Преимущества БК перед стандартным зондом.

Стр 1 из 2Следующая ⇒

В.1.Каротаж сводится к измерению в скважине той или иной величины (кажущегося удельного сопротивления, потенциала электрического поля, и т.д.) отражающей физические свойства пересеченных скважиной пород (удельное сопротивление, способность самопроизвольного образования электрического поля, «естественная γ - активность и т. д.). По результатам такого рода измерений необходимо определить геологический характер пересеченных скважиной пород и установить наличие полезных ископаемых по разрезу скважины. Переход от результатов измерений при каротаже к геологическим данным называют интерпретацией (истолкованием) данных каротажа. Интерпретация данных каротажа условно подразделяется на два этапа. На первом этапе, который можно назвать геофизической интерпретацией, определяют физические свойства пластов по каротажным кривым. Так, для электрического каротажа методом сопротивления первым этапом интерпретации является определение удельных сопротивлений пласта и зоны проникновения по кривым КС. На втором этапе, называемом комплексной геологической интерпретацией, по совокупности данных о физических свойствах пластов, полученных в результате проведения различных видов каротажа, и по имеющимся геологическим материалам определяют характер пород и дают заключение о наличии полезных ископаемых. В.2. Пористость –это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости. По происхождению поры бывают первичные и вторичные: · Первичные – это поры образовавшиеся в процессе образования самой породы. К ним относятся промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы. · Вторичные – пустоты образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V породы вследствие процесса доломитизации и т.д. Первичные характерны для песков и песчаников . Вторичные для карбонатных и сильно заглинизованных плотных терригенных коллекторов. По величине поровые каналы подразделяются : сверхкапиллярные > 0,5 мм; капиллярные 0,5 мм ... 0,0002 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм. Сверхкапиллярные поры: нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил. В субкапиллярных порах капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит. Для оценки пористости г.п. введены три коэф-та: Коэф-ом общ. пористости называется отношение объема всех пустот в породе к объему образца m = (Vп.. / Vобр.)*100% (1) Коэф-нт открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца. m0 = (Vп.о. / Vобр.)*100% (2) Vп.о. - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м3 В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора. Статически полезная емкость (Пс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом, и она опр-ся Пс = m0 – Sудост , Пс - статически полезная емкость, m0 -коэф-т открытой пористости, Sудост–коэф-т остаточной водонасыщенности, % Динамически полезная емкостьколлектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте, она зависит от перепада давления, градиента давления, свойств, насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов с которыми связано наличие в пористой среде капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхностных слоев жидкости. Коэф-нт динамической пористостиназ-ся отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объемы. mg = (Vg / Vобр.)*100% ,mg – самый маленький коэф-нт m0 = ( fпросв. / F )*100%, m0 – коэф-нт открытой пористости,fпросв – суммарная площадь просветов в сечении образца, F – площадь сечения образца [м2] Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости. Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих пород: 1) несцементированные песчаники – от 52 % 2) песчаники – 3,5...29% 3) известняки (карбонаты) – от 0,6...33% 4) глины – 6,0...50 % 5) глинистые сланцы – 0,5...1,4 % В.3. Глинистые минералы, формируя цемент терригенных пород, в значительной степени определяют фильтрационные и емкостные свойства породы. Увеличение глинистого цемента в терригенной породе приводит к ухудшению ее коллекторских свойств. При высоком содержании цементирующего материала (базальный или поровый тип цемента), когда все поровое пространство заполняется минеральной массой, порода становится неколлектором. При небольшом содержании глинистых минералов (контактовый, пленочный или сгустковый типы цемента) в терригенных породах сохраняется часть открытого порового пространства. Такие песчано-алеврито-глинистые породы могут содержать промышленные скопления углеводородов и отдавать их при разработке. В полимиктовых песчаниках и алевролитах глинистый материал может находиться не только в цементе, но и в скелете пород за счет гидрослюдизации и каолинизации полевых шпатов. Физико-химическая характеристика глинистых минералов и их объемное содержание оказывают существенное влияние на показания геофизических методов. Иэ геофизических методов для оценки глинистости используют диаграммы ГК, ПС, комплекса ГГКП и НГК- В этом случае мерой глинистости является содержание фракции меньше 0,01мм. Проницаемостью наз-ся способность г.