Геофизические методы исследования скважин и скважинная аппаратура

Регистрация гамма-излучения (шифр параметра GR) осуществляется блоком детектирования, содержащим два детектора NaI(Tl) размерами 40x80 мм типа СДН.16.40.80. и два фотоэлектронных умножителя ФЭУ-74А.

Регистрация нейтронного излучения осуществляется блоком детектирования, который содержит два гелиевых счетчика тепловых нейтронов типа СНМ-56 (по 1 шт. в каналах ННК_{Т МЗ} и ННК_{Т БЗ} ).

Расстояние между центром источника нейтронов и ближними к нему торцами счетчиков СНМ-56:

- для зонда ННК_{Т МЗ} (шифр параметра RNTN) - 258 мм;

- для зонда ННК_{Т БЗ} (шифр параметра RFTN) - 508 мм.

Схема зондовых установок прибора РКС-3М приведена на рис.15.



Рис.15 Схема зондовых установок прибора РКС-3М

Водородосодержание рассчитывается по формуле:

, (4)

где K_п - водородосодержание, %;

I_m, I_b, - скорость счета по каналам ННК_МЗ и ННК_БЗ соответственно, у.е.;

A, E₀ - коэффициенты, определяемые при базовой калибровке.

Сигнал локатора муфт (шифр параметра CCL) передается по 3-й жиле кабеля относительно ОК в аналоговой форме.

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 50 В в режиме стабилизации напряжения .

Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3В, длительность выходных импульсов на уровне 0.5 их амплитуды не более 80 мкс.

Импульсы ННК_МЗ и ННК_БЗ передаются как разнополярные между 1 и 2 жилой, импульсы ГК - между ОК и 1 или 2 жилой кабеля.

Длина скважинного прибора - не более 2.91 м.

Диаметр скважинного прибора - не более 90 мм.

9. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт)

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам дает сведения о эквивалентном водосодержании пород, относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, включая кондуктор.

Нейтрон-нейтронный каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих задач:

- литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;

- локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

- предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

- предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

- предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;

- предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

- контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне);

- выделение пластов-реперов и опорных пластов с низкой пористостью с разделением их (совместно с ГК) по литотипам;

- совместно с ГК выделение карбонатных пород, углей, зон интенсивной углефикации;

- предварительное определение пористости гранулярных коллекторов;

- предварительное выделение газонасыщенных участков (совместно с АК) в пластах с незначительным проникновением и высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Физические основы метода

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам основан на облучении горных пород быстрыми нейтронами от ампульного источника и регистрации нейтронов по разрезу скважины, которые в результате взаимодействия с породообразующими элементами замедлились до тепловой энергии.

Регистрируемая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы. Наибольшая потеря энергии нейтрона наблюдается при соударении с ядром, имеющего массу равную единице, т.е. с ядром водорода. Таким образом по данным ННК_Т можно определять водородосодержание горных пород, которое для пластов-коллекторов напрямую связано с пористостью.

При проведении измерений детектор тепловых нейтронов располагается на определенном расстоянии от источника нейтронов. Расстояние от источника до детектора выбирается таким, что при увеличении водородосодержания горных пород, зарегистрированная интенсивность тепловых нейтронов уменьшается, т.е. зонд является заинверсионным. Регистрация нейтронного излучения двумя зондами с разной длиной позволяет уменьшить влияние скважины на результат определения водородрсодержания горных пород. Эффект основан на разной глубинности исследования при разной длине зонда. Малый зонд ННК_{Т МЗ} несет информацию в основном о нейтронных свойствах скважины и околоскважинного пространства, тогда как на интенсивность, зарегистрированную большим зондом ННК_{Т БЗ}, большое влияние оказывают нейтронные свойства пласта. Поэтому для определения водородосодержания используют отношение скоростей счета в этих зондах.

Оценка качества

Качество материала 2ННК_Т оценивается по следующим параметрам:

- допустимая погрешность измерения скорости счета ННК_МЗ и ННК_БЗ по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 3%;

- в случае проведения калибровки СРК на ПКУ, значения относительной погрешности измерения водородосодержания ПКУ до и после замера должны удовлетворять неравенству

,(5)

где - относительная погрешность измерения водосодержания,%;

- водородосодержание,%.

- значения ННК_МЗ и ННК_БЗ в больших кавернах ~1.2 уде.

- водородосодержание против плотных глин, рассчитанное по данным ННК_МЗ, ННК_БЗ и их отношению должно быть примерно одинаковым.

- водородосодержание на Кошайских глинах ~ 40-50%.

Основные методологические требования к диаграммам НКТ:

- диаграммы НКТ должны быть высокого качества;

- параметры регистрации диаграмм НКТ (скорость записи, стабильность работы канала НКТ, время интегрирования) должны обеспечивать статистическую достаточность характеристик пластов по эквивалентному водосодержанию по всему диапазону его значений;

- скорость регистрации диаграмм НКТ должна быть в соответствии со свойствами разреза и не должна превышать расчетную;

- масштаб регистрации НКТ 0,4 условной единицы на 1 см при соотношении последующих масштабов как 1:2:4:8, т.е. соответственно 0,8-1,6-3,2 усл.ед./см;

- диаграмма НКТ регистрируется зондом 50 см;

- запись диаграмм НКТ должна проводиться всегда одновременно с записью диаграммы ГК;

- замена НКТ на НГК допускается только в интервалах высоких температур при отсутствии термостойких детекторов тепловых нейтронов (масштаб регистрации НГК 0,1 усл.ед/см с соотношением последующих масштабов как 1:2:4, т.е. 0,2 и 0,4 усл.ед/см соответственно );

- в перспективных интервалах, наряду с записями НКТ в масштабе 1:500 параллельно ведутся записи НКТ в масштабе 1:200;

- при наличии аппаратуры СРК (и ее аналогов), позволяющей за один спуск-подъем регистрировать кривые двух (или более) зондов НКТ, необходимо проводить эти замеры, т.е. использовать возможности современных технических средств: этим будет повышена достоверность определения нейтронных характеристик среды и ее физических свойств (пористость, характер насыщения и др.).

