Author: Добрынин В.М. Вендельштейн Б.Ю. Резванов Р.А. Африкян А.Н.
Tags: прикладная геология и геофизика геологические методы поисков и разведки интерпретация результатов физика нефть геофизика скважины методы исследований
ISBN: 5-7246-0277-6
Year: 2004
Text
Ы53398
ЫНИН, Б.Ю. ВЕНДЕ ЛЫПТЕЙН,
PJL РЕЗВАНОВ, АЛ.АФРИКЯН
ПРОМЫСЛОВАЯ
ГЕОФИЗИКА
МОСКВА 2004
В.М. ДОБРЫНИН Б.Ю. ВЕНДЕЛЬШТЕЙН
Р. А. РЕЗВАНОВ А.Н. АФРИКЯН
ПРОМЫСЛОВАЯ
ГЕОФИЗИКА
Под редакцией
доктора геолого-минералогических наук В.М. Добрынина,
кандидата технических наук Н.Е. Лазуткиной
_ Главная библиотека
I МП
5 861190
Допущено
Министерством образования
Российской Федерации в качестве учебника
для студентов высших учебных заведений,
обучающихся по специальности
«Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений»
направления подготовки дипломированных
специалистов «Нефтегазовое дело»
_Издательство
«НЕФТЬ И ГАЗ»
РТУ н ги и газа им. ИМ. ГУБКИНА
МОСКВА 2004
УДК 550.83
Д57
Книга выпущена при содействии
ДОАО «Газпромгеофизика»
Рецензенты:
Президиум Совета Учебно-методического
объединения вузов Российской Федерации
по нефтегазовому образованию (УМО НГО);
Генеральный директор ОАО «ЦГЭ»
доктор технических наук А.С.Кашик
Добрынин В.М, Венделыптейн Б.Ю., Резванов РА, Африкян А.Н.
Д 57 Промысловая геофизика: Учеб, для вузов. Под ред. д. г.-м. н.
В.М. Добрынина, к.т.н. НВ. Лазуткиной — М.: ФГУП Издательство
«Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. — 400 с. илл.
ISBN 5-7246-0277-6
Описаны физическая сущность и область применения электрических, ра-
диометрических, акустических и других геофизических методов исследования
нефтяных и газовых скважин. Приведены основы комплексной интерпретации
получаемых данных для литологического расчленения разрезов скважин, вы-
деления коллекторов нефти и газа, определения их свойств. Рассмотрены ме-
тоды изучения технического состояния скважин, их перфорации и торпедиро-
вания, контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.
Для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» направле-
ния подготовки дипломированных специалистов «Нефтегазовое дело».
Книга издана в авторской редакции
УДК 550.83
ISBN 5-7246-0277-6
© Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю.,
Резванов Р.А., Африкян А.Н., 2004
© Федеральное государственное унитар-
ное предприятие Издательство «Нефть
и газ», 2004
ВВЕДЕНИЕ
Геофизические исследования скважин (ГИС) являются областью
прикладной геофизики, в которой современные физические методы
исследования вещества используются для геологического изучения
разрезов, пройденных скважинами, выявления и оценки запасов по-
лезных ископаемых, получения информации о ходе разработки мес-
торождений и о техническом состоянии скважин.
Применительно к изучению разрезов нефтяных и газовых сква-
жин эти исследования иногда называют промысловой геофизикой.
Кроме того, в практике используется термин «каротаж» (франц,
carottage от carotte — буровой крен или буквально —морковь) Тер-
мин «каротаж» не соответствует сущности описываемых процессов,
и при последующем изложении мы будем отдавать предпочтение
более обоснованным научно терминам.
Геофизические методы, используемые для изучения геологи-
ческих разрезов скважин, в зависимости от физических свойств по-
род, на которых они основываются, делятся на электрические, ра-
диоактивные, термические, акустические, геохимические, меха-
нические, магнитные и др.
Сущность любого геофизического метода состоит в измерении
вдоль ствола скважины некоторой величины, характеризующейся
одним или совокупностью физических свойств горных пород, пере-
сеченных скважиной. Физические свойства пород связаны с их гео-
логической характеристикой, и это позволяет по результатам гео-
физических исследований судить о пройденных скважиной породах.
Геофизические исследования в скважинах выполняют с помощью
специальных установок, называемых промыслово-геофизи-
ческими (каротажными) станциями.
Первое изучение физического поля в нефтяных скважинах с при-
кладной целью было проведено в Баку известным геологом Д.В. Го-
лубятниковым, в 1906 г. Д. В. Голубятников, измеряя максимальным
термометром температуру вдоль оси скважины, пытался выявить
обводняющиеся пласты. Однако должного распространения его ра-
боты не получили.
Толчком к бурному применению геофизических методов для ис-
следования скважин послужили работы профессора Парижской выс-
шей горной школы К. Шлюмберже, который в 1927 г. предложил ис-
пользовать для этой цели разработанный им метод полевой элект-
рической разведки.
И.М. Губкин обладал изумительным чувством нового. Электричес-
кий метод исследования скважин (электрический каротаж) уже в
1929 г. по инициативе И.М. Губкина и Д.В. Голубятникова был с боль-
шим успехом опробован на нефтяных промыслах объединения Гроз-
нефть, а позднее — в скважинах объединений Азнефть, Эмбанефть,
Майкопнефть. В результате выполненных работ выявились большие
3
возможности нового метода, позволяющего без отбора керна полу-
чать ценную геологическую информацию о разрезе и содержании в
нем нефти, что дает возможность значительно увеличивать скорость
бурения и экономить средства. Первый положительный результат
исследования был получен в скв. 1—35 Новогрозненского района в
ноябре 1929 г. Здесь из XIX пласта, рекомендованного геофизиками
к испытанию, при отсутствии достаточных признаков нефти в кер-
нах из скважины ударил фонтан с дебитом свыше 100 т/сут.
К работам по быстрейшему внедрению и развитию новой техно-
логии изучения разрезов скважин были привлечены молодые совет-
ские инженеры: К. А. Верпатов, В. Н. Дахнов, И. Г. Дидура, С. Г. Кома-
ров, С. Я. Литвинов, Г. С. Морозов, Г. Н. Строцкий и др. В эти годы на
основании наблюдений, выполненных в Азербайджане, создается
новый электрический метод — метод потенциалов собственной по-
ляризации (СП), который существенно дополнил метод сопротивле-
ний, увеличив надежность выделения продуктивных пластов.
Развитие новых бескерновых способов изучения разрезов сква-
жин способствовало резкому повышению эффективности буровых
работ. В результате уже к 1933 г. электрические исследования сква-
жин получили повсеместное распространение на промыслах Совет-
ского Союза.
В свою очередь, высокая эффективность электрических методов
исследования стимулировала развитие других геофизических иссле-
дований скважин. В 1933 г. в Баку акад. М. В. Абрамович предложил
анализировать буровой раствор на содержание в нем углеводород-
ных газов — возникла основа для создания газометрии скважин.
В эти же годы в Советском Союзе создаются методы скользящих кон-
тактов (А. С. Семенов и О. К. Владимиров), магнитный (В.А. Шпак) и
др., за рубежом — метод потенциалов вызванной поляризации
(К. Шлюмберже).
В 1934 г. ленинградские геофизики Г.В. Горшков, А.Н. Граммаков,
В.А. Шпак и Л.М. Курбатов предложили метод естественной радио-
активности, или гамма-метод, а в 1940 г. акад. Б. Понтекорво — нейт-
ронный гамма-метод. Это привело, начиная с 50-х годов, к развитию
комплекса современных радиоактивных методов исследования сква-
жин и аппаратуры (Б Б. Лапук, Л.С. Поллак, Г.Н. Флеров, Д.Ф. Беспа-
лов и др.).
В 1948—1953 гг. под руководством Г. Долля были разработаны бо-
ковой и индукционный методы, метод микрозондов, которые в на-
стоящее время широко применяются в промышленности. В 1953—
1958 гг. в Советском Союзе были предложены модификации плотно-
стного и селективного гамма-гамма-методов для поисков рудных
месторождений и угля (А. П. Очкур, Ю. П. Булашевич, Г. М. Воско-
бойников и др.).
Успешному развитию геофизических исследований скважин во
многом способствовали теоретические разработки в области распро-
странения физических полей. Основоположником теории электри-
ческого метода сопротивлений явился советский ученый, акад.
4
В.А. Фок. Его решение задачи о распространении электрического
поля в скважинах было использовано Л.М. Альпиным и С.Г. Кома-
ровым для создания количественной интерпретации результатов
метода сопротивлений. Начало работ по теории радиоактивных ме-
тодов исследования было положено в 1948 г. трудами А.И. Заборов-
ского, Г.В. Горшкова и позднее Ю.П. Булашевича и др.
Интенсивное развитие промысловой геофизики способствовало
созданию нового научного направления в геологической науке — на-
уки о физических свойствах горных пород, их взаимных связях и
закономерностях изменения — петрофизики. Большой вклад в раз-
витие петрофизики внесли В.Н. Дахнов, В.Н. Кобранова, М. Л.Озерс-
кая и др. Петрофизика явилась научной базой для количественной
геологической интерпретации геофизических данных.
За рубежом значительный вклад в развитие теории геофизичес-
ких методов внесли Г. Долль, Г. Арчи, М. Мартен, Д.Деван, Г. Гюйо,
В. Рассел, М. Уайли и другие исследователи; ими же дано петрофи-
зическое обоснование методов.
В последние годы значительно увеличились глубины скважин,
значительно усложнились условия их проходки. Это потребовало
создания новых высокопроизводительных приборов и аппаратуры
на основе достижений электронной техники и широкого внедрения
обработки геофизических данных на ЭВМ.
Разработаны комплексные скважинные приборы — агрегатиро-
ванные системы геофизических скважинных приборов, рассчи-
танные на высокие давления и температуры. Разработаны цифровая
и компьютеризированная станции, автономные скважинные прибо-
ры для исследования в процессе бурения, ряд новых приборов (аку-
стический телевизор, пластовый наклономер, мощные генераторы
нейтронов и др.). Все эти меры способствовали достижению высоких
скоростей в бурении, повышению эффективности разведки.
