использовать его в обсаженных скважинах. Для разных зондов
силовые линии магнитного поля могут сходиться в породе на фиксированном от стенки
скважины расстоянии от 2,5 см до 15 см., другие зоны на показания практически не влияют
(нет влияния неровностей стенки скважины, глинистой корки и т.п.).
5.АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ
Акустический каротаж (АК) основан на изучении характеристик упругих волн
ультразвукового и звукового диапазона в горных породах. При АК в скважине возбуждаются
упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и
воспринимаются приемниками, расположенными в той же скважине. Акустические методы
основаны на измерении в скважине скоростей распространения упругих волн и
интенсивности их затухания в горных породах.
5.1. Акустический каротаж по скорости и затуханию
По типу регистрируемых акустических параметров различают акустический каротаж
по скорости и затуханию.
Акустический каротаж по скорости основан на изучении скорости распространения
упругих волн в горных породах, вскрываемых скважинами путем измерения интервального
времени:
(5.1)
Δt=(t2-t1)/S[
мкс/м],
где - (t2-t1) разность времен вступления на втором и первом приемнике, S – зонд.
Время пробега Δt упругой волны на единицу длины и ее скорость vп определяются по
разности времен вступления на втором и первом приемниках (t2-t1). Часть пути от излучателя
до приемника возбужденная волна проходит по промывочной жидкости и глинистой корке.
Эти отрезки пути одинаковы для каждого из приемников, вычитаются из времен вступления
t2 и t1, что обеспечивает исключение влияния скважины при измерениях трехэлементным
зондом. Скорость распространения упругой волны в пласте, определяемая при акустическом
каротаже, называется пластовой, или интервальной.
Акустический каротаж по затуханию основан на изучении характеристик затухания
упругих волн в породах, вскрываемых скважинами. Энергия упругой волны и амплитуда
колебаний, наблюдаемых в той или иной точке, зависят от многих факторов. Основными из
них являются: мощность излучателя, расстояние от него до данной точки и характер горных
пород. В однородной среде при распространении волны со сферическим фронтом количество
энергии, приходящейся на единицу объема, уменьшается пропорционально квадрату
расстояния от рассматриваемой точки до излучателя; амплитуда колебаний уменьшается
обратно пропорционально этому расстоянию.
На величину затухания упругих колебаний сильное влияние оказывают глинистость,
характер насыщения, трещиноватость и кавернозность пород. Скорость распространения
упругих волн v зависит от литологии (упругих свойств) минерального скелета пород, степени
их цементации, пористости и характера насыщающей жидкости, а также от разности горного
и пластового давлений.
Интенсивность затухания продольных волн особенно зависит от наличия в породах
трещин и каверн, а также от газоносности пород, увеличиваясь с повышением этих
параметров. Способность горных пород к поглощению упругих колебаний (αак) оценивается
при помощи акустического каротажа по интенсивности затухания амплитуды волны А.
Измеренное ослабление продольной волны на единицу длины связано с амплитудами
колебаний от ближнего А1 и дальнего А2 излучателей, регистрируемых приемниками
глубинного прибора. Амплитуда колебаний продольной волны, воспринимаемая
приемником, измеряется в условных единицах, например в милливольтах. В некоторых
случаях пользуются относительной амплитудой колебаний – отношением амплитуды А
регистрируемой волны к наибольшему значению амплитуды против опорного пласта Аоп, т.е.
А/Аоп. За опорный пласт принимается мощный пласт плотных пород с наибольшей
амплитудой Аоп. Ослабление и затухание упругих колебаний особенно сильно проявляется
при ультразвуковой частоте 15-35 кГц, используемой в акустическом каротаже.
Основной помехой при акустическом каротаже по затуханию является наличие
акустического сопротивления при переходе упругой волны на границах: скважинный прибор
- окружающая среда и промывочная жидкость-порода. Это сопротивление характеризуется
сильной изменчивостью и оказывает значительное влияние на величины измерений, которые
не поддаются учету. На рис.5.1 приведена фактическая кривая АК; как видно, повышение
глинистости ведет к увеличению Δt и коэффициента поглощения αак, ослаблению амплитуд
продольных головных волн.
Данные акустического каротажа в комплексе с другими геофизическими методами
дают возможность определить пористость пород, выделить зоны трещиноватости и
кавернозности в карбонатном разрезе, уточнить литологию разреза, получить сведения о
техническом состоянии скважины.
Рис. 5.1.Влияние глинистости пород на затухание упругих волн:
1 – песчаник; 2- глины; 3- песчаная глина; 4 – известняк
5.2. Волновая широкополосная акустика
Акустический метод основан на теории упругих деформаций пористых насыщенных
тел и предназначен для изучения параметров высокочастотных акустических колебаний в
стволе скважины и горных породах. Основой метода является зависимость его показаний от
упругих свойств системы «скважина-массив горных пород». В процессе акустического
воздействия в скважине и горной породе генерируются различные типы волн, отличающиеся
амплитудой, частотой и скоростью распространения. Критерием информативности является
достоверность выделения волны на фоне помех и обоснованная зависимость параметров
волны от свойств пластов, особенностей конструкции и технического состояния скважины. В
необсаженной части ствола волны распространяются в горных породах в скважинной
жидкости и по стенке скважины (на границе жидкой и твердой фаз). В породе
распространяются два типа волн:продольная Р и поперечная S. В продольной волне частицы
колеблются в направлении распрастранения волны, в поперечной — перпендикулярно ему.
Вдоль стенки скважины распространяется так называемая волна Лэмба-Стоунгли L. Скорости
распространения названных волн связаны соотношением: Vp>Vs>VL. Эти же типы волн
регистрируются в стволе скважины, обсаженной зацементированной обсадной колонной. В
незацементированных интервалах дополнительно регистрируется волна Лэмба по обсадной
колонне. Она идентифицируется достаточно легко, поскольку ее скорость существенно выше,
чем у остальных типов волн. Современная универсальная аппаратура для акустических
исследований является многоэлементной. Она работает в широком диапазоне частот
акустических сигналов — от n10 2 до n10 6 Гц и позволяет одновременно исследовать
широкий спектр акустических сигналов и надежно выделять все информативные типы волн.
Результаты исследований волнового акустического метода (ВАК) представляют в виде
диаграмм интервальных времен, амплитуд и коэффициентов затухания продольных волн,
амплитуд и коэффициентов затухания поперечных волн, а также фазокорреляционных
диаграмм (ФКД) и волновых картин.
При этом решаются следующие задачи:
- литологическое расчленение и расчет упругих свойств пород;
- выделение коллекторов со сложной структурой порового пространства со вторичной
(межзерново-трещинной, кавернозно-трещинной и межзерново-трещинно-кавернозной)
пористостью;
- определение коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинной и кавернозной)
пористости коллекторов;
- выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах;
- оценка преимущественной ориентировки трещин (в том числе искусственно
созданных при гидроразрыве пласта);
- оценка характера насыщенности коллекторов.
Физической
предпосылкой
использования
метода
ВАК
для
оценки
нефтенасыщенности является существенное различие в сжимаемостях основных компонент
коллекторов: минеральной твердой фазы и насыщающих поровое пространство флюидов
(вода, нефть, газ). При комплексной обработке данных ВАК и ГИС в число решаемых задач
входит:
1) оценка коэффициентов текущей нефтенасыщенности, положения ВНК и ГЖК,
2) оценка общей, динамической, трещинной и кавернозной пористости, а также
проницаемости,
3) определение упругих свойств породы (сжимаемости, модуля Юнга, коэффициента
Пуассона),
4) выявление зазоров между колонной и цементным камнем,
5)оценка гидродинамической сообщаемости продуктивных пластов со скважиной в
интервале перфорации.