п. пропускать сквозь себя ж-ти и газы при наличии перепада давления или градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы, например, глины, доломиты, плотные сланцы, известняки. Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси Физический смысл коэф-та проницаемости: он как бы показвает суммарную площадь пор сквозь которую проходит фильтрация ж=тей и газов. Различают следующие коэф-ты проницаемости: 1) коэф-нт абсолютной проницаемости: k 2) коэф-нт фазовой (эффективной) проницаемости: kн – по нефти, kг – по газу, kв- по воде. 3) коэф-нт относительной проницаемости: k’н, k’г, k’в Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость г.п., которая определяется при фильтрации лишь одной фазы, инертной не взаимодействующей с пористой средой. Зависит только от свойств самой породы. Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость г.п. для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств фильтрующихся жидкостей, их взаимодействия с породой, насыщаемости породы каждой из фаз. Фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной проницаемости. Относительной проницаемостью наз-ся отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости. = > k’н = kн / k, k’г = kг / k, k’в = kв / k проницаемость пород меняется 0,001...3 – 5 мкм2 В.4 До формирования нефтяных и газовых залежей в пластах находится вода. Нефть и газ при миграции вытесняли воду из пласта НО много замещения воды не происходило, часть ее оставалась в порах. Эту воду наз-ют остаточной водой, погребенной, либо реликтовой водой. Содержание остаточной воды колеблется от 0 до 72 %, в ср. изменяясь от 6-8 % до 24 %. Эта вода находится в пластах в виде пленки на гидрофильной пов-ти пор в виде отдельных капель в виде столбиков в узких порах, где прочно удерживаются кап-ми и адсорбц-ми силами. Для более точной оценки запасов нефти и газа появляется необходимость определения содержания воды в нефтегазосодержащем пласте. С этой целью введены 3-и коэф-та: Коэф-том нефтенасыщенности наз-ся отношение Vн к Vпор или н. в ед Vпор до 70...90 % Аналогично определяется коэф-нт водонасыщенности до 35...95 % Коэф-нт газонасыщенности – это отношение Vг при пл. усл. к Vпор , или содержание Vг в ед Vпор до 72 % Степень смачиваемости породы той или иной жидкостью определяется краевым углом смачивания q. Различают три положения на твердой поверхности капель нефти в водной среде и капель воды в нефтяной среде. · Поверхность гидрофильная q<900 , вода лучше смачив. поверхность породы, нежели нефть. · Поверхность гидрофобная, когда вода не смачивает твердую поверхность Переходная точка соответствующая q =900 называется точкой инверсии (т.е. точкой обращения). Полное смачивание поверхности каплей воды в нефтяной среде соответствует q=00, такие поверхности наз.абсолютно гидрофильными поверхностями. Полное смачивание поверхности породы каплей нефти в водной среде соответствует q =1800 (cosq =-1) такие поверхности наз.абсолютно гидрофобными поверхностями. В.5. Наличие повышающего или понижающего проникновения фильтрата ПЖ в пласт, что ведет к изменению удельного сопротивления пласта в радиальном направлении, устанавливаемого по данным кривых сопротивления, полученных зондами с различной глубиной исследования (БКЗ; БМК, БК; БК, ИК). При заполнении скважины высокоминерализованной ПЖ наиболее эффективно применение для этой цели зондов БМК и БК; Проникновение фильтрата ПЖ может не зафиксироваться в нижней части высокопористых песчаников, обладающих большой проницаемостью по вертикали. При этом слабоминерализованный более легкий фильтрат ПЖ вытесняется в верхнюю часть пласта более плотной высокоминерализованной пластовой водой. Когда при бурении используют высококачественные ПЖ, приготовленные на коллоидальных глинах, которые обладают низкой водоотдачей, толщина глинистой корки может быть недостаточно большой, чтобы отразиться на каверно-грамме. Отсутствие проникновения фильтрата ПЖ в пласт отмечается также в нефтегазоносных пластах при высоких пластовых давлениях, близких к гидростатическому давлению столба ПЖ, и в случаях, когда сопротивления фильтрата ПЖ РФ и пластовой воды ра близки между собой 6. Метод ПС. Виды ЭДС, возникающие при каротаже методом ПС ПС – собственный потенциал (от французского). Каротаж