Одним из новых направлений в промысловой геофизике в после-
дние годы явилось создание аппаратуры и системы геолого-геофизи-
ческого и технологического контроля за бурением и эксплуатацией
скважин. Это позволило значительно расширить сферу промысло-
во-геофизических услуг, распространить ее не только на изучение
геологического разреза скважин, но и на контроль за процессом стро-
ительства и эксплуатации скважин. Геофизические методы иссле-
дования эксплуатационных скважин стали в настоящее время основ-
ным источником информации о процессе разработки нефтяных и га-
зовых месторождении, при подсчете запасов нефти и газа.
Введение, гл. I (кроме § 7) и § 6 и 7 в гл. VI написаны В. М. Добры-
ниным; гл. II, III, X — Р. А. Резвановым; гл. V, VI (кроме §6и7)и§7в
гл. I — Б. Ю. Вендельштейном; гл. IV, VII—IX и XI — А. Н. Африкя-
ном.
5
Глава I.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
СКВАЖИН
При проведении исследований скважин электрическими метода-
ми изучают удельное электрическое сопротивление, естественную
(собственную) и искусственно-вызванную электрохимические актив-
ности горных пород. На определении удельного электрического со-
противления основываются метод кажущихся сопротивлений (в том
числе в модификации микрозондов и экранированного заземления)
и индукционный метод исследования скважин.
Различие в естественной (собственной) электрохимической актив-
ности используют при исследованиях скважин методом потенциалов
собственной поляризации (метод СП), а вызванную электрохимичес-
кую активность горных пород изучают методом потенциалов выз-
ванной поляризации (метод ВП).
§ 1. УДЕЛЬНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД
Известно, что электрическое сопротивление R проводника дли-
ной I, состоящего из однородного материала и имеющего постоянное
поперечное сечение s, можно определить по формуле
R=pl/s (1.1)
Коэффициент р в уравнении (1.1) называется удельным
электрическим сопротивлением и измеряется в при-
кладной геофизике в ом-метрах (Ом • м). Удельное электрическое
сопротивление1 обратно пропорционально удельной электрической
проводимости (электропроводности) горных пород.
Осадочные горные породы, слагающие разрезы нефтяных, газо-
вых, угольных и многих рудных месторождений, состоят из породо-
образующих минералов и пустот (пор), заполненных водой, нефтью,
газом или смесью этих флюидов. Большинство породообразующих
минералов имеют очень большое сопротивление и практически не
проводят электрического тока.
Удельное электрическое сопротивление (в Ом • м) породооб-
разующих и рудных минералов:
Пирит . 10"4—101 Кальцит 107—1012
Графит Ю-6— ю-4 Кварц 1012—10й
Магнетит .10^—IO"2 Полевые шпаты. 1011—1012
Антрацит . 10'3—1 0 Слюда 1014—1015
Каменный уголь . io—1016 Нефть 109—1016
Ангидрит 107—ю10
1 В дальнейшем для краткости будем называть удельным сопротивлением, опус-
кая слово «электрическое».
А
Примесь в осадочной породе высокопроводящих рудных ми-
нералов (пирита, магнетита и др.) при содержании, меньшем 5%, ока-
зывает небольшое влияние на удельное сопротивление породы. Оса-
дочные породы, слагающие разрезы нефтяных и газовых месторож-
дений, как правило, содержат менее 5% рассеянных зерен рудных
минералов. Однако, несмотря на весьма высокое сопротивление ос-
новных породообразующих минералов, удельное сопротивление раз-
личных осадочных пород в естественном залегании изменяется в
широком диапазоне — от десятых долей ом-метра до сотен тысяч
ом-метров (рис. 1).
Рис. 1. Удельное электрическое сопротивление горных пород (по В. Н. Дах-
нову)
Роль проводника при прохождении электрического тока через
осадочные породы играет пластовая вода, содержащая растворен-
ные соли. Величина удельного сопротивления породы в каждом от-
дельно взятом случае зависит от удельного сопротивления насы-
щающих поры породы пластовых вод; процентного содержания вод-
ных растворов и углеводородов в порах породы; текстурных
особенностей породы.
Удельное сопротивление пластовых вод, в свою очередь, зависит
от концентрации, состава растворенных солей и температуры. При
равных концентрациях (минерализациях) значения удельного сопро-
тивления водных растворов солей сильных кислот близки. Наиболее
высокую концентрацию в пластовых водах имеют ионы Cl-, SO42, Na+,
Са2+ и Mg2+. В меньшем количестве содержатся ионы I-, Вг и др. Соль
7
NaCl преобладает. Поэтому обычно при определении удельного со-
противления пластовых вод нефтяных и газовых месторождений по
известной минерализации влиянием состава растворенных в плас-
товой воде солей пренебрегают и условно считают, что в растворе
имеется только одна соль NaCl.
Общую минерализацию пластовых вод приравнивают к мине-
рализации раствора NaCl и удельное сопротивление с учетом тем-
пературы определяют по графику, изображенному на рис.2.
Рис. 2. Зависимость удельного сопротивления рв раствора хло-
ристого натрия от его концентрации С, температуры t и плот-
ности Be или 8р20.
Шифр кривых — t, "С
8
Как видно, с увеличением температуры на 1 °C удельное сопро-
тивление растворов снижается в среднем на 2%. В небольшом диапа-
зоне температур (например, от нуля до 50 °C) для приведения удель-
ного сопротивления раствора к заданной температуре можно исполь-
зовать также формулу
Pt=p2ol1 -a(t-20)], (1.2)
где р20 — удельное сопротивление раствора при t=20 °C, Ом м; t —
температура, "С; а — температурный коэффициент, равный прибли-
женно 0,023 С-1.
Поскольку проводником электрического тока в большинстве оса-
дочных пород является пластовая вода, а породообразующие мине-
ралы не проводят электрического тока, удельное сопротивление за-
висит не только от минерализации пластовых вод, но и от их объема,
или при 100% -ном насыщении пластовой водой — от величины ко-
эффициента пористости пород. Чем выше коэффициент пористости
породы, тем больше в ней содержится проводящего ток флюида и
тем ниже ее удельное сопротивление. При изучении зависимости
удельного сопротивления от коэффициента пористости пород для
исключения влияния минерализации пластовых вод обычно пользу-
ются относительным сопротивлением, которое при 100% -ном насы-
щении пор породы пластовой водой называется параметром по-
ристости,
Л1=Рвп/Рв (1-3)
где Рл — параметр пористости; рвп — удельное сопротивление по-
роды при 100% -ном насыщении ее пластовой водой, Ом • м; рЕ -—
удельное сопротивление пластовой воды, Ом м.
Исследования показывают, что для большинства осадочных гор-
ных пород связь сопротивления с величиной пористости выражается
эмпирической формулой
Рп=Рвп/Рв = ат/^п’п, (1-4)
где кп — коэффициент пористости породы; ат и т — постоянные для
определенной группы пород коэффициенты, зависящие от конфигу-
рации токопроводящих путей в породе (степени цементации поро-
ды). По В. Н. Дахнову, коэффициенты ат и т для осадочных пород
могут иметь следующие значения: ат=1 + 0,8; т=1,3+2,3.
На рис. 3 приведены обобщенные кривые зависимости параметра
Рп от коэффициента пористости породы. Эти кривые рекомендуется
использовать для оценки коэффициента пористости по данным со-
противления в том случае, когда отсутствуют экспериментальные
зависимости, полученные при изучении образцов из исследуемых
отложений.
Зависимости Рп=/(/сп) чаще всего строят на основании экс-
периментального изучения образцов кернов породы в атмосферных
условиях. Горные породы в естественном залегании испытывают дей-
ствие высоких давлений и температуры, в результате чего коэффи-
9
циент пористости уменьшается, а удельное сопротивление возрас-
тает. Эти обстоятельства способствуют увеличению наклона кривых.
На рис. 126 изображены экспериментальные кривые, иллюстриру-
ющие влияние всестороннего сжатия на вид Рп=/(/сГ[). Увеличение
температуры ведет к возрастанию параметра пористости для чис-
тых или малоглинистых пород и его снижению для глинистых пород.
Способ введения поправок за влияние пластовых условий изложен в
работах [3].
Рис. 3. Зависимость параметра пористости Рп от
коэффициента пористости пород кп для терригенных
и карбонатных пород в атмосферных условиях (по
В.Н. Дахнову).
1 —пески; 2 — слабосцементированные песчаники; 3 — сред-
несцементированные песчаники; 4 — ракушечные и глинис-
тые известняки; 5 — известняки и доломиты крупнокристал-
лические средней уплотненности; б — известняки и доломи-
ты плотные и тонкокристаллические
На удельное сопротивление глинистых песчаников, помимо ми-
нерализации пластовой воды, температуры и давлений, оказывает
влияние поверхностная проводимость, обусловленная адсорбционной
способностью тонкодисперсной глинистой фракции. Эта дополни-
тельная проводимость снижает удельное сопротивление глинистых
пород. Особенно заметным становится влияние поверхностной про-
водимости при насыщении глинистой породы пресной или опреснен-
ной водой. В этих условиях величина параметра пористости одной и
той же породы изменяется в зависимости от минерализации насы-
щающего электролита. Для оценки роли поверхностной проводимо-
сти породы вводят в рассмотрение коэффициент поверхно-
стной проводимости П:
П=Рп/Рпкас, (1-5)
где Рп — параметр пористости породы, содержащей низкоминера-
лизованную воду; Рп нас — параметр пористости породы, содержа-
щей насыщенный раствор электролита («истинный» параметр пори-
стости). Коэффициент поверхностной проводимости П зависит от
удельного сопротивления поровых вод и глинистости породы (рис. 4).
Таким образом, согласно формулам (1.3) и (1.5) удельное сопротив-
ление водонасыщенной породы рЕП можно выразить через параметр
пористости Рп, коэффициент поверхностной проводимости П и удель-
ное сопротивление поровой воды рЕ:
Рвп=/7РпРв d-б)
10
Рис.4. Зависимость коэффициента поверхностной проводимости П отудель-
ного сопротивления поровых вод рв и глинистости пород Сгл.
Шифр кривых — Сгл, %
В нефтеносных и газоносных пластах поровое пространство со-
держит нефть и газ. Нефть и газ не являются проводниками тока.
Заполняя поры горных пород, они увеличивают их удельное сопро-
тивление по сравнению с сопротивлением пород, полностью насы-
щенных пластовой водой. Проводником электрического тока в таких
случаях служит минерализованная пластовая вода. Количеством
этой воды и характером ее распределения в порах и определяется
удельное сопротивление нефтеносных и газоносных пород.