Метод 2ННКт реализован в следующей аппаратуре:

- СРК;

- РКС (см. ГК).

10. Акустический каротаж (АК)

Акустический каротаж (регистрация кинематических и динамических параметров продольных и поперечных волн и их относительных параметров) относится к основным методам, проводится в открытом стволе во всех поисковых скважинах, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, исключая кондуктор.

При наличии в разрезе газонасыщенных пластов акустический каротаж рекомендуется проводить в интервалах каждого стандартного каротажа, т.е. в условиях, когда зоны проникновения еще не достигают критических для АК значений.

Метод АК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по кинематическим и по динамическим параметрам прослои 0,4-0,6м).

На показания АК практически не влияют диаметр скважины, наличие и свойства глинистой корки, тип и характеристики промывочной жидкости, свойства вмещающих пород, температура в интервалах замеров, что переводит АК в разряд эффективных методов с минимальным числом поправок при определении пористости.

Физические основы метода

Акустический каротаж основан на возбуждении в жидкости, заполняющей скважину, импульса упругих колебаний и регистрации волн, прошедших через горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких точках на оси скважины. Возбуждение и регистрация упругих волн при АК осуществляется с помощью электроакустических преобразователей.

При воздействии на элементарный объем породы с помощью ультразвуковой волны (10-75 кГц) происходит деформация частиц породы и их перемещение. Во всех направлениях от точки приложения возбуждающей силы изменяется первоначальное состояние среды.

Процесс последовательного распространения деформации называется упругой волной. Различают продольные и поперечные волны. Продольные волны связаны с деформациями объема твердой или жидкой среды, а поперечные с деформациями только твердой среды.

Продольная волна представляет собой перемещение зон сжатия и растяжения вдоль луча, а поперечная - перемещение зон скольжения слоев относительно друг друга в направлении перпендикулярном лучу. Продольные волны распространяются в 1,5 -10 раз быстрее поперечных.

Упругие свойства горных пород, а значит и скорости распространения упругих волн в них обусловлены их минеральным составом, пористостью и формой порового пространства и, таким образом, тесно связаны с литологическими и петрофизическими свойствами.

Скорость распространения упругих волн в различных средах следующая:

воздух - 300-500 м/с,

метан - 430 м/с,

нефть - 1300 м/с,

вода пресная - 1470 м/с,

вода минерализованная - 1600 м/с,

глина - 1200-2500 м/с,

песчаник плотный - 3000-6000 м/с,

цемент - 3500 м/с,

сталь - 5400 м/с.

Кроме того, различные породы по разному ослабляют энергию наблюдаемой волны по мере удаления от источника возбуждения упругих волн. Чем выше газонасыщенность, глинистость, трещиноватость и кавернозность пород, тем больше затухание колебаний.

Для измерения параметров распространения упругих колебаний используется акустический зонд. В качестве основного используется трехэлементный зонд, состоящий из двух излучателей и приемника (рис.16). Каждый из излучателей и приемник образуют двухэлементный зонд.

Рис. 16 Схема СПАК-6

В процессе регистрации волновых картин выделяются следующие параметры (см. рис. 17):

- T1 время пробега головной волны от ближнего излучателя (время первого вступления продольной волны 1 зонда);

- T2 время пробега головной волны от дальнего излучателя (время первого вступления продольной волны 2 зонда);

- A1 амплитуда первого вступления волны от ближнего излучателя (максимальная амплитуда сигнала, поступающего от ближнего излучателя в интервале стробирования ~140 мкс, начинающегося в момент фиксации сигнала);

- A2 амплитуда первого вступления волны от дальнего излучателя (максимальная амплитуда сигнала, поступающего от ближнего излучателя в интервале стробирования ~140 мкс, начинающегося в момент фиксации сигнала).

На основе этих данных рассчитываются:

- Т - интервальное время пробега продольной волны: ? Т= (Т2-Т1) / S;

- кажущийся коэффициент поглощения продольной волны: ? =20(1/S) lg(A1/A2);

В каждое из времён Т1 и Т2 входит двойное время пробега волны по раствору. В разности (Т2-Т1) это время исключается (то есть исключается влияние скважины) и (Т2-Т1) соответствует пробегу волны в интервале между излучателями (база зонда S) по прямой. Время (Т2-Т1), отнесенное к пробегу волны на расстояние в 1м, называют интервальным временем ? Т (измеряется в мкс/м).

Рис. 17

При акустических исследованиях может также применяться зонд состоящий из одного излучателя и двух приёмников (рис.18).

При акустическом каротаже возбуждение упругих колебаний частотой 10 - 20 кГц и 20 кГц - 2 Мгц производится с помощью магнитострикционных (или иных) излучателей.

Упругие колебания измеряют с помощью двух пьезоэлектрических сейсмоприемников, расположенных по одной линии на расстояниях 0,5 - 2 м друг от друга и от излучателя.

Между излучателем и ближайшим приемником устанавливается звукоизолятор, например, из резины, препятствующий передаче упругих колебаний по зонду. Все перечисленные приборы вместе с электронным усилителем принятых колебаний размещаются в скважинном снаряде акустического каротажа. Остальная аппаратура располагается в каротажной станции.

Акустический каротаж выполняется как в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, так и в обсаженных скважинах. Радиус исследования пород от оси скважины не превышает 0,5 - 1 м.

