Геофизические исследования скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт природных ресурсов

Специальность - 130304 Геология нефти и газа

Кафедра - геофизики

Домашнее задание

на тему: "Геофизические исследования скважин"

Томск - 201__ г.

Содержание

1. Диаграмма КС для пласта высокого сопротивления (потенциал-зонд)

2. Сущность метода ПС и решаемые с его помощью задачи

3. Метод вторичного гамма-излучения ГГМ и его модификации (ГГМ-П и ГГМ-С)

4. Скважинный акустический телевизор

5. Параметры, регистрируемые в газометрии

6. Как оценить высоту подъема цементного кольца в затрубном пространстве?

Список использованной литературы

1. Диаграмма КС для пласта высокого сопротивления (потенциал-зонд)

При исследованиях скважин методом кажущихся сопротивлений измеряют некоторый параметр, называемый кажущимся удельным сопротивлением (или кажущимся сопротивлением), величина которого зависит от удельных сопротивлений слагающих разрез пород, бурового раствора и ряда других факторов.

Вид диаграмм КС в пластах высокого сопротивления большой мощности показан на рисунке 2. Диаграмма градиент-зонда отличается от диаграммы потенциал-зонда своей асимметричностью, которая позволяет более надежно идентифицировать кровлю и подошву пласта.

Рисунок 1 - Диаграммы удельного электрического сопротивления истинного (1) и кажущегося для потенциал-зонда (2) и градиент-зонда (3) в пласте высокого сопротивления большой мощности

Для измерений в скважину на специальном кабеле опускают измерительную установку (зонд), состоящую, как правило, из трех электродов (заземлителей): А, М и N. Четвертый электрод В помещают на поверхности земли. Электроды А и В предназначаются для пропускания электрического тока (питающие или токовые электроды); электроды М и N - для измерения разности потенциалов между двумя точками среды в момент } протекания электрического тока (измерительные электроды). При перемещении зонда вдоль ствола скважины в зависимости от удельного электродами М и. N. Принципиальные схемы измерения кажущихся сопротивлений изображены на рисунке 2.

Рисунок 2 - Принципиальные схемы измерения кажущегося сопротивления горных пород в скважине: а - с зондом прямого питания; б - с зондом взаимного питания; А и В - питающие электроды; М и N-измерительные электроды; Б- источник тока; Р - реостат; П - прибор для измерения разности потенциалов (кажущегося сопротивления); А_М-прибор для измерения силы питающего тока

По взаимному расположению электродов различают потенциал- и градиент - зонды. Потенциал - зондами называют зонды, у которых расстояние между парными электродами, т. е. электродами одного назначения (АВ или MN), значительно больше расстояния от одного из этих электродов до ближайшего непарного, т. е. MN " AM или АВ > > AM. Расстояние между электродами А и М потенциал - зонда называют его размером, или длиной; измеряемое значение кажущегося сопротивления относят к средней точке отрезка AM (точке записи).

Градиент - зондами называют зонды, у которых расстояние между парными электродами (АВ или MN) значительно меньше расстояния от одного из них до непарного электрода, т. е. MN " AM или АВ " AM. Величину измеряемого кажущегося сопротивления относят к точке, расположенной на середине расстояния между парными электродами (точке записи). Размером, или длиной, зонда считают расстояния от удаленного электрода до точки записи.

Конфигурация кривых кажущихся сопротивлений зависит, при прочих равных условиях, от типа зонда и соотношения его размера с мощностью пласта. В соответствии с этим различаются и правила определения границ пластов по кривым КС, полученным с каким-либо конкретным зондом.

Потенциал-зонд в одиночных однородных пластах позволяет получить кривые кажущегося сопротивления, симметричные относительно середины паста. Кривые кажущегося сопротивления последовательного и обращенного потенциал-зондов по форме не различаются, если расстояние между электродами М и N (А и В) больше мощности пласта.

Границы мощного пласта отмечаются следующим образом: кровля - по началу наиболее интенсивного подъема кривой; подошва - по концу самого интенсивного ее спада.