При изучении влияния нефтегазонасыщения удобно вместо
удельного сопротивления породы рассматривать отношение удель-
ного сопротивления нефтеносного пласта (рн) или газоносного пласта
(рг) к удельному сопротивлению того же пласта (рвп) при 100%-ном
заполнении пор пластовой водой. Это отношение называется пара-
метром насыщения порового пространства, или коэффициен-
том увеличения сопротивления и обозначается: Рн=рн/рвп; Рг=рг/рвп.
Для нефте-, газоносного пласта это отношение показывает, во сколько
раз нефть и газ увеличивают сопротивление водоносного пласта. Они
оказывают приблизительно одинаковое влияние на удельное сопро-
тивление пород. Экспериментальными исследованиями установле-
на зависимость между коэффициентом водонасыщения по-
роды кБ и параметром насыщения Рн или Рг:
PH = an/k" = an/(l-kvr (1.7)
где кн =1-кБ или кг= l-JcB — соответственно коэффициенты
нефтенасыщения и газонасыщения;а„ип-постоянные
для данного типа отложений коэффициенты.
На рис. 5, а изображены зависимости Рн=/(/св), полученные
В.Н. Дахновым на основании обобщения фактического материала для
гидрофильных и гидрофобных пород. На рис. 5,6 представлены за-
висимости, полученные при изучении параметра насыщения глини-
11
стых и песчаных коллекторов. Значение показателя степени п в урав-
нении (1.7) понижается до п = 1,5 с увеличением глинистости коллек-
тора. В гидрофобных нефтеносных коллекторах величина п может
достичь 10. Из рассмотрения кривых, изображенных на рис. 5, сле-
дует, что удельное сопротивление нефтеносных пород заметно от-
личается от удельного сопротивления тех же водоносных пород лишь
при сравнительно высоких (более 30—50%) коэффициентах нефте-
или газонасыщения.
Рис. 5. Зависимость параметра насыщения Рн (или Рг) коэф-
фициента водонасыщенности кв (или нефтенасыщенности кн)
пород.
а — для песчано-глинистых и карбонатных пород (по В. Н. Дахнову):
1 — песчано-глинистых гидрофильных; 2 — слабогидрофобных; 3 —
гидрофобных; 4 — карбонатных; б — для песчаных коллекторов с
различной глинистостью (по Б. Ю. Венделыптейну). Шифр кривых —
относительная аномалия уменьшающаяся с увеличением глинис-
тости породы; области:
I — нефть (газ); II — нефть (газ)+вода; III — вода
Удельное сопротивление слоистых пород (например, слоистых
песчаников, глин или глинистых сланцев) зависит от направления, в
котором оно измеряется. Обычно в слоистых породах удельное со-
противление, определенное перпендикулярно к напластованию рп
выше измеренного по напластованию рт. Такие породы называются
электрически анизотропными. Степень анизотропности характери-
зуется коэффициентом анизотропии X вычисленным по
формуле
^ = >/рп/Рг, (1-8)
12
Таблица 1. Значения коэффициентов анизотропии Z и отношений рп/рт
для некоторых осадочных пород (по В. Н. Дахнову)
Порода X Рп/Рг
Глина слабослоистая 1,02—1,05 1,04—1,10
Глина с прослоями песка 1,05—1,15 1,10—1,32
Песчаник слоистый 1,10—1,29 1,20—1,65
Сланцевая глина 1,10—1,59 1,20—2,50
Глинистый сланец 1,41—2,25 2,0—5,0
Каменный уголь 1,73—2,55 3,0—6,50
Антрацит 2,0—2,55 4,0—6,50
Графитовые, и угольные сланцы 2,0—2,75 4,0—7,50
Численные значения коэффициентов анизотропии для некоторых
пород приведены в табл. 1.
§ 2. ПОЛЕ ТОЧЕЧНОГО ИСТОЧНИКА ПОСТОЯННОГО
ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА В ОДНОРОДНОЙ И ИЗОТРОПНОЙ СРЕДЕ
Для определения удельного сопротивления горных пород в сква-
жине необходимо знать закономерности распространения электри-
ческого тока в трехмерном пространстве. В настоящем учебнике мы
остановимся лишь на тех простейших особенностях поля постоянно-
го тока в однородной и изотропной среде, знание которых необходи-
мо для изложения последующего материала.
Предположим, что точечный электрод А, излучающий постоянный
электрический ток с силой I, находится в однородной и изотропной
среде с удельным сопротивлением
р (рис. 6). Второй электрод В источ-
ника тока удален в бесконечность
или столь далеко от электрода А,
что влиянием электрического поля
этого источника на поле электрода
А можно пренебречь. Поскольку
среда однородна и изотропна, то
условия для протекания тока от
электрода А во всех направлениях
одинаковы. Поэтому плотность тока
j на расстоянии г от источника бу-
дет равна
j =1/4та-2 (1.9)
Рис. 6. Пояснение к выводу фор-
мулы для определения потенции-
ла электрического поля постоян-
ного тока в однородной среде.
Линии:! — равного потенциала; 2 —
тока
Падение напряжения dU на эле-
ментарном участке dr
-dU = pjdr=—^ (1.10)
4л г
13
Потенциал электрического поля в точке М, расположенной на рас-
стоянии AM от источника тока, найдем интегрированием уравнения
(1.10):
АМ о1 г dr
UM=-f dU = -y— J — = Р1/4тгАМ, (1.11)
- 4л £ г1
Аналогично найдем потенциал точки N, находящейся на расстоя-
нии AN от источника тока А :
AU = Um-Un=^-\
_ pl MN
~4л AM-AN
(1.13)
UN=pI/4nAN, (1.12)
Разность потенциалов
1_____________________________1_
AM AN
Из уравнения (1.10) также следует, что в случае однородной и
изотропной среды напряженность электрического поля Е можно оп-
ределить по формуле
Е =—dU / dr = pl / 4яг2 = р!/АпАО2, (1-14)
где г или АО — расстояние от источника тока до точки, в которой оп-
ределяется Е.
Уравнения (1.11) — (1-14) принципиально позволяют найти удель-
ное сопротивление однородной среды по результатам измерения потен-
циалов, разности потенциалов или напряженности электрического поля:
р = 4лАМ—^ =4лАО2у, (1-15)
P
, AM-AN AU
= 4л-----,
MN I
(1-16)
Однако с практической точки зрения измерить потенциал 17м или
напряженность Е в какой-либо точке среды значительно сложнее,
чем разность потенциалов AU. Поэтому для изучения удельного со-
противления пород в скважинах применяют четырехполюсные ус-
тановки AMNB, использование которых основывается на измерении
разности потенциалов электрического поля.
§ 3. МЕТОД КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ
Принципиальная схема. Зонды
Для изучения удельного сопротивления горных пород в скважи-
ну на специальном кабеле спускают измерительную установку (зонд),
состоящую, как правило, из трех электродов (заземлителей): А, М и
N. Четвертый электрод В помещают на поверхности земли (рис. 7).
Электроды А и В предназначаются для пропускания электричес-
кого тока (питающие или токовые электроды), электроды М и N —
для измерения разности потенциалов между двумя точками среды в
момент протекания электрического тока (измерительные электро-
ды). При перемещении зонда вдоль ствола скважины в зависимости
14
Рис. 7. Принципиальные схемы из-
мерения кажущегося сопротив-
ления горных пород в скважине.
а — с зондом прямого питания; б — с зон-
дом взаимного питания; Б — источник
постоянного тока; Р — реостат; П — при-
бор для измерения разности потен-
циалов; mA — миллиамперметр
от удельного сопротивления ок-
ружающих пород изменяется
разность потенциалов между из-
мерительными электродами М и
N. Если затем значение разности
потенциалов подставить в фор-
мулу, полученную для удельного
сопротивления однородной среды
[например, в формулу (1.16)], то
вычисленная величина будет на-
зываться кажущимся
удельным электричес-
ким сопротивлением (или
сокращенно — кажущимся
сопротивлением). В одно-
родной среде кажущееся сопро-
тивление равно удельному сопро-
тивлению среды. В скважине сре-
да неоднородна и кажущееся
сопротивление зависит от многих
факторов, характеризующих эту
электрическую неоднородность, а также от типа и коэффици-
ента зонда К. Кажущееся сопротивление связано с измеренной
разностью потенциалов соотношением аналогично (1.16):
ЛИ
Рк=К—, (1.17)
где рк — кажущееся сопротивление, Ом • м; К — коэффициент зон-
да, м; Д17 — разность потенциалов между электродами М и N, мВ;
I — сила питающего тока, мА.
На практике для измерения кажущегося сопротивления при-
меняют зонды, различающиеся по числу питающих и токовых элек-
тродов и по их взаимному расположению.
В зависимости от числа питающих и измерительных электродов
различают зонды прямого питания (или однополюсные) и зонды вза-
имного питания (или двухполюсные)1 (рис. 8)
Зонд прямого питания имеет один питающий и два из-
мерительных электрода (второй питающий электрод устанав-
ливается в этом случае на поверхности). Зонд взаимного пи-
тания имеет два питающих и один измерительный электрод (вто-
рой измерительный электрод устанавливается на поверхности). Зонд
прямого питания можно превратить в зонд взаимного питания и на-
оборот. Для этого нужно поменять назначения электродов: А<-?М и
1 Коэффициент трехэлектродного зонда вычисляют по формулам
К = 4л (ДМ • AN/MN) —для зонда прямого питания [см. формулу (1.16)]
или К = 4.л(АМ ВМ/АВ) — для зонда взаимного питания, где AM, AN, MN и т. д. —
расстояние между двумя соответствующими электродами.
15
Зонд
обращен- последа- ~
ный дательный
I Л I Я
5
н
М^-^В
М &т~*А
м
ъ М^-хА
х-^-таМ
Градиент- зонд
кровель- подом-
ный венный
Зонд
обращен- последа-
ный дательный
I > I? I ° I ♦ |J I A U
в
Ве->1\1. Результат измерений при
этом не изменится, если сохранить
расстояние между электродами.
Это правило строго доказывает-
ся и носит название принципа
взаимозаменяемости
электродов. При измерениях с
зондами прямого питания удается
более полно исключить при иссле-
дованиях в скважинах влияние по-
лей, создаваемых естественными и
промышленными электрическими
токами в земной коре. С зондами
взаимного питания удобнее осуще-
Рис. 8. Зонды для измерения ка-
жущегося сопротивления горных
пород.
