Геофизические работы в скважинах

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Геофизические работы в нефтяных скважинах

Геофизические работы в скважинах (кроме ГТИ в процессе бурения) должны производиться в присутствии представителя "Заказчика" под руководством ответственного специалиста геофизического предприятия (подрядчика).

При ликвидации аварий с помощью взрывных методов, выполнении любых геофизических работ в скважинах поглощающих (при полном и катастрофическом поглощениях), ликвидации аварий, связанных с оставлением в скважинах взрывчатых материалов и источников ионизирующих излучений, работы должны вестись по разовому плану работ, утвержденному главными инженерами этих организаций.

Геофизические работы разрешается проводить только в специально подготовленных скважинах. Подготовленность объекта работ подтверждается актом в соответствии с действующими техническими инструкциями на данный вид работ. Подготовка должна обеспечить безопасную и удобную эксплуатацию наземного геофизического оборудования и беспрепятственный спуск и подъем каротажных зондов и скважинных приборов в течение времени, необходимого для проведения всего комплекса геофизических исследований.

Площадка для размещения геофизического оборудования должна:

а) обеспечивать установку единиц оборудования с шириной прохода между ними не менее 3 м, но быть не менее 10 х 10 м. В обоснованных проектами работ случаях (горная или густозастроенная местность, насыпи и т.п.) размеры площадки могут быть уменьшены;

б) обеспечивать возможность установки каротажного подъемника в горизонтальном положении с видимостью с места машиниста мостков и устья скважины;

в) иметь твердое покрытие в заболоченных, тундровых районах;

г) иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственную эвакуацию в аварийных ситуациях своим ходом или буксировкой другими транспортными средствами;

д) располагаться так, чтобы исключить скопление отработанных газов при работе ДВС подъемника и бензоэлектрических агрегатов; не располагаться в понижениях рельефа, в расчищенных в снегу траншеях и т.д.;

е) освещаться в темное время суток в соответствии с требованиями раздела 11 "Производственная санитария" настоящих Правил.

При размещении скважинного оборудования на искусственных сооружениях (эстакадах, морских буровых установках - МБУ) геофизическое оборудование, аппаратура и материалы размещаются согласно схемам, совместно разработанным и утвержденным "Заказчиком" и геофизическим предприятием с учетом размеров и конструктивных особенностей МБУ (эстакады). При этом:

а) в случае контейнерного варианта размещения аппаратуры и оборудования площадь рабочего места должна быть не менее 200 м.кв. (10 х 20м);

б) при каютном способе размещения аппаратуры и оборудования рабочее место должно иметь площадь не менее 140 м.кв. (14х10 м);

в) вблизи рабочих мест должны быть выделены помещения (каюты) для ремонтной мастерской, хранения на месте работ ВВ и РВ;

г) постаменты под каротажные подъемники должны иметь "Технические паспорта" и руководства (инструкции) по эксплуатации.

Электрооборудование буровой установки перед проведением геофизических работ должно быть проверено на соответствие требованиям ПУЭ, ПТЭ и ПТБ, стандартов электробезопасности и отвечать следующим дополнительным требованиям:

а) для подключения геофизического оборудования и аппаратуры к силовой или осветительной сети у края площадки, предназначенной для размещения оборудования (или не более чем в 40 м от нее) , должна быть установлена электрическая точка - щит с отключающим устройством и унифицированной четырехполюсной розеткой на напряжение 380 В и трехполюсной - на 220 В с заземляющими контактами;

б) должно быть обозначено место для подсоединения к контуру заземления буровой установки отдельных заземляющих проводников геофизического оборудования; подсоединение их должно выполняться болтами или струбцинами.

Обустройство устья скважины должно обеспечивать удобство спуска и извлечения скважинных приборов:

а) при превышении фланца обсадной колонны относительно пола более 0,75 м, а на скважинах глубиной более 1000 м - более 1,5 м на устье должна сооружаться рабочая площадка;

б) к устью скважин, бурящихся с глинистым раствором, с помощью гибкого шланга должна быть подведена техническая вода (горячая вода или пар при работе в условиях отрицательных температур).

Направляющий блок (оттяжной ролик) или наземный блок-баланс жестко (болтами, хомутами) крепится у устья скважины. Запрещается крепить их канатными укрутками, прижатием тяжелыми предметами.

Подвесной блок (ролик) должен подвешиваться к вертлюгу через штропы или непосредственно на крюк талевого блока через накидное кольцо. Запрещается использовать подвесные блоки без предохранительного кожуха (скобы).

Прочность узлов крепления подвесного и наземного блоков должна проверяться при вводе подъемника в эксплуатацию, после каждого ремонта блоков и в любом случае не реже 1 раза в год. Испытания проводятся в соответствии с действующими "Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов".

Исправность защелки крюка талевого блока должна проверяться каждый раз непосредственно перед проведением геофизических работ.

Буровое оборудование скважины должно быть исправно для обеспечения возможности использования его во время проведения всех геофизических работ. В процессе их выполнения на скважине должна находиться вахта буровой бригады, которая по согласованию может привлекаться к выполнению вспомогательных работ.

При производстве геофизических работ (кроме ГТИ в процессе бурения) проведение других работ буровой бригады (ремонт бурового оборудования, включение буровой лебедки и различных силовых агрегатов, передвижение по полу буровой и приемным мосткам тяжелого оборудования, выполнение сварочных работ и т.д.) может осуществляться только по согласованию с руководителем геофизических работ на объекте.