Основным результатом измерений ВАК является ФКД, по которой определяют
интервальные времена для продольной и поперечной волн. На основе этих параметров
рассчитывают так называемый индекс динамической сжимаемости (ИДС), который
определяет соотношение сжимаемостей твердой фазы и флюида в порах. При расчетах
используется информация о пористости, плотности и глинистости отложений.
6. ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ
Включает непрерывное определение содержания горючих газов в промывочной
жидкости и компонентного состава углеводородов от С1 до С6, кроме того, производится
газовый анализ керна и шлама. Газовый каротаж решает следующие задачи: выделение зон
аномально высоких пластовых давлений (АВПД); выделение пластов-коллекторов; расчет
приведенных газопоказаний; расчет флюидных коэффициентов; определение характера
насыщения пластов-коллекторов.
Для выявления характера насыщения испытуемого пласта используется соотношение
различных компонентов полученного газа между собой, различное для попутного газа, газа в
кровле нефтенасыщенного пласта и вблизи ВНК, в газовых шапках, чисто газовых залежах и
водорастворенного газа. Наиболее информативными являются такие газовые коэффициенты,
как С1/С2+в, С2/С3, н-С4/и-С4, но только совместное использование нескольких газовых
коэффициентов позволяет более однозначно определить тип залежи и характер насыщения.
Метод газометрии является прямым методом обнаружения в разрезе скважин
газоносных и нефтеносных пластов. Основными процессами при проведении
газотермических исследований являются: извлечение газа из раствора (дегазация),
приготовление газовоздушной рабочей смеси, определение содержания в этой смеси
горючих газов (анализ газовоздушной смеси) и установление глубин, к которым относятся
результаты анализа.
Приготовление рабочей газовоздушной смеси осуществляется в линии
газовоздушного потока и заключается в ее очищении от механических примесей и брызг, а
при необходимости - от присутствия неуглеводородных горючих газов.
Для более детального компонентного анализа углеводородных газов применяют
хроматографические анализаторы.
Результаты анализа газовоздушной смеси относятся не к глубине забоя скважины в
момент их отсчета, а к той глубине, которую скважина имела при разбуривании пород,
выделивших исследуемую порцию газа.
Результаты газометрических исследований представляют в виде кривых изменения по
разрезу скважины суммарного содержания углеводородных газов, а также в виде кривой
изменения содержания тяжелых углеводородных газов.
Обычно одновременно с кривыми газометрии скважины регистрируется кривая
скорости проходки. На кривых газометрии против нефтегазоносных пластов выделяются
резко выраженные аномалии повышенного содержания газов. Против газоносных пластов
величина аномалий на кривой содержания тяжелых газов заметно меньше, чем против
нефтеносных. Последнее связано с тем, что при вскрытии газоносных пластов в буровом
растворе наблюдается увеличение содержания углеводородов преимущественно легких
фракций.
Из горючих газов неуглеводородного характера наибольшие погрешности в данные
газометрии вносит сероводород. Для исключения его влияния газовоздушную смесь перед
газоанализатором пропускают через щелочной поглотитель. Область применения метода выделение в разрезе скважин газоносных и нефтеносных горизонтов.
6.1. Механический каротаж
Сущность метода сводится к регистрации продолжительности проходки скважины времени , затрачиваемого на бурение одного метра породы.
Продолжительность проходки зависит от крепости горных пород, увеличиваясь с
повышением последней, и меняется в достаточно широких пределах:
Крепость пород уменьшается от изверженных к метаморфическим, затем к осадочным,
конгломератам, песчаникам до глинистых сланцев и песков. Рыхлые породы - пески,
песчаники, глины - отмечаются на кривых продолжительности проходки минимальными
значениями . С увеличением крепости пород величина возрастает.
Величина определяется посредством хронометража времени, затрачиваемого на
бурение определенного участка скважины. При хронометраже скорости бурения обязательно
фиксируются: скорость вращения инструмента n, давление на забое Р - время смены долота;
время, затрачиваемое на спуско-подъемные операции, при хронометраже опускается.
Достоинством метода является возможность его применения непосредственно в
процессе бурения; исследования обычно проводятся одновременно с газометрическими.
Основным недостатком метода является трудность учета технологии бурения.
Область применения метода - расчленение разрезов скважин по крепости пород,
выделение рыхлых высокопористых пород в карбонатном разрезе.
7. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГИС
Материалы ГИС используются для расчленения и корреляции разрезов,
определения литологического состава и стратиграфической принадлежности
пород, выделения и подсчета запасов полезных ископаемых, оценки
технического состояния скважин и контроля за испытаниями объектов
(Инструкция, 2001). Для решения перечисленных задач используют материалы
всех видов ГИС. При проведении комплексной интерпретации материалов ГИС
привлекаются данные керна, шлама, образцов, отобранных стреляющими
грунтоносами и сверлящими керноотборниками на кабеле, опробований и
испытаний пластов и наблюдений за процессом бурения, геологогеофизические материалы по другим скважинам как данной площади, так и
нефтегазового района в целом.
По характеру и содержанию решаемых геологических задач интерпретация
материалов ГИС подразделяется на оперативную и сводную (площадную).
7.1. Оперативная интерпретация данных ГИС
Оперативная интерпретация данных ГИС проводится на всех стадиях разведки
месторождения по материалам каждой пробуренной скважины. Главной целью оперативной
интерпретации является выделение в разрезе коллекторов и их оценка. Для этого решаются
следующие задачи: - расчленение разреза скважины; - изучение насыщенности разреза; оценка емкостных свойств, характеристик пород и типа коллекторов в перспективных и
продуктивных интервалах разреза; - оценка эксплуатационных характеристик продуктивных
пластов.
Решение задач, стоящих перед этим видом интерпретации, осуществляется в
несколько этапов: контроль качества материалов ГИС; определение по данным ГИС
физических свойств пород (п и т.д.) по действующим методикам и палеткам; выделение
коллекторов; определение коллекторских свойств пород (Кгл, Кп, Кпр, Кнг).
При исследовании поисковых скважин количественные определения коллекторских
свойств могут не определяться, поскольку при оперативной интерпретации задачи,
связанные с оценкой емкостных характеристик пород и типа коллекторов, самостоятельного
значения не имеют, они являются второстепенными, способствующими достижению главной
цели – выделению продуктивных пластов.
В оперативном заключении по скважине, кроме сведений о полноте и качестве
выполненных геофизических исследований, указываются интервалы залегания пластов со
следующими градациями:
- уверенно водонасыщенные коллекторы;
- продуктивные пласты с однозначной характеристикой, включая оценку фазового
состояния углеводородов в них (нефть, газ);
- коллекторы со смешанным характером насыщенности;
- пласты с неясной коллекторской характеристикой.
При наличии в разрезе нескольких перспективных интервалов по результатам
детальных исследований каждого интервала составляется предварительное оперативное
заключение, в котором оценивается нефтегазоносность вскрытых коллекторов и даются
рекомендации на проведение дополнительных работ в скважине с указанием их цели.
Рекомендации на испытание в предварительном заключении не даются.
