Особенность геологоразведочных скважин

Физико-геологические предпосылки каротажа на основе натуральных и искусственных геофизических полей. Основная характеристика естественной и наведенной радиоактивности. Исследования скважин в процессе бурения. Особенность прострелочно-взрывных работ.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курс лекций
Язык русский
Дата добавления 18.12.2014
Размер файла 4,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Рис. 68 Графики изменения времени жизни нейтронов при различных энергиях у аргиллитов и песчаников

Твердая фаза

Пространственно - энергетическое и временное распределение нейтронов в минералах преимущественно определяется их химическим составом, влияющим на сечение поглощения (захвата). Определенную роль играет содержание водорода, входящего в состав минералов и связанной воды. Тенденция изменения показателей s и Ls имеет вид:

Уменьшение s и Ls минералы минералы минералы минералы минералы углистой глинистой карбонатной силикатной рудной группы группы группы группы группы

Жидкая фаза

Вода и нефть являются природными объектами, которые содержат много водорода. Следовательно, они являются сильными поглотителями нейтронов. Время жизни и длина замедления больше в нефтеносных пластах по сравнению с водоносными (рис. 69).

Рис. 69 Вариационные кривые времени жизни тепловых нейтронов в водоносных и нефтеносных пластах

Минерализация воды, определяемая содержанием солей, существенно изменяет время жизни нейтронов. Особенно уменьшаются показатели ф и Ls при наличии хлора (Cl), который обладает большим сечением поглощения.

Газовая фаза

Природные газы: метан, пентан, пропан, содержащие водород, характеризуются, по сравнению с воздухом, меньшими значениями времени жизни и длины замедления нейтронов, но большими по отношению к нефти и, тем более, к воде:

Увеличение s и Ls

Вода нефть природные газы воздух

С ростом давления значения коэффициента диффузии D и времени жизни нейтронов ф заметно уменьшаются, но они увеличиваются с повышением температуры. Изменение химического состава газа влияет на нейтронные характеристики главным образом через плотность. Чем больше д, тем меньше ф.

Магматические породы

В магматических породах нормального ряда от кислых к ультраосновным имеет место тенденция увеличения параметров ф и Ls, что связано с одной стороны уменьшением пористости, а с другой - уменьшением содержания кремнезема, оксидов калия и натрия. Последние, то есть K и Na , являются элементами с высокими сечениями поглощения тепловых нейтронов.

В относительных единицах для s и Ls тенденция имеет вид (рис. 70):

Рис. 70 Тенденция изменения времени жизни и длины замедления нейтронов в щелочноземельном ряду магматических пород

По абсолютным значениям ф и Ls магматические породы относятся к разряду слабых замедлителей. Время жизни тепловых нейтронов у них составляет 800ч1000мкс, а длина замедления 35ч45 см.

Метаморфические породы

Метаморфические породы, как и магматические, относящиеся к разряду кристаллических с низкими значениями пористости, не превышающей 5%, относятся к слабым замедлителям. Показатели ф и Ls у метаморфических пород примерно такие же, как и у магматических. Тенденция закономерного увеличения этих показателей наблюдается с ростом метаморфизма.

Рис. 71 Тенденция изменения времени жизни и длины замедления нейтронов в зависимости от стадии метаморфизма пород

Осадочные породы

Нейтронные свойства осадочных пород по сравнению с кристаллическими имеют широкий спектр изменений. При одноименных стадиях преобразования наибольшими значениями ф и Ls характеризуются чистые кварцевые песчаники и доломиты, а наименьшими - ангидриты, гипсы, глинистые и углистые породы. Увеличение ф и Ls наблюдается в ряду от углистых к глинистым, далее карбонатным, силикатным и рудным породам:

Увеличение ф и Ls породы породы породы породы породы углистой глинистой карбонатной силикатной рудной группы группы группы группы группы.

Процессы окаменения пород приводят к увеличению ф и Ls в соответствии с уменьшением пористости. Наибольшие изменения этих показателей происходят у терригенных (песчаники, алевролиты, аргиллиты) и наименьшие у хемогенных (известняки, мергели, доломиты) пород. Тенденция изменения ф и Ls для терригенных пород показана на рисунке 72.

Рис. 72 Тенденция изменения времени жизни и длины замедления нейтронов в зависимости от стадий преобразования терригенных пород

В осадочных породах наличие газа и нефти в поровом пространстве увеличивает время жизни нейтронов по сравнению с водоносным пластом, так как в воде больше водорода.

Скважинные приборы НК

Скважинные приборы НК имеют конструкцию зондовых устройств, подобную приборам ГГК (рис. 73). Источник нейтронов является ампульным и во время каротажа подсоединяется к прибору вместе с хвостовиком. Последний хранится и перевозится в специальном защитном устройстве (как и в методах ГГК должны соблюдаться меры безопасной работы с радиоактивными веществами).

Разновидности (модификации НК) зависят главным образом от типа детектора и окружающих его фильтров. В ННК-Т детектором служит гелиевый счетчик.

Рис. 73 Схема зондов нейтронных методов каротажа

Метод чувствителен к содержанию хлора (Cl). Результаты сильно зависят от РН пластовой воды. В ННК-НТ детектор также гелиевый счетчик, но он окружен кадмиевыми фильтрами, поглощающими тепловые нейтроны, поэтому метод более тесно связан с водородосодержанием, нежели метод ННК-Т. В НГК и СНГК детекторами являются сцинтилляционные счетчики, как и в методах ГК и ГГК. Методы чувствительны к содержанию хлора, бора, лития, кадмия, кобальта и др.