Против тонкого пласта высокого сопротивления наблюдается симметричный минимум кривой кажущегося сопротивления потенциал-зонда с весьма небольшими максимумами над кровлей и под подошвой, от каждой на расстоянии 1/2 AM.

2. Сущность метода ПС и решаемые с его помощью задачи

Скважинные исследования методом естественного поля (ЕП) или поля самопроизвольного (каротаж ПС) сводятся к измерению постоянных естественных потенциалов, возникающих у пластов с разной электрохимической активностью. Естественные потенциалы (потенциалы собственной поляризации) возникают при окислительно-восстановительных, диффузионно-адсорбционных и фильтрационных процессах, протекающих в различных горных породах. Зондом для измерения собственных потенциалов служат свинцовые приемные электроды. Работы в методе ПС чаще выполняются способом потенциала, то есть установкой, состоящей из одного неподвижного приемного электрода N, заземленного вблизи устья скважины, и второго электрода M, перемещаемого по скважине. Иногда, особенно при наличии электрических помех, запись ПС ведется способом градиента потенциала. В этом случае оба приемных электрода M и N передвигаются по скважине, а расстояние между ними остается постоянным (1-2 м). В результате работ получаются графики естественных потенциалов, измеряемые в милливольтах. По аномалиям на диаграммах ПС выделяются пласты с разной электрохимической активностью. Чаще всего против глинистых пород наблюдаются положительные аномалии потенциала ПС, а около пористых проницаемых пластов - отрицательные. Интенсивными аномалиями положительного и отрицательного знака выделяются сульфидные залежи, пласты антрацита, графита. Слабыми аномалиями (единицы милливольт) отличаются массивные, плотные, плохо проницаемые песчаники, известняки, изверженные породы (рисунок 3).

Скважинные исследования методом ПС служат для расчленения геологических разрезов и корреляции по соседним скважинам отдельных пластов, выявления плохо проницаемых сланцев, глин и хорошо проницаемых песков, пористых известняков, выделения сульфидных, полиметаллических руд, угля, графита, оценки пористости и проницаемости пород.

Рисунок 3 - Схема каротажа ПС способом потенциала с полуавтоматической регистрацией: а - схема установки: 1 - блок-баланс, 2 -лебедка с коллектором, 3-милливольтметр, 4 - регистратор, 5 - лентопротяжный механизм, соединенный гибким валиком (6) с роликом блок-баланса, 7 - диаграммная бумага, 8 - карандаш; б - диаграмма естественных потенциалов по стволу скважины: I (почва) и III (известняки) - пласты со слабой электрохимической активностью, II (суглинки) и V (глины) - пласты с положительными аномалиями ПС, IV - пласт с отрицательной аномалией ПС, характерной для проницаемых слоев

3. Метод вторичного гамма-излучения ГГМ и его модификации (ГГМ-П и ГГМ-С)

ГГМ основаны на измерении интенсивности искусственного гамма-излучения, рассеянного горной породой. В качестве источников гамма-квантов используют радиоактивные изотопы, энергия излучения которых лежит в диапазоне 20 кЭВ - 1,33 МэВ. Как известно, в этом диапазоне наиболее вероятны два вида взаимодействия гамма-квантов с веществом: комптоновское рассеяние и поглощение в результате фотоэффекта, причем при энергиях больше 0,5 МэВ фотоэффект практически не происходит. Число рассеянных гамма-квантов Iгг в ГГМ зависит, в основном, от плотности горной породы у, а их поглощение - от ее эффективного атомного номера Zэф и в меньшей степени от плотности. Блок-схема скважинного прибора ГГМ приведена на рисунке 4. Кванты 6 и 7 вылетают из источника 2 через специальное коллимационное отверстие в свинцовом или стальном экране 1, попадают в породу и, рассеиваясь ею, изменяют направление. Некоторые из них (6) через второе коллимационное отверстие в экране попадают в детектор 3. При энергиях выше 0,5 МэВ их число обусловлено, в основном, плотностью породы, при низких энергиях существенную роль играет поглощение гамма-квантов за счет фотоэффекта. Мешающее влияние промывочной жидкости устраняют за счет прижатия прибора к стенке скважины прижимным устройством 8.