7.2. Сводная интерпретация ГИС
Сводная интерпретация материалов ГИС выполняется при подсчете запасов
месторождений полезных ископаемых в соответствии с требованиями инструктивных
материалов ГКЗ. Этот вид интерпретации состоит в подготовке по отдельным пластам
месторождения (объект) обобщенного (сводного) заключения, включающего оценку
геометрических параметров и коллекторских свойств пластов и исходные данные для
подсчета запасов нефти и газа и проектирования разработки месторождения. Этот раздел «Геофизические исследования скважин, методика и результаты интерпретации полученных
данных» - содержит следующую информацию:
1. Объем проведенных ГИС.
2. Методику интерпретации полученных диаграмм: принципы и критерии,
положенные в основу выделения реперов, коллекторов и продуктивных пластов,
определения
эффективной
толщины
пластов,
коэффициентов
пористости,
нефтегазонасыщенности, вытеснения, глинистости и проницаемости, определения
положения разделов нефть-вода, нефть-газ и газ-вода, обоснование представительности
использования принятого метода.
3. Обоснование абсолютных отметок разделов нефть-вода, нефть-газ и газ-вода
для каждой залежи отдельно по данным геофизических исследований и опробования
скважин, принятых положений контактов.
4. Для разрабатываемых месторождений, запасы которых ранее утверждались
ГКЗ, необходимо сопоставление результатов геофизических исследований скважин в
предыдущем и новом подсчетах.
7.3. Расчленение разреза
При расчленении разреза скважин решаются следующие задачи:
- расчленение разреза на крупные стратиграфические комплексы с помощью
региональных реперов;
- выделение региональных покрышек и предполагаемых (возможных) локальных
покрышек и перемычек;
- анализ наличия коллекторов под установленными и предполагаемыми покрышками
и возможными перемычками и над покрышками;
- выделение перспективных интервалов;
- идентификация пластов в перспективном интервале;
- расчленение разреза в пределах перспективного интервала на мощные (более 1,5 м)
пласты;
- классификация выделенных пластов по литотипам;
- разделение пластов на коллекторы и неколлекторы, оценка доли пластов с неясной
характеристикой;
- определение и анализ абсолютных отметок кровли ранее обнаруженных
нефтегазоносных пластов.
Стратификация разреза осуществляется на основе корреляционной увязки
изучаемого разреза каждой скважины с помощью региональных и локальных реперов и
маркирующих поверхностей. В качестве реперов используются выдержанные по площади
пласты с четкой геофизической характеристикой, резко отличной от окружающих пород и не
претерпевающих существенных изменений от скважины к скважине. Региональными
покрышками для нефти и газа являются мощные толщи аргиллитов, а перемычками –
выдержанные по площади маломощные (не менее 2-4 м) пласты глин.
Идентификация пластов в перспективных интервалах осуществляется на основе
детальной корреляции материалов ГИС с расчлененным геолого-геофизическим разрезом
соседней изученной скважины или площади. Распознавание пластов осуществляется путем
анализа толщин пород с резко различной геофизической характеристикой. При этом
используются материалы методов ГИС, обладающих достаточной расчленяющей
способностью в конкретных условиях района (ПС, БК, ГК, НКТ).
Литологическое расчленение осадочных пород в разрезах нефтяных и газовых
скважин обычно проводят по следующей схеме.
1. По данным стандартной электрометрии (кривым КС и ПС) в разрезе исследуемой
скважины выделяют терригенные и карбонатно-хемогенные породы. Последние
характеризуются повышенными кажущимися сопротивлениями k и промежуточными,
слабо дифференцированными значениями ∆Uсп . В случае, если кривая СП отсутствует или
плохо дифференцирована, карбонатно-хемогенные разности (кроме гипсов) выделяют по
данным нейтронного гамма-метода.
2. По кривым ПС, ГК и кавернограмме терригенные разности расчленяют на
песчанистые и глинистые. Песчаникам соответствуют минимальные значения интенсивности
естественного гамма-излучения Jγ, отрицательные аномалии ∆Uсп и номинальный или
несколько уменьшенный диаметр скважины. Глинам соответствуют положительные
аномалии ∆Uсп, максимальные значения Jγ и наличие каверн. Алевролиты и глинистые
песчаники характеризуются номинальным диаметром скважины и промежуточными
значениями ∆Uсп и Jγ. С увеличением глинистости величина ∆Uсп уменьшается, а
интенсивность Jγ увеличивается.
3. Литологическое расчленение карбонатно-хемогенной толщи проводят главным
образом по данным радиометрии скважин и кавернограммам.
Расчленение карбонатной толщи на известняки и доломиты по данным промысловой
геофизики затруднительно. Решение этой задачи возможно только после предварительного
изучения геолого-геофизической характеристики исследуемого района.
7.4. Выделение коллекторов и определение их эффективной толщины
По результатам интерпретации данных ГИС все пласты разделяются на три градации
по способности по способности пород вмещать и отдавать флюиды: коллектор, неколлектор,
неопределенная порода (возможно коллектор). Коллектором считается порода, способная
вмещать пластовый флюид (газ, нефть, воду) и отдавать его при заданном перепаде давлений
в системе «скважина-пласт». К неколлекторам относят породы, которые либо не содержат
подвижных пластовых флюидов, либо при заданном перепаде давлений (депрессии) они не
могут быть извлечены из пласта.
Основным свойством коллекторов является наличие проницаемости, превышающей
граничное значение Кпр, независимо от емкостных характеристик пластов (Кп, Кнг). Для
правильного определения эффективной толщины коллекторов hэф необходимо достоверно
установить нижние пределы коллектора. Уровень методических проработок этого вопроса
постоянно совершенствуется по мере накопления новых сведений о фильтрационноемкостных свойствах продуктивных пластов. Если раньше за нижний предел условно
принималась проницаемость в 0,001 фм2, то сейчас выделяют абсолютный и кондиционный
нижние пределы. Абсолютный нижний предел характеризует свойства породы, при которых
еще возможна фильтрация однородного флюида. Относительный нижний предел
характеризует нижнее значение фазовой проницаемости по нефти. Кондиционный нижний
предел определяет экономическую целесообразность разработки месторождения. Он служит
для разделения промышленно продуктивных и непромышленно продуктивных коллекторов.
Для выделения коллекторов в разрезах скважин по материалам ГИС можно
использовать:
- прямые признаки, основанные на результатах непосредственного опробования и
гидродинамических исследований пластов приборами на кабеле (ОПК, ГДК);
- прямые качественные признаки, основанные на проникновении фильтрата в пласт
(кавернометрия, микрокаротаж, изменения сопротивлений пластов по каротажу БКЗ, БМКБК-ИК);
- косвенные количественные критерии, основанные на граничных значениях
различных геофизических параметров (и прежде всего связанных с проницаемостью).
Узловым этапом при выделении коллекторов по косвенным количественным критериям
является обоснование величин геофизических параметров, соответствующих нижнему
пределу коллектора. Граничные величины геофизических параметров устанавливаются
раздельно для газо-, нефте- и водонасыщенных пластов.
Установление косвенных количественных критериев коллектора по результатам
испытания пластов может осуществляться на завершающем этапе разведки, когда имеются
качественные опробования пластов с различными ФЕС, в том числе и неколлекторов. В
поисковых и в первых разведочных скважинах можно пользоваться критериями,
установленными для аналогичных отложений на соседних площадях. Особые затруднения
при выделении коллекторов возникают в случае их малой толщины (менее 1,5 м) и
отдельного залегания среди глинистых пород-неколлекторов. Такие тонкие пропластки
имеют четкую характеристику коллекторов по данным ГИС, но при испытании оказываются
«сухими».
