Радиометрия скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Что такое параметр пористости пласта и как этот параметр зависит от величины коэффициента пористости

2. Назовите основные области применения различных методов радиометрии скважин

3. Приведите особенности акустических зондов

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

5. Приведите способы определения проницаемости коллекторов

6. Для решения каких задач целесообразно проводить отбор образцов горных пород

7. Каким геофизическим методом лучше проконтролировать качество цементного камня за колонной после проведения в скважине ремонтных работ, почему

8. Объясните механизм действия кумулятивного заряда

9. Какова область применения термометрии при выделении работающих пластов и оценке их дебита

радиометрия скважина геофизический заряд



1. Что такое параметр пористости пласта и как этот параметр зависит от величины коэффициента пористости

Под пористостью породы понимают наличие в ней пустот. Различают общую, открытую и закрытую пористости. Общая пористость это весь объем пустот в породе, открытая -- объем связных поровых каналов, по которым может фильтроваться жидкость или газ. Соответственно, закрытая пористость - это объем изолированных пустот. Очевидно, что общая пористость есть сумма открытой и закрытой.

Для количественной характеристики пористости используется коэффициент пористости, равный отношению объема пустот образца породы к объему всего образца

m = Vпор /Vобр

Для оценки коэффициента пористости несцементированных пористых сред используется модель фиктивного грунта, представляющая грунт в виде набора шариков одинакового диаметра. Очевидно, что пористость зависит только от конфигурации шаров. Различают два вида расположения шаров фиктивного грунта (рис 1.1): тесное и свободное. Угол изменяется в пределах 600 .

а б

Рис. 1

Слихтер показал, что пористость т связана с углом соотношением

Из этой формулы следует, что пористость фиктивного грунта m при изменении угла от 60 до 90° меняется от 0,259 до 0,476. В реальных условиях на пористость нефтеводогазосодержащих пород влияют несколько факторов: размер и форма зерен породы, их расположение, распределение частиц по размерам, процессы цементации, растворения и отложения солей, разрушения минералов и др. Обычно пористость реальных пород не превышает 20-25% (у песков и песчаников). У глин она может достигать 50% и более, у известняков - еще большее значение.

Для учета влияния минерализации вод на удельное электрическое сопротивление используется так называемыйпараметр пористости или относительное сопротивление Рп

Анализ зависимостей на рис. 1 показывает, что чем больше сцементирована порола, тем выше параметр пористости, а следовательно. выше сопротивление при одинаковом содержании воды. Это связано с тем. что с увеличением степени цементации возрастает роль структуры порового пространства.

Рис. 1.1 Относительное сопротивление как функция пористости: 1 - песок; 2 - уплотненный песок; 3 - песчаник; 4 - известняк; 5 - крупнокристаллические известняки и доломиты; 6 - плотные мелкокристаллические известняки и доломиты

В результате уплотнения возникают новые перемычки, закрывается часть пор и осложняется форма поровых каналов, т. е. увеличивается их извилистость. Влияние извилистости на электропроводность является настолько существенным, что две породы одинакового минерального состава и пористости, по имеющие разное строение, могут иметь различное сопротивление. Значение геометрии порового пространства особенно сильно возрастает для неоднородных пород с увеличением степени цементации. В том случае, когда все поровые каналы, заполненные электролитом, участвуют в электропроводности, параметр пористости связан с извилистостью Т и пористостью kп соотношением:

2. Назовите основные области применения различных методов радиометрии скважин

Метод радиометрии. Радиометрией скважин называют совокупность методов, основанных на регистрации различных ядерных излучений, главным образом гамма-квантов и нейтронов. Радиоактивные методы исследования скважин подразделяются на методы изучения естественной радиоактивности (гамма-метод) и искусственно вызванной радиоактивности (гамма-гамма и нейтронные методы).

рис. 2 Методы радиометрии

Метод естественной радиоактивности (Гамма - метод) Метод исследования геологического разреза скважин, основанный на регистрации излучений, испускаемых естественно радиоактивными элементами горных пород, носит название метода естественной радиоактивности. Гамма-каротаж (ГК) заключается в измерении г-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах, пересеченных скважиной. Наиболее распространенными ЕРЭ являются: U (и образующийся из него Ra), Тh и К.