Зонды: I—прямого питания (однопо-
люсный); II — взаимного питания
(двухполюсный); электроды: 1 — пи-
тающие (А, В)) 2 — измерительные
(М, 7V); 3- точка записи кажущегося
сопротивления; 4 —точка записи СП
ствлять одновременную регистра-
цию кривых кажущегося сопротив-
ления и собственных потенциалов.
По взаимному расположению
электродов различают потенциал-
зондыиградиент-зонды. Потенци-
ал-зондами называют зонды, у
которых расстояние между парными
электродами, т. е. электродами одного
назначения (АВ или MN), существенно
больше расстояния от одного из этих
электродов до ближайшего непарно-
го, т. е. MN»AM или АВ» AM. Рас-
стояние между электродами А и М потенциал-зонда показывают его раз-
мером или длиной; измеряемое значение кажущегося сопротивления
относят к средней точке отрезка AM (точке записи). Градиент-зон-
д а м и называют зонды, у которых расстояние между электродами од-
ного назначения (АВ или MN) существенно меньше расстояния от одного
из них до непарного электрода, т. е. MN«AM или АВ«АМ. Измерен-
ное кажущееся сопротивление относят к точке, расположенной на сере-
дине между парными электродами (точке записи).
Размером, или длиной, зонда считают расстояние от уда-
ленного электрода до точки записи. Кроме того, зонды под-
разделяются на последовательные (или подошвенные) и обращенные
(или кровельные). Последовательными называют зонды, у
которых парные электроды расположены ниже непарного, обра-
щенными — зонды, у которых парные электроды расположены
выше непарного.
Кривые кажущегося сопротивления в одиночных пластах
различных мощностей и в пачках пластов малой мощности.
Определение границ пластов
Значение кажущегося сопротивления, измеренное в скважине,
зависит от удельного сопротивления изучаемого пласта. Кроме того,
16
Рис. 9. Примеры определения границ однородных пластов высокого удель-
ного сопротивления с помощью кривых кажущегося сопротивления
(по С.Г. Комарову).
Кривые обращенного градиент-зонда: а — в мощном пласте; б в тонком пласте; кри-
вые потенциал-зонда: в — в мощном пласте; г — в тонком пласте
кажущееся сопротивление зависит от удельных сопротивлений вме-
щающих пласт пород, бурового раствора и зоны его проникновения,
от мощности пласта, диаметра скважины, глубины проникновения
раствора, а также от типа и размера применяемого зонда. В одном и
том же пласте конфигурация кривых кажущегося сопротивления, а
следовательно, и правила определения границ этого пласта, суще-
ственно зависят от типа и размера применяемого зонда и соотноше-
ния мощности пласта и размера зонда
В случае горизонтального пласта высокого сопротивления на кри-
вой обращенного (кровельного) градиент-зонда против мощного од-
нородного пласта1 высокого сопротивления наблюдается асиммет-
ричный максимум (рис. 9, а).
Кровля пласта отмечается по максимуму кривой, подошва плас-
та — по минимуму. Тонкий пласт* 2 высокого сопротивления отмеча-
ется на кривой обращенного градиент-зонда максимумом (рис.9, б).
Над пластом на расстоянии, равном размеру зонда, находится экран-
ный максимум, между экранным максимумом и основной аномалией
— зона экранного минимума. Возникновение минимума и максиму-
ма связано с явлением экранирования электрического тока пластом
высокого сопротивления. Границы пласта находятся приближенно
по подъему и спаду кривой у основания аномалии.
Кривые, полученные последовательным (подошвенным) градиснт-
зондом, являются зеркальным отображением кривых обращенного
'Мощность пласта больше размера зонда.
2 Мощность пласта меньше размера зонда.
2 Добрынин В.М.
градиент-зонда относительно горизонтальной плоскости, проходя-
щей через середину пласта.
Подошва мощного пласта высокого сопротивления на кривой пос-
ледовательного градиент-зонда отмечается по максимуму аномалии,
кровля — по ее минимуму. Правила определения границ тонкого пла-
ста на кривых последовательного градиент-зонда подобны таковым
для обращенного зонда, однако экранные максимум и минимум рас-
полагаются под пластом.
Потенциал-зонд в одиночных однородных пластах позволяет по-
лучить кривые кажущегося сопротивления, симметричные от-
носительно горизонтальной плоскости, проходящей через середину
пласта. Кривые кажущегося сопротивления, полученные с последо-
вательным и обращенным потенциал-зондами, по форме не разли-
чаются, если расстояние между электродами одного назначения М и
N или А иВ зонда больше мощности пласта. Мощный пласт высокого
удельного сопротивления выражается на кривых потенциал-зондов
симметричными аномалиями высокого кажущегося сопротивления.
Рис. 10. Примеры определения границ однородных пластов
низкого удельного сопротивления с помощью кривых кажу-
щегося сопротивления (по С. Г. Комарову).
Кривые обращенного градиент-зонда: а — в мощном пласте; б — в тон-
ком пласте; кривые потенциал-зонда. в — в мощном пласте; г — в тон-
ком пласте
18
Границы мощного пласта на кривой потенциал-зонда отмечаются
по точкам кривой, в которых начинается наиболее интенсивный рост
кажущегося сопротивления (рис. 9, в).
Тонкому пласту высокого сопротивления на кривой кажущегося
сопротивления потенциал-зонда соответствует симметричный ми-
нимум. Кроме того, по обе стороны пласта на кривой имеются два
небольших максимума, вершины которых удалены от кровли и по-
дошвы на расстояние 1/2 AM (рис. 9, г).
Горизонтальному пласту низкого удельного сопротивления и боль-
шой мощности соответствует при измерении кажущегося со-
противления обращенным градиент-зондом асимметричный ми-
нимум. Подошву пласта находят по максимальному значению кажу-
щегося сопротивления, кровлю — по минимальному (рис. 10, а).
Границы тонкого пласта низкого сопротивления определяют ана-
логичным образом — по максимуму (подошва) и минимуму (кровля)
кривой кажущегося сопротивления (рис. 10, б). Кривые кажущегося
сопротивления для последовательного градиент-зонда можно полу-
чить путем зеркального отображения кривых для обращенного гра-
диент-зонда.
В соответствии с этим изменяются и правила определения гра-
ниц пластов.
Кривые потенциал-зонда в мощном пласте низкого удельного со-
противления представляют собой симметричный минимум (рис.10, в)
Границы пласта находят по точкам перехода от крутого спада кри-
вой к ее плавному понижению, учитывая, что эти точки находятся
вне пласта на расстоянии 1/2 AM от его кровли и подошвы.
Против тонкого пласта низкого удельного сопротивления при из-
мерениях кажущегося сопротивления в скважинах потенциал-зон-
дом наблюдается расплывчатый минимум (рис.10, г). Точное опреде-
ление границ пласта в этом случае затруднено.
В природе геологический разрез представляет собой чередо-
вание пластов высокого и низкого удельного сопротивления. Рас-
смотрим случай переслаивания горизонтальных пластов высо-
кого и низкого удельного сопротивления (пачка пластов). В этих
условиях при изучении каждого пласта необходимо помнить о
возможном влиянии соседних пластов, которое проявляется в эк-
ранировании электрического тока соседними пластами высокого
удельного сопротивления чаще всего при измерениях с градиент-
зондом. Экранирование способствует увеличению кажущегося со-
противления в изучаемом пласте, если экранирующий пласт вы-
сокого сопротивления расположен со стороны непарного элект-
рода зонда, и, наоборот, уменьшению кажущегося сопротивления,
если экранирующий тонкий пласт высокого сопротивления за-
легает относительно изучаемого пласта на расстоянии, меньшем
размера зонда, или если он залегает со стороны парных электро-
дов. Наибольшее влияние на кривые кажущегося сопротивления
в исследуемом пласте оказывают пласты высокого сопротивле-
ния, находящиеся со стороны удаленного электрода зонда на рас-
19
стоянии, меньшем 1—2 размеров зонда. Явления экранирования
в очень неоднородном разрезе часто делают невозможным коли-
чественное определение удельного сопротивления пластов. При
исследовании разреза, представленного пачкой тонких пластов
высокого и низкого сопротивления, явления зкранирования элек-
трического тока в ряде случаев могут вызвать изменение не толь-
ко величины, но и формы аномалии кажущегося сопротивления.
Наиболее ярко зто наблюдается при изучении пачек пластов,
представленных чередованием тонких прослоев высокого и низ-
кого сопротивления (рис. 11 ). На этом рисунке видно, что наи-
меньшее искажение кривых и лучшая расчленяющая способность
наблюдаются при использовании зондов малых размеров. На кри-
вых потенциал-зондов маломощные прослои выделяются менее
четко, чем на кривых градиент-зондов. Для определения границ
тонких пропластков используются те же правила, что и для оп-
ределения границ тонких одиночных пластов.
Рис. 11. Кривые кажущегося сопротивления в пачках тонких пластов бес-
конечно высокого сопротивления одинаковой мощности h = dc (по В.Н. Дах-
нову). Кривые: а — градиент-зондов; б — потенциал-зондов
При определении мощности наклонного пласта необходимо учи-
тывать его угол падения. В том случае, когда угол падения пласта не
превышает 30°, форма аномалий на кривых кажущихся сопротивле-
ний, зарегистрированных с градиент- или потенциал-зондами, не от-
личается от таковой в горизонтальном пласте. Однако, используя при
определении мощности наклонного пласта правила, предназначен-
ные для горизонтального пласта, мы получаем представление о ви-
димой его мощности. По полученному значению видимой мощности
можно найти истинную мощность по формуле (1.18)
20
h=hBcosa (1-18)
где h — истинная мощность пласта, hB —
видимая мощность пласта; а — угол па-
дения пласта. Если угол падения пласта
превышает 30°, определение его истинной
мощности усложняется. В.Н. Дахновым
разработана методика получения истин-
ной мощности крутопадающих пластов
бесконечно высокого сопротивления, ко-
торая может быть использована для
приближенного определения мощности
пластов высокого сопротивления. По
формуле
h =(hB - kdc) cosa , (1-19)
где hB — видимая мощность пласта, по-
лученная при определении границ пла-
стов обычными приемами; к — попра-
вочный коэффициент, учитывающий
поправку, вносимую в мощность плас-
та, за счет искажения кривых кажу-
щихся сопротивлений (рис. 12); dc — ди-
аметр скважины.
