Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Лекции - Промысловая геофизика - файл 1.doc


Лекции - Промысловая геофизика
скачать (103 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc103kb.18.11.2011 01:42скачать

содержание
Загрузка...

1.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...
Лекционный комплекс по дисциплине

«Промысловая геофизика»

(компонент по выбору)
Лекция 1

Введение. Петрофизические основы ГИС. Классификация геофизических методов, их сущность и области применения.
Понятие о геофизических исследованиях в скважинах – ГИС – как о совокупности физических методов, предназначенных для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах.

Традиционно относящиеся к ГИС методы изучения технического состояния скважин, опробование пластов и отбор проб из стенок скважин, перфорация и торпедирование. Понятие о промысловой геофизике.

Понятие о скважинной геофизике.

Параметры физических полей и связанные с ними физические свойства горных пород.

^ Прямая задача ГИС.

Обратная задача ГИС.

Интегральный характер поля в скважине.

Взаимное компенсирование влияния зон. Важнейший источник дополнительной информации – данные, полученные с помощью других геофизических методов, основанных на изучении различных по своей природе физических полей.

Изучение скважин с помощью кернового материала, который и сейчас остается важным источником информации. Однако, методы изучения керна неэффективны, что объясняется неполным выносом керна, трудностью привязки керна по глубине, малым радиусом исследования, изменением характеристик г.п. в зоне бурения и при подъеме на поверхность, значительными затратами времени и средств.

В отличие от методов изучения керна ГИС дают сплошную сравнительно точно привязанную по глубине информацию с существенно большим радиусом исследования. Важно, что удается получить информацию о горных породах в их естественном залегании.

Скважина как объект геофизических. Для геофизических исследований скважин решающее значение имеет технология проводки скважины.

Скважина позволяет проводить измерения во внутренних точках среды. Вместе с тем, скважина усложняет структуру изучаемых физических полей, так как она нарушает условия залегания г.пород, изменяет геостатическое давление и температуру.

Взаимодействие породоразрушающего инструмента усугубляет этот процесс, способствуя образованию микротрещиноватости в прочных породах и разрушению с образованием каверн в рыхлых и трещиноватых породах. В результате проникновения фильтрата ПЖ в проницаемые пласты в них образуются зоны проникновения с диаметром от десятков до сотен сантиметров. Физико-химические свойства пород в зоне проникновения меняются за счет оттеснения первоначального флюида или возникновения сложного многофазного насыщения, окислительно-восстановительных процессов, закупорки пор. Наиболее измененную часть зоны проникновения называют промытой зоной. Обычно в геофизике под зоной проникновения понимают цилиндрическую область, в пределах которой величина измеряемого параметра отличается от значения данного параметра в неизмененной части пласта более чем на двойную погрешность измерения. Границы зоны проникновения для разных методов различны. После завершения бурения и проведения ГИС в открытом стволе скважину обсаживают.
Лекция 2

^ Электрические методы исследования скважин.

Петрофизические основы электрических методов ГИС.

Дифференциации горных пород по электрическим свойствам - основа электрических методов исследования скважин. Электрические методы исследования заключаются в регистрации параметров электрического поля. Параметры электрического поля. Удельное электрическое сопротивление породы ρп. Горная порода представляет собой твердый минеральный скелет, пустоты которого заполняют вода, нефть или газ. Электропроводность такой среды определяется суммой электропроводностей ее компонентов. Главнейшие породообразующие минералы осадочных пород - кварц, полевые шпаты, кальцит и т.д., а также нефть и газ имеют очень высокое удельное электрическое сопротивление (более 10 10 Ом*м). Отсюда следует, что твердый скелет породы и углеводородные компоненты в ее порах не участвуют в проводимости электрического тока. Таким образом, способность г.пород пропускать электрический ток определяется электропроводностью насыщающих их вод. Зависимость удельного электрического сопротивления породы ρп от ее пористости, сцементированности, гидрофильности и структуры порового пространства при полном насыщении пор водой характеризуется относительным электрическим сопротивлением, которое выражается отношением:

Рп= ρвп / ρв ,

Рп называют параметром пористости.