При этом работники буровой бригады должны быть проинструктированы руководителем геофизических работ о размерах опасных зон (взрывных, радиационноопасных работ, вблизи движущегося кабеля, токонесущих коммуникаций и т.д.), нахождение в пределах которых не допускается. Ответственность за допуск людей в опасную зону несет руководитель геофизических работ.

При работе буровых агрегатов по обеспечению проведения геофизических работ (дополнительная проработка скважины, подъем оставленных в скважине приборов с помощью бурильных труб и т.д.) персонал геофизических подразделений может находиться на буровой установке только с согласия руководителя буровых работ.

Геофизические работы через бурильные трубы допускается проводить только по плану, совместно утвержденному буровой и геофизической организациями.

Перед проведением геофизических работ буровой инструмент и инвентарь должны быть размещены и закреплены так, чтобы не мешать работе геофизической партии (отряда). Между каротажной станцией и устьем не должны находиться предметы, препятствующие движению кабеля и переходу людей, а также ограничивающие видимость устья скважины машинистом лебедки каротажного подъемника. Площадка у устья и приемные мостки должны быть исправны и очищены от бурового раствора, нефти, смазочных материалов, снега, льда. При невозможности уборки мешающих переходам и переноске скважинных приборов предметов, над ними должны устраиваться переходы (трапы, мостки).

Кабель, соединяющий геофизическое оборудование с электросетью, должен подвешиваться на высоте не менее 0,5 м от земли.

Подключать геофизическое оборудование к источнику питания необходимо по окончании сборки и проверки электросхемы станции.

Скважинные приборы массой более 40 кг допускается переносить с помощью специальных приспособлений (носилок, ремней, клещевых захватов и т.д.). Спуск таких и длинномерных (более 2 м независимо от массы) приборов в скважину и подъем необходимо выполнять механизированным способом.

Прочность крепления скважинных приборов, аппаратов и грузов к кабелю должна быть не более 2/3 разрывного усилия кабеля.

Длина кабеля должна быть такой, чтобы при спуске скважинного снаряда на максимальную глубину на барабане лебедки оставалось не менее половины последнего ряда витков кабеля.

Не допускается наличие "фонарей" на бронированном кабеле. Сохранность брони каротажного кабеля должна проверяться не реже 1 раза в квартал, а при работе на скважинах, содержащих в растворе агрессивные вещества (соляную кислоту, сероводород), проверка должна включать испытания на разрывное усилие.

Контроль за спуском (подъемом) скважинных снарядов должен выполняться по показаниям измерителей скорости, глубин и натяжений кабеля. При работах на скважинах глубиной менее 1500 м применение измерителей натяжений не обязательно.

Во избежание затаскивания скважинных приборов на блок на кабеле должны быть установлены три хорошо видимые метки.

Скорость подъема кабеля при подходе скважинного прибора к башмаку обсадной колонны и после появления последней предупредительной метки должна быть снижена до 250 м/ч.

Каротажный подъемник (каротажная станция) должен фиксироваться на месте установки стояночным тормозом, упорными башмаками (подколками, якорями) так, чтобы исключалось его смещение при натяжении кабеля, равном максимальной грузоподъемности лебедки.

Перед началом работ на скважине должна проверяться исправность систем тормозного управления, кабелеукладчика, защитных ограждений подъемника, надежность крепления лебедки к раме автомобиля, целостность заземляющих проводников геофизического оборудования.

В процессе выполнения работ после подачи предупредительного сигнала запрещается нахождение людей в пределах опасных зон:

а) при производстве прострелочно-взрывных и радиационноопасных работ;

б) не менее расстояния от подъемника до устья скважины - от трассы кабеля, освобождаемого от прихватов;

в) не менее двух метров от устья скважины и движущегося кабеля.

Усилие натяжения кабеля при "расхаживании" с целью освобождения от прихвата не должно превышать 50 % его разрывного усилия. При необходимости обрыва кабеля должны быть приняты дополнительные меры предосторожности.

Перед спуском скважинных приборов, содержащих взрывчатые и радиоактивные вещества, необходимо провести контрольное шаблонирование: диаметр шаблона должен быть не менее, а длина и масса - не более соответствующих размеров и массы скважинного снаряда (прибора).

Выполнение геофизических работ должно быть приостановлено при:

а) сильном поглощении бурового раствора (с понижением уровня более 15 м/ч);

б) возникновении затяжек кабеля, неоднократных остановках скважинных снарядов при спуске (за исключением случаев остановки снарядов на известных уступах или в кавернах);

в) ухудшении метеоусловий: снижении видимости менее 20 м, усилении ветра до штормового (более 20 м/с), сильном обледенении.

При возникновении на скважине аварийных ситуаций, угрожающих жизни и здоровью людей (пожар, выброс токсичных веществ, термальных вод и т.д.), работники геофизического подразделения должны немедленно эвакуироваться в безопасное место.

2. Геофизические исследования скважин

Геофизические исследования скважин (ГИС) - это совокупность геофизических методов, направленных на изучение горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах. Традиционно к ГИС относят также изучение технического состояния скважин, опробование пластов и отбор керна. Геофизические исследования, предназначенные для изучения горных пород, непосредственно примыкающих к стволу скважины, часто называют каротажем. О происхождении этого термина есть несколько версий, по одной из них термин «каротаж» произошел от французского «carotte» -- морковь. Первыми каротажниками были французы братья Шлюмберже, а каротажные приборы из за свое продолговатой формы действительно напоминают морковку.

Промысловой геофизикой называют методы каротажа, предназначенные для изучения нефтегазовых скважин.