Рис. 18. Схема аппаратуры акустического каротажа:

а - скважинный снаряд; б - кабель; в - наземная аппаратура; 1 - излучатель; 2 - генератор акустических колебаний; 3 - акустический изолятор; 4 - приемники; 5 - электронный усилитель; 6 - блок-баланс; 7 - усилитель; 8 - регистратор; 9 - блок питания

Наиболее простой способ акустических исследований - каротаж скорости, когда автоматически регистрируется кривая изменения времени пробега прямой или головной волны между двумя приемниками. Поскольку расстояние между приемниками постоянно, то кривая времени является фактически обратным графиком изменения скорости. При каротаже по затуханию измеряется амплитуда упругой волны и ослабление сигнала между двумя приемниками.

Скорость распространения упругих волн зависит от упругих модулей пород, их литологического состава, плотности и пористости, а величина затухания - от характера заполнителя пор, текстуры и структуры породы (рис. 19). На акустических диаграммах высокими значениями скоростей распространения упругих волн выделяются плотные породы - магматические, метаморфические, скальные, осадочные. В рыхлых песках и песчаниках скорость тем ниже, чем больше пористость. Наибольшее затухание (наименьшая амплитуда сигнала) наблюдается в породах, заполненных газом, меньше затухание в породах нефтенасыщенных, еще меньше - у водонасыщенных.

Акустический метод применяется для расчленения разрезов скважин по плотности, пористости, коллекторным свойствам, а также для выявления границ газ - нефть, нефть - вода и определения состава насыщающего породы флюида. Кроме того, по данным этого метода можно судить о техническом состоянии скважин и, в частности, о качестве цементации обсадных колонн.



Рис. 19. Общий вид диаграммы скорости (а) и амплитуды (б) при акустическом каротаже: 1 - породы средней пористости, сухие; 2 - породы средней пористости, влажные; 3 - породы высокой пористости; 4 - породы низкой пористости, плотные

Оценка качества

В незацементированной колонне отношение амплитуд А1/А2 должно находится в пределах 1-1,1. Отклонение от этого соотношения свидетельствует о неидентичности одноименных элементов зонда.

Интервальное время в свободной незацементированной колонне должно составлять 183 ±5 мкс/м.

Погрешность измерений оценивают по результатам повторных замеров. При неизменных геолого-технических условиях разность показаний при первом и повторном замерах для каналов dТ и w не должно превышать удвоенной предельной погрешности аппаратуры, указываемой в ТО на нее (например для СПАК-6 dТ- 3%, w - 4 дб ).

Пористость полученная по данным АК должна соответствовать данным, полученным другими методами (ННКт, ГГКп). Проконтролировать изменение dТ с глубиной можно по палетке (см. рис.20).



Рис.20. Палетка акустического каротажа

Основные методологические требования к диаграммам АК:

- диаграммы должны быть высокого качества;

- параметры регистрации диаграмм АК (скорость записи, стабильность каналов) должны быть в соответствии со свойствами разреза и обеспечивать качество по всему диапазону изменений измеряемых параметров;

- кинематические параметры (Т1+Т2+?T) должны регистрироваться одновременно, также как и динамические (A1+A2+lg A1/A2).

- Во всех выявленных или уже известных перспективных интервалах параллельно записи АК в масштабе глубин 1:500 проводятся записи тех же параметров в масштабе глубин 1:200.

Акустический каротаж реализован на аппаратуре СПАК-6.

СПАК-6. Назначение

Аппаратура акустического каротажа СПАК-6 предназначена для измерения и регистрации кинематических и динамических характеристик упругих волн в нефтяных и газовых скважинах.

Данные по аппаратуре.

Аппаратура обеспечивает исследование скважин диаметром от 140 до 400 мм с температурой до 115 С, с гидростатическим давлением до 100 МПа, в водной промывочной жидкости.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 5500м.

Формула зонда И₂ 0,4 И₁ 1,2 П. Схема прибора изображена на рис.16.

Частота излучаемых колебаний - 25 кГц.

Передача информационного сигнала на наземный измерительный пульт осуществляется по первой и второй жилам кабеля. Передача напряжения частоты 400 Гц для питания скважинного прибора осуществляется по средней точке цепи, образованной первой и второй жилами кабеля, согласующим трансформатором скважинного прибора и броней кабеля. По третьей жиле и броне кабеля осуществляется передача в скважинный прибор пусковых импульсов и постоянного напряжения для управления переключателем усиления, а также передача синхроимпульсов скважинного прибора.

Диапазон измерений интервального времени Т от 140 до 600 мкс/м. Диапазон измерений декремента затухания не менее 30 дБ/м.

Сопротивление первой и сопротивление второй жилы кабеля по отношению к оплетке кабеля должны быть равны между собой и примерно соответствовать сопротивлению одной жилы на данной длине кабеля. Сопротивление первой жилы кабеля по отношению ко второй жиле должно быть равно сопротивлению двух жил кабеля. Сопротивление третьей жилы кабеля по отношению к корпусу должно быть порядка 3,5 кОм.

Габаритные размеры:

- длина - не более 3527 мм;

- диаметр без центраторов - не более 90,3 мм

- диаметр с центраторами в свободном состоянии - не более 500 мм;

- диаметр с центраторами при предельной деформации полозьев - не более 126 мм.

Масса без центраторов - 75 кг.

11. Инклинометрия

Измерение угла наклона ствола скважины и азимута наклона (инклинометрия) относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, одновременно со стандартным каротажем и в интервалах стандартного каротажа.

По ряду геологических, технологических причин проектируемые вертикальные и наклонно направленные скважины отклоняются от намеченного проектом направления. В искривленных скважинах обычно отмечаются следующие закономерности:

а) при очень пологом залегании пластов (угол падения до 8^о) не наблюдается каких-либо преимущественных направлений искривления;

б) при углах падения пластов в пределах 8-45^о преобладает направление отклонения от вертикали вверх по восстанию пластов; ствол скважины стремиться занять положение, перпендикулярное к плоскости напластования; векторы смещения забоев направлены в области сводов положительных структур;

в) при углах падения пластов более 60^о преобладают направления отклонения вниз по падению пластов; ось скважины стремиться занять положение, параллельное плоскостям напластования.