Эффективная толщина пластов-коллекторов (суммарная Σhэф, нефтенасыщенная Σhэф.н,
газонасыщенная Σhэф.г) оценивается по результатам выделения коллекторов.
Эффективной толщиной (hэф) пласта-коллектора называется суммарная толщина
всех прослоев в пределах пласта, характеризующихся признаками коллекторов, то есть hэф
=hпл – hвк, где hпл – общая толщина пласта, hвк – суммарная толщина прослоев неколлекторов
в пласте. При подсчете запасов нефти и газа для каждого продуктивного разреза
обосновываются признаки и критерии коллекторов и неколлекторов. Минимальная толщина
прослоев-коллекторов, выделяемых по материалам ГИС, равна 0,4 м.
В терригенных отложениях проницаемые пласты выделяют по кривым (СП, ГК, НГК,
МК, БК, БКЗ,), и вызванных потенциалов. Проницаемым разностям соответствуют:
отрицательные аномалии ΔUсп, низкие значения Јγ, расхождение кривых микропотенциал- и
микроградиент-зондирования и низкие значения аномалий на кривых ВП. На проницаемость
пластов указывает также проникновение фильтрата бурового раствора, отмечаемое по БКЗ.
В карбонатных отложениях выделение коллекторов более сложно и зависимости от их
структурно-текстурных особенностей проводится по определенному комплексу
геофизических методов (ГК, НГК, АК, МК, БК, кавернометрия, БКЗ).
В отложениях с первичной (гранулярной) пористостью проницаемые карбонатные
разности выделяют по низким кажущимся сопротивлениям на кривых малых зондов (в том
числе микрозондов); дополнительно проницаемые высокопористые карбонатные разности
характеризуются пониженными интенсивностями естественного Ј γ и радиационного Јnγ
гамма-излучения и уменьшением диаметра скважины. На кривых СП этим разностям часто
соответствуют отрицательные аномалии
В тех случаях, когда текстурные особенности карбонатного разреза не известны,
проницаемые разности выделяют по результатам совместной интерпретации данных
электрических и радиоактивных методов с привлечением и других геофизических методов.
7.5. Петрофизическое обеспечение методик интерпретации
Связующим звеном между геологическими объектами и геофизическими методами
исследования разрезов скважин является петрофизика. Петрофизика осадочных пород
концентрируется на исследовании пористости с различными ее проявлениями, характеристик
насыщения пород флюидами и их способности пропускать флюиды через поровое
пространство, а также минералогического и гранулометрического состава пород. Эти
петрофизические характеристики по отдельности или в совокупности связаны с конкретными
физическими параметрами. К ним относят электрическую проводимость или удельное
электрическое сопротивление, адсорбционную способность, плотность, водородсодержание,
естественную радиоактивность.
Оценка емкостных характеристик пород и типа коллекторов проводится путем
количественной интерпретации данных ГИС, требующей наличия соответствующего
петрофизического обеспечения. В первых поисковых скважинах на площади, когда
необходимые петрофизические зависимости для изучаемых отложений отсутствуют,
используются зависимости для однотипных отложений по соседним площадям или
соответствующие литературные и модельные зависимости. Необходимое для интерпретации
данных ГИС петрофизическое обеспечение по изучаемым месторождениям в достаточно
полном объеме разрабатывается лишь на этапе подготовки отчета с подсчетом запасов нефти
и газа. Базирующаяся на петрофизическом обосновании количественная интерпретация
данных ГИС включает установление типов (классов) изучаемых коллекторов, выбор
физических моделей, определение для выбранных моделей совокупности петрофизических
связей между измеряемыми геофизическими параметрами и искомыми коллекторскими
свойствами. Для этого требуется определение по возможности на одних и тех же образцах
керна литологического состава пород, их емкостных и фильтрационных свойств, свойств
насыщающих флюидов и основных физических свойств, измеряемых геофизическими
методами – удельного электрического сопротивления, интервального времени
распространения упругой волны, плотности, естественной радиоактивности, диффузионноадсорбционной активности, ядерно-магнитных свойств. Специальные исследования по
измерению
фазовой
и
относительной
проницаемости,
остаточной
водои
нефтенасыщенности, минерализации пластовых вод и т.п. выполняются в меньшем объеме.
Петрофизическое обеспечение необходимо выполнять на образцах керна из первых скважин,
пробуренных на месторождении. Керн целесообразно отбирать небольшими интервалами, но
с обеспечением полного выноса. Это необходимо для сопоставления между собой значений
коллекторских свойств, измеренных на керне и найденных по материалам ГИС, контроля
достоверности выполненных определений. В зависимости от назначения петрофизические
взаимосвязи условно подразделяются на две группы. Первая группа связей объединяет
взаимосвязи между физическими величинами, измеряемыми при ГИС, и искомыми
свойствами изучаемых пород. Вторая группа связей используется для обоснования нижних
пределов коллектора.
Первая группа включает:
- зависимость относительного сопротивления от пористости пород: Рп=а[Кп] –m, а и m –
эмпирические величины, характеризующие структуру пор в зависимости от уплотнения
пород. Параметр пористости породы (Рп или относительное сопротивление) зависит от
коэффициента пористости Кп и структуры порового пространства и для неглинистой
«чистой» породы.
-зависимость коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности;
Рн= а[Кв] –n, а и n– эмпирические величины, зависящие от типа покрытия поверхности
пор пластовыми флюидами (гидрофильного или гидрофобного). Параметр насыщения (Р н)
или коэффициент увеличения сопротивления показывает, во сколько раз возросло удельное
сопротивление породы при частичном или полном насыщении ее нефтью и (или) газом.
-зависимость
относительного
увеличения
сопротивления
от
объемной
водонасыщенности Рω==п/в=ƒ(ω);
-зависимость объемной плотности от пористости δоб=ƒ(Кп);
-зависимость интервального времени от пористости ∆t=ƒ(Кп);
-зависимость естественной гамма-активности от глинистости Jгк=ƒ(Кгл).
Иногда для отложений для интрпретации данных ГИС устанавливаются и другие
статистические связи: aпс=ƒ(Кп), aпс=ƒ(Кпр), aпс=ƒ(Кгл), где в – удельное сопротивление
пластовой воды, вп – удельное сопротивление водоносного пласта, п –сопротивление пласта
по данным ГИС.
Взаимосвязи вторая группы, устанавливаются по данным массовых анализов керна.
Как правило, используются повариантные парные и трехмерные сопоставления общей,
открытой и эффективной пористости, абсолютной и эффективной проницаемости,
остаточной нефте- и водонасыщенности, объемной и относительной глинистости, объемной и
минералогической плотности и другие.
Для выбора правильной методики интерпретации материалов ГИС при выделении и
оценке коллекторов необходимо установление литотипа коллектора. Он определяется на
основе анализа всей имеющейся геолого-геофизической информации по изучаемым пластам.
В терригенных коллекторах главными характеристиками литотипа (модели) коллектора
является литологическая принадлежность и характер распределения глинистого материала в
породе (тип глинистости). Эта информация извлекается из результатов анализа керна и в
дальнейшем используется для обоснования алгоритма интерпретации данных ГИС.