Рис. 12. Кривая зависимо-
сти поправочного коэффи-
циента к в уравнении (1.19)
от угла падения пласта а
(по В Н. Дахнову)
Определение удельного электрического сопротивления пластов
(боковое электрическое зондирование)
По результатам замеров кажущегося сопротивления одним зон-
дом мы можем определить границы пластов и лишь приближенно
судить о величине удельного злектрического сопротивления горных
пород. Для более точного определения удельного сопротивления пла-
стов по кривым кажущегося сопротивления применяют специаль-
ную методику — боковое электрическое зондирование
(сокращенно БЭЗ)1. Эта методика заключается в измерении кажу-
щегося сопротивления с помощью не скольких (пяти—семи) гради-
ент-зондов или реже потенциал-зондов различной длины. Чем боль-
ше длина зонда, тем больше радиус его исследования. Применение
комплекта зондов различной длины позволяет при интерпретации
учесть влияние бурового раствора на величину кажущегося сопро-
тивления, найти истинное сопротивление пласта, установить нали-
чие проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, оценить
удельное сопротивление и глубину зоны проникновения раствора.
Для успешной интерпретации диаграмм по методу БЭЗ необходимо
также иметь кривую изменения фактического диаметра скважины с
глубиной (кавернограмму) и кривую изменения удельного сопротив-
ления бурового раствора по стволу скважины.
1 Называют также боковым каротажным зондированием, или БКЗ.
21
Размер зондов, используемых для БЭЗ, изменяется от 1 — 2 до
20—30 диаметров скважины. Тип зондов для БЭЗ зависит от харак-
тера изучаемого разреза и выбирается опытным путем. Часто, на-
пример, применяют следующий комплект последовательных гради-
ент-зондов: 1) A0,4M0,lN; 2) Al,0M0,lN; 3) A2,0M0,5N; 4) A4,0M0,5N;
5) A8,OM1N; 6) N0,5M4,0A.
Последний зонд (обращенный градиент-зонд) служит для уточне-
ния границ пластов.
При изучении разрезов скважин, сложенных мощными пластами
очень высокого или очень низкого удельного сопротивления, может
в некоторых случаях оказаться эффективным боковое электричес-
кое потенциал-зондирование следующим комплектом зондов с раз-
мерами AM, равными 0,25; 0,5; 1; 2 и 4 м. При этом электрод N дол-
жен быть удален от электрода М на расстояние, превышающее мощ-
ность исследуемых пластов (практически на 30—40м).
По результатам измерения кажущегося сопротивления зондами
разной длины строят в каждом изучаемом пласте наблюденную кри-
вую зондирования — зависимость кажущегося сопротивления от
длины зонда, вычерченную в двойном логарифмическом масштабе.
При этом для отсчета кажущегося сопротивления используют его
средние, максимальные или оптимальные значения, найденные по
определенным правилам в пределах изучаемой аномалии (рис. 13).
В пластах большой мощности, не отличающихся достаточной од-
нородностью, наблюденные кривые зондирования чаще строят по
средним значениям ркср, в пластах малой мощности — по максима ль-
Рис. 13. Примеры отсчета среднего
рк ср, максимального рк тах и опти-
мального ркопт значений кажущего-
ся сопротивления на кривой после-
довательного градиент-зонда в пла-
сте высокого сопротивления
ным рк тах и в пластах мощных,
достаточно однородных — по оп-
тимальным значениям рк опт.
Построенные наблюденные
кривые зондирования сопостав-
ляют с модельными кривыми
(палетками), для которых уже
известны расчетные удельное
сопротивление пласта и глубина
проникновения фильтрата буро-
вого раствора. Для этого сопос-
тавления на бланке с наблюдае-
мой кривой наносят оси зонди-
рования, образующие так назы-
ваемый «крест» кривой. Го-
ризонтальная ось должна соот-
ветствовать удельному сопро-
тивлению бурового раствора
против изучаемого пласта, а вер-
тикальная ось — диаметру сква-
жины.
Различают четыре основных
типа кривых БЭЗ (рис. 14). Со-
22
ответственно различается и ме-
тодика интерпретации каждого
типа кривой.
Первый тип кри-
вых — двухслойные кривые
зондирования, наблюдаемые в
непроницаемых или весьма сла-
бо проницаемых пластах боль-
шой мощности, удельное сопро-
тивление которых выше (рис. 14,
кривая 1а) или ниже (рис. 14,
кривая 16) удельного сопротив-
ления бурового раствора. Лито-
логически такие пласты могут
быть представлены плотными
непроницаемыми известняками,
гидрохимическими осадками,
глинами, аргиллитами, плотны-
ми непроницаемыми песчаника-
ми, плотными метаморфизован-
ными породами и т. п. Двухслой-
ные кривые могут наблюдаться
в коллекторах трещинного типа
при наличии весьма глубокого
проникновения бурового раство-
ра в пласт по трещинам. Доволь-
но часто двухслойные кривые
отмечаются в нефтенасыщен-
ных коллекторах, когда удель-
Рис. 14. Типы кривых бокового элек-
трического зондирования.
Кривые: I — двухслойные (1а —сопротив-
ление пласта выше сопротивления бу-
рового раствора; 16 — сопротивление пла-
ста ниже сопротивления бурового раство-
ра); 2 — трехслойная при проникновении
фильтрата бурового раствора, снижающе-
го сопротивление пласта; 3 — трехслойная
при проникновении фильтрата бурового
раствора, повышающего сопротивление
пласта; 4 — в пласте высокого удельного
сопротивления ограниченной мощности
(тонкий пласт) при наблюдениях с гради-
ент-зондами; 5 — крест кривой
ное сопротивление пласта в зоне
проникновения пресного фильт-
рата бурового раствора близко к удельному сопротивлению пласта в
не затронутой проникновением части.
Интерпретацию кривых первого типа проводят с помощью двух-
слойных палеток бокового электрического зондирования.
На рис.15 изображен пример интерпретации двухслойной кривой
зондирования. Наблюдаемая кривая зондирования совпала с пале-
точной кривой, имеющей модуль рп/рр = 26. Найденное значение
удельного сопротивления, отсчитанное на бланке по точке пересече-
ния наблюденной кривой зондирования с линией А—А (геометричес-
ким местом асимптот кривых), равно 17,4 Ом • м.
Второй тип кривых — трехслойные кривые зондирования,
наблюдаемые при проникновении фильтрата бурового раствора, по-
нижающего сопротивление пласта. Этот тип кривых характерен для
мощных пластов-коллекторов, когда сопротивление пласта в зоне
проникновения фильтрата бурового раствора рзп меньше истинного
сопротивления пласта рп (рзп<рп). Литологически такие пласты мо-
гут быть представлены проницаемыми нефтенасыщенными или га-
23
Рис. 15. Пример интерпретации
двухслойной кривой БЭЗ (сплош-
ная кривая) с помощью двухслой-
ной палетки БЭЗ (пунктирные
кривые)
Рис. 16. Пример интерпретации
трехслойной кривой БЭЗ при про-
никновении фильтрата бурового
раствора, понижающего сопротив-
ление пласта, с помощью палетки
ЭК-2.
Шифр кривых — р„/рр ; рап/рп (в круг-
лых скобках); D/dc (в квадратных скоб-
ках)
зонасыщенными породами. Кроме того, этот тип кривых зондирова-
ния может отмечаться в проницаемых водоносных пластах, если
удельное сопротивление фильтрата бурового раствора меньше
удельного сопротивления пластовой воды.
Интерпретацию проводят с помощью комплекта трехслойных
кривых БЭЗ либо с большим приближением с помощью двух-
слойных кривых БЭЗ и специальной палетки ЭК-2. На рис. 16 изоб-
ражен пример истолкования кривой этого типа с помощью палетки
ЭК-2 (серия пунктирных кривых в нижней части рисунка), совме-
щенной с двухслойной кривой (серия пунктирных кривых в верх-
ней части рисунка). По положению креста наблюденной кривой зон-
дирования на палетке ЭК-2 можно приближенно оценить относи-
тельный диаметр зоны проникновения фильтрата бурового
раствора в пласт D/dc и относительное сопротивление пласта в зоне
проникновения рзп/рп.
Третий тип кривых —трехслойные кривые, наблюдаемые
при проникновении фильтрата бурового раствора, повышающего со-
противление пласта. Кривые характерны для мощных пластов-кол-
лекторов при условии, что сопротивление пласта в зоне проникнове-
ния фильтрата бурового раствора рзп больше истинного сопротивле-
ния пласта рп (рзп>рп). Литологически такие пласты могут быть
представлены проницаемыми песчаниками и известняками с грану-
лярным типом пористости, насыщенными минерализованной водой.
24
Рис. 17 Пример интерпретации трех-
слойной кривой БЭЗ при проникнове-
нии фильтрата бурового раствора,
повышающего сопротивление пласта.
рр=2,9Ом • м;ф=0,Зм;рп=1,15 Ом - м.
Шифр кривых — параметр [7-эквивален-
тности
Кривые третьего типа могут от-
мечаться и при изучении нефте-
газоносных пористых пластов
при пресном буровом растворе и
относительно невысокой их неф-
тегазонасыгценности.
В очень плотных низкопо-
ристых известняках в некоторых
случаях наблюдаются трехслой-
ные кривые третьего типа, обус-
ловленные высоким сопротивле-
нием опресненного тонкого слоя
раствора пласта у стенки сква-
жины. Интерпретацию кривых
третьего типа проводят по трех-
слойным палеткам БКЗ, а при
относительно неглубоком про-
никновении фильтрата бурового
раствора — по палеткам БКЗ-U.
Пример интерпретации трех-
слойной кривой зондирования,
отвечающей случаю проникно-
вения фильтрата раствора, по-
вышающего сопротивление пласта, изображен на рис.17. Определив
по палеткам сопротивление пласта рп, параметр [/-эквивалентности
и по левой ветви кривой зондирования приближенное значение
удельного сопротивления пласта в зоне проникновения фильтрата
бурового раствора рзп по формуле
, D U
471-=------,
^зп^’р Рц/Рр
(1-20)
можно приближенно оценить диаметр зоны проникновения бурового
раствора D. Имеются специальные палетки для определения D, рас-
считанные по формуле (1.20).