потенциалов – собственный, самопроизвольный, спонтанной поляризации. Самопроизвольная поляризация – возникновение в скважине и около нее эл-го поля. Появление поля токов обязано возникновению соответствующих ЭДС. В осадочных породах причиной появления ЭДС является наличие процессов диффузии (бывает также в следствие фильтрации). Эл-е поле ПС связано с геологическими условиями пластов. Измерение ПС производится при помощи схемы, состоящей из регистрируемого прибора, один вывод которого подключен к электроду M каротажного зонда, а другой – к неподвижному электроду N на поверхности; записывается изменение разности потенциалов в милливольтах при перемещении электрода М, являющемуся точкой записи ПС. Полученная кривая называется кривой самопроизвольной поляризации (кривая ПС). Стандартный электрокаротаж (эектрометрия) – сочетание КС, ПС Метод ПС заключается в измерении потенциалов. ΔUпс: происходит замер ΔU между электродами M и N, масштаб 1:500 – по стволу и 1:200 – продуктивных интервалах. Одновременно с КС. Известно 3 вида ЭДС: 1 – диффузионно-адсорбционный, 2 – фильтрационный, 3 – окислительно-восстановительный. В нефтяных скважинах в то время, когда производится замер – 1 (дифф-адс ЭДС) 7. Диффузионная ЭДС, причина ее возникновения, породы, в которых она образуется в скважине. Д.п. возникает при непосредственном контакте (или через проницаемую породу) электролитов разной концентрации из-за разной подвижности ионов. Ионы хлора Сl- имеют отрицательный заряд, обладающий большей подвижностью, проникает через проницаемую перегородку и заряжает раствор отрицательно. , мВ. Обязательным условием возникновения диффузионного слоя - ………….(в лекции не написано). Этот процесс типичен для кварцевых песчаников и растворов NaCl их насыщающих в воде. Песчаники имеют поры (диаметр пор>10-4м=0,01 мм), т.е. это случай проницаемой перегородки. 8. Диффузионно-адсорбционная ЭДС, причина ее возникновения, породы, в которых она образуется в скважине. При контакте электролита через полупроницаемую перегородку ион Сl- не проходят через нее, проходят только Na+ и раствор с концентрацией С2 (скважина) заряжается положительно. Этот процесс типичен для глин с узкими капиллярами и растворов NaCl, глины имеют диаметр капилляра < 0,01 мм. Нулевого потенциала => нулевой линии в ПС нет.n 9. Образование ЭДС в скважине при замере методом ПС Основной причиной появления поля токов ПС является возникновение ЭДС в процессе диффузии, происходящей в скважине и около нее. Причиной диффузии является осмотическое давление, создаваемое растворенным веществом в растворе. Так как в водном растворе молекулы растворенного вещества распадаются на ионы, то диффузия солей сводится к движению ионов. Скорость движения различных ионов, зависящая от сопротивления среды их движению, различна. Это приводит к образованию на контакте двух разных растворов ЭДС, называемой диффузионным потенциалом. Наиболее характерный дифф-й потенциал – свободный. В рез-те диффузии на границе раздела двух растворов различной концентрации ионы обоих знаков будут переходить из раствора с большей концентрацией в раствор с меньшей концентрацией. Так как скорость движения положительных и отрицательных ионов различна, в менее концентрированном растворе появится избыток ионов с большей подвижностью и соответственно электрический заряд одного знака, в более концентрированном - избыток ионов с меньшей подвижностью и электрический заряд противоположного знака. В результате образуется электр-е поле. Эл-е поле в свою очередь действует на ионы; замедляя движение более подвижных и ускоряя движение менее подвижных ионов в растворах и увеличению ЭДС. В рез-те этих двух процессов – разницы в скорости движения ионов и действия образовавшегося Эл-го поля – устанавливаются некоторое равновесное состояние и соответствующая для данного контакта растворов ЭДС – диффузионный потенциал. Величина дифф-го потенциала контакта двух растворов зависит от их солевого состава и концентраций. Необходимыми предпосыдками образования диффузионного ЭДС являются: 1) наличие контакта различных по своему геологическому характеру (относительной глинистости) пород; 2) разница в минерализации пластовой воды и бурового раствора. Если через капилляр (например стеклянную трубку очень малого внутреннего диаметра) или пористое тело, представляющее как бы систему капилляров, продавливать водный раствор соли (электролит), то на их концах возникает ЭДС, называемая фильтрационным потенциалом. 10. 