7.6. Определение коэффициента пористости (Кп) коллекторов
По сообщаемости пор друг с другом различают пористость общую, открытую,
закрытую, характеризуя величину каждой из них соответственно коэффициентами К п, К п.о.,
К п.з, причем Кп=К п.о+К п.з.
В осадочных породах закрытые поры встречаются очень редко, в основном только в
плотных кристаллических известняках и доломитах, в плотных метаморфизованных
песчаниках и алевролитах с регенерационным силикатным цементом. По способности пор
принимать, содержать и отдавать свободную жидкость и газ различают пористость
эффективную и неэффективную, характеризуя содержание в породе этих пор соответственно
коэффициентами К п.эф, К п.нэф, причем К п.эф+К п.нэф=К п.о, поскольку закрытая пористость
всегда неэффективна. Наличие эффективной пористости (К п.эф>0) – это свойство породыколлектора.
Пористость полимиктовых пород может определяться как по данным отдельных видов
ГИС (НК, ГГКП, АК, ПС и др.), так и по комплексу этих методов. Большинство методик
определения пористости по данным ГИС базируется на использовании статистических
связей между коэффициентом пористости Кп и геофизическими параметрами,
определенными на керне или снятыми с соответствующей диаграммы. Длительное время в
качестве базовой методики определения Кп используется методика, основанная на
статистической зависимости апс=ƒ(Кп).
В последние годы разработано несколько новых методик определения К п по данным
ГИС, основанных как на базе петрофизических исследований керна, так и на базе строгих
математических расчетов. Определение емкостных свойств и литологии пластов по этой
методике рекомендуется проводить по материалам радиоактивного и акустического
каротажа. Определение коллекторских свойств пластов по геофизическим данным обычно
проводят по эталонным кривым зависимостей показаний геофизических методов от
рассматриваемого параметра, которые составляют для каждого района и каждого типа
горных пород отдельно. Построение таких кривых возможно двумя способами:
1)
по данным лабораторных исследований физических и коллекторских
свойств пород, отобранных из параметрических и разведочных скважин;
2)
по
результатам
статистических
сопоставлений
показаний
геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными
значениями последних.
Достоверность сведений о средних значениях параметров пласта определяют числом
исследованных образцов керна, отобранных из пласта. Принято считать, что для достаточно
однородных пластов сведения о величине средних значений его параметров достаточно
достоверны, если на 1 м разреза приходится одно или более определений. С повышением
неоднородности пласта число образцов керна должно быть увеличено. Обычно в песчаноглинистом разрезе наилучшие результаты дают электрические, а в карбонатном радиоактивные методы.
7.7. Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов
самопроизвольной поляризации
Определение Кп по диаграммам СП возможно в геологических объектах с
терригенными коллекторами, имеющими преимущественно глинистый цемент рассеянного
типа, при наличии корреляционной связи между Кп и содержанием в породе глинистого
материала. Благоприятны для определения Кп по диаграмме СП следующие условия:
- значительная общая толщина изучаемых продуктивных отложений и наличие в
разрезе каждой скважины, вскрывшей эти отложения, достаточного числа пластов с разными
пористостью и глинистостью;
- наличие в изучаемом разрезе хорошо выдержанных по площади, достаточно мощных
опорных пластов – чистого или слабоглинистого песчаника (алевролита), чистой и
слабопесчаной глины;
- постоянство минерализации и химического состава пластовых вод изучаемых
отложений.
Основа определения Кп по диаграммам СП - корреляционная связь относительной
амплитуды СП апс и Кп. Корреляционную связь получают, сопоставляя значения апс и Кп по
пластам, в которых Кп определено другим методом ГИС или по данным представительного
керна. Определение Кп по апс возможно как в продуктивных, так и в водоносных коллекторах.
Показания метода выражаются в величине амплитуды ∆Uсп отклонения кривой СП от
условной нулевой линии (обычно от линии чистых глин) или в относительных единицах а сп,
например, в отношении амплитуды ∆Uсп против исследуемого пласта к максимальной
амплитуде ∆Uспмах, наблюдаемой против чистых незаглинизированных песчаников:
αсп=∆Uсп/∆Uспмах
(7.1)
В некоторых случаях величина ∆Uсп относится к амплитуде ∆Uспоп, наблюдаемой
против выдержанного в пределах исследуемой площади опорного горизонта:
αсп=∆Uсп/∆Uспоп
(7.2)
В случае использования относительного параметра асп, необходимость введения
поправки Кр за влияние сопротивления бурового раствора отпадает. Более целесообразно
комплексирование метода СП с одним из методов определения пористости (НМ, АК) как в
терригенном, так и в карбонатном разрезе, для одновременного определения коэффициента
общей (или открытой) пористости Кп и глинистости Кгл, учитывая, что метод СП - это прежде
всего метод, позволяющий определять относительную глинистость терригенных ηгл и
относительное содержание нерастворимого остатка ηно карбонатных отложений.
7.8. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа
Основано на оценке общего водородосодержания пород (ω) с последующим учетом
влияния различных геолого-технических факторов (минерализации пластовых вод и
промывочной жидкости, толщины глинистой корки, глинистости и др.). Зависимости
Jнк=ƒ(Кп) для песчано-глинистого разреза, сложенного характерными для условий Западной
Сибири (среднее содержание кварца 45 %, полевых шпатов 55 %) полимиктовыми
песчаниками, вскрытыми скважинами диаметром dс=0,190, 0,243, 0,270, 0,295 м,
заполненными ПЖ на водной глинистой основе пригодны для определения К п неглинистых
песчано-алевритовых пластов (Кгл,4-5 % от объема пород) с содержанием углей не более 2 %
от объема пород. Основным фактором, сдерживающим использование НК для определения
Кп является сильное влияние глинистости (для расчета используют поправки за глинистость),
и с неточностью калибровки аппаратуры НК на скважине. Для устранения этих недостатков
используются различные варианты методик, основанные на использовании известных
данных о Кп в опорных пластах или приписываемых опорным пластам модальных значений
Кп, определяемых по керну.
7.9. Определение коэффициента пористости по данным
акустического метода
Все известные методики определения пористости песчано-глинистых полимиктовых
пород по данным АК предусматривают учет влияния глинистости и глубины залегания
пластов на величину ∆t. В неявной форме такой учет проводится построением для изучаемого
месторождения (или отдельного пласта) статистических зависимостей между К п и ∆t. При
этом обе величины измеряют на образцах керна в условиях, имитирующих горное и
пластовое давление и температуру, а зависимости выражают в линейной форме ∆t.=ƒ(К п).
Большой диапазон изменения глубин залегания коллекторов в разрезе скважин (от 300 до
5000 м) затрудняет создание единой петрофизической основы для интерпретации данных.
В сложных коллекторах – со сложным минеральным составом и сложной геометрией
пор – проводят комплексную интерпретацию диаграмм АК и радиометрии для решения
конкретных задач по определению пористости (НК и ГГМ).
7.10. Определение коэффициента проницаемости коллекторов
Проницаемость пород подразделяют на абсолютную, эффективную (фазовую) и
относительную. Абсолютной (физической) называется проницаемость пористой среды или
однородной жидкости при отсутствии физико-химического воздействия между жидкостью и
пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью.
Эффективной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа
или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы – жидкой или
газообразной. Относительная проницаемость равна отношению эффективной проницаемости
к абсолютной однофазной.