Физические свойства горных пород определяют параметры естественных и искусственных полей, они же отражают литологические, коллекторские (способность фильтровать и накапливать углеводороды) и другие свойства. Нахождение по параметрам поля в скважине свойств горных пород называется обратно задачей ГИС и является основной задачей геофизических исследований на практике.

Геофизические исследования в скважинах проводят как в поисковых и разведочных скважинах, так и в эксплуатационных. Благодаря близости скважины непосредственно к изучаемому объекту (продуктивному пласту) методы ГИС позволяют изучать его с гораздо большей точностью, чем это делают наземные методы -- сейсморазведка, электроразведка и др.

Основные задачи, решаемые методами ГИС:

· изучение геологического разреза скважин;

· выделение и оценка полезных ископаемых;

· контроль за разработкой нефтегазовых месторождений;

· изучение технического состояния скважины (например, качества цементации);

· получение данных для интерпретации наземных геофизических методов (например данные ВСП и АК для сейсморазведки).

Классификация методов ГИС

В геофизических исследованиях скважин применяются те же физические основы, что и в наземных методах, и классифицировать их можно по виду изучаемых физических полей:

· электрические и электромагнитные;

· ядерно-физические;

· термические;

· магнитные;

· гравитационные.

Всего существует больше 50 различных методов ГИС а также множество их модификаций.

3. Оценка коллекторских свойств продуктивного пласта

Выделение терригенных коллекторов

В терригенных отложениях проницаемые горизонты выделяют по кривым СП, ГМ, микрозондирования и вызванных потенциалов. Проницаемым разностям соответствуют: отрицательные аномалии , низкие значения , расхождение кривых микропотенциал- и микроградиент-зондирования и низкие значения аномалий на кривых ВП. На проницаемость пластов указывает также проникновение фильтрата бурового раствора, отмечаемое по БЭЗ.

В карбонатных отложениях выделение коллекторов более сложно и зависимости от их структурно-текстурных особенностей проводится по определенному комплексу геофизических методов.

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 и радиационного гамма-излучения и уменьшением диаметра скважины. На кривых СП этим разностям часто соответствуют отрицательные аномалии . В отложениях с кавернозной и макротрещиноватой пористостью проницаемые разности также выделяют по низким кажущимся сопротивлениям на кривых малых зондов и по пониженным значениям и . Хорошо выделяются эти разности на кривых метода продолжительности проходки. Кавернозным участкам часто соответствуют провалы инструмента и поглощение бурового раствора.

В отложениях с микротрещинной пористостью проницаемые разности выделяют по комплексу электрических и радиоактивных методов; на кривых микрозондирования эти разности отличают по более низким сопротивлениям, а на кривых радиометрии скважин -- по более низким значениям интенсивности естественного гамма-излучения и пониженным интенсивностям по сравнению с плотными породами; дополнительным, но не обязательным признаком является отмечаемое на кавернограмме уменьшение диаметра скважин. В кавернозно-трещиноватых карбонатных отложениях наиболее однозначное выделение проницаемых разностей возможно по аномально высоким значениям на кривых метода изотопов. 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.

Определение пористости коллектора.

Наиболее тесная связь пористости наблюдается для методов сопротивлений, нейтронных, акустического каротажа.

Электрокаротаж является одним из первых методов, использованных за рубежом для определения пористости. Было предложено ряд формул, только две формулы нашли практическое применение. Это формула Арчи

(3.1)

(3.2)

В формуле Арчи показатель степени пористости m зависит от степени цементации породы и может иметь значения от 1,5 до 3. Эти формулы пригодны для оценки первичной пористости водоносных пластов при отсутствии зоны проникновения.

При наличии зоны проникновения для определения относительного сопротивления Р используется отношение удельного сопротивления зоны проникновения сзп к сопротивлению фильтрата бурового раствора сф. Величину пористости определяют по уравнению (3.1-3.4):

(3.3)

Для определения пористости нефтеносных пород эту формулу приводят к виду

(3.4)

(3.5)

где Kон - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, который, по некоторым данным может иметь значения от 0,1 до 0,25.

Для определения пористости пород по данным акустического каротажа наиболее часто применяется эмпирическое уравнение среднего времени, предложенное Вилли. Оно имеет вид

(3.6)

где v_п, v_ж, v_ск - скорости распространения упругих волн соответственно в пористой среде, в жидкости, заполняющей поровое пространство, и в скелете породы.

Для практического использования выражение (3.6) преобразуют в

(3.7)

где ДT, ДT_ск, ДT_ж - интервальное время распространения продольной волны соответственно в исследуемом пласте, в скелете породы и в жидкости заполняющей поры пласта.

Нейтронный каротаж является одним из наиболее распространенных методов, используемых зарубежными фирмами для определения пористости.

Для определения K_п применяется в основном три вида нейтронного каротажа: нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт) и нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт). Показания НК определяются, в основном, суммарным водородосодержанием породы. Вид пористости (гранулярная, кавернозная, трещинная) не влияет на показания НК.

Для определения пористости по данным НК строится график, связывающий значение логарифма пористости (определенной по анализам керна, калибровки или другим данным) с отклонениями кривой НК. Этот график выражается уравнением (3.8)

где K_п - пористость; Nd - величина отклонения каротажной кривой; m - коэффициент наклона линии графика; K - постоянная величина.

Уравнение (3.8) является основным для определения пористости по данным ННК и НГК.

Связь между показаниями НК Nd и K_п может быть также выражена уравнением:

(3.9)

где m - величина, определяемая параметрами скважинного прибора: А - коэффициент, зависящий от конструкции скважины и свойств раствора, заполняющего ствол.