Т.к. нефть и газ не проводят электрического тока, удельное сопротивление горной породы частично водонасыщенной ρнп, больше удельного сопротивления полностью водонасыщенной породы.

Отношение Рн= ρ нп / ρвп
показывает во сколько раз удельное сопротивление породы при данной водонасыщенности больше удельного сопротивления той же породы при 100% насыщенности водой с тем же ρв.

Параметр Рн называется параметром насыщения. Величина Рн может служить количественной оценкой коэффициента нефтегазонасыщения (Кнг=1-Кв), т.к. исследования показали, что
Рн= ап / Квn , где

.

ап и n– коэффициенты, характерные для данного типа пород.

Общую формулу удельного сопротивления породы для нефтегазовых коллекторов можно записать так:

ρнп=Рп*Рн*ρв.
Таким образом, по удельному сопротивлению горной породы можно оценит основные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

Лекция 3

^ Метод кажущегося сопротивления (КС). Типы зондов метода КС. Особенности диаграмм КС.

При измерении удельного электрического сопротивления горной породы в скважину на кабеле спускают измерительную установку – зонд, состоящий из трех электродов: А, М и Ν. Четвертый электрод В устанавливается на поверхности вблизи устья скважины.

Через электроды А и В пропускают электрический ток І (питающие электроды).

При перемещении зонда вдоль ствола скважины в зависимости от удельного сопротивления окружающих пород изменяется разность потенциалов между электродами М и Ν (измерительные электроды), которая регистрируется на поверхности ΔU. По измеренным значениям ΔU и І можно рассчитать удельное сопротивление среды, окружающей зонд. В скважинах исследуемая среда обычно электрически неоднородна. Электрически неоднородная среда характеризуется кажущимся удельным сопротивлением:

Для наиболее простого случая, когда промывочная жидкость в скважине и окружающие породы имеют одинаковое удельное сопротивление, кажущееся сопротивление записывается формулой:
ρк = К ΔU / І , где

К - коэффициент зонда, зависящий от расстояния между электродами:
К= 4π АМ*АΝ / МΝ ,
где АМ, АΝ, МΝ - расстояния между соответствующими электродами (измеряются в метрах).

Разность потенциалов регистрируется непрерывно при перемещении зонда по стволу скважины. Так как сила тока поддерживается постоянной, то диаграмма разностей потенциалов ΔU является диаграммой удельного сопротивления пород в разрезе скважины. В зависимости от соотношения расстояний между электродами зонды бывают двух типов: потенциал-зонды и градиент-зонды.

Значение кажущегося сопротивления зависит от удельного сопротивления изучаемого пласта, вмещающих пород, бурового раствора, зоны его проникновения, мощности пласта, диаметра скважины, а также типа и размера применяемого зонда.

Мощный пласт высокого сопротивления выражается на кривых потенциал-зондов симметричными относительно середины пласта аномалиями высокого кажущегося сопротивления. Тонкому пласту высокого сопротивления на кривой соответствует симметричный минимум.

Кривые обращенного (кровельного) градиент-зонда.

Кривые, полученные последовательным (подошвенным) градиент-зондом.

В природе геологический разрез представляет собой чередование пластов высокого и низкого удельного сопротивления. В этих условиях при изучении каждого пласта необходимо помнить о возможном влиянии соседних пластов.

Значение кажущегося сопротивления зависит от удельного сопротивления изучаемого пласта, вмещающих пород, бурового раствора, зоны его проникновения, мощности пласта, диаметра скважины, а также типа и размера применяемого зонда. Мощный пласт высокого сопротивления выражается на кривых потенциал-зондов симметричными относительно середины пласта аномалиями высокого кажущегося сопротивления. Границы мощного пласта на кривой отмечаются по точкам кривой, в которых начинается наиболее интенсивный рост кажущегося сопротивления. Рис 1 а.

Лекция 4

^ Метод потенциалов собственной поляризации (СП).
Собственные потенциалы (СП или ПС), регистрируемые при исследовании скважин, Естественные электрические поля возникающие в результате электрохимических процессов, протекающих на границах между породами и скважиной, а также на границах между пластами различной литологии в разрезе скважины.