На показания гамма-метода оказывают влияние: поглощение гамма-излучения в скважине, зависящее от диаметра скважины, плотности бурового раствора, наличия и толщины обсадной колонны и цементного кольца; радиоактивность среды, заполняющей ствол скважины. Показания ГМ растут при увеличении диаметра скважины, если радиоактивность горных пород меньше радиоактивности среды, заполняющей скважину. При обратном соотношении радиоактивностей горной породы и скважинной среды показания ГМ уменьшаются с ростом диаметра скважины. Обсадная колонна всегда уменьшает показания ГМ. При строгом учете влияния перечисленных факторов по результатам ГМ можно количественно определить общую массовую радиоактивность пород. радиус исследования ГМ составляет примерно 30 см.

ГМ применяют для решения следующих задач: Расчленения и корреляции осадочных толщ по степени их глинистости; Выделения коллекторов нефти, газа и пресных вод, залегающих среди глинистых вмещающих пород; Оценки коллекторских свойств, зависящих от глинистости пород. ГМ-С применяют для корреляции «немых» толщ, а также для детального литологического расчленения осадочных пород в тех случаях, когда их радиоактивность не связана с глинистостью.

Гамма-гамма-каротаж (ГГК) заключается в облучении горных пород г -квантами искусственного источника и измерении рассеянного г -излучения. Аппаратура ГГК устроена так же, как и аппаратура ГК, но скважинный снаряд дополняется источником г-квантов. Расстояние между центрами детектора и источника называется длиной зонда. Чтобы прямое г -излучение источника не попадало на детектор, между ними помещают свинцовый экран. Поскольку рассеянное излучение имеет более низкую энергию, чем прямое, то для уменьшения его поглощения в буровом растворе детектор г -квантов так же, как и источник, прижимают к стенке скважины. Для уменьшения влияния кавернозности скважин и детектор, и источник могут быть размещены в небольшом выносном блоке, прижимаемом к стенке скважины и способном заходить в каверны.

Нейтрон-нейтронный метод. Испускаемые источником быстрые нейтроны с энергией в несколько мегаэлектрон-вольт в результате многочисленных соударений с ядрами атомов окружающей среды уменьшают свою| энергию до величины порядка энергии теплового движения атомов (при комнатной температуре в среднем 0,025 эВ). Дальнейшие столкновения нейтрона с ядрами могут привести как к уменьшению, так и к росту энергии нейтрона, но в среднем она остается вблизи указанной величины средней энергии теплового движения атомов. Поэтому такие нейтроны называют тепловыми, а процесс их распространения в среде - диффузией тепловых нейтронов. Часть истории нейтрона от момента вылета из источника до достижения тепловой энергии называется процессом замедления нейтронов.

Импульсные нейтронные методы

При импульсных нейтронных методах источник испускает нейтроны в течение сравнительно коротких интервалов времени Дt = 100ч200 мкс (рис. 44, а). Такие импульсы источника повторяются периодически с периодом Т = 10-3--10-1 с-1т. е. 10-103 раз в 1 с. С помощью специальной схемы - временного анализатора регистрация излучения осуществляется не непрерывно, а лишь в некоторые (специально выбранные) интервалы времени.

В настоящее время получили применение две модификации импульсных нейтронных методов -с регистрацией тепловых нейтронов (ИННМ) и гамма-квантов радиационного захвата (ИНГМ). Регистрация нейтронов (и гамма-квантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя импульсами источника через некоторое время задержки t после каждого импульса, составляющее от нескольких сотен до двух-трех тысяч микросекунд

Нейтронный активационный анализ

Метод наведенной активности (МНА) основан на изучении искусственной радиоактивности, возникающей при облучении горных пород нейтронами. По периоду полураспада Т1/2 искусственно радиоактивных ядер и энергии их гамма-излучения определяют возникший радиоактивный изотоп, а следовательно, и исходный изотоп горной породы, из которого он образовался. По интенсивности гамма-излучения радиоактивных ядер находят концентрацию соответствующих исходных элементов в горной породе.

Метод радиоактивных изотопов

Метод радиоактивных изотопов основан на том, что в буровой раствор вводят некоторое количество радиоактивного изотопа и продвижение такого меченного раствора прослеживают путем измерения гамма-излучения по стволу скважины. Наибольший интерес при изучении геологического разреза представляет обнаружение проницаемых горных пород (коллекторов) по повышению их радиоактивности в результате проникновения в них активированного бурового раствора или его фильтрата. Такие исследования проводят как в не обсаженных, так и в обсаженных скважинах, например, для определения зон поглощения в нагнетательных скважинах. Другое применение метода - разделение водо - и нефтенасыщенных пород путем закачки активированного раствора, преимущественно проникающего либо в водоносные (например, раствор на водной основе), либо в нефтеносные пласты (раствор на нефтяной основе).