Зависимости Nd=f(K_п), построенные на полулогарифмическом бланке по уравнению (3.9), представляет собой систему прямых линий, параллельных друг другу. При изменении конструкции скважины или характера жидкости, заполняющей ствол, кривая зависимости для новых условий может быть получена путем привязки диаграмм НГК или ННК к горизонту с известной пористостью. Для этого через точку с координатами I_НГК=b и K_п=a проводят прямую, параллельную линии, выражающей зависимость между показаниями НГК и пористостью в известных условиях.Для того, чтобы было возможно определять K_п по диаграммам НК, записанным различными приборами, в большинстве зарубежных фирм принята система калибровки в единицах АНИ. Одна нейтронная единица АНИ соответствует показанию прибора радиоактивного каротажа НГК или ННК в пласте известняка с пористостью 19%, деленному на 1000. Эта калибровка дополняется измерениями в эталонных пластах известняка с пористостью 26% и 2%. По результатам этих измерений можно получить график зависимости показаний АНИ от пористости и определять значения пористости непосредственно по диаграммам. Масштаб пористости при этом получается логарифмический.

Определение пористости горных пород по данным отдельных методов каротажа (ННК, НГК, АК, ГГК) часто имеет большие погрешности из-за влияния литологического состава пород. Для устранения этого недостатка разработаны методы совместного использования данных каротажа для определения K_п, обеспечивающие более уверенное определение пористости терригенных и карбонатных пород, позволяющие судить об их минеральном составе.

В настоящее время наиболее известным приемом интерпретации является способ графического сопоставления результатов ГГК-ННК, АК-ННК, АК-ГГК.

Этот способ известен под названием метод «двух минералов» или двухкомпонентного метода и основан на предположении, что порода состоит из двух минералов и насыщена водой. На рис. 3 показан график сопоставления ННК и ГГК, применяемый в методе «двух минералов» для определения величины K_п, плотности породы и ее литологического состава.

На графике линии со шкалой относятся к кварцу, известняку и доломиту, насыщенных жидкостью с пористостью от 0 до 30%. Линии постоянной плотности расположены между линиями основных минералов; они получены путем интерполяции. При нанесении на график точки с координатами А (K_п по данным ННК и д по данным ГГК) можно получить уточненные значения пористости и плотности.

Определение проницаемости коллекторов.

Качественная оценка проницаемости по данным ГИС может быть получена достаточно легко: проницаемые горизонты хорошо выделяются по диаграммам ПС, микрозондов. В результате интерпретации БКЗ можно определить диаметр зоны проникновения Д, а он тем больше, чем выше .

Количественная оценка проницаемости сложнее, т.к. является сложной функцией пористости, водонасыщенности и глинистости. Существуют несколько методик количественной оценки .

Методика Морозова. Основана на предположении о наличии зависимости между содержанием связанной воды и проницаемостью. При этом делается допущение, что содержание остаточной воды пропорционально удельной поверхности пор. полагается равным , который определяется по величине в нефтенасыщенной части пласта. Далее используют экспериментально построенную зависимость , где определяют по каротажу, а - по лабораторным исследованиям керна.

Методика Шлюмберже. Основана на связи проницаемости с пористостью, формой зерен, содержанием остаточной воды.

Фирмой Шлюмберже была предложена эмпирическая формула:

.

По этой формуле рассчитаны и графики (рис.), по которым можно определить проницаемость коллекторов, зная его пористость и остаточную водонасыщенность.

Рис. Зависимость проницаемости коллекторов от их пористости и остаточного водонасыщения (фирма Шлюмберже)

Сопоставление результатов определения проницаемости по данным каротажа и по керну показывает, что даже в благоприятных случаях относительная ошибка определений по каротажу может достигнуть 35-50%. Эта погрешность обусловлена недостаточно тесной связью коэффициента проницаемости с теми параметрами, которые определяются по каротажу.

В то же время определение и др. свойств пластов по каротажу имеет и свои преимущества, такие, как оперативность определений, большая представительность и большая детальность результатов, возможность бурения без отбора керна.

4. Исследования при проведении ГТМ (геолого-технических мероприятий)

Применение термометрии скважин. Решаются геологические задачи и задачи, связанные с выяснением технического состояния скважины. Измерение абсолютных значений температуры производится для определения основных геометрических параметров (геометрического градиента, геометрической ступени, плотности теплового потока), тепловой характеристики пород (теплопроводность, температуропроводность, тепловое сопротивление), изучения технического состояния цементного камня (высоты подъема цемента за колонной, наличие перетоков флюида в затрубном пространстве и мест поступления в скважину, выявление интервалов поглощения жидкости или ее поступления из пласта в скважину при бурении).

-Резистивиметрия - измерение сопротивления жидкости, заполняющей скважину, чаще всего - бурового раствора, с помощью скважинного резистивиметра. Результаты резистивиметрии используют при количественной интерпретации данных электрокаротажа, радиоактивного каротажа, по ним можно фиксировать момент вскрытия скважиной водоносных пластов, определять положение мест притока и поглощения жидкости в скважинах, проводить поиски сульфидных месторождений и т.д.

-Кавернометрия - заключается в измерении среднего диаметра буровой скважины. Это необходимо, к примеру, для того, чтобы правильно установить обсадную трубу в скважине, рассчитать объем цемента, необходимого для закрепления обсадных колонн, правильно выбрать скважинные приборы для каротажа. Знание диаметра скважины необходимо при количественной интерпретации результатов некоторых видов каротажа (БК, ГК, НГК и др.), а также для литологического расчленения разреза.