Положение оси скважины в пространстве на какой-либо глубине определяет зенитный угол д - угол между вертикалью и касательной к оси скважины в данной точке и дирекционный угол б - угол, отсчитываемый по ходу часовой стрелки между направлением на геологический север и касательной к горизонтальной проекции оси скважины.

Направление касательной выбирается в сторону увеличения глубин скважины.

Вместо дирекционного угла часто используют получаемый непосредственно при измерениях магнитный азимут искривления ц. Дирекционный угол отличается от магнитного азимута на величину г±D,

т.е. б = ц + г ± D,

где г - угол сближения (угол между меридианами осевым и в данной точке), D - магнитное склонение (восточное со знаком +, западное со знаком -).

Измерения поточечные, через 25 м, с 10% контрольных точек с перекрытием 3-5 точек по ранее исследованному интервалу.

При углах наклона свыше 10 градусов шаг измерений уменьшается до 10-15 м с увеличением контрольных замеров до 40-50%, обеспечивается высокое качество измерений угла и азимута наклона ствола скважины.

Инклинометрия реализуется на следующей аппаратуре: - ИМММ.

ИМММ. Назначение

Инклинометр ИМММ 73 -120/60 (инклинометр магнитометрический многоточечный) предназначен для технологических измерений азимута и зенитного угла скважин, с выводом результатов измерений на цифровое табло и на внешнюю систему записи и обработки данных инклинометрии, которая автоматически вносит поправки и рассчитывает траекторию скважины.

Область применения - эксплуатационные бурящиеся необсаженные скважины на нефть и газ глубиной до 5000 м. для измерения азимута и зенитного угла, а также обсаженные скважины с диаметром обсадных колонн 125 мм и более только для измерения зенитного угла скважины.

Кроме того, инклинометр позволяет производить технологические измерения азимута и зенитного угла в колонне бурового инструмента с наружным диаметром 127 мм и более, содержащей в нижней части около турбобура трех легкосплавных бурильных труб (ЛБТ) по ГОСТ 23786-79. Измерения проводятся на расстоянии не менее 15 м от стальной колонны и турбобура, а также не менее 3 м от стального замкового соединения ЛБТ.

На рисунке приведена блок-схема, поясняющая состав инклинометра и связь наземного прибора со скважинным.

Рис. 21

Наземный прибор устанавливается в подъемнике или в каротажной станции, скважинный прибор под собственным весом спускается на каротажном кабеле в скважину. Скважинный прибор состоит из электронного блока, блока датчиков и наконечника. Наконечник применяется для увеличения длины и веса скважинного прибора при большой кавернозности скважины и плохой проходимости прибора. Скважинный прибор служит для измерения азимута и зенитного угла скважины, а также локации стальных замковых соединений. Измеренный параметр в коде передается по кабелю в наземный прибор.

Наземный прибор используется для приема и индикации на световом табло измеренной информации, управлением режимом измерения, а также питания скважинного прибора. Схематично вид измерительной панели наземного прибора показан на рисунке.

В наземном приборе переключателем S1, имеющим 6 положений, устанавливается номинальный ток питания (200мА) скважинного прибора, контролируемый по амперметру А. Тумблер S2 меняет полярность напряжения на клеммах ЦЖК и ОК скважинного прибора - переводится в положение измеряемого параметра, азимута или зенитного угла. Переключение этого тумблера является командой начала измерения. После окончания цикла измерения, скважинным прибором производится передача результата в наземный прибор, измеряемый параметр преобразуется в двоично-десятичный код и на цифровое табло выводится принятая информация. Этот же результат поступает на выход для регистрации внешними устройствами.

Рис. 22

При измерениях в колонне ЛБТ выполняется локация муфт стальных замковых соединений. Для этого тумблер режима работы устанавливается в положение «азимут» и при прохождения скважинного прибора в зоне искаженного стальными замками магнитного поля со скважинного прибора поступает сигнал. Наземный прибор, приняв этот сигнал, формирует световое и звуковое подтверждение.

Данные по аппаратуре.

Диапазон рабочих температур от -10 до 120С. Наибольшее гидростатическое давление 60 МПа.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 5000 м.

Диапазон измерения азимута 0 - 360? С, диапазон измерения угла 0 - 100С.

Пределы допускаемой основной погрешности:

- при измерении азимута в диапазоне зенитных углов от 3 до 100 - 1;

- при измерении зенитного угла - ? 15'.

Ток питания прибора (200? 20) мА.

Диаметр прибора ИМММ - 73 мм.

Длина - 2710 мм.

Масса - 25 кг.

12. Плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп)

Метод ГГКп относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

ГГКп в комплексе методов ГИС имеет высокую геологическую эффективность и применяется для определения объемной плотности среды, пористости, литологического расчленения разреза, выделение пластов с аномально низкой объемной плотностью.

ГГКп решает следующие геофизические задачи:

- проводится детальное сплошное расчленение разреза по электронной плотности, которая тесно связана с объемной плотностью породы и эквивалентна ей после внесения поправок за эквивалентный номер и атомную массу породы;

- обеспечивается высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по объемной плотности прослои, начиная с мощности 0,4-0,6 м и больше);

- обеспечивается определение объемной плотности слоя породы толщиной 7-15 см вглубь пласта (с увеличением плотности среды глубинность ГГКп уменьшается, и наоборот).