При исследовании нефтяных и газовых скважин наиболее широко используется метод НГК, поскольку он обладает большей глубинностью. Однако при высокой минерализации пластовых вод и промывочной жидкости целесообразно применение ННК-Т и ННК-НТ. Эти методы имеют преимущества перед НГК и в том, что их показания свободны от влияния естественного гамма-излучения и гамма-излучения источников нейтронов. Длина зондов в методах ННК-Т и ННК-НТ выбирается равной 0,4-0,5 м. Глубиность исследований составляет 20-30 см, в то время как в методе НГК и СНГК она достигает 40-60 см.

Каротаж СНГК

СНГК основан на изучении спектра гама-излучения радиационного захвата. Определяются преимущественно элементы, имеющие сравнительно жесткий спектр и высокое макроскопическое сечение захвата. Это Fe, Ni, Cr, Ti, Cl, Mn, Cu, S, Hg и др. В нефтегазовых скважинах СНГК имеет ограниченное применение, так как глубинность метода не превышает 20 см.

Многозондовый каротаж НК

НК основан на определении декремента пространственного затухания плотности тепловых нейтронов в скважине с помощью двух или более детекторов, расположенных на различном расстоянии от источника.

Импульсный нейтронный каротаж (ИНК)

ИНК основан на облучении горных пород потоком быстрых нейтронов и регистрации тепловых нейтронов, гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ), а также гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР). ИНК имеет несколько модификаций, основными из которых являются импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и импульсный нейтронный гамма каротаж (ИНГК).

ИННК и ИНГК основаны на изучении процесса спада плотности тепловых нейтронов во времени от периодически возбуждаемых коротковолновых импульсов генератора нейтронов при частоте поля f = 10-500 Гц и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ). После некоторой задержки (t3) регистрируют число импульсов во временных (Дt) окнах (рис. 74). По значениям числа импульсов в нескольких окнах находят параметры временного распределения. При достаточном числе временных окон (8-16) вид распределения удается восстановить с высокой детальностью.

Рис. 74 Схема возбуждения и измерения импульсов в методе ИННК

t - время следования импульсов нейтронов, Дtg - длительность нейтронных импульсов, Дt - окно временного анализатора, t3 - время задержки

Современная цифровая аппаратура позволяет зафиксировать весь процесс спада, начиная с некоторой задержки. Зонды ИНК отличаются от зондов НК наличием импульсного, а не стационарного источника нейтронов. Наземная аппаратура содержит многоканальный временной анализатор. Преимущества методов ИНК в том, что снижается влияние скважины, так как время жизни в ней нейтронов (фс), меньше времени их жизни в пласте (фпл).

Лекция 12. Каротаж на основе сейсмоакустических полей

Метод акустического каротажа (АК)

АК основан на возбуждении упругих волн в полосе частот f = 1-10 кГц. Скважинные зонды преимущественно трехэлементные. Они состоят из одного излучателя и 2-х приёмников или в силу принципа взаимности, наоборот - одного приемника и 2-х излучателей (рис. 75). В процессе каротажа регистрируют параметры: 1) tp1, tp2 - времена первого вступления приемников, 2) ?t - интервальное время, определяемое разницей времён прихода головной волны на приемники, 3) А1, А2 - амплитуды сигналов на приемниках в заданной точке, 4) - коэффициент поглощения.

?t = ?L/V ; б = ln (A1/A2)/ ?L,

где V - скорость распространения упругих волн.

Рис. 75 Схема трехэлементного зонда АК

L3-1, L3-2- длины зондов, ?L - база зонда, П1, П2 -приемники, И - излучатель

Наиболее информативной в АК является кривая ?t. Базу выбирают в соответствии требуемой разрешающей способностью. Чем меньше ?L, тем более тонкие пласты могут быть выделены.

Многоэлементный зонд АК содержит минимум 2 измерителя и более 10 приемников (16, 24, 48 и т.д.). Такие зонды называют матричными. Блок волновых картин имеет вид сейсмограмм (рис. 76).

Рис. 76 Типовая картина многоэлементного зонда АК

Посредством корреляции удается идентифицировать различные типы волн и затем оценить их кинематические и динамические параметры не только во времени, но и вдоль оси скважины.

Информативная форма записи результатов АК - фазокорреляционные диаграммы (ФКД), которые представляют собой изображения линий равных фаз. Диаграммы изображают путем идентифицирования положительных полупериодов волновой картины, получая образ скважины (рис. 77). Это является эффективным приёмом при литологическом расчленении разрезов, отбивки границ пластов, оценке качества цементирования. Определяются любые кинематические и динамические параметры упругих волн, в частности ?t.

Рис. 77 Форма представления диаграмм ФКД

Области применения АК:

1) получение данных для интерпретации материалов сейсморазведки

2) литологическое расчленение разрезов

3) оценка прочностных свойств пород

4) выделение коллекторов, определение их пористости

5) изучение обсадки скважины

Скважинное акустическое телевидение (САТ)

САТ - специальный вид АК, предназначенный для детального исследования стенок обсаженных и необсаженных скважин. Сканирование осуществляется с помощью вращающегося преобразователя акустических сигналов. Их амплитуда определяется отношением волновых сопротивлений стенки скважины и бурового раствора.

Разрешающая способность САТ зависит от длины волны л. Поэтому для увеличения детальности используют достаточно высокую частоту f = 1-2 МГц. В то же время это вызывает большое затухание волн в буровом растворе.

САТ эффективен для выявления в разрезах скважин тектонически нарушенных и трещиноватых зон, а также проницаемых коллекторов, где коэффициент отражения имеет пониженные значения (рис. 78).

Акустические профилеметрия и кавернометрия

Эти методы, как и САТ, основаны на законах отраженных волн. Используется принцип импульсной эхолокации, то есть изменение времени t распространения упругих волн от излучателя до стенки скважины и обратно:

dc = Vс t,

где Vс - скорость в буровом растворе, tс - время, dc - диаметр скважины.

Чтобы измерять время по кратчайшему расстоянию, точки измерения и приема совмещают. В качестве источника-приёмника применяют пьезопреобразователи с частотой f = 200-500 кГц.