Четвертый тип кривых наблюдается в тонких пластах
высокого удельного сопротивления при отсутствии или при наличии
проникновения фильтрата бурового раствора в пласт. Таким обра-
зом, литологически зто могут быть как плотные, так и проницаемые
пласты. Для интерпретации этих кривых применяются палетки ЭКЗ
(экстремальные кривые зондирования).
Палетки получены путем моделирования злектрического поля на
электроинтеграторе. На рис. 18 показаны примеры интерпретации
кривых БЭЗ четвертого типа с помощью палетки ЭКЗ.
На рис. 18, а показано определение удельного сопротивления тон-
кого пласта без проникновения фильтрата раствора. Если рр= 1 Ом • м,
dc=0,3 м, сопротивление вмещающих пород рвм=5 Ом • м и мощность
пласта h - 2,4 м, то найденное удельное сопротивление пласта по кри-
вой с модулем рп/рр=25 будет равно рп=25 -1 = 25 Ом • м.
25
a
Рис. 18. Пример интерпретации кривых БЭЗ, полученных в тонких
пластах, с помощью палеток ЭКЗ. Сопоставление наблюденной кри-
вой БЭЗ (сплошная кривая) с кривыми палеток ЭКЗ:
а —для пласта без проникновения фильтрата бурового раствора; б—для пла-
ста с проникновением фильтрата бурового раствора. Шифр кривых — рп/рр
На рис.18, б приведен пример интерпретации для пласта с про-
никновением фильтрата бурового раствора. Сопоставление палеточ-
ных кривых с левой и правой ветвями наблюденной кривой зондиро-
вания производится раздельно при условии: рр = 0,9 Ом • м, clc = 0,3 м,
рвм=6 Ом ми h=l м.
Совмещая основные кресты палетки и кривой БЭЗ, находим по ле-
вой ветви модуль кривой ц=рзп/р =15, откуда рзп = 15 • 0,9=13,5 Ом • м.
Совмещая вспомогательные кресты палеток, по кривой ветви кривой
БЭЗ определим модуль ц=рзп/рп = 25. Сопротивление пласта по кри-
вой ветви вычислим по формуле рп = (p/v)pUM =(25/5) • 6=30 Ом • м , где
v=р вм/рп — относительное сопротивление вмещающих пород, для ко-
торых построена используемая палетка ЭКЗ. Отсюда следует, что
имеется проникновение фильтрата бурового раствора, снижающего
сопротивление пласта.
Определение удельного сопротивления пород методом БЭЗ полу-
чило широкое распространение в промышленности. Хорошие резуль-
таты получены при изучении мощных пластов плотных и пористых
пород с межзерновой пористостью, а также при изучении уединен-
ных тонких плотных и пористых пластов. Возникают большие зат-
руднения при определении удельного сопротивления резко неодно-
родных пачек пластов, пластов высокого удельного сопротивления,
а также при заполнении ствола скважины раствором низкого
(<0,5 Ом • м) удельного сопротивления.
Все отмеченные выше ограничения метода БЭЗ связаны с весьма
существенным влиянием скважины, заполненной проводящим буро-
вым раствором, на показания зондов. Другими словами, скважина как
бы шунтирует ток, текущий между питающими электродами, ослаб-
26
ляя тем самым полезное влияние окружающих скважину горных
пород. Шунтирующее влияние скважины можно уменьшить, если
воспользоваться фокусироваием электрического тока. Эта идея была
воплощена в методе экранированного заземления.
§ 4. МЕТОД ЭКРАНИРОВАННОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ
(БОКОВОЙ КАРОТАЖ)
Изучение разрезов скважины методом экранированного зазем-
ления также основано на различии удельных электрических со-
противлений горных пород. В научной литературе известно несколько
модификаций метода. В производстве получили распространение из-
мерения по методу экранированного заземления с автоматической фо-
кусировкой тока или, как часто называют, по методу бокового карота-
жа. Наиболее широко используют две модификации метода экрани-
рованного заземления: измерения по схеме с семизлектродным зондом
и измерения по схеме с трехэлектродным зондом.
В семиэлектродном зонде (рис. 19) электроды смонтированы
на гибком кабеле или на изолированной трубе. Зонд имеет три
однополярных токовых электрода (Ао, Ах и А2) и две пары из-
мерительных электродов (MiN1; M2N2). Через центральный элек-
трод Ао и через фокусирующие электроды Ах и А2 пропускают
ток одной полярности. Сила
тока, протекающего через фо-
кусирующие электроды, регу-
лируется так, чтобы независи-
мо от сопротивления горных по-
род и сопротивления бурового
раствора обеспечить равенство
потенциалов электродов Ао, Aj
и А2 при неизменном токе 10, те-
кущем через центральный
электрод. Условие сохранения
равенства потенциалов между
токовыми электродами, будет
выполняться, если разность по-
тенциалов между двумя парами
измерительных электродов
M1N1 и M2N2 поддерживать рав-
ной нулю путем изменения
силы экранного тока. Поскольку
при этом потенциалы электро-
дов Ао, Ах и А2 окажутся равны,
ток не сможет течь вдоль сква-
Рис. 19. Схема токовых силовых ли-
ний, выходящих из центрального
электрода АО при измерениях мето-
дом экранированного заземления в
пластах высокого удельного сопро-
тивления.
а — с семиэлектродным зондом; б — с
трехэлектродным зондом
жины и направится фокусированным пучком в горную породу
(рис. 19, а).
В методе экранированного заземления измеряют кажущееся или
эквивалентное удельное сопротивление горных пород, которое име-
ет такой же физический смысл, как и кажущееся сопротивление,
27
измеренное с обычным зондом. Кажущееся сопротивление вычисля-
ют по формуле
AU
Рк=К—, (1-21)
А)
где К — коэффициент зонда, определяемый по специальным фор-
мулам; Д17 — разность потенциалов между одним из измерительных
электродов (Mt или Nt) и удаленным электродом N; 10 — сила тока,
текущего через центральный электрод Ао. Трехэлектродный зонд (рис.
19, б) в методе экранированного заземления представляет собой длин-
ный цилиндрический электрод, разделенный двумя изолирующими
промежутками на три части: небольшой по длине центральный элек-
трод Ао и два длинных симметричных экранных электрода А} и А2.
Так же, как и в семизлектродном зонде, через электроды Ао, At и А2
пропускают электрический ток одной полярности. Силу тока, теку-
щего через экранные электроды, регулируют так, чтобы разность по-
тенциалов между тремя электродами была равна нулю А
Определение кажущегося сопротивления также производится с
помощью уравнения (1.21), где AU будет разность потенциалов меж-
ду одним из токовых электродов и удаленным электродом N.
Характерными размерами семиэлектродного зонда являются его
длина L=O ,О2 — расстояние между серединами интервалов M1N1 и
M2N2 и общий размер Для трехэлектродного зонда харак-
терными размерами являются его длина L, равная расстоянию меж-
ду серединами изолирующих промежутков, и его общая длина Lo6.
Точкой записи кривых в зондах экранированного заземления яв-
ляется середина центрального электрода. Соотношение длины L и
общего размера Lo6 семизлектродного зонда определяет параметр
фокусировки зонда q=( Lo6-L)/L. С увеличением параметра фокуси-
ровки q уменьшается влияние ближней зоны (скважины и зоны про-
никновения фильтрата бурового раствора), но возрастает влияние
мощности пласта на кажущееся сопротивление. Можно привести два
примера для семизлектродных зондов, применяемых на практике,
зонд с большим радиусом исследования A11,1.ZV10,2M10,2.A()0,2.M2
O,27V21,1A2, имеющий q=4, и зонд с меньшим радиусом исследования
A10,5JV10,2M10,3A00,3M20,2JV20,5A2, имеющий q= 1,5.
На рис. 20 показаны типичные кривые рк, полученные по методу
экранированного заземления на модели одиночных пластов высоко-
го удельного сопротивления
Для определения границ пластов по кривым семиэлектродного
зонда находят точки максимального градиента рк (точки перегиба
кривой), которые приурочены примерно к половине высоты анома-
лии. От этих точек в масштабе глубин откладывают вниз и вверх рас-
стояние, равное половине длины зонда. Параллельные прямые ли-
1 Имеется и другая возможность для достижения этого условия — замкнуть меж-
ду собой центральный и экранные электроды через малое сопротивление, служащее
для измерения силы тока.
28
Рис. 20 Кривые кажущегося сопротивления против пластов вы-
сокого сопротивления ограниченной мощности, полученные на
моделях пластов.
При измерениях: а — с семиэлектродным зондом; б — с трехэлектрод-
ным зондом: 1 — пласт; 2 — рк/рр3 — Рп/Рр
нии, проведенные на этих глубинах, укажут положение кровли и по-
дошвы пласта (рис. 20, а).
Границы пласта по кривым трехэлектродного зонда определяют
по началу наиболее крутого подъема и окончанию спада кривой рк,
т. е. на уровне основания аномалии (рис. 20, б).
Кривые на рис. 20 показывают влияние мощности пластов на ве-
личину аномалии рк. При измерениях с семизлектродными зондами
влияние мощности необходимо учитывать в пластах с h<2Lo6
(h < 1,2 -е 6 при Lo6 = 0,6-5-3 м). При измерениях с трехзлектродным зон-
дом влияние мощности существенно меньше и начинает ощущаться
в пластах с h < 4dc(h < 0,8-5-1,2 м при dc=0,2—0,3м).
На рис.21 изображены кривые зависимости между кажущимся и
истинным сопротивлениями пласта для семиэлектродного зонда. Из
рассмотрения этих кривых следует, что при отсутствии проникновения
фильтрата бурового раствора в пласт (D/dc=l) кажущееся сопротив-
ление пропорционально истинному сопротивлению пласта в широком
диапазоне изменения последних. Сравнительно мало влияет на кажу-
щееся сопротивление наличие небольшой (D/dc<4) зоны понижаю-
щего проникновения раствора (рзп<рп). Это также благоприятные ус-
ловия для определения истинного сопротивления пласта. Повышаю-
щее проникновение раствора (рзп>рп) оказывает большое влияние на
29
Рис. 21. Кривые зависимости рк/рр от
рп/р_ для семиэлектродного зонда
(по С. Г. Комарову).
Lo6=2,5 м; L = 1,67 м; <J=2,5; dc=0,25 м;
рзп/рр=2О. Шифр кривых — D/dc
кажущееся сопротивление, а
при глубоких проникновениях рк
практически не зависит от
удельного сопротивления плас-
та. Таким образом, в общем слу-
чае при наличии зоны проникно-
вения раствора по одной кривой
экранированного заземления
нельзя точно определить удель-
ное сопротивление пласта.