10 Интерпретация кривой ПС. Основные факторы, влияющие на ПС (литология, мощность пласта, диаметр зоны проникновения, сопротивление пластовой воды). Изучая ПС, можно получить представление о последовательности залегания пластов и их свойствах. По диаграммам ПС решаются задачи: 1) литологическое расчленение разреза. В песчаниках, терригенном глинистом разрезе по ПС четко выделяются песчаники, глины, аргиллиты и алевролиты, когда Спл>Сгл.р. 2) Выделение коллекторов и оценка их пористости. Выбирается max→ΔПСί Далее определяется kп, kпр, kгл. Строят по крену «ГИС-керн» kп – к-нт пористости, kпр – к-т проницаемости, kгл – глинистости kп = f (αпс), kп = f (kпр) определяется минерализация пластовых вод. Выделение заводненных интервалов Заводнение – технологический фактор (сточные, пресные воды) Спл.заводн.<Ср-ра . В карбонатном разрезе по ПС можно выделить – только глинистые и неглинистые породы Карбонатные породы, содержащие глинистый материал в рассеянном виде в порах или по всей толще породы (мергелей, глин. известняки, доломиты) отмечается малыми отклонениями линии от линии глин. Отрицательными аномалиями на кривой ПС отличаются чистые неглинистые известняки, доломиты, как крупно-, средне-, так и мелкозернистые, как пористые, так и плотные. Кривая ПС в карбонатном разрезе очень усложнена и недифференцируема вследствие влияния на поле токов ПС высокого сопротивления пород. Расчленение разрезов и выделение границ пласта по ПС в высокосоленом карбонатном разрезе затруднительны. Факторы, влияющие на ПС 1)толщина пласта. Чем меньше толщина пласта, тем мельче амплитуда ΔUпс . 2) сопротивление пласта и сопротивление смещающих пород При увеличении УЭС пласта и вмещающих пород амплитуда ПС уменьшается. В нефтенасыщенном пласте высокого ρ многие поры заняты нефтью и не участвуют в электрохимических процессах; в нем участвует только меньшая часть пор, занятая водой. В водонасыщенном пласте низкого сопротивления все поры заняты пластовой водой и участвуют в эл/хим процессе. Корректируется это различие поправкой ν Ν – комплексная поправка, учит-я влияние малой мощности и степени нефтенасыщенности. 3) влияние зоны проникновения 4) Влияние солености глинистого раствора (концентрация) При ρс<0,3 Ом*м кривая ПС не дифференцирована 5) также влияют минерализация пластовых вод (Спл.в. > Сгл.р., ρпв<ρглр и Спл.в. < Сгл.р., ρпв>ρглр), глинистость разреза коллектора, пористость. 11. Удельное сопротивление горных пород и водных растворов. Понятие о параметре пористости и параметре насыщенности 1) Уд. эл. cопр. водных р-ров солей Концентрация меняется 1-300 г/л Пластовые воды представляют сложные электролиты из трех и более различных компонентов солей. Наиболее распространены NaCl, K2SO4, CaCO3, MgCO3. Удельное сопрт-е тем меньше, чем выше концентрация и темпер-ра. Сопротивление этих растворов с повышением темпер падает и с глубиной тоже падает. , С-концентрация, V – подвижность, f – к-т электропроводности При t = 0-50 °С - для расчетов удельного сопрот пластовой воды. Α – температурный к-нт. 2) уд.сопр. водонасыщенных г.п. , Рп – параметр пористости, аm – структурный к-нт, kп – кот пористости, n – показатель степени (n=2, изменяется 1,3-2,3) Чем больше доля скелета в образце породы, тем больше параметр пористости и меньше к-нт пористости kп. 3) УЭС глинистых г.п. - существенно зависит от их адсорбционной способности. С увеличением глинистости г.п. возрастают удельная поверхность и адсорбционная способность, а следовательно изменяется и поверхностная проводимость. , П = 0-1, РпПр – при насыщении пресной водой, Рп - …..соленой водой 1 - - для чстых неглинистых песчаников 2 - - для глинистых песчаников 4) УЭС газо- и водонасыщенных г.п. УЭС н и г пород от той же пористости г.п., насыщенной от пласта и г.п. , насыщенной от пластовой воды. Рн – параметр насыщенности; Q – к-т увеличения сопротивления. , kн – к-т нефтенасыщенности, n – показатель смачиваемости, (n = 1,7-1,5; n = 2,2-2,5) Межзерновая структура – терригенный. Трещиноватая и поровая, смешанный – карбонатный коллектор (нефть – не проводник). Смачиваемость – способность зерен г.п. смачиваться каплями пластовой воды. Поверхность – гидрофильная и гидрофобная. (гидрофильная – лучше, так как не затрудняется движение частичек нефти). N – показатель смачиваемости, возрастающий с увеличением степени гидрофобности зерен г.п. Параметр насыщения зависит от – количества воды в порах kв, - от характера ее распределения в порах, - степени гидрофильности (фобности) зерен коллектора. 12. Метод основан на различие в удельных электрических сопротивлениях ГП. Удельное сопротивление зависит от минерализации, пористости, температуры и текстуры пород. Для замер КС в скв спускают зонд из 3-х электродов A,M,N четвертый B на поверхности, причем А,В – питающие, т.е. пропускают эл.