Рисунок 4 - Блок-схема скважинного прибора ГТМ: 1 - экран; 2 - источник; 3 - детектор; 4 - блок электроники; 5 - кабель; 6, 7 - рассеянные гамма-кванты; 8 - прижимное устройство

Существуют две модификации ГГМ - плотностная ГСМ-П и селективная ГГМ-С. В методе ГГМ-П энергетические диапазоны излучаемого и регистрируемого гамма-излучения лежат в области комптон-эффекта. В результате интенсивность вторичного гамма-излучения обусловлена плотностью вещества и мало зависит от атомного номера (химического состава). Метод ГГМ-С основан на регистрации мягкой (низкоэнергетической) части вторичного гамма-излучения, интенсивность которого обусловлена, в первую очередь, атомным номером вещества, т.е. его химическим составом. Для реализации ГГМ-С применяют источники низких энергий, например, тулий, испускающий кванты энергий 52 и 84 кэВ, или специальные пороговые устройства, позволяющие регистрировать только мягкие гамма-кванты. Влияние плотности устраняют применением двухзондовых устройств или учитывают за счет комплексного применения ГГМ-С и ГГМ-П. Зависимости интенсивности регистрируемого излучения от плотности и атомного номера вещества имеют инверсионный характер, т.е. с ростом плотности или эффективного атомного номера (Zэф) интенсивность вторичного излучения уменьшается из- за поглощения веществом части рассеянных гамма-квантов (фотоэффект). ГГМ обладают малой глубиной, в связи с чем на их показания большое влияние оказывают глинистая корка и каверны. По этой же причине их нельзя применять для определения параметров горных пород в обсаженных скважинах. ГГМ-П применяют для литологического расчленения разрезов скважин. В благоприятных условиях он позволяет идентифицировать угольные пласты и оценивать их зольность.

В нефтегазовых скважинах ГГМ-П применяют для оценки пористости горных пород при известном литологическом составе. Данные ГГМ-П используют, кроме того, для изучения технического состояния обсаженных скважин, в первую очередь - для контроля доброкачественности колонны и цементного камня. ГГМ-С применяют для выделения рудных пластов и оценки их продуктивности. В нефтегазовых скважинах ГГМ-С совместно с ГГМ-П позволяет детализировать литологию разреза по степени содержания в горных породах кальция, обладающего большим атомным номером. При этом выделяют известняки, доломиты, чистые и кальцитизированные терригенные разности.

4. Скважинный акустический телевизор

Рассмотрим данный вопрос на примере акустического телевизора для контроля технического состояния обсадных колонн и внутренней поверхности открытого ствола АВК-42М (рисунок 5).

Акустический телевизор предназначен для получения эхограммы развертки внутренней поверхности стенки скважины (0-360 градусов), методом ультразвуковой эхолокации.

Область применения - геофизические исследования скважин глубиной до 5000 м и диаметром от 75 до 250 мм с максимальной температурой в зоне исследования 120 0С и максимальным гидростатическим давлением 60 МПа.

Рисунок 5 - Схема прибора

АВК-42М позволяет получать в акустическом диапазоне развернутое изображение поверхности стенки скважины, заполненной негазированной промывочной жидкостью или нефтью, без всевозможных механических примесей, шлама и утяжеляющих добавок, с плотностью раствора не более 1,22 г/см³.

При изучении технического состояния обсадных колонн АВК необходим: для выявления различных типов дефектов обсадной колонны, определения местоположения перфорационных отверстий и коррозионных зон, определения степени раскрытости муфтовых соединений и т.д.

Изображение стенки скважины открытого ствола дает возможность выявить зоны трещиноватости и кавернозности, оценить их размеры, выделить интервалы желобообразования, а также других структурных неоднородностей внутренней поверхности. АВК-42М позволяет определять дефекты с линейными размерами не менее 9 мм.