ГГКп необходим для решения следующих геологических задач:

- литостратиграфическое расчленение разреза (в сочетании с комплексом ГИС);

- в неглинистых терригенных и карбонатных коллекторах определяется пористость (отдельно по ГГКп, или в сочетании с АК, НКТ) при промывочной жидкости любого состава;

- в глинистых терригенных и карбонатных коллекторах определяется пористость только по комплексу методов ГГКп, АК, НКТ, ГК, также при промывочной жидкости любого состава (пресная, минерализованная);

- оценка общей пористости в коллекторах со сложной структурой порового пространства с привлечением АК, НКТ, ГК;

- выделение газонасыщенных интервалов (в комплексе методов ГИС) в пластах без проникновения и с высокими фильтрационно-емкостными свойствами;

- выделение зон разуплотнений, других деформаций различного генезиса, интервалов с изменением эффективного давления (как разность горного и пластового давления), приводящего к разуплотнению пород, в том числе участков с аномально высокими пластовыми и внутрипоровыми давлениями;

- выделение углей, зон интенсивной углефикации, карбонатных пород, пластов-реперов, опорных пластов.

Физические основы метода

Метод плотностного гамма-гамма каротажа основан на измерении интенсивности искусственного гамма-излучения, рассеянного породообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-квантов.

Основными процессами взаимодействия гамма-квантов с породой являются фотоэлектрическое поглощение, комптоновское рассеяние и образование электронно-позитронных пар. В методах рассеянного гамма-излучения в основном имеют место фотоэлектрическое поглощение и комптоновское рассеяние гамма-квантов породой. В зависимости от энергии гамма-квантов и вещественного состава горной породы преобладает тот или иной процесс их взаимодействия.

При взаимодействии с горной породой жестких гамма-квантов с энергией больше 0,5 МэВ в начальный момент основную роль играет комптоновское рассеяние, в результате которого жесткое гамма-излучение, потеряв значительную часть своей энергии, переходит в мягкое гамма-излучение. В дальнейшем основную роль играет фотоэлектрическое поглощение гамма-квантов. Вероятность комптоновского рассеяния в конечном счете находится в прямо пропорциональной зависимости от плотности горной породы, а вероятность фотоэлектрического поглощения - от ее вещественного состава и особенно от содержания тяжелых элементов. Таким образом, если горную породу облучить гамма-квантами не ниже 0,5 МэВ и установить энергетический порог дискриминации, обрезающий мягкую компоненту, то по результатам измерений ГГКп можно установить плотность породы.

В качестве источника гамма-излучения обычно используется Cs¹³⁷ с энергией 0,66 МэВ, а мягкая компонента излучения поглощается экранами из свинца и кадмия. При проведении измерений детектор гамма-излучения располагается на определенном расстоянии от источника. Расстояние от источника до детектора выбирается таким, что при увеличении плотности горных пород, зарегистрированная интенсивность гамма-квантов уменьшается, т.е. зонд является заинверсионным. С целью уменьшения влияния скважинных условий на результаты ГГКп (диаметра скважины и слоя бурового раствора) применяют устройства, прижимающие зонд к стенке скважины стороной, на которой смонированы коллимационные окна для источника и детекторов. Наличие двух зондов ГГКп разной длины позволяет максимально снизить влияние глинистой корки на регистрируемую плотность горных пород.

Определенную погрешность в измерения ГГКп вносит естественная радиоактивность горных пород, поэтому при расчете плотности необходимо вносить поправку, основываясь на данных гамма-каротажа.

По данным плотностного каротажа можно рассчитать коэффициент пористости породы Кп(%), который связан с плотностью соотношением:

где у - объемная плотность породы, кг/куб.м;

у_м- плотность минерального скелета, кг/куб.м;

у_ж- плотность жидкости, заполняющей поровое пространство, кг/куб.м.

Оценка качества

Качество материала ГГКп оценивается по следующим параметрам:

- допустимая абсолютная погрешность измерения плотности по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 0,05 г/см³;

- разница значений плотности ПКУ до и после измерений по усредненным показаниям должна быть не более 0,03 г/см³;

- пористость, полученная по данным ГГКп должна биться с данными других методов (ННКт, АК). Пористость по данным ГГКп можно с достаточной точностью рассчитать по формуле:

где -у объемная плотность породы, кг/куб.м;

Методические приемы, повышающие эффективность ГГКп, следующие:

- диаграммы должны быть только высокого качества;

- параметры регистрации диаграмм ГГКп (скорость записи, стабильность работы каналов ГГКп, масштабы регистрации, метрологические поверки и др.) должны обеспечивать высокое качество записей по всему диапазону значений плотности, который определяется техническими возможностями аппаратуры ГГКп;

- измерения следует проводить при минимальных толщинах глинистой корки;

- исключать влияния промывочной жидкости качественным прижатием прибора к стенке скважины;

- пористость определять с учетом возможных изменений минералогической плотности скелета породы, плотности флюида в порах того слоя пласта, который захватывается измерением радиальной характеристики аппаратуры ГГКп;

- во всех случаях определения Кп предпочтительнее проводить по комплексу методов (ГГКп, АК, НКТ, ГК и др.);

- при отсутствии проникновения в пласт, высоким газонасыщении ближней зоны по ГГКп с привлечением НКТ возможны выделения интервалов газонасыщения, которое занижает Кп по НКТ, завышает Кп по ГГКп и этот развал значений Кп должен использоваться как значащий признак газонасыщения.

Плотностной гамма-гамма-каротаж проводится аппаратурой СГП2

СГП2. Назначение

Аппаратура СГП2 предназначена для измерения объемной плотности горных в скважинах диаметром от 160 до 320 мм.

Данные по аппаратуре

Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями:

- трехжильным кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 7500 м;

- источником гамма-излучения Cs¹³⁷ активностью (1.28±0.33)x10¹⁰ Бк, создающим на расстоянии 1 м мощность экспозиционной дозы (5.95 ±1.55)x10^-9 А/кг.

Диапазон измерения объемной плотности горных пород от 1.7x10³ до 3.0x10³ кг/м³

Количество каналов -2: канал большого зонда (ГГКп бз) и канал малого зонда (ГГКп мз).