В этом случае необходимо для
интерпретации привлекать дан-
ные измерений с другими зонда-
ми, отличающимися меньшим и
большим радиусами исследова-
ний. Таким образом, метод экра-
нированного заземления наибо-
лее целесообразно применять
при исследовании скважин, за-
полненных соленым раствором
(рр< 0,1 Ом • м), а также для изу-
чения разрезов, сложенных плотными горными породами с высоким
удельным сопротивлением. В этих условиях метод позволяет более де-
тально, чем обычный метод КС, произвести расчленение разреза, точ-
нее определить удельное сопротивление пластов.
§5. ИНДУКЦИОННЫЙ МЕТОД
Изучение разрезов скважин индукционным методом основано на
различии в электропроводности горных пород — величине, обрат-
ной удельному злектрическому сопротивлению.
Первоначально метод разрабатывался для исследования сква-
жин, заполненных не проводящим электрический ток буровым ра-
створом (на нефтяной основе), в котором обычно метод КС или ме-
тод экранированного заземления, имеющие систему токопроводя-
щих и измерительных электродов, применены быть не могут. Однако
в последующем были обнаружены существенные преимущества ин-
дукционного метода при изучении геологических разрезов низкого
сопротивления в скважинах, заполненных обычным токопроводя-
щим буровым раствором.
Принципиальная схема индукционного метода включает скважин-
ный снаряд (зонд) и регистрирующий прибор. Скважинный снаряд
имеет систему излучающих и приемных катушек, обладающих боль-
шой индуктивностью, а также генератор переменного электричес-
кого тока и выпрямитель.
Система катушек, помимо излучения и измерения электро-
магнитного поля, обеспечивает его фокусирование для повышения
глубинности метода, компенсацию прямых электромагнитных на-
водок в приемных катушках, измерение одновременно двумя зон-
30
дами разной длины. Для уяснения принципа работы рассмотрим уп-
рощенную схему зонда с двумя главными индукционными индук-
ционными катушками: излучающей и приемной (рис. 22). Рас-
стояние между центрами излучающей и приемной катушек на-
зывают размером зонда Ьи; точка записи кривой — середина
этого расстояния.
При пропускании через излучающую
катушку переменного тока с частотой 20 —
50 кГц (в зависимости от типа аппарату-
ры), вырабатываемого генератором 4, вок-
руг катушки в окружающей среде созда-
ются переменные токи г. Величина ЭДС
этих круговых токов тем больше, чем выше
электропроводность среды. В свою оче-
редь, зти переменные круговые токи ин-
дуцируют в приемной катушке зонда элек-
тродвижущую силу. Таким образом, в при-
емной катушке зонда индуцируется ЭДС
первичного электромагнитного поля излу-
чающей катушки и ЭДС вторичного элек-
тромагнитного поля круговых токов. ЭДС
первичного электромагнитного поля зонда
в реальных зондах компенсируется
встречной, противоположной по фазе ЭДС,
создаваемой дополнительными катушка-
ми или специальными электронными уст-
ройствами.
В средах с низкой электропроводностью,
которой обычно характеризуются горные
породы при относительно небольших ча-
стотах электромагнитного поля, использу-
емых в индукционных зондах, влиянием
электрических полей вихревых токов друг
на друга (скин-эффект) можно пренебречь
Рис. 22. Принципиальная
схема индукционного ме-
тода.
1 — скважинный снаряд-
зонд; 2 — излучающая ка-
тушка; 3 — приемная ка-
тушка; 4 — генератор; 5 —
усилитель и выпрямитель;
6 — кабель; 7-регистрирую-
щий прибор
и с достаточной точностью принять, что
ЭДС активной составляющей, генерируемой вторичным полем Е,
прямо пропорциональна электропроводности окружающей среды о.
Для однородного по электропроводности немагнитного пространства
это условие можно записать так:
Е = Кио, (1.22)
где Ки — коэффициент индукционного зонда, зависящий от числа
витков и диаметра генераторной и приемной катушек зонда, силы и
частоты тока.
Из уравнения (1.22) можно определить удельную электрическую
электропроводность однородной среды
о = £/Ки (1.23)
31
В неоднородной среде, если скважина перпендикулярна к плос-
кости пластов, вихревые токи не взаимодействуют между собой и не
пересекают границы между отдельными участками среды (скважи-
на, зона проникновения, пласт, вмещающие породы). Это означает,
что в соответствии с приближенной теорией (пренебрегая скин-эф-
фектом) все среды включены в цепь кольцевых токов параллельно и
наведенная в приемной катушке ЭДС представляет собой сумму сиг-
налов, пришедших отдельно от каждого участка среды.
По аналогии с методом кажущихся сопротивлений в неоднородной
среде вводят понятие кажущейся (или эффективной)
удельной электропроводности среды
ок=Е'/Ки=ирВр+озпВзп+апВп+овмВвм (1.24)
где ор, озп, оп и овм — удельные электропроводности соответственно
раствора, зоны проникновения, пласта и вмещающих пород; Вр, Взп,
Вп и Ввм —- геометрические факторы тех же участков среды — чис-
ла, показывающие долю сигнала данной среды в общем сигнале.
Произведение электропроводности участка на геометрический
фактор этого участка определяет вклад каждого участка в суммар-
ную вторичную ЭДС приемной катушки.
Сумма всех геометрических факторов равна единице:
Вр+Взп+Вп+Ввм=1.
(1.25)
Рис. 23. Расчленение разреза по
диаграмме индукционного зонда (по
М.Г. Латышевой).
Пласты удельного сопротивления: 1—
высокого; 2 — среднего; 3 — низкого.
Точки на кривой зонда 5Ф1,2 соответ-
ствуют границам пласта
Кажущаяся электропровод-
ность ок=1/рк измеряется в мил-
лисименсах на метр (мСм/м).
Шкала диаграммы кажущей-
ся электропроводности в индук-
ционном методе линейная, диаг-
раммы кажущегося сопротивле-
ния — гиперболическая, не имею-
щая нулевой линии.
Кривые стк или рк в одиночных
пластах симметричные; границы
пластов при мощности более 4м
на кривых фокусированных зон-
дов определяются по середине
аномалии, где ее ширина равна
мощности пласта (рис. 23). В пла-
стах меньшей мощности опреде-
ленная по этому правилу мощ-
ность оказывается меньше фак-
тической — фиктивная мощность
пласта. Достоверное выделение
пластов малой мощности возмож-
но лишь в случае, когда изучае-
мые пласты представлены поро-
дами более низкого сопротивле-
32
ния по сравнению с вмещающими породами, а их мощность превы-
шает 1 —1,5 м.
Таким образом, как следует из уравнения (1.24), на показания
индукционного метода оказывают влияние скважина, вмещающие
породы, зона проникновения фильтрата бурового раствора и сопро-
тивление неизмененной части пласта, а также в определенной мере
скин-эффект. Для того чтобы правильно определить сопротивление
неизмененной части пласта, необходимо ввести соответствующие
поправки в величину кажущейся электропроводности.
Этой цели служат специальные палетки. Поправка на влияние
скважины несущественна при использовании в качестве про-
мывочной жидкости не проводящих электрический ток растворов (на
углеводородной основе) или пресных глинистых растворов. Однако
эта поправка становится существенной при удельном сопротивлении
глинистого раствора р <1 Ом • м и рп/рр> 20, dc > 0,3 м. Влияние скин-
эффекта на ок при работе с обычными низкочастотными индукцион-
ными зондами становится заметной в случае, если рк=1 /ок<2 Ом • м.
При исследованиях с шестикатушечным фокусированным зондом
влиянием вмещающих пород можно пренебречь при определении <тпв
пластах с h>2 м. Наличие повышающего проникновения фильтрата
бурового раствора при глубине проникновения D < 4 dc относительно
мало сказывается на величине ок в пластах высокой электропроводно-
сти. Наличие глубокой зоны понижающего проникновения фильтрата
бурового раствора существенно затрудняет определение истинной
электропроводности пласта, заставляет прибегать к комплексному ис-
толкованию кривых индукционного метода и кривых обычного мето-
да КС или метода экранированного заземления.
Таким образом, индукционный метод наиболее эффективно при-
меняется для исследования разрезов, сложенных породами низкого
(до 50 Ом • м) удельного сопротивления. Метод может быть исполь-
зован в скважинах, заполненных непроводящей электрический ток
жидкостью. Эффективность использования индукционного метода
снижается при исследовании скважин, заполненных соленым раство-
ром (рр<1 Ом м), и при наличии зоны проникновения фильтрата бу-
рового раствора, понижающей сопротивление пласта.
Обычный низкочастотный индукционный метод позволяет де-
тально изучить разрезы, сложенные породами низкого удельного
сопротивления, выделить нефтеносные и водоносные породы, изу-
чить строение переходной водонефтяной зоны и положение контак-
тов нефть — вода и газ — вода.
При определении истинного удельного сопротивления пород эф-
фективно применять индукционный метод в комплексе с обычным
методом КС или методом экранированного заземления.
Высокочастотное индукционное каротажное
изопараметрическое зондирование
Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое
зондирование (ВИКИЗ) представляет собой измерение параметров
3 Добрынин В.М
33
магнитного поля трехкатушечными индукционными зондами, обла-
дающими геометрическим и электродинамическим подобием [15].
Каждый зонд состоит из одной генераторной и двух приемных кату-
шек. За одну спускоподъемную операцию регистрируются показа-
ния пяти разноглубинных зондов индукционного каротажа и потен-
циала самопроизвольной поляризации (СП) пород.
Длины зондов уменьшаются последовательно, начиная с зонда
двухметровой длины; коэффициент уменьшения — корень квадрат-
ный из двух. Самый короткий зонд имеет длину 0,5 м. В измеритель-
ном зонде все излучающие и приёмные катушки коротких зондов
размещены между излучающей и приёмной катушками двухметро-
вого зонда. База измерения равна расстоянию между приёмниками
и составляет пятую часть от длины.
Измеряемой величиной в методе ВИКИЗ является разность фаз
гармонического магнитного поля Дер (наведенного в измерительных
катушках) распространяющегося в проводящей среде от источника
излучения до приемников удалённых от источника на различные
расстояния (база измерения). Разность фаз определяется простран-
ственным распределением удельного электрического сопротивления
окружающей среды и характеризует удельное электрическое со-
противление пород и электрические неоднородности прискважин-
ной зоны.