Ядерно-магнитные методы

Применение ядерно-магнитных методов (ЯММ) основано на наличии магнитных и механических моментов у ядер атомов. При отсутствии внешнего магнитного поля магнитные моменты отдельных ядер хаотически направлены во все стороны и их суммарный магнитный момент равен нулю.

3. Приведите особенности акустических зондов

Акустический зонд - устройство для измерения звукового давления в заданной точке пространства. При измерении параметров звукового поля могут возникать искажения из-за различия между плотностью и скоростью распространения звука в материале приемника и в среде. Их можно уменьшить, используя приемники с малыми по сравнению с длиной волны исследуемого излучения размерами. Однако такие приемники весьма малочувствительны и поэтому непригодны для измерения слабых сигналов. Кроме того, часто необходимо знание структуры звукового поля в объеме, малом по сравнению с размерами приемника (например, при исследовании слуха, турбулентности и др.). Наконец, в ряде случаев приемник нельзя непосредственно поместить в измеряемое звуковое поле вследствие разрушающего воздействия среды на приемник (высокая температура, химическая агрессивность, кавитационная эрозия и т. д.). Во всех этих случаях применяется акустичекий зонд, представляющий собой узкий звукопровод, один конец которого вводится в исследуемую область звукового поля, а другой соединяется с приемником, обладающим требуемыми чувствительностью и частотной характеристикой. В зависимости от условий измерений звукопроводы могут быть выполнены либо в виде трубки, заключающей в себе столб газа или жидкости, либо в виде твердого стержня, изолированного от окружающей среды, например, газовой рубашкой, что гарантирует поступление в приемник энергии только из исследуемой области поля.

Схема акустического зонда

Рис. 3

Для создания в акустических зондах бегущей волны, что исключает резонансные явления и позволяет работать в широком диапазоне частот, необходимы специальные меры. Так, в акустическом зонде, предназначенном для работы в воздухе, в диапазоне слышимых частот (рисунок 2), звукопровод из металлической трубки переходит в мягкую (например, резиновую) трубку того же диаметра, заполненную по всей длине для увеличения затухания звукопоглощающим материалом. При длине резиновой трубки 3 м практически обеспечивается отсутствие частотных искажений в диапазоне 50 - 6000 Гц (отклонения не превышают 2,5 дБ). Конденсаторный микрофонустанавливается сбоку вблизи стыка трубок. В ультразвуковых акустических зондах, (рисунок 3) для достижения должного затухания металлический волновод 1 длиной 1,5 м покрыт чехлом 2 из вибро- и звукопоглощающего материала (например, резины или полистирола); приемный элемент 4 в виде цилиндрика из пьезоэлектрической керамики одет на звукопровод неподалеку от входного сечения.

Схема ультразвукового зонда

Рис. 3.1

Аппаратура с сравнительно коротким акустическим зондом и с хорошей акустической изоляцией волны по корпусу прибора используется при исследовании открытого ствола с целью определения упругих свойств горных пород и обсаженных скважин для определения качества цементирования. Выбор наружного диаметра широкополосных акустических излучателей и диаметра корпуса прибора, равных 73 мм, обусловлен часто возникающей необходимостью проведения исследований через буровой инструмент, перекрывающий верхнюю часть разреза с неустойчивыми породами. Универсальность такой аппаратуры для исследования открытого ствола скважины и в режиме съема данных при таком диаметре прибора позволяет часто за один рейс выполнить акустический каротаж нижнего интервала, а затем съем данных в верхнем обсаженном интервале скважины. Это особенно выгодно при исследовании скважин, у которых верхний интервал обсажен 5-дюймовой колонной.

Уровнемеры ЗОНД-3М предназначены для бесконтактного автоматического дистанционного измерения уровня различных жидких сред, сыпучих и кусковых материалов, если скорость изменения уровня среды не превышает 0,5 см/с.