Диапазон рабочих температур скважинного прибора от - 10 до 200 ^оС, рабочее гидростатическое давление - до 120 МПа.

В качестве детекторов используются кристаллы NaI(Tl) размерами 25x30 мм в канале малого и 25 x 40 мм в канале большого зондов ГГКп в комплекте с ФЭУ-74А. Коллимационные окна заполнены капролоном. Для регулировки спектральной чувствительности измерительной установки в коллиматоре большого зонда установлен экран из свинца.

Рис. 23. Схема прибора для ГГК-П

Плотность рассчитывается по формуле:

где Iмз.эт, Iбз.эт. - значения средних частот следования импульсов по каналам малого и большого зондов, зарегистрированные на образце плотности с с = 2,59 г/см³;

Iмз, Iбз- текущие значения средних частот следования импульсов по каналам малого и большого зондов, соответственно;

Сопротивление между 1 жилой и корпусом должно быть равно 3,3 кОм плюс сопротивление кабеля и при смене подключения щупов омметра - 4,3 кОм плюс сопротивление кабеля. Сопротивление между 2 жилой и корпусом и между 3 жилой и корпусом должно равняться сопротивлению кабеля плюс 60 Ом.

Ток питания электронного блока скважинного прибора постоянный, 140±10 мА, при напряжении на входе скважинного прибора не более 20 В.

Ток, потребляемый электродвигателем прижимного устройства, должен быть 0.6±0.05 А.

Импульсы на выходе скважинного прибора имеют амплитуду не менее 3 В и длительность 45±5 мкс, причем импульсы ГГКп имеют положительную полярность, а ГГКп бз - отрицательную.

Габаритные размеры аппаратуры:

- длина не более 3560 мм;

- максимальный диаметр не более 125 мм.

Масса скважинного прибора - не более 128 кг.

13. Микробоковой каротаж (МБК). Микрокавернометрия (МКВ)

Микробоковой каротаж (МБК)

МБК и МКВ относятся к основным исследованиям, проводятся во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

МБК и МКВ самостоятельно решают следующие геофизические задачи:

- определение УЭС ближней зоны пласта (промытой зоны) при толщине глинистой корки менее 10-15 мм с пропорциональным снижением УЭС по мере роста толщины глинистой корки;

- данные о диаметре ствола скважины с разрешением по вертикали 20-30 см.

МБК и МКВ необходимы при решении следующих геологических задач:

- ориентировочные сведения о Кп по УЭС промытой зоны неглинистых терригенных коллекторов;

- ориентировочные данные о коэффициенте остаточного нефтенасыщения по УЭС промытой зоны (с подтверждением по лабораторным анализам керна);

- получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МКВ (наличие или отсутствие глинистой корки);

- получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МБК с разрешением по вертикали 20-30 см (совместно с БК); определение эффективной мощности коллектора по разнице значений УЭС нормированных диаграмм БК и МБК с разрешением по вертикали от 0,4-0,6 м и выше;

- выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов;

- выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны;

- выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами.

Физические основы метода

Сущность МБК заключается в измерении удельного сопротивления прискважинной части пласта (промытой зоны) при помощи трехэлектродной установки, состоящей из центрального электрода А₀, окружающего его измерительного электрода N и экранного электрода А_Э (см. рис.24).

Рис .24. Схема установки МБК

Электроды А₀ и А_Э имеют одинаковые потенциалы, благодаря чему ток электрода А₀ распространяется перпендикулярно к поверхности зонда и стенке скважины, расходящегося в породах на расстояние 8-10 см (радиус исследования) от поверхности “башмака” (рис.25)

Рис.25

Такая конструкция зонда существенно уменьшает искажающее влияние бурового раствора и глинистой корки и позволяет более точно в отличие от обычного микрозондирования определить кажущееся сопротивление промытой зоны. Можно считать, что глинистая корка толщиной менее 1.5 см практически не оказывает влияния на результат измерений.

Оценка качества

- допустимая погрешность измерений МБК, определяемая по данным контрольной записи - не более 10%;

- расхождение стандарт-сигналов, фиксируемых в начале и конце замера - до 5%;

- показания МБК против плотных глин примерно на 20% выше показаний бокового каротажа;

- расхождение показаний МБК в больших кавернах от данных МКЗ и от удельного сопротивления бурового раствора не более 20%;

каротаж геофизический скважинный прибор



Рис.26. Пример записи диаграммы МБК

МБК проводится следующей аппаратурой:

- МК-УЦ;

- МК-М.

МК-УЦ, МК-М. Назначение

Приборы МК-УЦ, МК-М предназначены для проведения геофизических исследований нефтяных и газовых скважин методами микрозондирования (МКЗ), бокового микрокаротажа (МБК) и измерения диаметра скважины (МКВ).

Данные по аппаратуре

Аппаратура рассчитана на работу в скважине, заполненной водной промывочной жидкостью, диаметром от 190 до 400 мм с температурой в интервале исследований от 5 до 120 ° С, гидростатическим давлением до 100 МПа.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3-60-180-1 длиной 6000м.

Регистрация данных микропотенциалзондом A0,05M (шифр параметра MNOR), микроградиентзондом A0,025M0,025N (шифр параметра MINV), трехэлектродным зондом микробокового каротажа (шифр параметра MLL3) и микрокаверномером (шифр параметра MCAL) производится в одном цикле измерений.

Диапазоны измерений кажущегося удельного электрического сопротивления горных пород микропотенциал- и микроградиентзондами от 0,1 до 50 Омм. Диапазон измерений кажущегося удельного электрического сопротивления зондом МБК - от 0,5 до 800 Омм с разбивкой на два диапазона от 0,5 до 100 Омм и от 100 до 800 Омм. Диапазон измерений диаметра раскрытия рычагов (диаметра скважины) от 180 до 400 мм.