Аппаратура акустического видеокаротажа АВК-42 является геофизическим прибором, использующим принцип регистрации изменения отражающей способности поверхности стенки скважины в зависимости от состояния поверхности при сканировании ее ультразвуковыми импульсами. Ультразвуковые импульсы от пьезоэлектрического преобразователя узким пучком падают через акустически прозрачную вставку в кожухе скважинного прибора на стенку скважины и возвращаются обратно по тому же пути на пьезоэлектрический преобразователь. Так как скважинный прибор перемещается по стволу скважины с постоянной скоростью, то площадки на стенке скважины, на которые попадают электрозвуковые импульсы, образуют винтовую линию, шаг которой определяется как скоростью подъема прибора, так и скоростью вращения акустического датчика. Ультразвуковой импульс отражается от стенки скважины и, двигаясь в обратном направлении, принимается пьезоэлектрическим преобразователем, который работает в режиме "излучатель-приемник". Принятые электроакустическим преобразователем отраженные ультразвуковые сигналы преобразуются в электрические эхо-сигналы, которые после усиления и детектирования передаются по каротажному кабелю в наземный каротажный регистратор для оцифровки и записи на жесткий диск компьютера в функции глубины. В скважинном приборе осуществляется привязка изображения к образующей скважинного прибора при помощи тактового датчика, выдающего синхроимпульс при каждом обороте. Одному обороту датчика соответствует одна строка на экране. Цвет каждой точки строки модулируется пропорционально амплитуде эхо-сигналов. Таким образом, формируется непрерывное "ультразвуковое" изображение стенки скважины - эхограмма, по которой определяется изменение литологии, наличие каверн, трещин. Информативность результатов измерений акустического видеокаротажа является эффективным методом при исследовании как обсаженных, так и необсаженных скважин для обнаружения трещиноватых и кавернозных зон, а также других структурных неоднородностей внутренней поверхности, оценки их размеров.

5. Параметры, регистрируемые в газометрии

Газовый каротаж основан на изучении содержания и состава углеводородных газов и битумов в промывочной жидкости, а также основных параметров, характеризующих режим бурения. Поровое пространство нефтегазоносных пород заполнено в основном смесью предельных углеводородов, значительная часть которых находится в газообразном состоянии. Природный газ состоит главным образом из метана СН ₄ (наиболее легкого из углеводородов) и так называемых тяжелых газообразных углеводородов - этана (С₂Н₆), пропана (С₃Н₈), бутана (С₄Н₁₀), а также парообразных углеводородов - пентана (С₅Н₁₂) и гексана (С₆Н₁₄). Более тяжелые углеводороды находятся в нефти, как правило, в жидкой фазе. Природный газ может содержать и некоторые неуглеводородные газы - двуокись углерода, азот и др.

Для определения параметров, характеризующих газо - и нефте-содержание пластов, из промывочной жидкости (глинистого раствора), поступившей на поверхность, извлекают часть газа (дегазируют его). Извлеченный газ, смешиваясь с воздухом, образует газовоздушную смесь, которая поступает на анализ для определения содержания и состава углеводородных газов и газовоздушной смеси.

Суммарные газопоказания, получаемые при газовом каротаже, являются одним из основных параметров, используемых при выделении в разрезе газонефтяных пластов. Для непрерывного суммарного определения углеводородных газов в газовоздушной смеси используют газоанализаторы с пламенно-ионизационными детекторами. Работа их основана на ионизации молекул углеводородных газов при их сгорании в водородном пламени.

При газовом каротаже очень важно правильно привязать результаты анализов к глубинам поступления газообразных углеводородов из пласта в скважину. Полученные газопоказания должны быть отнесены (привязаны) к той глубине скважины, при которой этот буровой раствор (соответствующая порция его) находился на забое. Для этого необходимо учесть время, в течение которого промывочная жидкость поднимается по затрубному пространству от забоя до устья, и время движения газовоздушной смеси от дегазатора к газоанализатору. Последнее определяется легко; затруднения возникают при вычислении времени движения жидкости от забоя до устья скважины. Это время, называемое в практике газового каротажа отставанием, непрерывно изменяется в процессе бурения в зависимости от многих факторов: глубины и конструкции скважины, производительности и числа работающих насосов и т. д.