Проницаемость коллекторов по данным ГИС может оцениваться:
- по данным гидродинамического каротажа – эффективная проницаемость К пр.эф;
- по статистической двухмерной или трехмерной связи между коэффициентом
абсолютной проницаемости Кпр пород по керну и геофизическими параметрами;
Наиболее правильная оценка эффективной проницаемости продуктивного пласта
может быть дана на основе гидродинамических исследований в открытом стволе – ГДК,
которые дают информацию о величине пластовых давлений и эффективной проницаемости
пород в прискважинной зоне. Ввиду малой глубинности исследования этим методом (менее
10 см от стенок скважины) результаты исследования коллекторов существенно подвержены
влиянию зоны проникновения фильтрации и кольматации.
Корреляционные связи между Кпр и геофизическими параметрами апс, ∆Jгк могут
иметь место только ряд пород с рассеянной глинистостью. При определении К пр по
статистическим связям типа «геофизика-керн» можно использовать двухмерные или
трехмерные связи между апс, абсолютной проницаемостью Кпр и Кп этих же пластов по керну.
По двухмерным связям, например апс=ƒ(Кпр) оценивается проницаемость по разрезу, которая
нашла широкое применение при определении проницаемости пласта. Наиболее надежна эта
связь для коллекторов, у которых параметры апс, Кпр изменяются в основном под влиянием
глинистости. В слабоглинистых и чистых коллекторах с апс близким к 1, и высокой
проницаемостью связь между апс и Кпр практически отсутствует, поскольку параметр Кпр
таких коллекторов зависит главным образом от гранулометрического состава скелетных
зерен. Корреляционная связь между параметрами ∆J гк и Кпр характеризуется уменьшением
∆Jгк с ростом Кпр для пород, проницаемость которых контролируется глинистостью. Следует
иметь в виду, что при использовании статистических связей типа «геофизика-керн»
оценивается величина Кпр не для пластовых, а для атмосферных условий, которая может
значительно отличаться от естественной проницаемости пласта за счет экстрагирования
образцов и изменения их текстуры и структуры при отборе и подъеме керна на поверхность.
7.11. Оценка характера насыщенности пластов-коллекторов
Закон изменения водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа един:
водонасыщенность закономерно возрастает по мере приближения к полностью
водонасыщенным породам. Подвижность флюидов и характер отдачи пластов при испытании
по высоте залежи определяется многими факторами: свойствами пород и флюидов,
соотношением объемов смачивающего (воды) и несмачивающего (нефть, газ) компонентов. В
однородном коллекторе подвижность пластовых флюидов и состав притока при испытании
оцениваются по кривым относительных проницаемостей (рис.7.2).
1,0
Кпр.в
Кпр.нг
1,0
0,8
0,8
1
0,6
2
0,4
0,4
Кв.кр
0,2
0,2
Кв.св Кв*
0,6
20
Кв**
40
60
80
Кв,%
Зона
Водонасыщенность
20
40
60
80
100
Отдача
флюида
Предельно
газонасыщенная
Сухой газ,
конденсат
Переходная
газонефтяная
Предельно
нефтенасыщенная
Газ,
нефть
Кв св
нефть
Недонасыщенная
Переходная
недонефтяная
Остаточного
нефтенасыщения
Полностью
водонасыщенная
Кв
*
Кв
**
Кв=1
нефть
и вода
вода
Рис.7.2. Кривые относительной проницаемости и схема изменения и отдачи пластовых флюидов в
однородных пластах-коллекторах месторождений ЗСП.
Предельно насыщенная зона. Коэффициент водонасыщенности имеет минимальное
значение и зависит только от изменения коллекторских свойств пород. При испытании этой
зоны всегда получают безводные притоки углеводородов. В газонефтяных залежах между
зоной сухого газа и чисто нефтяной зоной имеется переходная (газонефтяная) зона. Газовая
часть, помимо сухого газа, содержит конденсат и остаточную нефть. В направлении к
нефтяной части возрастает содержание остаточной нефти, конденсата и остаточной воды. За
газонефтяной контакт (ГНК) принимается глубина, выше которой относительная
проницаемость для нефти равна нулю. Иногда выше ГНК может быть зона погребенной
нефти. Эта зона образуется при увеличении объема газовой шапки за счет изменения
термобарических условий залежи.
По относительным проницаемостям для нефти (газа) (К пр.нг) и воды (К пр.в) по высоте
залежи выделяется четыре характерных значения водонасыщенности (К.в.св., К*в, К в.кр. и
К**в):
-предельно насыщенная, где Кв=К в.св; К пр.в=0; К пр.нг=1;
-недонасыщенная, где К в.св<Кв<К**в; К пр.в=0; К пр.нг<1;
-переходная, где К*в<Кв<К**в; К пр.в<1; К пр.нг<1;
-остаточной нефтегазонасыщенности, где К**в<Кв<1; К пр.в<1; К пр.нг=0
Недосыщенная зона. В этой зоне наряду с подвижными углеводородами и связанной
водой содержится некоторое количество свободной пластовой воды. Высота
недонасыщенной зоны может быть различной и зависит от строения и условий формирования
залежи. В чистых (неглинистых) однородных коллекторах высота этой зоны в 2-3 раза
меньше, чем в глинистых и слоистых, где она может достигать 30-50 м. При соблюдении
технологии испытаний из этой зоны получают чистые притоки нефти (газа). Нижняя граница
недонасыщенной зоны принимается в качестве водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК)
контакта.
Переходная зона. Представляет собой зону двухфазного движения пластовых
флюидов. В ней относительная проницаемость для нефти (газа) и воды больше нуля и
возрастает для воды вниз от 0 при К*в до 1 при К**в. Для нефти (газа) она соответственно
уменьшается от 1 до 0. Подошва этой зоны соответствует отметке, где углеводороды
становятся неподвижными (остаточными). Толщина зоны даже в пределах одной залежи
находится в сложной зависимости от свойств пород и пластовых флюидов и строения
коллектора. В общем случае она возрастает с уменьшением проницаемости и однородности
пород в этой зоне. Чем ниже проницаемость пород, тем выше значение критической
водонасыщенности и больше толщина переходной зоны. Следствием этого являются
наблюдаемые на нефтяных месторождениях местоположения отметок ВНК в различных
скважинах на 10 и более метров при горизонтальном положении уровня «зеркала воды».
Неоднородность (слоистость) повышает толщину переходной зоны. Большие (по высоте)
переходные зоны характерны только для раздела «нефть-вода». Высота переходной зоны на
разделах «газ-вода» и «газ-нефть» при прочих равных условиях меньше, чем на разделе
«нефть-вода» (рис.7.3).
Зона остаточной нефтегазонасыщенности. К ней относится нижняя часть залежи, в
которой относительные проницаемости для нефти и газа равны нулю. Максимальная
нефтегазонасыщенность пород не превышает величины К**нг=1-К**в, снижаясь вниз до 0. В
газовых залежах зона остаточной газонасыщенности отсутствует, так как в ней остаточный
газ полностью находится в растворенном состоянии.
Н,м
40
Рк
1
2
3
4
К
20
2
В
Нз
Н
4
Н1
Кв*
Кв**
30
100
Кв,%
Рис.7.3. Схема изменения положения ВНК вследствие изменения коллекторских свойств пород и
строения залежи.
Рк- капиллярное давление в любой точке залежи,1, 2, 3- кривые Кв=ƒ(Рк) для однородных пород с
проницаемостью Кпр1, Кпр2, Кпр3; Кпр1>Кпр2>Кпр3, 4 – область двухфазного потока жидкости, ∆К*в,
∆К**в, интервалы изменения границ чистой нефти (К*в) и чистой воды (К**в) в зависимости от
проницаемости пород; ∆H1, ∆H3 – толщины зон двухфазного потока при разных значениях Кпр.