В методе СП регистрируется диаграмма изменения по разрезу скважины разности потенциалов между электродом М, перемещающимся по стволу скважины и электродом Ν, расположенным на земной поверхности вблизи устья скважины.

В скважинах, бурящихся на нефть и газ, потенциалы СП возникают благодаря диффузии солей, на контакте двух сред, содержащих растворы различной концентрации.

На контакте фильтрата бурового раствора с ρф и пористой среды с удельным сопротивлением пластовой воды ρв возникает диффузионно-адсорбционный потенциал Еда, который также пропорционален логарифму отношения удельных сопротивлений:
Еда = Кда lg ρф/ρв,
где Кда – коэффициент диффузионно-адсорбционного потенциала.

В пористых средах диффузия ионов зависит от адсорбционной способности поверхности твердой фазы. Наибольшей адсорбционной способностью обладают высокодисперсные глины.

Для неглинистых пород (песков, песчаников, карбонатных пород) коэффициент Кда мало отличается от коэффициента Кд и тогда Еда≈Ед, т.е. неглинистые породы не оказывают существенного влияния на диффузию ионов. По мере увеличения глинистости Кда значительно больше Ед. Для растворов ΝaСl менее концентрированный раствор на контакте с глинистой породой заряжается положительно.

Нулевая линия на диаграмме ПС. Условный нуль отсчета потенциалов СП - линия глин, т.е. прямая, проведенная параллельно оси глубин через участки кривой СП, соответствующие пластам глин. Показания кривой СП против середины пласта, отсчитанные от линии глин, называется амплитудой потенциала самопроизвольной поляризации (амплитуда СП) и обозначается ΔUсп.

В песчано-глинистых отложениях на кривой СП наибольшими отрицательными аномалиями отмечаются пески, песчаники, и алевролиты.

В карбонатном разрезе наибольшими отрицательными аномалиями на кривой СП характеризуются неглинистые известняки, независимо от их пористости.

Электрохимические поля диффузионного происхождения в скважине рассмотрим на примере, когда буровой раствор менее концентрирован, чем пластовая вода и разрез сложен пластом песчаника среди вмещающих пород, представленных глинами.

В скважине на границах пластов создается самопроизвольная поляризация и тогда скачок потенциалов Епс = Едавм – Едап =58- (-11,7) lg ρф/ρв ≈70 lg ρф/ρв.

Лекция 5

^ Радиоактивные методы исследования скважин.

Метод естественной радиоактивности (ГМ).

Метод рассеянного гамма-излучения (ГГМ).
Радиоактивные методы, основанные на изучении естественного гамма-излучения горных пород и методы, в которых исследуют эффект взаимодействия горных пород с источником гамма-излучения или нейтронов.

Радиоактивные методы можно применять для исследования как обсаженных, так и необсаженных скважин ввиду большой проникающей способности гамма-лучей и нейтронов.

Радиоактивность осадочных г.п. обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов, т.е. урана, тория, актиния, продуктов их распада, а также изотопа калия (40 К).

Из осадочных пород наибольшей радиоактивностью обладают глины.

В песках, песчаниках, известняках, доломитах содержание радиоактивных элементов не превышает 8 мкг Rа-экв. на 1 т. Для этих пород установлена достаточно тесная связь радиоактивности от содержания глинистого материала в породе. Эта зависимость используется на практике при оценке глинистости пород, т.е. коллекторских свойств. Наименьшую радиоактивность имеют породы гидрохимического комплекса: гипсы, ангидриты, каменная соль, за исключением калийной соли. Радиоактивность калийной соли связана с изотопом калия 40К, содержание которого в природной смеси изотопов калия составляет 0,012%.
Гамма-каротаж

Метод исследования геологического разреза, основанный на регистрации излучений, испускаемых радиоактивными элементами горных пород, носит название метода естественной радиоактивности.

Величина Ιγ пропорциональна содержанию в породе радиоактивных элементов.

Для измерения Ιγ в скважину опускают детектор гамма-излучения и электронную схему, размещенные внутри металлического кожуха.