ток, а M,N – измерительные. При движении по скв, в зависимости от удельного сопротивления пород изменяется разность потенциалов м/у M и N. [Ом∙м], k-коэф. зонда, зависит от расстояния м/у электродами[м]ΔU-разность потенциалов м/у электродами[мв] I –сила тока[мА] Делят: потенциал- и градиент-зонды. Длина: градиент-зонда обозн. ; потенциал-зонда Глубинность(размерность зоны излучения)гр-зонда=АО=L(кривая асиметрична)пот-зонда=2L=2AM 13. Меньшая мощность:при подходе к пласту кривая ↓ и min в кровле, против пласта кривая ↑ от кровли к подошве, после входа в пласт резкое↑, в подошве max, потом ↓ до сопротивления подстилающих пород Большая: подошва-max, кровля-min. Если длина зонда превышает мощность пласта, против него ↑ и ↑ к подошве, ниже пласта ↓. Max и min сопротивления против пластов ограниченной мощности даются на палетках ЭКЗ. Подошвенный:при подходе к пласту ↑до max, против пласта кривая ↓ к подошве. Против пласта с мощностью, меньшей длинызонда ↓ крутизны кривой к подошве.Обращенный: max в кровле, зона экранирования (участок кривой в кровле с заниженным сопротивлением, по длине=длине зонда) в подошве, экранный максимум – над кровлей При h>AO ρkmax>ρП. Форма кривых: измеряет потенциал эл.поля, кривая ассиметрична 14. Если длина зонда ↓ мощности пласта, то против него сопротивление ↑ и достигает max против середины пласта. Кровля на половину длины зонда выше, подошва на половину зонда ниже точки перехода от медленному к резкому подъему кривой сопротивления. При длине зонда, большей мощности пласта, против него малые изменения кривой, сопротивление повышается выше и ниже пласта(max на расстоянии половины длины зонда от границы пласта) и ↓против пласта. При h>>AM ρk→ρП, при h>=AM ρk не достигает ρП , при h<AM ρk<<ρП (ложные пики) Форма кривых: измеряет потенциал в точке М-кривые симметричны 15. Кривая зондирования-строится с помощью двойной логарифмической шкалы.Кривая зондирования это зависимость ρК(кажущееся удельное сопротивление) от L3 (длина зонда) в двойном логарифмическом масштабе. Фактическую кривую зондирования сравнивают с теоретической в палетке, та с которой совпадает или близка фактическая имеет модуль μ=ρП/ρС=8; ρС=1,2; ρП=μ∙ρС=1,2∙8=9,6.Палетки- семейство теоретических кривых с различными модулями.Кривые и палетки БКЗ при отсутствии проникновения раствора называют двухслойными, а при проникновении-трехслойными(с повышенным, пониженным проникновением) и кривые тонких слоев. ЭКЗ-палетки экстремальных кривых зондирования, МКЗ-максимальных 16. Этапы: уд-ное сопр пласта получают в рез-те обработки данных БКЗ, они сводятся к: выделение пласта, построение для него кривой зондирования, сопоставление ее с теоретическими кривыми. Для каждого из намеченного для обработки пласта считают значения кажущегося удельного сопротивления и строят кривую зондирования. На бланки наносят: линии ρС- уд.сопр.бур-раствора, d-диаметр скв, ρВП- уд.сопр.вмещающих пород и мощность пласта h. Прямые соотв-ие dc и уд-му сопр-нию р-ра- называют осями кривой БКЗ, точка их пересечения-крест; прямые соотв-щие мощности пласта и уд-му сопр-нию вмещающих ГП, называют осями правой ветви кривой зондирования, точку их пересечения-точкой учета мощности. Для пластов большой мощности (h>20м) кривую зондирования строят по среднему значению сопротивления; средней мощности (6<h<20м)по оптимаьным значениям. Интерпретируемую кривую сравнивают с расчетными кривыми и находят среди них такую, с которой она совпадает, т.к. линии совпали то м/о опр-ть удельн сопр пласта, и установить имеется или отсутствует проникновение р-ра. Если точки интерпретируемой кривой БКЗ не совмещаются ни с одной из двухслойных кривых,-это признак проникновения р-ра в пласт и тогда прим-ся трехслойные кривые БКЗ. Обработка рассчитана для однородного пласта, при условии что выше и ниже залегают породы равного сопр-ния. Методика не применяется для пластов с прослоями, сопр-ние которых сильно отл-ся от сопр пласта. 17. БКЗ-заключается в измерении несколькими градиент-зондами различной длины(0,4-8м) и разными радиусами исследований(малый-скв и премыкающая часть пласта,большой-удаленные породы). БКЗ применяется для однородного пласта, при условии если выше или ниже залегают породы одинакового сопротивления. Не применяется к пластам, содержащих прослои. Против пластов малой мощности необходимо учитывать экранирующее влияние соседних пластов большего сопротивления, расположенных со стороны удаленного электрода СТАНДАРТНЫЙ ЗОНД: Комплекс методов электрического каротажа, состоящий из каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и каротажа сопротивления потенциал- и (или) градиент-зондами стандартной для