Рис. 78 Пример «фотографирования» стенок скважины по результатам САТ

Рис. 79 Пример обработки и представления диаграмм акустической профилеметрии

I, II, III - интервалы сечения

Акустическая профилеметрия отличается от акустической ковернометрии тем, что в ней обеспечивается вращения луча. Запись амплитудных сигналов осуществляется несколькими сдвинутыми друг относительно друга преобразователями. Результаты каротажных исследований представляются в виде кривых акустической жёсткости и круговых диаграмм, отображающих форму ствола скважины по его диаметру (рис. 79).

Лекция 13. Исследования скважин в процессе бурения

13.1 Каротаж приборами, транспортируемые буровым инструментом (ТБИ)

ТБИ - специальные технологии каротажа, необходимость разработки и применения которых обусловливается:

а) сокращением времени простоя скважины;

б) возможностью наблюдать (изучать) процесс образования зоны проникновения.

Приборы ТБИ являются комплексными, компануются в буровой инструмент в специальных вставках вблизи долота и включают методы КС, МКЗ, БК, ГГК-П, НТК, ИННК, ГК, кавернометрию, термометрию. Физика явлений при проведении методов ТБИ и методика обработки результатов в принципе те же, что и при исследовании приборами на кабеле.

Организация телесистемы забой-устье скважины сложная, предусматривающая использование различных способов:

1) путем скважинных магнитных регистраторов;

2) посредством цифровой регистрации

3) за счёт гидравлических каналов связи по буровому раствору.

Каротаж на основе технических параметров бурения

Собственно это механический каротаж (МК), то есть каротаж скорости бурения или обратной ей величины (продолжительности проходки единичного интервала).

V = Н*tн,

где V - скорость механического бурения, Н - длина интервала бурения, tн - время бурения интервала Н. Обработка результатов измерения параметра Т = 1/V (продолжительность проходки) предусматривает введение поправок (нагрузка на долото, скорость циркуляции и свойства бурового раствора и т.д.).

Акустический каротаж в процессе бурения (АКПБ)

АКПБ основан на измерении параметров вибрации (колебаний) колонны бурильных труб в породах различного литологического состава. Частоты колебаний выделяются с помощью полосовых фильтров и разделяются путём экспериментально установленных величин. Частота разрушения породы составляет 1-10 кГц, а частота колебаний колонны не превышает 10 Гц. Известно также, что частота вращения шарошек 15-50 Гц, а частота зубцевых колебаний 100-500 Гц.

Тесная зависимость наблюдается между интенсивностью зубцевых колебаний (Jр) и пористостью (kП). Коэффициент корреляции для отдельных пород составляет 0,9. Кроме того Jр = f (Vp), т.е. имеется зависимость этого параметра от акустической жесткости.

АКПБ применяют для литологического расчленнения разрезов, оценки волновых сопротивлений пород, оперативного выделения пластов-коллекторов. Диаграммы АКПБ надежно коррелируются с диаграммами других методов каротажа.

Газовый каротаж

Метод газового каротажа основан на определении количества и состава углеводородных газов в промывочной жидкости. Метод относится к прямым методам выявления и изучения нефтегазовых коллекторов и его рассматривают как самостоятельный вид исследований.

Газы в горных породах находятся в свободном, растворённом и сорбированном состояниях, а также в виде конденсата в водах и нефтях. Различают залежи газовые, газоконденсатные, нефтяные. В этих залежах суммарный и компонентный состав газов различен. В газовых залежах основной компонент - метан СН4. В газоконденсатных залежах наряду с основным компонентным метаном СН4 имеется более высокая концентрация тяжелых углеводородов (этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10). В нефтяных залежах при пониженном количестве метана содержится примерно столько же (40%) тяжелого компонента гектана С7Н16.

Растворимость газов в воде и в нефти различна. По мере приближения к пластам нефти и газа количество углеводородов нарастает, а их компонентный состав приближается к таковому для соответствующий залежи.

Максимальная сорбирующая способность у глин. У них концентрация газов нарастает по мере приближения к нефтяным и газовым пластам, особенно в покрышках. При бурении газы переходят в буровой раствор (промывочную жидкость ПЖ) и в процессе ее циркуляции транспортируются на поверхность. Количество и состав газа соответствуют разбуриваемому объему породы.

Методика газового каротажа предусматривает дегазацию ПЖ на устье скважины с помощью дегазаторов. Кроме того, через определенные интервалы проходки отбирают пробы ПЖ. Измеряют два основных параметра: 1) суммарное содержание газов; 2) компонентное содержание в пробах газовоздушной смеси и ПЖ. Обязателен учет механической скорости бурения (V) и расхода промывочной жидкости (Q). Привязка газового каротажа по глубине связана со сложностями. Возможны ошибки, связанные с наличием каверн, зон тектонических нарушений, протоков воды в скважину.

Аппаратура газового каротажа может быть автономной или же входить в состав газокаротажной станции.

Основные элементы аппаратуры:

- дегазаторы,

- газоанализаторы,

- хроматографы.

В случае проведения газового каротажа при бурении непрерывно или поинтервально на устье скважины при помощи газокаротажной станции определяют содержание горючих газов в растворе и результаты измерений записывают регистратором (рис. 80).

Извлечение газа из раствора на устье скважины производится при помощи дегазатора 1, действующего по принципу подогрева раствора, создания над ним вакуума, или интенсивного перемешивания раствора. Для более полного извлечения газов применяют конструкции дегазаторов с комбинированным способом дегазации глинистого раствора. Степень извлечения газа из раствора является одним из важных условий эффективного проведения газового каротажа скважин.

Под действием вакуума, создаваемого вакуум-насосом станции 5, газ в виде газовоздушной смеси подается по газопроводной линии 2 в суммарный газоанализатор 3, представляющий собой мостик постоянного тока. Одним плечом этого мостика является чувствительный элемент рабочей камеры, через которую проходит анализируемая газовоздушная смесь с постоянным потоком (расходом), другим -- чувствительный элемент компенсационной камеры, через которую с таким же расходом пропускается негорючая смесь (воздух). Сгорание газовоздушной смеси в камере изменяет сопротивление чувствительного элемента. Вследствие этого нарушается электрическое равновесие моста и в его измерительной схеме возникает электрический ток, по величине пропорциональный суммарному содержанию углеводородных газов в газовоздушной смеси. Количественная зависимость силы тока в измерительной части мостика от величины сгорания горючих газов определяется калибровкой газоанализатора. Для этого через газоанализатор пропускают эталонную газовоздушную смесь и производят измерения в электрической цепи.

Рис. 80 Схема газового каротажа при проведении суммарного и компонентного анализов

1 -- дегазатор с вертушкой и электродвигателем; 2 -- газовоздушная линия от дегазатора к станции; 3 -- суммарный газоанализатор с отстойником, ротаметрами для измерения расхода смеси и камерами катарометра; 4 -- регистратор суммарных газопоказаний; 5 -- вакуум-насос с вакуумметром; 6 -- компрессор с манометром; 7 -- хроматермограф с дозатором, разделительной колонной, пламенно-ионизационным детектором и вентилем регулирования расхода воздуха через детектор; 8 -- регистрирующий прибор хроматермографа; 9 -- генератор водорода для питания детектора хроматермографа

Компонентный анализ газовоздушиой смеси производится хроматермографом 7, состоящим из крана дозатора, разделительной колонки и газоанализатора. При помощи крапа производится периодическое подсоединение дозатора -- трубки с определенным объемом газовоздушной смеси -- к распределительной колонке. Дозатор и колонка включаются в воздушную линию компрессора 6. Поток воздуха при прохождении через сорбент в разделительной колонке наносит на него анализируемую смесь газов. Разделение смеси углеводородных газов на компоненты основано на различии их сорбционных свойств. Легкий метан практически не сорбируется, проходит вместе с потоком воздуха и анализируется в приборе. В дальнейшем способом продувания при различной степени его интенсификации в определенные интервалы времени выделяют последовательно этан, пропан, бутан и другие газы.

Выяснение концентрации газов в воздухе производится путем измерения ионизации углеводородных газов в водородном пламени газоанализатора. Показания с выхода пламенно-ионизационного индикатора хроматермографа поступают на регистратор 8 и записываются для каждого анализа в виде кривой.

На величины суммарных газопоказаний и данные компонентного газового анализа в значительной мере влияют факторы, определяемые технологией и режимом бурения: продолжительность бурения 1 м скважины и расход раствора на выходе у устья скважины, свойства глинистого раствора (плотность, относительная вязкость, содержание песка).

Значительную трудность при газовом каротаже составляет обеспечение надежной привязки регистрируемых параметров к истинным глубинам скважины. Сложность привязки результатов измерений газопоказаний обусловливается тем, что за время перемещения единицы объема глинистого раствора и шлама от забоя до устья скважины, процесс бурения продолжается и скважина углубляется. Дополнительные трудности определения глубин при газовом каротаже создаются в случаях поглощения промывочной жидкости в скважине или интенсивном образовании каверн.

Достоверность результатов газового каротажа в значительной степени обусловливается правильным учетом указанных факторов. Поэтому наряду с газоаналитическими измерениями при газовом каротаже производят регистрацию ряда дополнительных параметров и измерений. Важным показателем при газовом каротаже является коэффициент разбавления, непосредственно характеризующий режим бурения скважин и показывающий, какой объем глинистого раствора, продавленного через скважину, приходится на единицу объема разбуренной породы.

Указанные трудности сводятся к минимуму аппаратурными приёмами, обеспечивающими выполнение широкого комплекса геохимических исследований скважин и измерение ряда параметров, характеризующих технологию и режим проходки скважины. Создана аппаратура для проведения высокочувствительного компонентного экспресс-анализа и регистрации в масштабе истинных глубин величин газопоказаний, представляющих собой объем приведенного к нормальным условиям газа, содержащегося в единице объема части пласта, вскрытой скважиной.

Интерпретация данных газового каротажа выполняется в два этапа. Первый этап проводят непосредственно па скважине (предварительная интерпретация в процессе газового каротажа) с целью выделения интервалов для детального изучения промыслово-геофизическими исследованиями. Второй этап выполняют после окончания всех работ на скважине (окончательная интерпретация) в комплексе с интерпретацией результатов промыслово-геофизических исследований с целью оценки характера насыщения коллекторов, выделенных по данным геофизических исследований.

Лекция 14. Прострелочно-взрывные работы и опробование скважин в открытом стволе

Основные виды работ:

- перфорация;

- отбор образцов пород грунтоносами

- торпедирование

- опробование пластов на кабеле

Перфорация

Это специальные работы в скважинах для образования отверстий в обсадных трубах и цементном камне продуктивного пласта с целью извлечения через эти отверстия нефти и газа или нагнетание воды в продуктивные горизонты. Операции проводятся с помощью специальных скважинных приборов (аппаратов) - перфораторов. Последние подразделяются на кумулятивные (посредством взрыва) и пулевые (также посредством взрыва, только с несущей пулей или ядром).

Кумулятивная перфорация получила наибольшее распространение. Ее сущность в создании кумулятивной струи с помощью кумулятивного заряда (рис. 81).

В кумулятивном заряде первоначально взрывается детонатор. Далее образуется волна детонации. Металл воронки начинает течь как жидкость и до 20-30 % попадает в кумулятивную струю, скорость которой достигает 6-8км/с. Струя оказывает давление до 1010 Паскалей (Па) на преграду и проникает в нее на определенную глубину.

Кумулятивные заряды в корпусе располагаются, как правило, перпендикулярно к его оси. Корпусы разделяются (бывают) многократного и однократного использования. Кумулятивные заряды располагают по оси прибора на расстоянии 5-8 см (при взрыве одного заряда не должно быть вызвано детонации соседнего заряда). Для получения равномерной перфорационной сетки оси соседних зарядов смещаются друг относительно друга на угол 90 или 1200. Заряды взрывают группами при помощи детонирующего шнура практически мгновенно (скорость взрыва 6000-7000м/с).

Рис. 81 Кумулятивный заряд (а) и схема образования кумулятивной струи (б)

а: 1 - корпус, 2 - взрывчатое вещество, 3 - металлическая воронка, 4 - детонатор;

б: 1-6 - последовательные стадии образования кумулятивной струи: I-III - области заряда, на границах которых скорость движения продуктов взрыва равна нулю, П - пест, Vс и Vп - соответственно скорости кумулятивной струи и песта, К - колонна, Ц - цемент, lк и lс - длины соответственно кумулятивной струи и пробитого канала; стрелками показано направление движения продуктов взрыва

Перфораторы многократного использования изготавливаются из высокопрочных сталей и выдерживают от 10 до 50 залпов. Корпусы кумулятивных перфораторов однократного использования изготавливаются из хрупких материалов. Их преимущество в большей, по сравнению с другими конструкциями, мощности и не происходит загрязнения забоя и заклинивания после отстрела (ленты, груз и головка поднимаются на поверхность).

Действие пулевых перфораторов основано на метании пуль по принципу огнестрельного оружия за счет энергии расширения пороховых газов.

Отбор образцов пород грунтоносами

Образцы горных пород, пробы жидкости и газа отбирают из пластов, вскрытых скважиной, с целью получения данных о литологии и коллекторских свойствах пород, водо-, нефте- и газонасыщении пластов. Эти данные позволяют сделать оперативное заключение о целесообразности опробования отдельных пластов в разведочных скважинах, получить дополнительные сведения о пористости, проницаемости пород, о положении водонефтяного контакта в эксплуатационных скважинах. Методы основаны на отборе образцов из стенок скважины при помощи стреляющих и сверлящих грунтоносов, опускаемых в скважину на каротажном кабеле. Работы по отбору пород проводят после исследования разрезов скважин геофизическими методами, по данным которых намечают наиболее интересные участки скважины для отбора пород боковыми грунтоносами.

Стреляющий грунтонос - стальной стержень с пороховыми каморами над которыми располагаются стволы (рис. 82). В каморы помещаются пороховые заряды, а в стволы - полые цилиндрические бойки из прочной стали, которые крепятся к корпусу стальными тросиками. После установки грунтоноса в нужном интервале разреза скважины на электровоспламенитель подается ток. Пороховой заряд взрывается и под действием взрыва боек с пятой внедряется в стенку скважины. При подъеме грунтоноса стальной тросик извлекает боек из стенки скважины вместе с образцом. Метод «работает» в относительно мягких (рыхлые пески, мучнистые известняки, глины, угли) породах. Наполняется только 50-60% бойков (остальные извлекаются пустыми).

Рис. 82 Схема бокового стреляющего грунтоноса

1 -- корпус; 2 -- боек; 3 -- электро-воспламенитель; 4 -- порох; 5 - тросик; 6 - ствол; 7 - порода; 8 - скважина

От источника тока на по

Сверлящий грунтонос - агрегат из электрической, гидравлической и механической систем. Он представляет собой микробур с реверсивным электродвигателем, который оборудован на прижимный лапе. Сверление осуществляется перпендикулярно к оси скважины. После окончания цикла выбуривания образца меняют направление вращения двигателя. Бур выходит из стенки скважины и занимает свое исходное положение. Образец породы попадает в приёмную кассету. За один спуск можно отбирать 5-15 образцов. Наибольший эффект достигается в плотных породах. Сложный отбор возникает при наличии на стенках скважины толстой глинистой корки.

Торпедирование

Торпедирование это система специальных взрывных работ в скважине при помощи торпед с целью:

а) освобождения и отрыва прихваченных бурильных труб;

б) разрушения металла на забое или в стволе скважины;

в) очистки фильтров и интервалов перфорации и т.д.

Торпеды разделяются на фугасные (заряд из цилиндрических шашек взрывчатых веществ (ВВ) и кумулятивные(действие взрыва за счет кумулятивных зарядов).

Спуск торпед в скважину осуществляется на каротажном кабеле с грузом, расположенным над торпедой, что позволяет его извлекать из скважины после взрыва.

Опробование пластов приборами на кабеле (ОПК)

ОПК - метод прямого опробования нефтегазовых пластов в отдельных точках ствола скважины. Сущность метода в создании полной изоляции продуктивного интервала или отдельного пласта от действия бурового раствора с последующим наблюдением за этим интервалом посредством исследований на предмет наличия флюидов и их свойств.

Опробователи пластов содержат герметизирующие, прижимные и перфорационные устройства. Последовательность операций:

а) изоляция участка отбора;

б) создание дренажного канала;

в) вызов притока флюида;

г) уравнивание давления после отбора пробы.

ОПК предусматриваются отбор проб пластовых флюидов и их подъем в герметизированных стаканах на поверхность. ОПК имеют малую глубинность ? 15 см. Поэтому исследования желательно выполнять до «искажения» призобойной зоны проникновением фильтрата промывочной жидкости. Особый интерес данные ОПК представляют при неоднозначной интерпретации результатов каротажа.

Наряду с ОПК существуют испытатели пластов на трубах (комплект испытательных инструментов КИИ). Преимущества перед ОПК: большие толщины интервалов опробования с подъёмом отбираемых из пластов флюидов.

На угольных месторождениях ОПК применяются для изучения газоносности и решения гидрогеологических задач на всех стадиях (поиски, оценка, разведка).

В ОПК, предназначенных для исследования угольных и гидрогеологических скважин (тип ОПГ и ОПУ), используется электропривод (рис. 81).

Рис. 81. Принципиальная схема ОПГ - 4-7

1 - электродвигатель, 2- редуктор, 3 - винтовая пара,

4 - управляющий шток, 5 - амортизатор, 6 - пружина, 7 - опора рычага, 8 - ось, 9 - клапан, 10 прижимное устройство, 11 - рычаг прижимного устройства, 12 - клапан, 13 - защитная втулка, 14 - пружина, 15 - пробосборник, 16 - преобразователь давления, 17 - башмак

Исследование пластов выполняется поточечно. Первоначально на заданной глубине изолируется от ствола скважины его небольшой участок. После этого вызывается приток жидкости или газа путем создания перепада давления между анализируемым пластом и емкостью ОПК. Пробу внутри ОПК герметизируют и выносят на поверхность с предварительной регистрацией заполнения емкостной камеры и изменения давления в ней. На дневной поверхности пробу из балона ОПК перемещают через специальное отверстие в соответствующую емкость и направляют в лабораторию для анализа.

ОПГ-4-7 включает реверсивный электродвигатель, который через редуктор и винтовую пару перемещает вниз управляющий шток. Последний открывает прижимное устройство и после прижима башмака к стенке скважины закрывается специальный клапан, сообщая пробосборник с участком опробования. После завершения операции задают вращение электродвигателя в обратную сторону. Управляющий шток поступает в прежнее положение, закрывая клапан пробосборника и убирая прижимное устройство. В результате полость отбора соединяется со стволом скважины.

14.1 Контроль технического состояния скважин

Виды геофизических работ:

· измерение искривления скважин (инклинометрия)

· определение диаметра и профиля сечения скважин (кавернометрия и профилеметрия)

· контроль за качеством цементирования обсадных колонн

· обнаружение мест притока в скважину и затрубного движения жидкости

· определение износа обсадных колонн и мест прихвата бурильного инструмента

Инклинометрия

Это метод изучения искривления скважин в геологическом разрезе. Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуществляются инклинометрами. Это аппаратура ГИС, состоящая из скважинного прибора и наземного пульта.

На определенном интервале глубин положение ствола скважины характеризуется углом отклонения скважины от вертикали и азимутом ц. Эти углы определяются при поочередном измерении разности потенциалов, возникающих на реохордах Rаз и Rуг. Для этого используется мостовая компенсационная схема, которая уравновешивается переменным резистором.

Инклинометрические измерения производятся поточечно и записываются в журнал наблюдений. В таблице замеров указываются значения углов и ц и дирекционного угла б.

б = ц + г + Д,

где г - угол сближения между осевым меридианом и меридианом в данной точке (может быть положительным или отрицательным). Д - магнитное отклонение (восточное со знаком плюс, западное - минус). Значение г ± Д указывается на географических картах. По значениям и б строится проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость. Эта проекция называется инклинограммой.

Если породы разреза немагнитны или слабомагнитны, то применяются магнитометры, использующие принцип отвеса и магнитной стрелки.

ц - азимутальный угол, - вертикальный угол, Г1 - отвес азимутального реохорда, Г2 - отвес вертикального реохорда

Пример построения инклинограммы.

Кавернометрия

Это метод определения диаметра скважины. Измерения выполняются специальным прибором - каверномером. Он конструктивно состоит из 3-х или 4-х шарнирных рычагов, которые упираются в стенки скважины. Изменение положения рычагов с помощью механического устройства (в простейшем случае - стальной тросик) передается на измерительное устройство (реохорд) и далее по каротажному кабелю на регистратор.

Диаметр скважины вычисляется по формуле:

dc = d0 + C ДU/J, где

dc - диаметр скважины

d0 - начальный диаметр

C - постоянная каверномера

ДU - разность потенциалов

J - сила тока

Коэффициент С определяют посредством эталонированных колец.

С помощью каверномеров определяется средний диаметр скважины, являющийся диаметром круга, эквивалентного по площади сечению скважины плоскостью, перпендикулярной к ее оси. Но в общем случае, сечение скважины не является круговым. Это выявляется посредством каверномеров-профилемеров. Простейший каверномер-профилемер позволяет измерять диаметр в двух взаимно перпендикулярных плоскостях и их полусумму. Для этого в скважинном приборе предусматривается разнос двух пар независимо перемещающихся мерных рычагов. Принцип регистрации тот же, что и для обычных каверномеров, но электронная схема более сложная. Результаты записи каверномера-профилемера представляются двумя кривыми:

Геофизический контроль качества цементирования обсадных колонн (уровень цементного заполнителя между обсадной трубой и стенкой скважины, равномерность распределения, сплошность цементного камня и его качество сцепления с колонной) осуществляется термическими, радиоактивными и акустическими методами.

Термометрия

Это термический каротаж, заключающийся в непрерывном измерении температуры вдоль оси скважины. Скважинные термометры содержат в качестве датчиков термочувствительные резисторы из медного или платинового провода. Они позволяют измерять температуру от 0 до 150-2500. Термометры подключают к RC-генератору, находящемуся в скважинном приборе и для контакта с буровым раствором помещены в герметические медные трубки. Последние с целью уменьшения тепловой инерции залиты кремнийорганической жидкостью.

Высота цементного кольца в затрубном пространстве скважины определяется по показателю повышения температуры в процессе затвердевания цемента. Наибольшие температурные аномалии можно зафиксировать во времени от 6 до 24 часов после окончания заливки.

Верхняя граница цемента за трубами устанавливается по резкому сдвигу кривой на термограмме на фоне постепенного возрастания этой кривой с глубиной.

Рис. Форма кривых термометрии при определении высоты цементного кольца в затрубном пространстве

Термометрия применяется также:

1) для определения состава горных пород вследствие изменения их температуропроводности;

2) для определения солености пластов (против них имеет место понижение температуры при растворении солей в жидкости);

3) для выделения газоносных пластов (против них наблюдается понижение температуры из-за падения давления);

4) для определения водоотдающих пластов (против них могут быть как увеличенные, так и пониженные температуры в зависимости от соотношения Т воды и промывающей жидкости).

Лекция 15. Радиоактивные методы контроля технического состояния скважин

Эти методы основаны как на модификации ГК, так и на модификации ГГК.

ГК-модификация носит название радиоактивных изотопов и основана на 2-х кратной регистрации кривых, из которых одна записывается до закачки раствора, а вторая после закачки. Для этого, в раствор добавляют короткоживущие изотопы, например изотопы Fe в малых дозах. Интервал закачки характеризуется повышенными значениями Jг2 по сравнению с Jг1.

Рис. Форма кривых гамма-каротажа радиоактивных изотопов при определении высоты цементного кольца в затрубном пространстве

ГГК-модификация основана на применении двухзондового прибора с регистрацией J различных энергий.

Первый зонд содержит источник 137Cs, вращается с помощью электродвигателя и содержит свинцовый экран с колллимационными окнами. Экран расположен в нижней части прибора и с его помощью регистрируется круговая цементограмма. Второй зонд является зондом малой длины (около 8 см), содержит источник 170Tm и расположен в верхней части прибора С его помощью регистрируется толщинограмма, которая в основном зависит от толщины обсадных труб.

Методика скважинных исследований ГГК-модификацией следующая. При остановке прибора на заданной глубине первым зондом регистрируется дефектограмма (изменение J по окружности ствола скважины). Синусоидальный вид дефектограммы, свидетельствует о том, что колонна в скважине имеет эксцентриситет (этот эксцентриситет наблюдается практически повсеместно). Если форма синусоиды искажается, то это признак наличия неоднородностей в цементном камне (присутствуют каналы). Качество цементирования оценивается по соотношению протяженностей положительной (l1) и отрицательной (l2) полуволн.

Рис. Круговая цементограмма, дефектограммы и схемы сечений скважины

1-цемент, 2 - промывочная жидкость, Jц - максимальные показания прибора против каверны, заполненной цементом; Jрп - то же при номинальном диаметре скважины против незацементированных участков ствола

Акустические методы каротажа.

АК изучается плотность сцепления цементного камня с колонной и стенкой скважины. Измеряются три параметра:

1) Ак - амплитуда vп (продольной волны) в колонне

2) Ап - то же в породе

3) tп - время распространения продольной волны в породе

Приборы носят название акустических цементомеров. Скважинный зонд двухэлементный (излучатель и приемник).

В качестве цементирования основную информацию несут параметры Ак и tп. Если Ак < 0,2 Ак mnх, то хорошее сцепление цементного камня с колонной, а если Ак > 0,8 Ак mnх, то сцепление цементного камня отсутствует.

Основные требования к проведению качественной интерпретации материалов ГИРС заключаются в: 1) определении границ пластов, глубин их залегания, толщин (мощности), 2) литологическом расчленении разрезов скважин, 3) выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, 4) принятии решений о необходимости проведения количественной интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований.

Определения границ пластов в большинстве случаев сводится к нахождению точек, соответствующих градиентам максимального возрастания (убывания) кривых (рис. 38).

Рис. 38 Пример определения границ пластов на каротажных диаграммах

Литологическое расчленение разрезов скважин выполняется по диаграммам поисковых комплексов ГИС, которые разрабатываются и применяются для определенных типов месторождений. Универсальными методами являются КС, БК, ГК, ПС, кавернометрия. В качестве примеров можно привести описание приемов и диагностических признаков при литологическом расчленении разрезов угольной и нефтегазовой скважин.

В угольной скважине регистрация кривых проводилась методами: КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ. По характерным признакам кривых, зарегистрированных зондами КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ были выделены пласты углей, известняков, аргиллитов, алевролитов и песчаников (рис.39).

Тонкие пласты угля характеризуются минимальными значениями КС-ПЗ (сК < 12 Ом*м). На кривых, зарегистрированных зондами ГГК, АК и КМ эти угольные пласты имеют максимальные значения. На диаграмме ГК первый пласт угля на глубине 85 метров отмечается интенсивной отрицательной аномалией гамма-излучения. Jг составляет 12 мкр/час. Этот же пласт наиболее ярко выражен и аномалиями на кривых ГГК и АК.

Пласты известняка имеют максимальные значения сК на кривых КС-ПЗ и минимальные на кривых ГК, АК, ГГК и КМ.

Пласты аргиллитов, алевролитов и песчаников уверенно разделяются по значения ск и Jг.

Рис. 39 Сопоставление каротажных диаграмм по разрезу угольной скважины на месторождении антрацитов (Восточный Донбасс)

1 - уголь; 2 - углистый сланец; 3 - аргиллит; 4 - алевролит; 5 - песчаник; 6 - известняк

В нефтяной скважине интерпретация кривых проводилась по кривым методов КС-ПЗ, ПС, БК, ИК, МКЗ, ГК, НКТ, АК, КМ (рис 120).

Сопоставление кривых показывает, что исследованный разрез наиболее уверенно дифференцируется по кривым КС, ПС и КМ. На диаграммах ГК, НКТ и АК однозначно выделяются только плотные высокоомные пласты, вскрытые в интервалах 2515-2518м и 2552-2555м.

Рис. 120. Сопоставление каротажных диаграмм, зарегистрированных в нефтяной скважине (Западная Сибирь)

1 - песчаник; 2 - плотный песчаник; 3 - аргиллит

В соответствии с изложенным, границы пластов первоначально выделялись по кривым ПС, КС-ПЗ и КС-БК и далее уточнялись по остальным методам.

Литологическое расчленение разреза производилось в следующей последовательности:

1) интервалы разреза с повышенными показаниями ПС и пониженными значениями КС определялись как глинистые - т.е. аргиллиты.

2) пласты с пониженными значениями ПС и повышенными КС считались песчаниками. Последние подвергались повторному, более детальному рассмотрению, в частности, на предмет их проницаемости.

3) проницаемость пластов оценивалась в первую очередь по кривым БК и ИК. В случае, если кривые совпадали, то данный пласт считается проницаемым, т.е. соответствовал песчаникам, а когда наблюдалось расхождение кривых, то пласт являлся не проницаемым и соответствовал глинам (аргиллитам). Дополнительным диагностическим признаком проницаемости являлась оценка наличия глинистой корки, что приводит к сглаживанию кривых ГК.

4) в интервалах проницаемых пластов отдельно выделялись плотные высокоомные разности, которые во всей видимости представляли собой плотные сцементированные песчаники.

По предварительной оценке выделенные проницаемые пласты относятся как к водоносному, так и смешанному типам (водонефтяные). Уточнение их принадлежности к водоносному или водонефтяному типам предполагается выяснять посредством качественной и количественной интерпретации диаграмм БКЗ и ВИКИЗ.

На основании приведенных примеров можно сделать частные выводы:

1) для предварительного литологического расчленения разреза угольной скважины необходимо и достаточно использование методов КС и ГК. Полное представление о литологическом разрезе достигается при анализе всех каротажных диаграмм поискового комплекса КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ,

2) для предварительного представления о литологическом разрезе нефтяной скважины необходимо и достаточно выполнить совокупный анализ каротажных кривых КС-ПЗ, КС-БК, ПС и КМ. В результате использования этих методов четко и уверенно выделяются границы пластов и их литологическая принадлежность.

При выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, принятии решений о необходимости проведения количественной интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований следует опираться на известные качественные признаки, выявленные в процессе многолетних работ по интерпретации материалов ГИС. К ним относятся:

· ИК эффективен для изучения глин и глинистых пластов, песчаников и карбонатов, насыщенных сильно минерализованной пластовой водой его можно применять в сухих и обсаженных непроводящими трубами скважинах. Задачи, решаемые ИК те же, что КС и БК.

· БКЗ «работает» в пластах большей мощностью (и при) средних значениях сп/сс и сп/свм.

· БК эффективен в тонких пластах при больших значениях сп/сс и не эффективен при повышающем проникновении (водоносные пласты).

· Определение границ пластов и литологическое расчленение разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов. При этом кривые ВИКИЗ более дифференцированы. Границы отбиваются в точках максимального возрастания градиента. Для оценки значений с пластов-коллекторов и зон проникновения разработана специальная компьютерная программа МФС ВИКИЗ. Вместе с темп, практические диаграммы могут дать достаточно полную информацию и без количественной обработки.

· Для изучение кривых ПС наиболее благоприятен песчано-глинистых разрез. Величину амплитуды аномалий ПС отсчитывают по линии глин (нулевая линия). Границы ПС отмечаются в точках, соответствующих половине амплитуды отклонения кривой ПС. Выделение тонких пластов (h/dc<4) по этим кривым затруднено. При сф >св, то есть при УЭС фильтрата больше УЭС пластовой воды песчано-алевролитовые пласты отличаются минимумами Uпс. Против нефтегазоносных чистых песчано-алевролитовых пластов аномалия ПС такая же, как и против водоносных. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть-газ имеют меньшую амплитуду, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при сф>св, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями Uпс. Кривые ПС в высокоомных разрезах мало информативны.

· Диаграммы (кривые) ГК симметричны относительно середины пласта. Границы последнего определяются в точках максимального градиента возрастания (убывания) кривых. Значение изм соответствует ? для теоретических кривых при h/dc >6, а при наблюденных кривых при h>0,8м. Глинистые слои имеют максимальное значение , а песчаные, известковые и угольные пласты - минимальные значения . ГК применяется не только для определения структуры и толщин пластов, но и для получения количественных показателей, например глинистости, содержания нерастворенного осадка в карбонатах и др.

· СГК эффективен при оценке равновесных урано-ториевых руд, расчленении и корреляции немых толщ и месторождений, где U, Th и К играют роль геохимических индикаторов (бокситы, фосфориты, золото). На нефтегазовых месторождений СГК используются для оценки глинистости полимиктовых отложений, идентификации песчаных коллекторов (монациты, глаукониты), разделении чистых и глинистых карбонатов.

· ГГК-П эффективен при выделении угольных пластов вследствие их малой плотности. В нефтегазовых скважинах метод ГГК-П используется для уточнения литологии, выделения коллекторов, оценки их пористости, при техническом контроле скважин.

· Задачами, решаемыми с помощью НК, являются выделение нефтенасыщенных, водонасыщенных и газонасыщенных коллекторов и нахождение водонефтяного (ВНК) и газожиткостного (ГЖК) контактов, выделение и оценка руд, содержащих элементы с высоким сечением поглощения, выделение углей, преимущественно бурых.

· ИННК в большей степени и ИНГК в меньшей применяют на нефтегазовых месторождениях для выделения нефтеносных и газоносных пластов. Преимущества ИНК перед НК в этом случае обусловлены более высокой чувствительностью ИНК к содержанию хлора. Кроме того, в меньшей мере влияют скважинные условия. Особенно хорошо ИНК применяют при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений. В районах с минерализации пластовых вод более 100г/л (высокая минерализация) показания ИННК и ИНГК против водоносных и газоносных пластов различаются до 10 раз. Тогда как различие для этих пластов по методу НК составляет 1-2 раза.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.