-Инклинометрия - это измерение углов искривления боковой скважины. Знать углы искривления необходимо, чтобы правильно определить, в какой точке пространства скважина пересекает полезное ископаемое, на какой истинной глубине, чтобы по видимой мощности рассчитать истинную. т.е. чтобы не допустить ошибок при подсчете запасов.

Огромное значение ГИС при проведении ГТМ объясняется, с одной стороны, необходимостью бурения глубоких скважин с минимальным отбором керна или вообще без него (для удешевления и ускорения работ) и, с другой стороны, хорошей дифференциацией осадочных толщ по легко измеряемым электрическим и ядерно-физическим параметрам, выдержанностью разрезов осадочных пород по простиранию, что дает возможность привязки каротажных диаграмм многих скважин к разрезу одной или нескольких опорных скважин, пробуренных с отбором керна. Основные задачи, решаемые с помощью ГИС на месторождениях нефти и газа:

- литологическое расчленение разрезов скважин;

- выделение в разрезах коллекторов, определении их мощности и строения;

- определение коллекторских свойств - пористости, проницаемости, глинистости;

- определение нефтегазонасыщенности коллекторов;

- определение положения ВНК, ГНК, ГВК;

- корреляция разрезов скважин;

- изучение технического состояния скважин;

- контроль над разработкой месторождения.

5. Применяемая геофизическая аппаратура

Для проведения геофизических исследований скважин используется. Автоматические каротажные станции с фотозаписью - запись измеряемых параметров ведется с помощью зеркальных гальванометров на фотобумаге, фотобумага приводится в движение от специального двигателя (обычно сельсина) синхронно с перемещением скважинного прибора. К примеру, автоматическая каротажная станция с фотозаписью АКС-4 позволяет исследовать скважины глубиной 2-3 км. Одним из недостатков станции АКС-4 является возникающие нарушения работы системы гальванометров фоторегистратора от сильных толчков при переездах и непосредственно на скважине.

Комплексные автоматические каротажные станции с потенциометрической записью. Наиболее широкое распространение получила автоматическая электронная каротажная станция АЭКС-900 (1500). Цифры, стоящие в названии, указывают максимальную глубину изучаемых скважин. Станция выпускается в двух вариантах: для глубин 900 и 1500 м и работает на трехжильном кабеле. Такие глубины характерны для скважин рудных и угольных месторождений.

Аппаратура для регистрации скважинных сигналов в двоично-цифровом коде - дает возможность вводить полученную информацию в ЭВМ с целью ускорения и автоматизации ее обработки. К примеру, аппаратура «Север», у которой ввод информации в ЭВМ проводится или непосредственно с магнитной ленты шагового накопителя (в режиме «ввод») или через модулятор и канал связи (радио-, телефонный канал или радиорелейная линия) на ЭВМ пункта обработки.

Аппаратура комплексного электрического каротажа предназначена для проведения широкого комплекса исследований в скважинах методами КС, ПС, БКЗ и другими методами без подъема скважинного прибора на поверхность. Аппаратура состоит обычно из скважинного прибора и наземных блоков, подключаемых к каротажным станциям. К примеру, комплексная аппаратура электрического каротажа на семижильном кабеле КЭС-2 предназначена для исследования нефтяных и газовых скважин глубиной до 3500 м. К примеру,аппаратура ПИК-1М предназначена для работы в скважинах глубиной до 6 км с любым типом каротажного кабеля.

Спускоподъемные устройства и оборудование. Для спуска скважинных приборов и зондов в скважину применяются каротажные кабели, которые направляются в нее через блок-баланс и приводятся в движение лебедкой. Каротажный кабель одновременно служит и для электрического соединения схем наземной и скважинной аппаратуры, а также для определения глубины нахождения датчика измеряемых величин. Для спуска скважинных приборов в зондов в скважину применяются каротажные кабели, которые направляются в нее через блок-баланс и приводятся в движение лебедкой. Каротажный кабель одновременно служит и для электрического соединения схем наземной и скважинной аппаратуры, а также для определения глубины нахождения датчика измеряемых величин. Кабели обозначаются буквами и цифрами. После первой буквы «К», означающей «Каротажный», следует буква, показывающая количество токоподводящих жил: одна («О»), три («Т»), семь («С»). Третья буква означает наличие хлопчатобумажной оплетки (О), шланга (Ш) или металлической брони (Б). Четвертая буква (если она имеется) характеризует кабели, применяющиеся в специфических, обычно сложных условиях эксплуатации: Н - нефтестойкий, Т - теплостойкий, Ф - фторопластовое покрытие в целях теплостойкости, Д -наличие двойной брони одножильного кабеля. Цифра в обозначении кабеля означает разрывное усилие кабеля в тоннах

Зачем проводят каротаж скважин

Прежде всего, целью проведения обследования является определение герметичности обсадной колонны, так как при нарушении этого параметра значительно ухудшаются свойства воды, а также значительно уменьшается период эксплуатации конструкции. Кроме этого, каротаж скважин значительно снижает риск загрязнения водоносного горизонта.

6. Боковое каротажное зондирование (БКЗ)

БКЗ проводят для определения истинного удельного сопротивления пластов и зоны проникновения глинистого раствора в пласт в Ом (Ом_*метр). Сущность БКЗ заключается в измерении кажущихся удельных сопротивлений несколькими градиент-зондами (реже потенциал-зондами) различной длины от стенки скважины до нетронутой зоны пласта. На практике обычно пользуются зондами, размеры которых соответствуют 1--30 диаметрам скважины.