Газовый каротаж после бурения проводится при возобновлении циркуляции промывочной жидкости после простоя скважины, (спуско-подъемных операций, ремонтных и других работ). О газо- насыщенности пластов при этом судят по содержанию в промывочной жидкости (глинистом растворе) углеводородных газов, поступающих из пласта в скважину в результате их фильтрации и диффузии.

Существенной задачей при проведении газового каротажа после бурения является выбор оптимального времени перерыва циркуляции промывочной жидкости, необходимого для заметного ее газообогащения.

При газовом каротаже после бурения проводится непрерывная регистрация газосодержания струи промывочной жидкости в течение времени, достаточного для выхода двукратного объёма этой жидкости с исследуемой глубины до земной поверхности. После бурения изучение суммарного содержания углеводородных газов производят как в глинистом растворе, заполняющем затрубное пространство, так и находящемся внутри бурильных труб. Газовая аномалия на кривой, соответствующая измерению внутри труб, повторяет (в перевернутом виде) конфигурацию той же аномалии на кривой, полученной в затрубном пространстве, она размещена ниже ее по глубине и характеризуется меньшими показаниями. Измерением двух кривых (в затрубном и внутритрубном пространствах) уточняют привязку газовых аномалий к глубинам и контролируют качество работ.

С помощью газового каротажа после бурения решаются те же задачи, что и при газовом каротаже в процессе бурения с одной и той же степенью достоверности. Однако газовый каротаж после бурения обладает большей оперативностью. Один отряд может обслужить значительное число скважин, что снижает стоимость работ этого вида каротажа.

6. Как оценить высоту подъема цементного кольца в затрубном пространстве?

После окончания бурения скважины и спуска обсадной колонны производится ее цементирование - кольцевое затрубное пространство между стенкой скважины и колонной труб заливается цементным раствором. Закрепление ствола скважины спуском обсадных колонн с последующим цементированием осуществляется для изоляции отдельных пластов, исключения перетоков различных флюидов между ними и перекрытия зон возможных осложнений, затрудняющих процесс бурения.

При качественном цементировании обеспечивается: наличие в затрубном пространстве затвердевшего цемента, поднятого до проектной глубины от устья; равномерность распределения цемента в затрубном пространстве; сплошность цементного камня и хорошее его сцепление с колонной и стенкой скважины. газометрия каротаж скважина акустический

Контроль за качеством цементирования скважин осуществляется термическими, радиоактивными и акустическими методами.

Определение уровня цемента в затрубном пространстве методом термометрии основано на свойстве цементного раствора повышать температуру окружающей среды вследствие экзотермической реакции, протекающей при его схватывании. Метод позволяет выявить наличие цемента за колонной и установить верхнюю границу цементного камня. Максимальные температуры при схватывании различных типов цемента наблюдаются обычно в интервале 6-16 ч, а наибольшие температурные аномалии в условиях скважины можно зафиксировать во времени от 6 до 24 ч после окончания заливки. Верхняя граница цемента за трубами устанавливается по резкому сдвигу кривой на термограмме в сторону увеличения температуры на фоне постепенного возрастания ее с глубиной (рисунок 6).

Рисунок 6 - Определение высоты подъема цементного кольца термическим и радиоактивными методами: 1 - кривая ГМ; 2 - кривая СП; 3 - кривая КС; 4 - термограмма

Метод термометрии сравнительно прост и достаточно эффективен при отбивке высоты подъема цемента в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Основным его недостатком является отсутствие информации о характере распределения цемента в затрубном пространстве и плотности сцепления его с колонной и стенкой скважины.

Для определения уровня цемента в затрубном пространстве и оценки качества цементирования обсадных колонн применяются методы радиоактивных изотопов и гамма-гамма каротажа.

