Лекции по промысловай геофизике

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 е^ατ  , 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 t^о 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.