Для исследования обычно используют следующий комплект последовательных градиент-зондов: А0,4М0,1N; А2,0М0,5N; А4,0М0,5N; А8,1М0,0N; и для уточнения стандартный зонд N0,5M4,0A.

Одновременно с проведением БКЗ необходимо определять удельное сопротивление глинистого раствора резистивиметром и диаметр скважины каверномером.

Запись диаграммы ПС при БКЗ производится обычно дважды; один из замеров, являющийся контрольным, выполняется электродом, максимально удаленным от груза.

Рис. Схематическое изображение прискважинной зоны проницаемого пласта.

Изменение расстояний между электродами зонда (изменение длины зондов) при БКЗ осуществляется применением специального «раздвижного» зонда либо при помощи коробки (муфты) БКЗ.

Раздвижной зонд снабжен двумя передвижными электродами, которые присоединяются к жилам кабеля посредством изолированных проводов. Передвижные электроды могут быть установлены на различное расстояние один от другого и от третьего неподвижного электрода.

Коробка БКЗ предназначена для переключения жил кабеля с одного зонда на другой и состоит из глубинного прибора и многоэлектродного зонда.

Результаты расчета кажущегося удельного сопротивления для пласта неограниченной мощности представлены в виде кривых, выражающих зависимость с_к от различных определяющих его параметров:

а) для непроницаемого пласта - от удельных сопротивлений пласта с_п и промывочной жидкости с_с, диаметра скважины d_с и длины зонда L_з ;

б) для проницаемого пласта при наличии зоны проникновения, кроме перечисленных параметров, - от удельного сопротивления зоны проникновения _зп и ее диаметра D.

Эти кривые называются кривыми бокового каротажного зондирования (БКЗ). Такие кривые, сгруппированные по определенному признаку (двухслойные, трехслойные) и выражающие зависимость _к/_c от L/d_c для пласта неограниченной мощности, называются палетками БКЗ. Различают кривые БКЗ двух основных типов - двухслойные и трехслойные.

Двухслойные кривые БКЗ рассчитаны для условий, когда проникновение промывочной жидкости в пласт отсутствует. При этом важны следующие случаи:

а) сопротивление промывочной жидкости, заполняющей скважину, меньше сопротивления пласта (_с < _п);

б) сопротивление жидкости больше сопротивления пласта (_с > _п).

Двухслойные расчетные кривые БКЗ сгруппированы в палетки, обозначаемые БКЗ - 1А (при _п > _c) и БКЗ - 15 (при _п < _с).

Кривые палеток БКЗ - 1 в своей правой части асимптотически приближаются к значениям удельного сопротивления пласта. Изображенная на палетке 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 _п/_c, который называется модулем кривой БКЗ и является ее шифром.

Трехслойные кривые БКЗ рассчитаны для случая проникновения промывочной жидкости в пласт. При этом в примыкающей к скважине части пласта образуется зона проникновения, условно принимаемая за цилиндрическую, диаметром D и удельным сопротивлением _зп с промежуточным значением между _с и неизменной части пласта _п. Трехслойные кривые БКЗ определяются пятью параметрами _п, _зп, _с, D и d_с. Их форма и положение на палетках зависят от трех относительных параметров _зп /_c, D/d_c, _п /_c.

При проникновении фильтрата промывочной жидкости в пласт возможны два случая:

а) снижение удельного сопротивления (понижающее проникновения _п /_зп > 1);

б) увеличение удельного сопротивления (повышающее проникновение _п /_зп < 1).

Каждая кривая на трехслойной палетке БКЗ изображает зависимость _к /_c от L_з/d_c при заданных параметрах D/d_c, _зп /_c и _п /_c, из которых два первых отражают шифр палетки, а третий - шифр кривой. Например, палетка БКЗ с шифром 4/20 означает, что на ней представлен набор кривых зависимости _к /_c от L_з/d_c при D/d_c= 4 и _зп /_c = 20. При повышающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в пласт удовлетворяется условие _с<_зп>_п при понижающем _с<_зп<_п .

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) состоит в измерении кажущегося сопротивления пород комплектом зондов, последовательно возрастающих размеров. В методе БКЗ используется зависимость значений r_к от размера зонда и характер приближения их к значениям УЭС пород.

Комплект зондов для БКЗ выбирается в соответствии с диаметром исследуемой скважины. Рекомендуемые типоразмеры зондов приведены в табл. 1.

Таблица1

Диаметр скважины, мм	Зонды КС
	1	2	3	4	5
> 200	М0,25А0,1В	М0,5А0,1В	М1А0,1В	М2А0,25В	М4А0,25В
<200	М0,1А0,05В	М0,25А0,1В	М0,5А0,1В	М1А0,1В	М2А0,25В

При работе в хорошо изученных районах количество зондов для БКЗ можно сократить до четырех.

БКЗ позволяет выбирать оптимальный типоразмер зонда КС для данного района. При исследовании гидрогеологических скважин с помощью БКЗ можно судить о литологии и водоносности пород, пересеченных скважиной.

Различают два типа кривых БКЗ: двухслойный и трехслойный.

Двухслойный тип кривых встречается при выполнении следующих условий:

зона проникновения практически отсутствует;

значения сопротивления пластовой воды и фильтрата промывочной жидкости равны между собой (r_пв = r_ф );

глубина зоны проникновения намного больше глубинности исследования использованного комплекта зондов БКЗ. Трехслойный тип кривых соответствует соотношению r_ф № r_зп № r_п , где r_зп сопротивление зоны проникновения; r_п - удельное электрическое сопротивление пласта. Если r_ф > r_пв или соответственно r_зп > r_п, то различают повышающее проникновение, при обратном соотношении и r_ф и r_пв - понижающее.