Методы радиоактивных изотопов. Эти методы основаны на регистрации гамма-излучения радиоактивных изотопов, добавляемых в цементный раствор в процессе его приготовления. Для активации цементного раствора применяют короткоживущие изотопы (Fe). Концентрация изотопов в нем должна быть такой, чтобы его активность не превышала 0,5-1 мг-экв Ra/м ³. При необходимости определения только уровня цемента активированию подвергается лишь первая порция цемента. Участок колонны, окруженный активированным цементом, отмечается на диаграмме ГК повышением интенсивности излучения. Метод изотопов особенно эффективен при ремонтных работах, когда количество закачиваемого в затрубное пространство цементного раствора невелико.

Изучение качества цементирования затрубного пространства акустическим каротажем основано на различии затухания и скорости распространения упругих колебаний в зависимости от плотности сцепления цементного камня с колонной и стенкой скважины. Качество цементирования оценивается по трем измеряемым параметрам: амплитуде продольной волны в колонне Ак, амплитуде продольной волны в породе Ап и времени распространения продольной волны в породе tп. Измерение указанных параметров осуществляется с помощью специальных скважинных приборов - акустических цементомеров АКЦ.

На диаграмме акустического цементомера, на которой одновременно регистрируются кривые Ак, Ап и tп, определяют: 1) Высоту подъема цемента за колонной; 2) Наличие или отсутствие цемента за колонной; 3) Присутствие каверн, каналов и трещин в цементном камне; 4) Качество сцепления цемента с колонной и стенкой скважины; 5) Характеристику процесса формирования цементного камня во времени (путем сопоставления результатов временных замеров).

О качестве цементирования основную информацию несут параметры Ак и tп. Малая амплитуда Ак (не более 0,2 от максимального значения) служит основным признаком сцепления цементного камня с колонной, большая (не менее 0,8 от максимального значения) указывает на отсутствие этого сцепления. Отклонение времени распространения продольной волны в породе tп от времени пробега упругой волны по колонне tп служит признаком наличия цемента за колонной и его сцепления с ней. Характерные аномалии на кривых tп и Ак, связанные с отбивкой муфтовых соединений колонны, являются признаком плохо сцементированных интервалов или отсутствия сцепления цементного камня с колонной. На основании перечисленных признаков оценивают качественное состояние цементного камня в затрубном пространстве с выделением интервалов, характеризующихся: наличием в затрубном пространстве цементного камня, жестко связанного с колонной - хорошее сцепление; неполным заполнением затрубного пространства цементным камнем или плохой связью с колонной - плохое сцепление; чередованием участков, хорошо и плохо сцементированных с колонной, содержащих и не содержащих цементный камень в затрубном пространстве - частичное сцепление; отсутствием сцепления цементного камня с колонной или вообще отсутствием цемента в затрубном пространстве.

Плохому сцеплению может соответствовать наличие вертикального канала в цементном кольце, эксцентричное положение колонны по сечению скважины, наличие зазора между колонной и цементным кольцом, заполненным промывочной жидкостью или глинистой коркой, плохое качество цементного раствора, которое возможно вследствие перемешивания его с промывочной жидкостью в процессе цементирования скважины. Под частичным сцеплением подразумевается чередование участков с хорошим и плохим сцеплением цементного камня с колонной.

Список использованной литературы

1. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982 г.

2. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: учебник для вузов. - Москва: Изд-во "Нефть и газ" РГУ, 2004. - 400 с.

3. Латышева М.Г. и др. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. - Москва: Недра, 1990. - 312 с.

4. Золоева Г.М., Петров Л.П., Хохлова М.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учебное пособие по дисциплине "Геофизические исследования скважин". - М.: МАКС Пресс, 2009. - 180 с.

5. Геофизические исследования скважин: справочник мастера по промысловой геофизике / под общ. ред. В.Г. Мартынова, Н.Е. Лазуткиной, М.С. Хохловой. - М.: Инфра-инженерия, 2009. - 960 с.

Размещено на Allbest.ru