Под действием гамма-лучей в детекторе возникают электрические импульсы, которые усиливаются и по кабелю передаются на поверхность, где они преобразуются в постоянный ток, сила которого прямо пропорциональна среднему числу импульсов. Регистрируя этот ток при перемещении прибора в скважине, получают кривую изменения Ιγ, называемую диаграммой ГК.

Регистрируемая интенсивность естественного гамма-излучения определяется излучением породы, находящейся вблизи детектора. Гамма-излучение от удаленных участков породы поглощается, не достигнув детектора, а радиоактивность промывочной жидкости обычно меньше радиоактивности пород. Радиус исследования ГМ составляет 30 см.


Гамма-гамма-каротаж

В гамма-гамме каротаже (ГГК) регистрируют гамма-излучение, создаваемое источником, расположенным в скважинном приборе на некотором расстоянии от детектора.

При исследовании ГГК нефтяных и газовых скважин основными процессами взаимодействия со средой являются рассеяние гамма-квантов на электронах среды и фотопоглощение. В результате рассеяния энергия гамма-квантов, испускаемых источником, уменьшается и когда энергия становится достаточно малой, гамма-кванты поглощаются. На заданном расстоянии от источника интенсивность рассеянного гамма-излучения убывает с увеличением плотности среды, окружающей зонд.

Пластам, сложенным плотными породами, будут соответствовать минимумы, а пластам, сложенным менее плотными породами, максимумы на диаграмме ГГК.

Радиус исследования ГГК увеличивается с увеличением длины зонда. На практике длина зонда не превышает 40 см. Применение зондов большой длины требует более мощных источников, что нежелательно по соображениям ТБ.

Если в скважине против коллекторов образовалась глинистая корка, то это приводит к завышению показаний ГГК., т.к. плотность глин меньше плотности породы-коллектора. Для учета влияния глинистой корки одновременно проводят измерения зондами разной длины.


Лекция 6

^ Акустический метод исследования скважин.
Методы ГИС, основанные на изучении поля упругих волн, распространяющихся в скважине, околоскважинном и межскважинном пространствах, называют сейсмоакустическими. Связь параметров поля упругих волн с литологией, пористостью, характером насыщения и другими свойствами пород создает предпосылки для применения сейсмоакустики для решения широкого круга задач на всех этапах горно-геологического процесса. При определенных условиях применение сейсмоакустики позволяет судить о состоянии обсадки скважин.

Сейсмоакустические методы ГИС можно разделить на акустические и сейсмические.

Акустический метод применяется при изучении распространения упругих волн от источника до приемника, расположенных в скважине. Сейсмические методы применяют при исследовании околоскважинного и межскважинного пространств. В сейсмическом методе изучается распространение упругих волн от приповерхностного источника до сейсмоприемников, расположенных в скважине.
Физические основы акустического каротажа (АК, АМ)
Продольные Р и поперечные Ѕ волны. В волне Р частицы среды движутся в направлении распространения волны. Плоская волна представляет собой чередование зон сжатия и растяжения, перпендикулярных к оси Х и перемещаются вдоль оси Х со скоростью υ, называемой скоростью волны.

Движение частиц в поперечной волне Ѕ.

Скорости распространения волн зависят от плотности и упругих свойств среды. Обратные величины скорости продольной волны - Δt.

Величина Δt называется интервальным временем и равна времени пробега волны расстояния в 1 м, т.е.

Δt = 1/ υр.

Интервальное время выражается в микросекундах на метр (мкс/м).

Скорость распространения поперечных волн υs в 1,5 – 2 раза ниже скорости υр.

Скорость распространения волн в породе уменьшается, а интервальное время увеличивается с ростом коэффициента пористости Кп. Во многих случаях зависимость Δt от Кп прямолинейна.

Скорость волн в газоносных ниже, чем в нефтеносных, а в нефтеносных ниже, чем в водоносных.

Законы изменения энергии волн Е и амплитуды колебаний А при удалении от излучателя. Е = Ео е –ατ , А = Ао еατ , где

τ – расстояние от излучателя до точки наблюдения,

α – амплитудный коэффициент поглощения.

Законы ослабления волн при распространении волн в системе скважина-пласт. Эффективный коэффициент затухания. Изменение коэффициента затухания с ростом коэффициента пористости, глинистости и особенно трещинноватости горных пород.