В большинстве случаев при проведении гидрогеологического бурения соблюдается условие r_ф ~r_пв . Это облегчает использование данных метода БКЗ, так как оказывается возможным проводить интерпретацию по двухслойным палеткам.

Изменение зонда при БКЗ производится перемещением электродов зонда с помощью специального "раздвижного зонда" или переключением жил кабеля при помощи коробки БКЗ (скважинного переключателя).

В "раздвижном" зонде электродный провод припаивают к концу соединительного провода: электроды устанавливают и закрепляют на зонде по мере надобности так, чтобы была исключена возможность их смешения в скважине.

Масштаб кривых r_к при БКЗ должен быть достаточно большим, чтобы обеспечить возможность регистрации сопротивления низкого значения для данного района с ординатой не менее 0,5 см.

Разновидностью БКЗ является метод повторных боковых каротажных зондирований (ПБКЗ). Его рекомендуется проводить для оценки производительности водоносных горизонтов. Сущность его состоит в проведении в скважине, предварительно промытой раствором повышенной минерализации, двух или трех БКЗ.

Кривые БКЗ регистрируются через определенные промежутки времени и каждая последующая кривая, записанная против водопоглощающих пластов, смещается вправо по отношению к предыдущей.

По наблюдениям за смещением кривых судят о скорости поглощения воды пластом или о количестве поглощенной им воды за известный промежуток времени.

Метод ПБКЗ дает хорошие результаты только при сравнительно малых скоростях фильтрации, когда между отдельными замерами не отмечается существенного изменения УЭС раствора в скважине. Подробнее методика ПБКЗ изложена в соответствующем руководстве [10].

При БКЗ обязательно проведение следующих операций в интервале исследования:

измерение УЭС воды в скважине резистивиметром;

измерение диаметра скважины каверномером;

измерение микрозондами.

Скорость перемещения каротажного зонда, а также погрешность измерения при БКЗ те же, что и при записи КС.

Обработка материалов БКЗ.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводят для определения истинного удельного сопротивления пластов и выявления проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт.

Для пластов большей мощности целесообразнее строить кривые зондирования по средним или оптимальным значениям КС. Для пластов средней мощности высокого сопротивления (6 < h < 20м) используют средние и максимальные значения, а иногда для уточнения и оптимальные значения КС. Последние могут быть отсчитаны для зондов, размеры которых не превышают 0,8 мощности пласта. Для пластов малой мощности высокого сопротивления (h<6м) строят экстремальные кривые зондирования.

Различают теоретические (расчетные) и фактические кривые БКЗ. Теоретическими называют кривые, построенные на основании расчетных данных при помощи сеточного моделирования или графоаналитическим методом. Фактическими называются кривые зондирования, построенные по средним или оптимальным значениям КС, отсчитанным на каротажных диаграммах против однородных пластов большей мощности (h>15-20м). Такие пласты приравниваются к пластам неограниченной мощности, и кривые зондирования для них соответствуют кривым БКЗ и интерпретируются путем непосредственного их сравнения с теоретическими кривыми БКЗ.

Для интерпретации БКЗ пластов средней мощности используют фактические кривые БКЗ, построенные по специальной методике, разработанной С.Г. Комаровым. Эти кривые отображают зависимость _к=f(АО) для пластов, аналогичных по удельному сопротивлению исследуемым, но неограниченной мощности.

Для интерпретации кривых БКЗ в пластах небольшой мощности, сопротивление которых превышает сопротивление вмещающих пород, принимают теоретические максимальные и экстремальные кривые зондирования.

При интерпретации БКЗ фактическую или экстремальную кривую зондирования сравнивают с теоретическими, среди которых находят кривую, соответствующую интерпретируемой. Это позволяет считать, что интерпретируемая кривая имеет те же параметры, что и теоретическая. На основании этого определяют удельное сопротивление пласта и оценивают наличие или отсутствие проникновения промывочной жидкости в пласт, а при благоприятных условиях устанавливают глубину ее проникновения в пласт. геофизический скважина каротаж

Полученную фактическую кривую БКЗ сопоставляют в начале с кривыми двухслойной палетки БКЗ-1. При этом бланк с фактической кривой БКЗ накладывают на палетку так, чтобы начала координат осей кривой и палетки совпадали. Если при этом фактическая кривая совмещается с одной из палеточных кривых или укладывается между двумя соседними расчетными кривыми БКЗ, повторяя их форму, то в пласте нет проникновения промывочной жидкости, фактическая кривая БКЗ является двухслойной. Удельное сопротивление такого пласта определяется в точке пересечения фактической кривой БКЗ и кривой А палетки.

Если же фактическая кривая БКЗ не совмещается ни с одной из двухслойных кривых БКЗ, то следует предположить наличие проникновения (понижающего или повышающего) промывочной жидкости в пласт. Отличить фактическую кривую БКЗ с повышающим проникновением промывочной жидкости от кривой, характеризующейся понижающим проникновением, относительно легко, если мощность пласта велика. Кривая соответствующая повышающему проникновению, отмечается крутым спадом после максимума. В случае понижающего проникновения фактические кривые БКЗ с увеличением размера зондов пересекают двухслойные расчетные кривые, переходя от кривых с меньшими значениями и кривым с большими величинами удельных сопротивлений.