7.12. Оценка насыщенности коллекторов
Согласно технической инструкции, при оценке насыщенности пластов-коллекторов
решаются следующие задачи: разделение пластов-коллекторов в пределах перспективного
интервала на водоносные и нефтегазоносные (продуктивные); разделение продуктивных
коллекторов на газоносные и нефтеносные; выделение переходной зоны, если в подошве
пласта-коллектора имеется водоносная часть; качественная оценка наличия остаточной
нефти в газонасыщенных и водонасыщенных коллекторах (если это возможно). При решении
этих задач используют все доступные методы и методики выделения и оценки продуктивных
коллекторов: газовый каротаж и люминисцентно-битуминологический анализ шлама и керна,
кривые различных видов каротажа (СП, БКЗ, БК, ГК, НГК, ИК и др.), данные по
опробованию пластов приборами на каротажном кабеле.
7.13. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности
Общепринятая методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг
однородных пластов рассчитана для условий, когда свойства пластовой воды не изменяются
по высоте залежи и площади месторождения.
н
50
50
2
40
30
Б
н
A
40
1
3
20
15
20
18
16
10
8
6
14
4
1,2
3
12
10
2
0,01 0,1 0,12 0,14 0,180,1
0,3
Кп
1
6
8 10
20
40
60 80 100 Кв,%
Рис.7.4. Обобщенные петрофизические связи для полимиктовых коллекторов мелового и
юрского возраста Западной Сибири.
1, 2, 3 – соответственно песчаники, алевролиты и глинистые алевролиты.
Величину Кв находят по следующей схеме:
1. Определяют значение ρп по данным метода сопротивлений.
2. Используя величину Кп, установленную по данным одного из методов
пористости ГИС, находят по связи Рп=ƒ(Кп) для изучаемого класса коллекторов
величину Рп.
3. Рассчитывают отношение Рн= ρп/ρ вп и по зависимости Рн=ƒ(Кв)
находят величину Кв (рис.7.4).
Зная Кв, рассчитывают Кн, Кг или Кнг по формуле Кв=1-Кнг.
Для большинства продуктивных пластов в разрезе мела и юры связь Р н=ƒ(Кв)
определяется выражением (рис.7.4).
На этапах оперативной интерпретации и оперативного подсчета запасов допускается
использование обобщающих зависимостей вида Рп=ƒ(Кп) и Рн=ƒ(Кв) (см. рис.) для
определенных комплексов и районов.
При сводной интерпретации материалов ГИС требуется уточнить эти зависимости на
конкретном фактическом материале. Трудности, возникающие при практическом
использовании этой зависимости связаны с достоверностью определения величины ρ п. Для
тонких (H<2 м) и слоистых (неоднородных) пластов, для которых не удается надежно
определить величину ρ п , значение Кнг не рассчитывается.
К слоистым относятся пласты, сложенные чередованием тонких (менее 1 м) прослоев
коллекторов и неколлекторов. При толщине прослоев менее 0,4 м слоистость пласта не
обнаруживается на кривых электрического каротажа и в таком случае модель коллектора
устанавливается по результатам исследования керна.
7.14. Использование результатов ГИС
7.14.1. Подсчет запасов нефти и газа
На основе материалов ГИС получают следующую информацию:
1.
Сведения о эффективной толщине (hэф), коэффициенте пористости (Кп),
коэффициенте нефте(газо)насыщения (Кнг) по каждому пластовому пересечению в каждой
скважине, пробуренной в контуре месторождения.
2.
Сведения о положении начальных контактов ВНК, ГВК, ГНК по отдельным
скважинам, находящимся соответственно в водонефтяной, газоводяной, газонефтяной зоне.
3.
Схемы корреляции разрезов скважин, выполненных по данным комплекса ГИС,
которые являются основой для составления геологических профилей, карт структурных,
равной мощности, равного удельного нефте(газо)содержания и подсчетных планов.
7.14.2. Проектирование разработки
Используются практически все сведения о резервуаре – объекте разработки, которые
были получены по данным ГИС при подсчете запасов.
Информация о значениях параметров Кпр и Кп по пластовым пересечениям разрезов
скважин и профиле изменения этих параметров по вертикали в неоднородных пластах дает
основание для прогноза коэффициента вытеснения, коэффициента охвата разработкой по
толщине объекта разработки.
8. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН И ПРОЦЕССОВ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ОБСАЖЕННЫЙ
СТВОЛ)
Контроль технического состояния скважин заключается в проведении следующих
видов промыслово-геофизических работ: измерения искривления скважин, определения
диаметра, контроль за качеством цементирования обсадных колонн, обнаружения мест
притока в скважину, определения износа обсадных колонн и мест прихвата бурильного
инструмента.
8.1. Измерение искривления скважин (инклинометрия)
Скважины в зависимости от геологических, геоморфологических и других условий
проектируют или вертикальными или наклонно-направленными. В процессе бурения ствол
скважины обычно отклоняется от заданного направления из-за влияния ряда геологических и
технических факторов, т.е. искривляется.
Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуществляются инклинометрами с
дистанционным электрическим измерением типа КИТ (КИТА) и других.
Инклинометрические исследования – это измерения зенитного угла и азимута
скважины в функции ее глубины. Единица измерения – градус. Инклинометрические
исследования проводят при подъеме скважинного прибора в вертикальных скважинах
глубиной свыше 300 м и в наклонных скважинах глубиной свыше 100 м для решения задач:
-контроля заданного направления оси ствола скважины в пространстве проектному в
процессе бурения;
-выделения участков перегибов оси ствола скважины, которые могут вызывать
осложнения при бурении;
-получения исходных данных для геологических построений, в том числе определения
истинных глубин залегания продуктивных пластов. Исследования выполняют магнитными
(точечными и непрерывными) в необсаженных скважинах и гироскопическими
инклинометрами в необсаженных и обсаженных скважинах.
Инклинометры с дистанционным электрическим измерением состоят из скважинного
прибора с удлинителем и наземного пульта. Инклинометр КИТ рассчитан на работу с одно- и
трехжильным кабелем в необсаженных скважинах при температуре до 200 0 С и давлении до
65 МПа. Он позволяет измерять угол наклона в диапазоне 0-50 0 с погрешностью не более
0.5 0, а азимут плоскости искривления – в пределах 0-360 0 с погрешностью не более 4 0
при углах наклона 3 0. Прибор КИТА отличается от вышеописанного более прочным
кожухом и рассчитан на работу в скважинах при давлениях до 120 МПа.
Для обеспечения нормальной работы инклинометров систематически (не реже 1 раза в
месяц) производятся регулировка и балансировка их подвижных систем с использованием
установочного инклинометрического стола. Измерение элементов искривления скважины
производится при подъеме прибора со скоростью, не превышающей 2000 – 2500 м/ч. В
вертикальных скважинах интервалы замеров составляют 20-25 м, в наклонно-направленных –
5-10 м.
Первый замер производится на 2-3 м выше забоя. Для контроля качества измерений
через каждые 5-10 точек в вертикальных и в каждой точке в наклонно-направленных
скважинах, на 1 м выше основного замера, измерения повторяются, т.е. выполняются
контрольные замеры. При последующих работах в скважине интервалы замеров, как правило,
частично перекрываются (не менее чем в 3-5 точках). Результаты контрольных замеров не
должны отличаться от предыдущих на величины, превышающие допустимые погрешности
приборов.