Лекция 7

^ Термические методы исследования скважин, их роль, назначение.
Измерение температуры вдоль ствола скважины. Применение изучения естественного теплового поля Земли для выявления тепловых аномалий при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Использование данных термометрии при изучении геологического строения месторождений УВ и для контроля за техническим состоянием скважин.

Измерение с помощью скважинного термометра, действие которого основано на изменении сопротивления датчика (металлического проводника или термистора) под влиянием температуры. Регистрация термограммы при спуске термометра, чтобы исключить искажающее влияние перемешивания раствора. Геотермический градиент.

Циркуляция ПЖ в процессе бурения в скважине, температура которой отличается от температуры окружающих пород. Теплообмен между породами и скважиной.

До сих

После прекращения циркуляции ПЖ в скважине и прилегающие к ней участки пород постепенно (для глубоких скважин до 10 суток) воспринимают естественную tо пород.

Термометрию проводят как в обсаженных скважинах, так и в необсаженных. Температуру измеряют как до установления в скважинах теплового режима, так и при тепловом равновесии.

Метод установившегося теплового режима

Термограмма, зарегистрированная при установившемся тепловом режиме, представляет собой кривую изменения естественных температур по разрезу скважины - эту кривую называют геотермой (рис.)

Метод неустановившегося теплового режима.

Когда температура в скважине и в окружающих породах различаются между собой, выравнивание их величин происходит с неодинаковой для различных пород скоростью. Скорость выравнивания температур находится в прямой зависимости от параметра а, называемого удельной температуропроводностью пород и
а = λ/ сδ,

где λ - удельное тепловое сопротивление, это количество теплоты, передаваемой в 1с

через куб с единичной гранью, две противоположные грани которого

поддерживаются при температуре, различающейся на 1 К, а остальные грани

теплоизолированы.

с – удельная теплоемкость породы, т.е. количество теплоты, которое необходимо

сообщить единице массы вещества, чтобы поднять температуру на 1 градус.

δ - плотность породы.

Значение с и δ для пород изменяется в небольших пределах и поэтому параметр а определяется в основном тепловым сопротивлением пород.

Чем меньше тепловое сопротивление, тем больше удельная температуропроводность.

Сущность метода сводится к регистрации ряда последовательных кривых изменения температур по скважине в процессе восприятия буровым раствором температуры пород Тп. Если температура ПЖ (Тр) выше температуры пород Тп, то породам с повышенной температуропроводностью соответствуют пониженные показания. К таким породам относятся песчаники, известняки, гидрохимические осадки. Породам с пониженной температуропроводностью (глины), соответствуют повышенные показания на термограмме. (Рис.).
Лекция 8

^ Геохимические методы исследования скважин.
При изучении разрезов скважин, особенно для выделения нефтегазоносных пластов, применяют ряд физико-химических методов, объединенных под названием геохимических. На изучении содержания и состава газов в извлекаемом на поверхность буровом растворе основан газовый каротаж, а на люминесценции битумов шлама под воздействием ультрафиолетовых лучей - люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА).

Геохимические методы являются «прямыми методами» выявления и изучения нефтегазоносных коллекторов.

Газометрия скважин
Углеводородные газы в г.п. находятся в свободном, растворенном и сорбированном состояниях. При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, находившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и выносятся с ним на поверхность.

Газовые месторождения содержат, в основном, метан. Газы нефтяных месторождений обогащены тяжелыми компонентами (гексаном). Концентрация углеводородов в буровом растворе прямо пропорционально объему породы, разрушаемой долотом в единицу времени, произведению коэффициентов пористости и нефтегазонасыщения, пластовому давлению в газоносных пластах или газовому фактору поровой жидкости. Поэтому, определяя количество и состав горючих газов в ПЖ можно прогнозировать продуктивные отложения до их вскрытия.

Существуют две разновидности газометрии: в процессе бурения и после бурения. В основном проводят газометрию в процессе бурения.

Газовый каротаж выполняют с помощью автоматической газокаротажной станции – АГКС. Ее основными элементами являются дегазатор, газоанализатор и хроматограф.