Зонд акустического каротажа имеет полноволновой тип. Акустический каротаж по дельта-Т может быть произведен при последующей обработке полноволнового акустического файла. Каротаж по дельта-Т является мерой времени вертикального пробега, которое является обратной величиной к вертикальной скорости слоев, смежных с буровой скважиной. Действительно, акустический каротаж регистрирует скорость в слоях, непосредственно смежных с границей буровой скважины. Эта скорость, измеряемая на месте, обеспечивает данные конкретной литологии. На это значение также влияют жидкости в толщах и их насыщенность, структурные особенности, выветривание и содержание сланца. Очевидно, сильное влияние оказывает пористость. Дельта-Т обычно измеряется в микросекундах на фут (µ s/ft). Кроме индикации прочности пород, основная роль акустического каротажа обеспечивает меру пористости через такие отношения как Средняя Формула Времени Wylie. Точное обнаружение Поперечных (S) и Продольных (P) волн имеет интересную геотехническое применение через отношение между S и P волнами, из которого можно вычислить Коэффициент Пуассона. Можно вычислить и другие свойства инженерные параметры, такие как Модуль Сдвига, Модуль Объёмного Сжатия и Модуль Юнга. Угольные пласты хорошо видны на диаграммах акустического каротажа из-за их аномально низкой скорости. Информация в полноволновой форме может использоваться для генерации диаграмм каротажа акустического ослабления, что обычно известно как диаграмма контроля Качества Цементирования Скважины. Аномалии вызывают ослабление акустического сигнала и появятся на диаграмме акустического каротажа как отклонение от нормального уровня. Зоны трещиноватости обозначаются, когда вступление S-волны сильно уменьшено с или без соответствующего изменения в сигнале P-волны. Детектор 3 Пьезоэлектрических преобразователей Диапазон Полноволновая форма для каждой записи приемника Калибровка Электронные марки времени Единицы измерения Микросекунды (Дельта T в микросекундах на фут) Связь Дуплексная Цифровая RS 485 Номинальный Ток (мA) 150 Питание (В Пост. Тока) в Зонде 50 Диаметр (мм) 48 Длина (мм) 2750 Вес (кг / фунт) 12/26.4 Расчетное Давление (KPg/PSI) 21 000/ 3000 Расчетная Температура (C/F) 60°/ 140°

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

При помощи корреляционных схем разрешают следующие вопросы:

а) уточняют литологические колонки и расчленение разрезов скважин на пласты;

б) выделяют в разрезе опорные пласты и продуктивные горизонты для установления закономерностей распространения нефтегазоносности в разрезе по площади;

в) устанавливают последовательность залегания пластов в разрез& и возможность выпадения части разреза вследствие тектонических нарушений, трансгрессивных перекрытий и др.;

г) уточняют местоположение стратиграфических границ, обосновывают их достоверность и унифицированность.

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

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

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

Рис. 4

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

5. Приведите способы определения проницаемости коллекторов

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку рис. 5.

Рис. 5 Пример массивной пакетной упаковки глин - фильтрация происходит через каналы между пакетами

Рис. 5.1 Пример упорядоченной пакетной упаковки глин - фильтрация практически не происходит

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.

Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) - проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:

Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте, газо и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.

Насыщенность - ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.

При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.

Водонасыщенность SВ - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте и газонасыщенности:

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1.

Для газонефтяных месторождений:

SВ + SН + SГ = 1

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 6).

Рис. 5.2 Области распространения одно, двух и трёхфазного потоков: 1. - 5% воды; 2. - 5% нефти; 3. - 5% газа

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, - нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно, двух, и трёхфазного потока.

Проницаемость пород подразделяют на абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную. Абсолютной (физической) называется проницаемость пористой среды или однородной жидкости при отсутствии физико-химического воздействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью. Эффективной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной. Относительная проницаемость равна отношению эффективной проницаемости к абсолютной однофазной.

Проницаемость коллекторов по данным ГИС может оцениваться:

- по данным гидродинамического каротажа м эффективная проницаемость К пр.эф;

- по статистической двухмерной или трехмерной связи между коэффициентом абсолютной проницаемости Кпр пород по керну и геофизическими параметрами;

Наиболее правильная оценка эффективной проницаемости продуктивного пласта может быть дана на основе гидродинамических исследований в открытом стволе ГДК, которые дают информацию о величине пластовых давлений и эффективной проницаемости пород в прискважинной зоне. Ввиду малой глубинности исследования этим методом (менее 10 см от стенок скважины) результаты исследования коллекторов существенно подвержены влиянию зоны проникновения фильтрации и кольматации.