Питание прибора осуществляется от источника постоянного электрического тока (160 +20/-10)мА.

Номинальный ток двигателя прижимного устройства МК-УЦ - не более 0,5 А. При этом значение пускового тока должно быть 1 А.

Время полного раскрытия (закрытия) рычагов МК-УЦ не более 30 секунд.

Если при раскрытии или закрытии рычажной системы скважинного прибора произошла непредвиденная остановка, в результате чего рычажная система заняла какое-то промежуточное положение, продолжать движение рычагов в нужном направлении можно только после реверсирования привода в течение 5-10 секунд.

Опускать скважинный прибор можно только с закрытой рычажной системой.

Сопротивления между 1 жилой и ОК должно быть около 400 Ом или бесконечность в зависимости от подключения концов комбинированного прибора. Между 2 жилой и ОК должно быть около 10 кОм, между 3 жилой и ОК - бесконечность.

Сопротивление изоляции зондов МКЗ и МБК можно проверить при отсоединенном электронном блоке. Сопротивление изоляции должно составлять не менее:

между А₀ и корпусом - 20 МОм;

N и корпусом - 20 МОм;

А₀ и N - 20 МОм;

N и А_Э - 20 МОм;

А _Э и корпусом - 5 МОм;

Калибровка цепей измерения МК, МБК и МКВ обеспечивается с помощью режимов "Нуль-сигнал" и "Стандарт-сигнал". Значения калибровочных параметров приведены в таблице №3:

Таблица 3

Значения калибровочных параметров

№ канала	Шифр параметра	0-сигнал (код)	0-сигнал (физ.ед)	стандарт-сигнал (код)	стандарт-сигнал (физ.ед.)
0	MINV	0-4	0 Омм	1600-1900	25 Омм
2	MNOR	0-4	0 Омм	1600-1900	25 Омм
4	MLL3 чувст.	0-4	0 Омм	3400-3600	100 Омм
6	MLL3 груб.	0-4	0 Омм	340-360	100 Омм
8	MCAL	1300-1800	150 мм	2200-2500	400

Габаритные размеры:

МК-УЦ

- диаметр прибора 130 мм;

- длина прибора 4,66 м;

- масса прибора 145 кг.

МК-М.

- диаметр прибора 140 мм;

- длина прибора 4,45 м;

- масса прибора 115 кг.

Микрокавернометрия (МКВ). Физические основы метода

Данные микрокаверномера служат для определения толщины глинистой корки. МКВ обычно проводится вместе с другими микрометодами. Датчик микрокаверномера содержит реохорд, движок которого механически связан с рычагами “башмаков” микроустановок. По их отклонению определяется диаметр скважины.

Оценка качества

- расхождение стандарт-сигналов, фиксируемых в начале и конце замера - до 5%;

- отличие показаний микрокаверномера в колонне от ее номинального диаметра не более 0.5 см;

- кривая МКВ должна повторять запись кавернометрии, при этом интервал глинистой корки выделяется более детально.

МКВ проводится следующей аппаратурой:

- МК-УЦ;

- МК-М (см. МБК).

14. Микрозондирование (МКЗ)

МКЗ относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

МКЗ самостоятельно решает следующие геофизические задачи:

- определение УЭС промывочной жидкости (по интервалам каверн) как подтверждающая информация при интерпретации комплекса БКЗ;

- определение кажущегося сопротивления исследуемой среды каждой установкой в объеме всего радиуса исследования в диапазоне значений до 200 Ом.м.

МКЗ применим при решении следующих геологических задач:

- при наличии глинистой корки и радиального градиента сопротивлений положительными приращениями на диаграммах МКЗ выделяются коллекторы с межгранулярной средней и высокой пористостью, при условии, что сопротивления, измеряемые микрозондами, превышают не более чем в 5 раз значения УЭС промывочной жидкости; положительные приращения на диаграммах относятся к прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты и подтверждают движение флюида в пласты, образование глинистых корок и радиальных градиентов сопротивлений;

- определение эффективной мощности коллекторов с достоверным выделением отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,4 м и выше, при разрешающей способности МКЗ 02 см;

- выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов;

- выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны;

- выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами;

- при незначительном проникновении или его отсутствии по данным МКЗ возможно разделение газонасыщенных и водонасыщенных участков пласта (например, сеноманские массивные залежи газа севера Тюменской области);

- данные МКЗ используются при привязке керна к глубине;

- данные МКЗ используются как вспомогательный материал при детальных литостратиграфических расчленениях и других геологических построениях, при детальном изучении строения и свойств объекта.

Физические основы метода

Метод микрозондирования заключается в детальном исследовании кажущегося сопротивления прискважинной части разреза зондами очень малой длины. В качестве зондовой установки служит резиновый “башмак”, на котором установлены три точечных электрода на расстоянии 2.5 см друг от друга. Они образуют два зонда: микроградиентзонд (МГЗ) A0.025M0.025N и микропотенциалзонд (МПЗ) A0.05M, у которого электродом N служит корпус прибора (см. рис. 27).

Радиус исследования МГЗ приблизительно равен 3-5 см, а глубина исследования МПЗ в 2.0-2.5 раза больше, т.е. составляет 10-12см. Поскольку радиус исследования МГЗ меньше, чем МПЗ, то на его показания оказывают большее влияние промывочная жидкость и глинистая корка, а на показания МПЗ - промытая зона скважины.

Рис. 27. Схема зондовой установки МКЗ

Т.к. в наших условиях удельное сопротивление промытой зоны больше сопротивления глинистой корки, то против коллекторов показания МПЗ превышают показания МГЗ, т.е. пласты-коллекторы характеризуются положительными приращениями кажущегося сопротивления.