Результаты инклинометрических измерений записываются в журнал наблюдений, где
указываются скважина и район ее расположения, дата проведения работ, тип и номер
прибора, сведения о скважине. В таблице замеров указывают значения углов , и
дирекционного угла в соответствии с глубинами их измерений.
Дирекционный угол = + D, где - угол сближения между осевым меридианом и
меридианом в данной точке (может быть положительным или отрацательным); D –
магнитное отклонение (восточное со знаком плюс, западное – минус). Значение D
указываются на географических картах. По значениям измеренного угла и вычисленного
дирекционного угла строится проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость,
называемая инклинограммой.
Масштаб построения инклинограмм обычно выбирается 1:200 или 1:100. Если углы
отклонения скважины от вертикали малы (не превышают 1-2 0), азимут искривления
неустойчив. В связи с этим проекции таких участков либо не строят, либо строят для
укрупненных участков по усредненным данным замеров.
8.2. Определение диаметра скважин
Фактический диаметр скважины dс в ряде случаев отклоняется от его номинального
dн, равного диаметру долота, которым бурилась скважина.
В глинах, глинистых сланцах, песках-плывунах и в растворимых хемогенных породах
(каменная соль, сильвин) фактический диаметр скважины увеличивается за счет образования
каверн. В проницаемых песчаниках, известняках, доломитах при бурении скважин на
глинистом растворе диаметр скважины нередко уменьшается за счет образования глинистой
корки. В плотных непроницаемых породах фактический диаметр скважины равен диаметру
долота.
Сведения о значении фактического диаметра скважины способствуют уточнению
результатов количественной интерпретации диаграмм электрических, радиоактивных и
термических методов.
Кроме того, определение фактического диаметра скважины необходимо для чисто
технических целей - изучения профиля скважины перед спуском обсадной колонны,
определения необходимого для заливки скважины количества цементного раствора и объема
гравия при закладке гравийных фильтров.
Определение фактического диаметра скважины производят с помощью специального
скважинного прибора - каверномера (профилографа).
Повсеместное распространение получил каверномер на сопротивлениях,
разработанных в двух вариантах: для использования на трехжильном и одножильном кабеле.
Наибольшее распространение при исследованиях нефтяных и газовых скважин
получили каверномеры на трехжильном кабеле. Стандартный прибор позволяет определить
диаметр скважины от 100 до 760 мм.
8.3. Определение уровня цемента в затрубном пространстве и качества
цементирования обсадных колонн
После окончания бурения скважины и спуска обсадной колонны производится ее
цементирование - кольцевое затрубное пространство между стенкой скважины и колонной
труб заливается цементным раствором. Закрепление ствола скважины спуском обсадных
колонн с последующим цементированием осуществляется для изоляции отдельных пластов,
исключения перетоков различных флюидов между ними и перекрытия зон возможных
осложнений, затрудняющих процесс бурения.
При качественном цементировании обеспечивается:
- наличие в затрубном пространстве затвердевшего цемента, поднятого до проектной
глубины от устья;
- равномерность распределения цемента в затрубном пространстве;
- сплошность цементного камня и хорошее его сцепление с колонной и стенкой
скважины.
Контроль за качеством цементирования скважин осуществляется термическими,
радиоактивными и акустическими методами.
8.4. Гамма-гамма-каротаж
Для контроля качества цементирования обсадных колонн разработан ряд специальных
приборов, из которых дефектомер-толщиномер типа СГДТ. При непрерывном перемещении
прибора в стволе скважины регистрируется круговая цементограмма и толщинограмма, а при
остановке его на заданной глубине - дефектограмма, характеризующая изменение
интенсивности рассеянного -излучения по окружности.
Для одновременной регистрации цементограммы и толщинограммы, а также питания
скважинного прибора постоянным током используется двухканальная импульсная система с
разделением сигналов по их полярности. В результате интерпретации круговых
цементограмм определяют плотность вещества в затрубном пространстве и характер
расположения колонны в скважине.
Для повышения надежности интерпретации как круговых цементограмм, так и
дефектограмм необходимо учитывать влияние диаметра скважины, толщины обсадных труб,
плотности горных пород. Толщину обсадных труб определяют по толщинограмме.
8.5 Акустический каротаж цементирования
Изучение качества цементирования затрубного пространства акустическим каротажем
основано на различии затухания и скорости распространения упругих колебаний в
зависимости от плотности сцепления цементного камня с колонной и стенкой скважины.
Качество цементирования оценивается по трем измеряемым параметрам: амплитуде
продольной волны в колонне Ак, амплитуде продольной волны в породе Ап и времени
распространения продольной волны в породе tп. Измерение указанных параметров
осуществляется с помощью специальных скважинных приборов - акустических
цементомеров АКЦ.
На диаграмме акустического цементомера, на которой одновременно регистрируются
кривые Ак, Ап и tп, определяют:
-Высоту подъема цемента за колонной;
- Наличие или отсутствие цемента за колонной;
-Присутствие каверн, каналов и трещин в цементном камне;
-Качество сцепления цемента с колонной и стенкой скважины;
-Характеристику процесса формирования цементного камня во времени (путем
сопоставления результатов временных замеров).
О качестве цементирования основную информацию несут параметры Ак и tп. Малая
амплитуда Ак (не более 0.2 от максимального значения) служит основным признаком
сцепления цементного камня с колонной, большая (не менее 0.8 от максимального значения)
указывает на отсутствие этого сцепления. Отклонение времени распространения продольной
волны в породе tп от времени пробега упругой волны по колонне tп служит признаком
наличия цемента за колонной и его сцепления с ней.
Характерные аномалии на кривых tп и Ак, связанные с отбивкой муфтовых
соединений колонны, являются признаком плохо сцементированных интервалов или
отсутствия сцепления цементного камня с колонной. На основании перечисленных
признаков оценивают качественное состояние цементного камня в затрубном пространстве с
выделением интервалов, характеризующихся:
- наличием в затрубном пространстве цементного камня, жестко связанного с
колонной - хорошее сцепление;
- неполным заполнением затрубного пространства цементным камнем или плохой
связью с колонной - плохое сцепление;
- чередованием участков, хорошо и плохо сцементированных с колонной, содержащих
и не содержащих цементный камень в затрубном пространстве - частичное сцепление;
- отсутствием сцепления цементного камня с колонной или вообще отсутствием
цемента в затрубном пространстве.
Плохому сцеплению может соответствовать наличие вертикального канала в
цементном кольце, эксцентричное положение колонны по сечению скважины, наличие зазора
между колонной и цементным кольцом, заполненным промывочной жидкостью или
глинистой коркой, плохое качество цементного раствора, которое возможно вследствие
перемешивания его с промывочной жидкостью в процессе цементирования скважины.
Амплитуда Ак
Максимальная
Таблица 8.1.
Схема интерпретации диаграмм АКЦ
Величина
Отбивка муфт
Результаты интерпретации
tп
tп=tк
отбиваются
Цемент отсутствует или не
сцеплен с колонной
0.2-0.8
от tп≈tк
максимального
значения
отбиваются
Плохое сцепление цемента с
колонной, частичное сцепление
цемента с колонной
Минимальная
(нулевая)
tп>tк
Не отбиваются
Хорошее сцепление цемента с
колонной
Средняя
tп