Корреляционные связи между Кпр и геофизическими параметрами апс, ?Jгк могут иметь место только ряд пород с рассеянной глинистостью. При определении Кпр по статистическим связям типа «геофизика-керн» можно использовать двухмерные или трехмерные связи между апс, абсолютной проницаемостью Кпр и Кп этих же пластов по керну. По двухмерным связям, например апс=ѓ(Кпр) оценивается проницаемость по разрезу, которая нашла широкое применение при определении проницаемости пласта. Наиболее надежна эта связь для коллекторов, у которых параметры апс, Кпр изменяются в основном под влиянием глинистости. В слабоглинистых и чистых коллекторах с апс близким к 1, и высокой проницаемостью связь между апс и Кпр практически отсутствует, поскольку параметр Кпр таких коллекторов зависит главным образом от гранулометрического состава скелетных зерен. Корреляционная связь между параметрами ?Jгк и Кпр характеризуется уменьшением ?Jгк с ростом Кпр для пород, проницаемость которых контролируется глинистостью. Следует иметь в виду, что при использовании статистических связей типа «геофизика-керн» оценивается величина Кпр не для пластовых, а для атмосферных условий, которая может значительно отличаться от естественной проницаемости пласта за счет экстрагирования образцов и изменения их текстуры и структуры при отборе и подъеме керна на поверхность.

Известен способ определения эффективной проницаемости коллекторов нефти и газа путем принудительной фильтрации флюида через образец заданной геометрической формы, насыщенный дистиллированной водой, и измерения характеристик процесса фильтрации.

Недостатками этого способа являются длительность, сложность используемого оборудования и невозможность исследования керна большого диаметра.

Наиболее близким к изобретению является способ определения эффективной проницаемости пористых коллекторов нефти и газа путем принудительной фильтрации флюида через образец заданной геометрической формы, насыщенный дистиллированной водой, и измерения коэффициента открытой пористости и характеристик процесса фильтрации, причем в качестве флюида используют раствор электролита, фильтрацию осуществляют электроосмотически при приложении к электродам постоянного напряжения, регистрируют величину электрического тока до его стабилизации, а величину эффективной проницаемости К рассчитывают по формуле

рис. 5.3

6. Для решения каких задач целесообразно проводить отбор образцов горных пород

Метод отбора образцов горных пород из стенок скважины боковыми сверлящими керноотборниками на кабеле позволяет получать надежную информацию для определения минералогического состава горных пород, характера насыщенности пластов, их литологического расчленения, определения коллекторских и физических свойств горных пород с целью использования полученных материалов для подсчета запасов.

Анализ полученных результатов позволяет представить процесс выбуривания керна сверлящими керноотборниками в скважинах, заполненных промывочной жидкостью, следующим образом.

Сочетая быстроту и оперативность, характерные для геофизических методов, с информативностью прямых определений состава и свойств горных пород при колонковом бурении, метод отбора керна из стенок скважин сверлящими керноотборниками позволяет эффективно решать следующие геологические задачи.

Основные факторы, обусловливающие конструкцию сверлящих керноотборников в необсаженных скважинах: характер горных пород, из которых отбирается керн, глубина залегания горных пород, конструкция скважин, давление и температура в точках отбора, параметры глинистого раствора. Из физико-механических свойств горных пород, определяющих конструкцию породоразрушающего инструмента, технологию выбуривания образца сверлящими керноотборниками, основным является буримость горных пород.

Образцы горных пород при роторном и турбинном бурении отбирают посредством колонковых долот. Этот способ позволяет извлекать образцы, не нарушая последовательности залегания пород, в неразрушенном состоянии. Колонковые долота обеспечивают разбуривание забоя по кольцу, при этом внутри сохраняется целик породы - керн. Высокоэффективны для отбора керна снаряды с бурильными головками различных типов, в устройство которых в последнее время внесен ряд усовершенствований.

После извлечения керна из грунтоноса его очищают от глинистого раствора и укладывают в ящики с перегородками таким образом, чтобы сохранить последовательность залегания, указывая на специальных этикетках верх и низ каждого интервала отбора керна. Отколовшиеся куски керна совмещают по плоскостям раскола. Рыхлый материал обертывают в бумагу и размещают в ящике в последовательности залегания. Этикетки, прилагаемые к верхней и нижней частям интервала, должны включать следующие данные:

площадь, на которой проводилось бурение;

номер скважины;

дату отбора;

интервал отбора, м;

выход керна (в м и % к длине интервала);

номер образца;

литологическое описание породы.