данного района длины. Данные стандартного каротажа используются для корреляции и литологического расчленения разрезов скважин и для выделения в них коллекторов. Эти условия, как правило, противоречивые, так как мощность пластов и их удельное сопротивление изменяются в широких пределах, к тому же часть пластов имеют зону проникновения. Поэтому обычно используют два стандартных зонда: короткий потенциал-зонд, который хорошо расчленяет разрез, и градиент-зонд достаточно большой длины (обычно АО = 2,25 м) для оценки удельного сопротивления пласта. Проведение стандартного каротажа диктуется необходимостью иметь во всех скважинах района сопоставимые, независимые от геометрии зондов каротажные данные. Тип и размер зондов выбирают в зависимости от геологических условий района и технических условий бурения. Стандартный зонд должен хорошо расчленять разрез скважины и давать достаточно правильное представление об удельном электрическом сопротивлении пластов. ОПТИМАЛЬНЫЙ ЗОНД: оптимальный для изучаемого района зонд обеспечивает наилучшее выделение по кривым КС слоев с разным удельным электрическим сопротивлением. Его вид и размеры зависят от поставленных задач и выбираются опытным путем. Чтобы получить кривую изменения КС по скважине, сила тока на питающих электродах обычно поддерживается постоянной, а измеренная непрерывная кривая разностей потенциалов на приемных электродах при постоянной длине зонда является фактически графиком изменения . 18. Микрозонды.Микроустановки с малой глубиной исследования – микрозонды применяются для измерения сопротивления части пласта, непосредственно прилегающего к стенке скважины. Электроды микрозонда размещены на внешней стороне башмака из изолированного материала. При работе башмак с электродами прижимается пружинами к стенке скважины, чем достигаются экранирование зонда от промывочной жидкости и уменьшения влияния её на результат измерений. Между башмаком зонда и стенкой скважины имеется промежуточный слой, образованный в проницаемом пласте глинистой коркой и пленкой ПЖ, в непроницаемом – только пленкой. В результате ρк, измеряемое микрозондом, зависит в основном от удельных сопротивлений прилегающей к скважине части пласта ρп, удельного сопротивления слоя ρсл и его толщины hсл. Зонды делятся на обычные градиент- и потенциал-зонды с нефокусированными электродами и с фокусировкой тока. Каротаж обычными микрозондами называют микрокаротажем (МК), а микрозондами с фокусировкой тока – боковым микрокаротажем (БМК). Интерпритация заключается в решении следующих задач: 1. расчленение разреза на проницаемые и непроницаемые пласты; 2. уточнение литологического состава пород; 3. определение границ пластов и их мощности; 4. оценка удельного сопротивления части пласта, прилегающей к скважине, и толщине промежуточного слоя(глинистой корки и пленки). Боковой микрокаротаж.Применяют: двухэлектродный (рис.44б) и трехэлектродный (рис.44в) БЗ. 2-х электродный состоит из 2-х электродов – центрального А0 и экранного Аэ, которые занимают всю поверхность башмака, исключая изоляционный промежуток в 5 мм, и обладают одинаковыми потенциалами и полярностью. Это достигается автоматическим регулированием тока Iэ, поступающего через электрод Аэ при постоянном токе I0, поступающем через электрод А0. Коэф.зонда К, определяемый экспериментально, приблизительно равен 0,015м. 3-х электродный. Этот зонд имеет такие же по форме, как и в 2-х электродном микрозонде, центральный А0 и экранный Аэ, но в отличие от 2-х электродного между электродами расположен рамочный измерительный электрод М. Через основной электрод А0 пропускается постоянный ток I0, а через Аэ – ток Iэ, регулируемый так, чтобы разность потенциалов между А0 и М равнялась нулю. Измеряемое кажущееся сопротивление определяется потенциалом электрода М относительно корпуса прибора, и ρк=KU/I0. 19. Боковой каротаж – это фокусированный метод, каротаж сопротивлений, с экранированными электродами. Наличие экранных электродов препятствует растеканию токов по скважине и вмещающим пластами и обеспечивает её фокусирование, распростран. непосредственно в изучаемый пласт. Через электроды А1-А0-А2 проходит ток, а регулируется так, что напряжения были равны UA1=UA0=UA2. Кажущееся U определяется по разности потенциалов A0 и B. При I=const ΔU~ρк. К – коэф. зонда (прибора). с ростом q увеличивается глубинное и вмещ. пород. В 3-х электродном зонде ток, вытекающий из основного электрода A0 в следствии экранирования собирается в почти горизонтальный слой, имеющий форму диска, толщина которого примерно равна длине зонда L. Последовательная цепь складывается: ρс – ρзп – ρп – ρвм. G – геометрический фактор.