В благоприятных условиях (мощный пласт среднего и низкого сопротивления), погрешность определения _п по БКЗ не превышает 10-20%. Неблагоприятными условиями для использования БКЗ являются: неоднородность разреза (тонкое чередование прослоев различного сопротивления); малое сопротивление ПЖ, когда _п/_c > 200 для мощных пластов и _п/_вм > 20 для тонких пластов.

7. Акустический каротаж (АК)

Акустический каротаж - высокоэффективный метод детального расчленения разреза скважин по литологии для обнаружения зон повышенной трещиноватости, разуплотнения и напряженного состояния пород.

Значения истинных скоростей упругих волн, измеренных при АК, используются для интерпретации результатов наземных и скважинных сейсмических наблюдений, для оценки инженерно-геологических характеристик грунтов и степени неоднородности массива.

Акустические наблюдения основаны на возбуждении и регистрации упругих колебаний в диапазоне частот 10 - 80 кГц. Примерная длина волны в скальных породах 5 - 30 см, в песчано-глинистых 3 - 15 см; глубинность исследования стенок скважин колеблется от 10 до 57 см.

В качестве излучателей и приемников в АК используются пьезопреобразователи; изучаются скорости продольных V _p и релеевских V _R волн, реже поперечных волн V _s , динамические характеристики являются вспомогательным материалом при выделении и корреляции волн, а также при геологической интерпретации данных АК.

Неотъемлемой частью АК являются измерения скорости упругих волн на образцах (кернах) пород из каротируемых скважин, что позволяет значительно повысить возможности АК, особенно при количественной оценке трещиноватости и пористости пород. Диапазон рабочих частот при этом может быть расширен до 200 кГц.

В практике инженерной геофизики применяются:

непрерывный АК с автоматической регистрацией времен прихода упругих волн;

многоканальный АК с точечной регистрацией волновой картины;

АК с точечной регистрацией волновой картины, снятой в сухой скважине.

Аппаратура с автоматической регистрацией позволяет изучать параметры только продольных волн, она отличается высокой производительностью и предназначена для исследования глубоких (до 2000 м и более) скважин. Аппаратура монтируется в кузове автомашины.

Аппаратура с точечной регистрацией позволяет изучать как продольные, так и поперечные волны. Этот вид АК предназначен для детального исследования неглубоких инженерно-геологических скважин (до 100 - 200 м).

АК в скважинах, заполненных водой или фильтратом промывочной жидкости, позволяет выделять породы с высокими скоростями продольных и поперечных волн (более 1500 м/с).

Расчленение геологического разреза, представленного рыхлыми породами, характеризующимися низкими скоростями прохождения упругих волн, по данным АК возможно лишь в сухих скважинах.

Непрерывный АК с автоматической регистрацией

Для проведения непрерывного АК применяются серийно выпускаемые промышленностью комплекты аппаратуры СПАК-2М, СПАК-4, "Парус" ЛАК-1, ЛАК-2, АСКУ-1, АКЗ-1, АКЦ-1, "Звук-2", АКН-1 и др. Аппаратура "Звук-2" и "Парус" подходят по своим параметрам для ЛК инженерно-геологических скважин.

Серийно выпускаемая аппаратура предназначена для работы с каротажными станциями типа АКС и CKВ при условии обеспечения их универсальным источником питания УВК-1 и фоторегистратором ФР-5 или ФР-6.

В скважинный прибор аппаратуры типа "Парус" и СПАК-2М входят трехэлементные зонды, которые содержат по два излучателя (U₁ , U₂) и один приемник ультразвука (П ₁). Размеры зонда СПАК-2М составляют И₂0,5И₁2,46П₁ , а "Парус" - И ₂ 0,25И₁ 0,96П₁

Аппаратура непрерывного каротажа позволяет регистрировать следующие основные параметры:

времена пробега продольной волны Т₁ и Т₂ на базе И₁ -П₁ и И₂ -П₁ .

амплитуду продольных волн А₁ и А₂ , регистрируемую на приемнике при работе излучателя И₁ и И_2;

затухшие колебаний продольной волны на базе И₁ -И₂ , интервальное время DТ=Т₂ -T_1;

В результате непрерывного АК получают диаграммы величин T₁ , Т₂ , DТ, А₁ , А₂ , или части из них (обычно достаточно T₁ и DТ, А₁ и ). Порядок работы с аппаратурой СПАК-2М и "Парус", методики получения диаграмм, контроля их качества и т.д. определяются соответствующими инструкциями.

Многоканальный АК с точечной регистрацией

Комплектной аппаратуры для выполнения многоканального АК отечественная промышленность не выпускает. Для проведения этого вида исследований используются ультразвуковые сейсмоскопы различных конструкций и скважинные зонды, изготовляемые силами геофизических организаций.

Наибольшее распространение получила установка многоканального каротажа Гидропроекта. Она состоит из ультразвукового сейсмоскопа, созданного на базе Р 5-5, снабженного фотоприставкой с аппаратом "Смена-8". На скважинном зонде через каждые 20 см размешены семь обратимых пьезопреобразователей с собственной частотой 70 кГц. Посредством экранированного кабеля РК-50-2 все семь ультразвуковых датчиков зонда непосредственно соединены со входом сейсмоскопа, где с помощью ручного переключателя они могут включаться как излучателями, так и приемниками ультразвука в любой комбинации. Многоканальная запись получается путем поканального фотографирования волновых картин с экрана сейсмоскопа при одновременном перемещении фотопленки. Для облегчения последующей обработки полученные фотопленки ФЭД печатаются с увеличением 5:1 на фотоувеличителе П-10. Минимальный диаметр изучаемых скважин 58 мм.