Колонковыми долотами удается поднять керн длиной от 40 до 90 % длины пройденного интервала.

Если керн почему-либо не удалось поднять, но геофизические данные свидетельствуют о возможной газонефтеносности пород, можно воспользоваться боковым грунтоносом, допускающим отбор керна в любом пробуренном интервале. Недостатками этого метода являются небольшая длина и диаметр извлекаемых образцов, что затрудняет определение угла падения пород.

Особый интерес представляют методы отбора керна, при которых он максимально сохраняет особенности, свойственные ему в пластовых условиях (в первую очередь имеется в виду нефтегазонасыщенность пород). Для подъема пород с минимальными потерями нефти применяют также специальные промывочные жидкости, к которым относятся известково-битумные смеси и инвертные нефильтрующиеся эмульсии.

В том случае, если интересующие отложения где-либо в районе работ залегают на небольших глубинах и образуют выходы на поверхность, необходимо отобрать и исследовать их образцы. При этом необходимо подробно описать и вычертить разрез всего обнажения, определить элементы залегания пород, замерить мощность каждого прослоя. Этот материал позволит откорректировать построения, выполненные на основе изучения керна, поскольку в обнажении представлен материал всех пород, в том числе и рыхлых, которые могут быть разрушены при извлечении керна, а также проследить фациальные изменения отложений, если обнажение расположено на значительном расстоянии от скважин.

7. Каким геофизическим методом лучше проконтролировать качество цементного камня за колонной после проведения в скважине ремонтных работ, почему

После окончания бурения в скважину опускают обсадную колонну (ОК), а пространство между трубами и стенками скважины заливают цементным раствором цементируют. Целью цементирования является изоляция пластов друг от друга для исключения перетоков воды из водоносных горизонтов в продуктивные пласты. Чаще всего цементируют только нижнюю часть скважины, где расположены эксплуатационные объекты. Контроль цементирования включает две основные задачи: определение высоты (уровня) подъема цемента за ОК и оценку качества изоляции наиболее важных интервалов разреза. Для решения этих задач применяются термометрический, акустический и гамма-гамма-(плоскостной) методы контроля цементирования.

Эти методы контроля цементирования имеют разную физическую основу, поэтому получаемые результаты могут не совпадать. Граница цемент - ПЖ (промывочная жидкость), определяемая по изменению градиента температуры, характеризует уровень подъема цемента независимо от его распределения за ОК, от наличия трещин, каналов и каверн в цементном камне. Поэтому уровень подъема цемента определенный по кривой температуре, лишь косвенно свидетельствует о надежности изоляции. При высокой температуре в скважине, например на больших глубинах, величина температурной аномалии уменьшается, что затрудняет решение задачи.

По кривым акустического контроля ОК выделяется как нормально зацементированная, если цемент сцеплен с ней по большей части её периметра. Наличие гидроводных каналов с угловым размером менее 40-50є не отражается на кривых. Низкое качество цементирования отмечается по кривым акустического контроля независимо от толщины зазора между стенками труб и цемента. Для отнесения интервала в разряд плохо зацементированных достаточен кольцевой зазор в десятые доли миллиметра. Зазоры такой величины иногда возникают за счет загрязненности поверхности труб или за счет химических изменений состава цемента в старых скважинах и обычно не влияют на качество изоляции пластов. Это нужно учитывать при интерпретации. Вместе с тем результаты акустического контроля практически не зависят от толщины цементного кольца, если она превышает 10-15мм, а также от различия плотности цемента и ПЖ, что является существенным преимуществом по сравнению с гамма-гамма-контролем цементирования. Акустический и гамма-гамма-методы контроля дают более полную характеристику качества цементирования по сравнению с термометрией хотя каждый из них имеет свои достоинства и ограничения. В ряде случаев оба вида контроля полезно комплексировать для получения более уверенных данных, особенно при исследовании ответственных объектов.

Применяются также одноканальные зонды с вращающимся во время измерения с заданной угловой скоростью экраном (сканирующие) (Рисунок 6), который обеспечивает прием полезного сигнала из радиального сектора 30-50°. В обоих случаях зонд центрируется. Показания зонда (при длине несколько десятков сантиметров) определяются главным образом плотностью среды в затрубном пространстве.