Форма кривых

Формы кривых симметричные.

против неоднородного пласта.

При определении ρ_к по БК вносят поправки: (в форме номограммы)

· За типы характеристики зондов;

· За влияние вмещающих пород (толщину пласта);

· За зону проникновения;

· За сопротивление бур.раст.

В случае повышающего проникновения ρ_зп > ρ_п , ток должен преодолеть большое сопротивление в зоне проникновения. При этом происходит большое падение потенциала в этом участке. В случае пресного раствора оказывает на показания БК решающее влияние. ρ_к > ρ_п – водоносный; а ρ_к → ρ_п – нефтеносный. В случае пониженного проникновения (соленый раствор) ρ_зп < ρ_п, падение потенциала на участке невелико, влияние БК уменьшается. ρ_к ≤ ρ_п.

Преимущества БК перед стандартным зондом.

При интерпретации диаграммы достигается высокая расчлененность разреза.

Симметричность формы кривых.

Отсутствие экранирования.

БК хорошо решает задачи определения ρ_п при понижении ρ_с, при усл. ρ_с<0,2 Омм, при высокоомном разрезе ρ_п=50-100 Омм.

20. Индукционный каротаж – это фокусированный метод. Это эл.магнитный метод, он основан на измерении кажущейся удельной эл.проводности горных пород. (без непосредственного контакта электродов с промывочной жидкостью или породами)

Физические основы.В скважине измеряется напряженность переменного магнитного поля вихревых потоков, возбуждаемых в горных породах.

1. Переменный ток в ГК возбуждает магнитное поле напряженностью Н₁ и индуцирует вихревой ток в породе.

2. Ток в породе создает вторичное магнитное поле с напряженностью Н₂.

3. Магнитные поля Н₁+Н₂ создают ток в приемной катушке. Этот ток передается на регистрирующее устройство.