Оценка качества

Качество материала микрометодов контролируется по следующим признакам:

- допустимая погрешность измерений МКЗ, определяемая по данным контрольной записи - не более 10%;

- расхождение стандарт-сигналов, фиксируемых в начале и конце замера - до 5%;

- расхождение показаний МПЗ и МГЗ против плотных глин не более 30% (значение кажущегося сопротивления против таких глин составляет примерно 8-10 Ом*м);

- расхождение показаний МПЗ, МГЗ в больших кавернах друг от друга и от удельного сопротивления бурового раствора не более 20% (см. рис. 28);



Рис. 28. Пример записи диаграммы МКЗ

Пример зарегистрированных данных аппаратурой МК приведен на рис. 29.

Рис. 29. Пример записи диаграммы МКЗ

Таким образом, при оперативной оценке качества МК основным критерием качественного материала является: превышение показаний МПЗ над показаниями МГЗ против пластов-коллекторов и близкие показания в кавернах.

Методические приемы, повышающие геологическую эффективность МКЗ:

- диаграммы должны быть высокого качества;

- обязательной является одновременная запись кривых обоих микрозондов;

- в каждом разведочном районе по результатам испытания объектов должны быть уточнены верхние пределы абсолютных значений сопротивлений на диаграммах микрозондов, чтобы положительные приращения между ними могли использоваться как прямой качественный признак проникновения и коллектора;

- измерения микрозондами необходимо проводить в условиях наиболее вероятного наличия глинистых корок;

- масштаб кривых 1:1 обоих микрозондов должен быть 2,5 Ом.м/см при соотношении вспомогательных кривых как 1:2:5, т.е. 5 и 12,5 Ом.м/см соответственно;

- при УЭС промывочной жидкости менее 0,2 Ом.м на показаниях МКЗ резко уменьшается дифференциация и положительные приращения могут отсутствовать.

Микрозондирование производится следующей аппаратурой:

- МК-УЦ;

- МК-М (см. МБК).

15. Термометрия

При термическом (или геотермическом) каротаже вдоль ствола скважины непрерывно регистрируется температура среды. Для термических исследований чаще всего применяют электрические термометры (или термометры сопротивлений) разных марок и регистрирующее устройство каротажной станции.

На температуры в скважинах искажающее влияние могут оказывать разные причины: изменение диаметра скважины, потоки воздуха или буровой жидкости, нагрев породы после бурения и др. Эти факторы необходимо учитывать или исключать при выявлении температурных аномалий.

Термический каротаж подразделяется на методы естественных (МЕТ) и искусственных (МИТ) тепловых полей. Кривая изменения естественных температур пород в скважине и рассчитанный по ней геотермический градиент каждого i-го пласта зависят от теплового потока теплопроводности слагающих пород В случае горизонтального залегания пород тепловой поток по стволу скважины остается практически постоянным, и по графику геотермического градиента легко выделить породы с разной теплопроводностью.

В разведочных скважинах термометрия относится к дополнительным методам и проводится при значительных вариациях геотермического градиента по территории месторождения, например, из-за блокового строения разреза.

Диаграмма геотермического градиента регистрируется в масштабе 0,25^оС/см с соотношением последующих масштабов как 1:2.

Измерения проводятся сверху-вниз и запись повторяется при подъеме электротермометра снизу-вверх.

Измерения истинной температуры промывочной жидкости при неустановившемся тепловом режиме дают информацию о температурном состоянии ствола скважины в процессе проведения ГИС и проводятся по совместному решению геологических и геофизических служб.

16. ОЦК электротермометром

Отбивка цементного кольца электротермометром относится к основным исследованиям, проводится в каждой обсаженной поисковой и разведочной скважине, колонне, по всему разрезу.

Определяется положение высоты подъема цемента и качество цементирования обсадной колонны.

Измерение проводится не позднее 36 часов после цементирования колонны.

Масштаб регистрации диаграмм ОЦК 0,5^оС/см с соотношением последующих масштабов как 1:2:4.

Измерения проводятся сверху-вниз и запись повторяется при подъеме электротермометра снизу-вверх.

17. Акустическая цементометрия

Акустическая цементометрия (АКЦ) относится к основным исследованиям, проводится в каждой поисковой и разведочной скважине, в колонне, по всему разрезу.

Определяется наличие цемента и характер его сцепления с колонной и породой.

Измерения проводятся совместно с ОЦК электротермометром.

Измерения дублируются контрольным перекрытием по всему расчетному интервалу цементирования.

Оптимальное время проведения АКЦ устанавливается геологической и геофизической службами для типовых конструкций скважин, глубин, технологий цементажа и свойств цемента. АКЦ рекомендуется повторять непосредственно перед перфорацией каждого объекта.

Акустическая цементометрия производиться при помощи аппаратуры АКЦ-М.

АКЦ-М. Назначение

Аппаратура акустического контроля качества цементирования АКЦ-М предназначена для контроля качества цементирования обсаженных скважин.

Данные по аппаратуре

Аппаратура обеспечивает исследование скважин с обсадными колоннами диаметром от 130 до 350 мм с температурой до 120^оС, с гидростатическим давлением до 80 МПа.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 6500м.

Рис. 30 Схема прибора АКЦ-М

Прибор содержит магнитострикционный излучатель (И) и пьезокерамический приемник (П). Формула зонда И 2,5 П. Схема прибора изображена на рисунке.

Прибор в комплексе со станцией обеспечивает регистрацию следующих параметров акустического сигнала, характеризующих качество цементирования скважин:

- времени распространения сигнала по породе - Тп (шифр TP);

- амплитуды сигнала, распространяющегося по породе - Ап (шифр AP);

- амплитуды сигнала, распространяющегося по колонне - Ак (шифр AK).

Диапазон регистрации параметра Тп от 350 до 1600 мкс, динамический диапазон регистрации параметров Ап и Ак - 36 дБ.