Дегазатор служит для извлечения газов из ПЖ.

Газоанализатор служит для непрерывного определения суммарного содержания горючих газов в газовоздушной смеси. По повышению теплопроводности в рабочей камере в зависимости от количества углеводородных газов при пропускании смеси через камеры газоанализатора В результате, изменяется электрическое сопротивление чувствительного элемента, которое регистрируется прибором).

Хроматограф определяет компонентный состав газов.
Люминесцентный анализ шлама
Определенную информацию о пройденных скважиной породах можно получить, отбирая и исследуя шлам. При исследовании шлама определяют глубину залегания выбуренной породы. Отобранный шлам отмывают от глинистого раствора, высушивают, проводят исследования карбонатности, пористости и осуществляют люминесцентный и битуминологический анализ (ЛБА). По описанию шлама строят литологическую колонку, а с помощью ЛБА уточняют характер насыщения пласта. ЛБА подвергают жидкость, извлеченную из шлама с помощью растворителя. Наличие битумов в шламе обнаруживают по их люминесценции под действием ультрафиолетовых лучей. Для этого служит люминоскоп, входящий в комплект газометрических станций. По цвету люминесценции битума в растворителе определяют тип битума, а по плотности экстракта - концентрацию битумов в растворителе.

Цвет люминесценции зависит от состава битума: для маслянистой нефти характерны светлые тона люминесценции (желтый, голубой, белый), а для нефти с большим количеством асфальтенов и смол - темные тона свечения (коричневые, бурые).

ЛБА применяется также и для исследования бурового раствора.
Лекция 9

^ Изучение технического состояния скважин.

Инклинометрия. Кавернометрия.
Изучение технического состояния скважины – важная область применения геофизических методов. Получаемая информация необходима для оптимизации процессов бурения, испытаний и эксплуатации скважин. Основными направлениями изучения технического состояния скважин являются: инклинометрия, кавернометрия, профилеметрия, контроль качества цементирования, выделение мест притоков, поглощений и затрубной циркуляции жидкости.

Инклинометрия

Метод ГИС, применяемый для определения угла наклона (искривления) ствола скважины и азимута искривления, называют инклинометрией. Ствол глубокой скважины отклоняется от вертикали в силу причин геологического и технологического характера. Распространение получает и наклонное бурение для достижения участков исследования в стороне от места заложения скважины.

Пространственное положение любой точки ствола скважины характеризуют двумя углами: углом искривления δ- отклонение оси скважины от вертикали и дирекционным углом β - угол между направлением на географический полюс и проекцией оси скважины на горизонтальную поверхность. Обычно пользуются магнитным азимутом φ, т.е. углом, отсчитываемым по ходу часовой стрелки между направлением на магнитный север См и горизонтальной проекцией элемента оси скважины.

Определение искривления скважины сводится к замерам положения в пространстве оси скважины, следующим один за другим. В пределах каждого отрезка ось скважины отождествляется с прямой линией. Измерения в скважинах выполняют по точкам. Расстояние между точками в вертикальных скважинах, принимают равным 25м, в наклонно-направленных – 5м. Углы β и φ, полученные в нижней точке интервала, принимаются постоянными до следующей точки измерения.

Первичные данные инклинометрии представляют в виде таблицы, где представлены результаты измерений, которые получают в точках через одинаковые интервалы.

Плоскость, проходящую через вертикаль и ось скважины в данном интервале, называют плоскостью искривления. (Рис.)
Проекцию интервалов ствола скважины на вертикальную плоскость определяют как:
lί вер = lί соs δί .
для определения абсолютной отметки вскрываемого ί – го пласта Нί, вычисляют сумму вертикальных проекций то устья скважины до изучаемого интервала:

h

Нί = ∑ lί вер.

ί

Горизонтальная проекция ί – го интервала скважины Δ lί, отклоненного на угол δί, равна:

Δ lί = lί sίn δί .

По данным измеренных углов и вычисленных значений горизонтальных проекций строят инклинограмму – проекцию оси скважины на горизонтальную плоскость.

Приборы для измерения и азимута искривления называют инклинометрами. В скважину их опускают на кабеле или транспортируют буровым инструментом.
Измерение диаметра скважины и профиля ствола скважины (кавернометрия).