Прямое магнитное поле являлась помехой и компенсируется различными способами. А ЭДС вторичного поля является полезной, потому что несет информацию о разрезе. Амплитуда тока в ГК поддерживается неизменной, а сила вихревых токов возник. в г.п. определ. удел.эл.проводимость породы. См/м. Сименс – проводимость проводника, имеющ. сопротивление 1 Омм. Кривая кажущейся уд.проводимости регистр. ИК-линейно отражен. измен. проводимости в породе. Она соответствует перевернутой кривой кажущ. сопротивлений в логорифмическом масштабе. В области местных сопротивлений кривая растянута, в области высоких – сжаты (по сравнению с кривыми в линейном масштабе). Метод ИК помогает определить в интервалах(прод.пластах с низким сопротивлением). Вместо БКЗ – ИК. Кроме 2-х индукционных катушек в конструкции зонда вводят несколько дополнительных ГК и измерительных катушек называемых фокусирующими.

Их назначение: 1. В комплексе с главными катушками уменьшить влияние пром. жидкости зоны проникновения и вмещающих пород. 2. увеличить глубинность исследования пласта. При высокой эл.проводности среды (наличие Ме) возбуждаемые вихревые токи значительны и взаимодействуя между собой создают дополнительные магнитные поля, а снижение – полезный сигнал и вызывают отставание сигнала от повышения эл.проводности. Это явление называется Скин-эффект.

Форма кривых.Измерение напряжения представляет ∑ЭДС наводимых в прямой катушке токами в элем. колцах, на α разбивается измер. пространство система коаксиальных цилиндров, и плоскостей перпендик. оси скважины. ЭДС каждого из элем.колец равно произведению уд. эл.проводимости и геометрического фактора.

В_р+В_зп+В_п+В_вм=1

Интерпретация кривых ИК провод. с поправкой на 1. d_c; 2. Скин-эффект; 3. за проводимость вмещающих пород σ_вм. Форма кривых симметрична, границы пласта отбиваются по середине. Отчет значений по max.

Преимущества метода ИК:

1. Высокая расчлененность диаграммы 2. отсутствие влияния экранирования. 3. Метод не зависит от характера раствора. Может проводиться в скв. наполн. на нефт. основе и даже в сухих скважинах. 4. Может применятся в скважинах со стеклопластиковыми трубами. 5. В пластах с повышенным проникновением. 6. В пластах с низким сопротивлением с ρ_п=1-50 Омм. 7. Более точно определяют U обводненных и нефтеносных пород и ВНК.

Неэффективен ИК при соленом растовре.

21. Кавернометрия.Каверны – изменения диаметра скважины. Заключается в измерении среднего диаметра. Отклонение фактического размера диаметра от номинального вызвано главным образом физико-химическим воздействием на стенки скважины промывочной жидкости, а также мех.влиянием бур.инструмента. Кавернограмма способствует уточнению литологического состава пород, построению литологической колонки и разделению разреза на проницаемые и непроницаемы породы. Кавернограмма используется для определения объема затрубного пространство при подсчете количества цемента.

- d_c=d_н. - d_c<d_н. - d_c₁≠d_c₂>d_н.

В последнее время предложили запись с.п. профилемера. (2 взаимноперпендикулярные плоскости). Профилеграмма. Проводится в целях построения сечения скважины в плоскости, перпендикулярной к её оси. Основное назначение – выделение желобов на стенках скважины. Интерпретация профилеграмм сводится к оценке формы и размеров поперечного сечения. Точное решение затрудняется из-за недостаточности 4 точек. Конфигурацию сечения скважины по профилеграмме определяют графически.

22. Инклинограмма. Измерение угла наклона ствола скважины и азимута наклона (инклинометрия) относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, одновременно со стандартным каротажем и в интервалах стандартного каротажа. Положение оси скважины в пространстве на какой-либо глубине определяет зенитный угол δ - угол между вертикалью и касательной к оси скважины в данной точке и дирекционный угол α - угол, отсчитываемый по ходу часовой стрелки между направлением на геологический север и касательной к горизонтальной проекции оси скважины. Вместо дирекционного угла часто используют получаемый непосредственно при измерениях магнитный азимут искривления φ. Дирекционный угол отличается от магнитного азимута на величину γ±D, т.е. α = φ + γ ± D, где γ - угол сближения (угол между меридианами осевым и в данной точке), D – магнитное склонение (восточное со знаком +, западное со знаком -).

Измерения поточечные, через 25 м, с 10% контрольных точек с перекрытием 3-5 точек по ранее исследованному интервалу. При углах наклона свыше 10 градусов шаг измерений уменьшается до 10-15 м с увеличением контрольных замеров до 40-50%, обеспечивается высокое качество измерений угла и азимута наклона ствола скважины.

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 498; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!