Рис. 6 Модуль сканирующего гамма-дефектомера-толщиномера СГДТ-100М

Метод используется для установления высоты подъема цемента за колонной, определения границ сплошного и частичного заполнения заколонного пространства цементом (в том числе зон смешивания цемента и промывочной жидкости либо чистой промывочной жидкости). Еще одной областью практического применения метода является выделение в цементном камне каналов и каверн, а также для оценки эксцентриситета обсадной колонны.

8. Объясните механизм действия кумулятивного заряда

После взрыва капсюля-детонатора, находящегося на противоположной по отношению к выемке стороне заряда, возникает детонационная волна, которая перемещается вдольоси заряда.

Волна, распространяясь к боковым образующим конуса облицовки, схлопывает её стенки друг навстречу другу, при этом в результате соударения стенок облицовки давление в её материале резко возрастает. Давление продуктов взрыва, достигающее порядка 1010 Па(105 кгс/смІ), значительно превосходит предел текучести металла, поэтому движение металлической облицовки под действием продуктов взрыва подобно течению жидкости, однако обусловлено не плавлением, а пластической деформацией.

Аналогично жидкости, металл облицовки формирует две зоны - большой по массе (порядка 70-90 %) медленно двигающийся «пест» и меньшую по массе (порядка 10-30 %) тонкую (порядка толщины облицовки) гиперзвуковую металлическую струю, перемещающуюся вдоль оси симметрии заряда, скорость которой зависит от скорости детонации взрывчатого вещества и геометрии воронки. При использовании воронок с малыми углами при вершине возможно получить крайне высокие скорости, но при этом возрастают требования к качеству изготовления облицовки, так как повышается вероятность преждевременного разрушения струи. В современных боеприпасах используются воронки со сложной геометрией (экспоненциальные, ступенчатые и др.) с углами в диапазоне 30-60 градусов; скорость кумулятивной струи при этом достигает 10 км/с.

Поскольку при встрече кумулятивной струи с бронёй развиваются очень высокие давления, на один-два порядка превосходящие предел прочности металлов, то струя взаимодействует с бронёй в соответствии с законами гидродинамики, то есть при соударении они ведут себя как идеальные жидкости. Прочность брони в её традиционном понимании в этом случае практически не играет роли, а на первое место выходят показатели плотности толщины бронирования.

Теоретическая пробивная способность кумулятивных снарядов пропорциональна длине кумулятивной струи и квадратному корню отношения плотности облицовки воронки к плотности брони. Практическая глубина проникновения кумулятивной струи в монолитную броню у существующих боеприпасов варьируется в диапазоне от 1,5 до 4 калибров.

При схлопывании конической оболочки скорости отдельных частей струи оказываются различными, и струя в полёте растягивается. Поэтому небольшое увеличение промежутка между зарядом и мишенью увеличивает глубину пробивания за счёт удлинения струи. Однако при значительных расстояниях между зарядом и мишенью непрерывность струи нарушается что снижает бронебойный эффект. Наибольший эффект достигается на так называемом «фокусном расстоянии», на котором струя максимально растянута, но ещё не разорвана на отдельные фрагменты. Для выдерживания этой дистанции используют различные типы наконечников соответствующей длины.

При перемещении в твёрдой среде градиентно разорванная кумулятивная струя самоцентрируется, а диаметр трека по мере удаления от точки фокуса уменьшается. При перемещении разорванной на фрагменты кумулятивной струи в жидкостях и газах - каждый фрагмент перемещается по собственной траектории, а диаметр трека по мере удаления от точки фокуса увеличивается. Этим объясняется резкое снижение пробивной способности высоко градиентных кумулятивных струй при использовании противокумулятивных экранов.

Использование заряда с кумулятивной выемкой без металлической облицовки снижает кумулятивный эффект, так как вместо металлической струи действует струя газообразных продуктов взрыва; однако при этом достигается значительно более сильное заброневое действие.

Рис. 7 Кумулятивная струя



9. Какова область применения термометрии при выделении работающих пластов и оценке их дебита

Применение термометрии для выделения - обводненных пластов основано на том, что температура закачиваемой воды, как правило, значительно ниже пластовой и охлаждение пластов в разрезе скважины обычно однозначно указывает на прохождение закачиваемой воды. Ограничения метода связаны с тем, что, во-первых, термометрия неинформативна при естественном водонапорном режиме (а также в большинстве случаев законтурного заводнения) и, во - вторых, фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения и поэтому охлаждение характерно для достаточно промытых водой пластов, а начальные этапы обводнения обычно не улавливаются.