Диаметр скважины и форма ее сечения зависят о ряда факторов технологического и геологического характера. Если, диаметр скважины dс равен диаметру долота, его называют номинальным и обозначают dн. В плотных непроницаемых пластах dс = dн. Увеличение диаметра происходит при разбуривании глин, аргиллитов, гидрохимических осадков, кавернозных известняков и доломитов. Уменьшение диаметра характерно для пород-коллекторов, когда фильтрат бурового раствора проникает в проницаемые отложения и образуется глинистая корка на стенках скважины. При спуско-подъемных операциях замковые соединения бурового инструмента врезаются в горную породу и образуют желоб и асимметрично увеличивают диаметр. Измерение фактического диаметра скважины называется кавернометрией. Эти измерения проводятся с помощью каверномеров и профилемеров. Кавернограммы используют при расчете объема цемента, необходимого для заполнения скважинного пространства, для учета скважинных условий при интерпретации результатов отдельных методов ГИС, при выявлении коллекторов по наличию глинистой корки.
Лекция 10

^ Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. Контроль за положением ВНК, ГВК.
При контроле разработки нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами решают следующие задачи

  1. Контроль за изменением положения водонефтяного и газожидкостного контактов и за обводнением пластов.

  2. Выделение в перфорированной (или необсаженной) части скважины интервалов, отдающих или поглощающих воду, нефть, газ, и определение дебита отдельных пластов.

  3. Изучение изменения состава и плотности жидкости по стволу скважины с целью выделения интервалов поступления нефти, газ и воды в скважину.

  4. Изучение режимов работы эксплуатационных скважин путем определения положения разделов нефть-вода и газ-вода в действующих скважинах.

  5. Контроль за процессами интенсификации притока из пластов (гидравлического разрыва пластов, солянокислотной обработки и др.)

  6. Контроль за техническим состоянием скважины.


Основными методами контроля за перемещением ГЖК и ВНК в обсаженных интервалах являются нейтронные методы. Определение ВНК нейтронными методами основано на аномальных нейтронных свойствах хлора, содержащегося в пластовых водах. Различие в показаниях нейтронных методов против нефтеносного и водоносного пластов уменьшается с уменьшением хлоросодержания, т.е. с уменьшением пористости пласта или минерализации пластовой воды. Достаточно надежно определить водонефтяной контакт можно лишь при совместном применении методов НГК и ННК-Т в высокопористых коллекторах (кп >15-20%) при минерализации вод не менее 150-200 г/л.

Определение газонефтяного и газоводяного контактов нейтронными методами основано на меньшем содержании водорода в газе по сравнению с нефтью и водой.

Разрабатываются методы, эффективность которых не зависит от минерализации вод, хотя имеются другие ограничения в их применении. К ним относится низкочастотный акустический метод. Влияние крепления скважины колоннами зависит от отношения толщины колонны, цементного камня и длины волны акустических колебаний. Это влияние меньше для волн с относительно большой длины волны. Скорость распространения волн для нефте-, газо-, водонасыщенных пластов заметно различается в случае рыхлых пород, залегающих на небольшой глубине (менее 1-2 км). Более значительно различаются коэффициенты затухания волн, причем особенно заметно для продольных и поперечных волн. Для продольных волн коэффициент затухания упругих колебаний растет (амплитуда волн уменьшается) при прочих равных условиях при переходе зонда от водоносных пластов к нефтеносным и далее к газоносным.

Коэффициент затухания поперечных волн при этом уменьшается (амплитуда волн падает).

На ряде месторождений в обводняющихся интервалах разреза отмечается радиогеохимический эффект, заключающийся в некотором обогащении пластовых вод радием в процессе вытеснения ими нефти из пласта с последующей сорбцией цементным камнем радиоактивных элементов из обогащенных пластовых вод.

Благодаря этому повторные измерения радиоактивности в эксплуатационных скважинах ряда месторождений позволяют обнаружить обводненные участки разреза, отмечающиеся значительным повышением гамма-активности по сравнению с ее величиной к моменту сооружения скважины.

----------


Скачать файл (103 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru