Лекции по промысловай геофизике

                                                      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.

                                                                ----------