Показана перспективность применения термометрии длицелен уточнения геологического разреза, выявления коллекторов и оценки характера их Отмечен недостаточный объем теоретических и исследований в области Лит.

В последнее время термометрия гидрогеологических скважин широко используется для повышения информативности режимных наблюдений гидрогеологической направленности. Особенно эффективноприменение термометрии для оценки скоростей перетекания через слабопроницаемые разделяющие слои.

Применение термометрии в нагнетательных скважинах позволяет определить интервалы поглощения нагнетаемой воды за пределами вскрытой мощности пласта, в условиях перекрытия пластов насосно-компрессорными трубами, а при малых расходах существенно дополнять данные расходометрии.

В направлении диагностики состояния нефтяных пластов и скважин выделяют три группы задач.

Определение эксплуатационных характеристик продуктивного пласта.

определение интервалов потока и поглощения жидкости ;

определение мест притока нефти, воды и газа;

определение продуктивности пласта и расхода флюида;

определение энергетических параметров пласта.

Контроль технического состояния скважины.

определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и забоя скважины ;

выявление межпластовых заколанных перетоков в скважине;

исследование интервалов перфорации обсадных скважин.

Контроль за работой насосно-подъемного оборудования.

определение статического и динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве

определение местоположения и режима работы глубинных насосов

определение герметичности насосно-компрессорных труб

определение мест положения и работы мандрелей.

Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии. Опыт показывает, что наиболее информативным методом при решении задач диагностики является термометрия. Однако, термометрия (по сравнению с другими геофизическими методами) является и наиболее сложным (в методическом плане) методом.

Термометрия. Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколанных перетоков снизу и сверху ; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте -газо- водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте- водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Р пли Р нас;определение Т заб и Т пл ; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.

Выявление перетока основано на сопоставлении температуры в скважине с фоновой. Количественная оценка проводится по величине аномалии температуры в интервале перетока (степени отличия термограммы от фоновой). Аномалии температуры в интервале перетока формирует, в основном, перенос теплоты перетекающим флюидом. При оценке дебита перетока величину аномалии сравнивают с расчетной. Из-за отсутствия достоверной информации о параметрах, определяющих интенсивность теплообмена скважины (в первую очередь, о тепловых свойствах горных пород и заполнителя ствола), получают лишь верхнюю и нижнюю оценку дебита, закладывая в расчеты максимально возможный в условиях исследуемой скважины диапазон изменения неизвестных параметров.



Список использованной литературы

1. Стрельченко В. В. Геофизические исследования скважин: Учебник для ВУЗов, -М.: ООО « Недра - Бизнессцентр». 2008. 551с.

2. Сковородников И.Г., Геофизические исследования скважин, УГГУ, Екатеринбург, 2005.

3. Геофизика: учебник / Под ред. В. К. Хмелевского. М.: КДУ, 2007. 320 с.

4. Латышева М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. Учебное пособие. 2007, 327 с.

5. Золоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Комплексная интерпретация геофизических данных с целью оценки параметров коллекторов. Учебное пособие 2009, 148 с.

6. Золоева Г.М., Петров Л.М., Хохлова М.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Учебное пособие 2009, 180 с.

7. Г.М. Золоева, С.Б. Денисов, С.И. Билибин. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. Учебное пособие. 2-е изд., доп. и перераб. 2008. 212 с.

8. Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко. Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин. М.: Издательский Центр РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2011.

9. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов. Под ред. д.г.-м.н. В.М. Добрынина, к.т.н. Лазуткиной Н.Е. М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 400 с.

10. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учебник для вузов/Под ред. Каруса Е.В. М.: Недра, 1990. 398 с.;

11. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1987. 315 с.; Дахнов В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин: Учебник для вузов.М.: Недра, 1982, 448 с.

12. Геофизические исследования скважин (справочник мастера по промысловой геофизике). Под редакцией: проф. В.Г.Мартынова, доц. Н.Е.Лазуткиной, доц. М.С.Хохловой. Москва-Вологда: Издательство «Инфра-Инженерия», 2009, 960 стр., ил. 243, табл.96.

Размещено на Allbest.ru