Зонды отличаются радиальной глубинностью исследования. Это
позволяет по данным ВИКИЗ обнаруживать радиальный градиент
сопротивления и выделять по этому признаку пласты в которые
происходит проникновение промывочной жидкости (коллекторы), оп-
ределять удельное электрическое сопротивление частей пластов,
незатронутых проникновением, зон проникновения и окаймляющих
их зон с одновременной оценкой глубины изменённой части пласта.
По данным об удельном электрическом сопротивлении (УЭС) плас-
тов также определяют характер насыщения пород и положение флю-
идальных контактов и протяжённости переходных зон.
Благоприятные условия для ВИКИЗ — скважины, заполненные
пресной промывочной жидкостью и промывочной жидкостью на не-
фтяной основе. Исследования не проводят в скважинах, заполненных
сильно минерализованной промывочной жидкостью, удельное сопро-
тивление которой менее 0,02 Ом • м. Метод может быть применен так-
же в скважинах обсаженных диэлектрическими трубами. Диапазон
измерения удельных сопротивлений пород от 1 до 200 Ом • м.
В таблице 2 приведены технические характеристики зондов мо-
дуля ВИКИЗ-М в аппаратуре АМАК «ОБЬ» (см. гл XII). Модуль пред-
назначен для работы в открытом стволе в горизонтальных скважи-
нах.
Обработка данных ВИКИЗ проводится по интерпретационным
зависимостям (см. рис.24). Интерпретационными параметрами явля-
ются: УЭС пластов ограниченной толщины с учетом скин-зффекта,
диаметра скважины, УЭС промывочной жидкости и вмещающих по-
род при отсутствии проникновения; диаметр и УЭС зоны проникно-
34
Таблица 2. Технические характеристики электромагнитных зондов мо-
дуля ВИКИЗ-М [по данным 15]
Обозначение Длина, м База, м Частота, МГц
3 ф 0.5 0,5 0,10 14,000
3 ф 0.7 0,7 0,14 7,000
3 ф 1.0 1,0 0,20 3,500
3 ф 1.4 1,4 0,28 1,750
3 ф 2.0 2,0 0,40 0,875
Зф 1.0 1,0 0,20 3,500
3 ф 1.4 1,4 0,28 1,750
3 ф 2.0 2,0 0,40 0,875
вения в пластах неограниченной толщины. Электрические неодно-
родности прискважинной зоны учитывают итерационным подбором
интерпретационных моделей [15].
На рис.24 приведены результаты исследования методом ВИКИЗ
пластов АС Федоровского месторождения, вскрытых вертикальной
скважиной. Отложения представлены терригенными осадками.
35
Водонефтяной контакт определяется по инверсии показаний зон-
дов большой и малой длины. По увеличению показаний зондов боль-
шой глубинности отчетливо выделяются интервалы переходной зоны.
В переходной зоне, где формируется окаймляющая зона, происхо-
дит вытеснение нефти, а затем — пластовой воды.
Метод диэлектрической проницаемости
Диэлектрическая проницаемость среды еа является физической
характеристикой породы, показывающей во сколько раз напряжен-
ность электрического поля Е в данном диэлектрике меньше напря-
женности поля индукции D в вакууме: Еа =D/Е. В методе диэлектри-
ческой проницаемости рассматривается относительное значение это-
го параметра, равное отношению величины Еа данной среды к
значению е0 абсолютной диэлектрической проницаемости в вакуу-
ме: Е=Еа/Е0-
Аппаратура метода диэлектрической проницаемости представля-
ет собой трехкатушечный скважинный прибор, регистрирующий па-
раметры электромагнитного поля с частотой, 15—60 МГц (это на не-
сколько порядков выше, чем в индукционном методе). Прибор диэлек-
Рис.25. Палетка для определения е
(шифр кривых) при известном р по ди-
аграмме (однородная среда) соэДф
[по С.Б.Денисову]
трического метода (ДМ) вклю-
чает две сближенные генера-
торные и одну приемную ка-
тушки (или одну генераторную
и две приемные).
Применяют две модифика-
ции диэлектрического метода
(ДМ): диэлектрический индук-
тивный (ДИМ) и волновой диэ-
лектрический (ВДМ).
Аппаратура ДМ предназна-
чена для измерения амплитуд-
ных (ДИМ) и/или фазовых ха-
рактеристик высокочастотного
электромагнитного поля
(ВДМ): Как правило, определя-
ют относительные фазовые
(разность фаз в двух точках,
расположенных на различном
расстоянии от генераторной
катушки Дф-ф(-ф2) и относи-
тельные амплитудные (|hzl-
hz2l=Ah z> I \11 /I I > I hz/hz2|) ха-
рактеристики. Аппаратура
волнового диэлектрического
метода АДК-1 регистрирует
созДф, ДК1-713 -— эш(Дф/2),
I hzl| /1 hz21 и | Д hz/hz21. Все пере-
численные характеристики
36
Рис. 26. Зависимости £п= f(kn) для
различных к’в (шифр кривых).
1 — продуктивный коллектор в зоне пре-
дельного насыщения; 2 — водоносный
коллектор и неколлектор; 3 — коллекто-
ры с промежуточным значением кв; гра-
ницы зоны двухфазного течения; 5 — гра-
ница коллектор-пеколлектор; I— нефть
(газ); II — нефть (газ) + вода; III — вода.
определяются диэлектрической проницаемостью (е) и удельным
электрическим сопротивлением среды (р). В наименьшей степени от
р зависит величина Дер. Значения Еп и рп определяют по специаль-
ным палеткам. Например, на рис. 25 приведена палетка для опреде-
ления Е (шифр кривых) при известном по диаграмме (однородная
среда) cos Дер.
Диэлектрическая проницаемость основных породообразующих
минералов лежит в пределах 4—10 (кварц — 4,7; кальцит — 8,1;
доломит — 9,8); нефти — 2—3 (в зависимости в основном от газово-
го фактора); газа — 1—2 (в зависимости от пластового давления);
для воды —- 50—81 (зависит от температуры и минерализации)
Метод имеет линейную петрофизическую модель и в общем случае
Енп « евп Используя коэффициент относительного водонасыщения
(к’в= =(fcB-fcBO)/(l-fc№)) можно построить семейство кривых с различ-
ными къ = const, изменяющимися от 0 для предельно нефте(газо) на-
сыщенного коллектора до 1 для водоносного коллектора (рис.26).
Диэлектрический метод выполняют для оценки характера насы-
щения пласта при низкой минерализации пластовых вод, в услови-
ях низкой дифференциации продуктивных и водоносных пород по
удельному электрическому споротивлению. Условие успешной реа-
лизации метода — неглубокие зоны проникновения (не более 0,6 —
0,8 м). Это обусловлено невысокой радиальной глубинностью метода
ВДМ (Ки вдм=0,4—0,6 м). Метод ВДМ неэффективен в разрезах низ-
кого сопротивления (рп < 5 Ом • м), поскольку основной вклад в реги-
стрируемые параметры вносит проводимость среды.
Благоприятными условиями для применения ДМ являются сква-
жины, заполненные пресными промывочными жидкостями или РНО,
также, как и ИМ, метод может применяться в скважинах, обсажен-
ных стеклопластиковыми трубами.
При изменении водонасыщенности породы (при заводнении) на-
блюдается изменение диэлектрической проницаемости пласта (при-
чем тем больше, чем выше минерализация воды). Контролируя из-
менение диэлектрической проницаемости можно следить за завод-
нением, прослеживать положение ВПК, выделять обводнявшиеся
интервалы, определять текущие значения Кв, КК. Для решения этих
Рис. 27. Изменение диэлектрической
проницаемости при заводнении [2].
1 — вытеснение пластовой водой; 2 —
вытеснение пресной водой
задач проводят исследования
ВДМ при контроле разработки
нефтяных месторождений в спе-
циальных контрольных скважи-
нах, пробуренных с использова-
нием раствора на нефтяной осно-
ве (РНО), или обсаженных стек-
лопластиковыми трубами. На
рис.27 показано изменение диэ-
лектрической проницаемости об-
водняющегося интервала (епо6в)
относительно первоначальной
Енп при фиксированном значении
пористости.
Продуктивные межзерновые
коллекторы успешно выделяются по данным повторных замеров
ВДМ с использованием метода двух растворов (см. гл.VI). В продук-
тивной части терригенного разреза метод может быть использован
для изучения глинистости пород. В продуктивном карбонатном раз-
резе метод можно использовать для оценки пористости пород.
§ 6. МЕТОД МИКРОЗОНДОВ
При микрозондировании в скважине измеряют кажущееся со-
противление, но
в отличие от методов, описанных выше, это из-
мерение проводится зондами весьма небольших
размеров (обычно до 5 см). Благодаря этой осо-
бенности микрозонды обладают малой глубиной
исследования и позволяют детально исследовать
изменение удельного электрического сопротив-
ления горных пород, непосредственно прилега-
ющих к стенке скважины. Для уменьшения вли-
яния бурового раствора на результаты измере-
ния электроды зонда устанавливают на наруж-
ной стороне изолирующей пластины (башмака),
которая специальной пружиной (рессорой) плот-
но прижимается к стенке скважины (рис. 28).
При исследовании пород-коллекторов на по-
казания микрозондов оказывает влияние удель-
ное сопротивление части пласта, измененной
проникновением фильтрата бурового раствора,
а также удельное сопротивление и толщина гли-
нистой корки. Поэтому по данным микрозондов
трудно получить представление о характере на-
сыщения коллектора (нефтью, газом или водой).
Рис. 28. Схематический вид микрозонда.
1 — изоляционная пластина; 2 — электрод; 3 — пружина; 4 —
корпус микрозонда; 5 — груз; 6 — кабель; А, М1, Мг — элек-
троды зонда
38
Рис. 29 Принципиальные схемы измерения кажущегося сопротивления по-
род микрозондами.
Измерение: а — градиент-микрозондом, б—потенциал-микрозондом; в — одновремен-
ная регистрация градиент-микрозонда и потенциал-микрозонда; г — то же, с компенса-
цией индукционных наводок в линии потенциал-микрозонда; ФЧВ — фазочувстви-
тельный выпрямитель; Г — генератор тока, R—реостат; mA— миллиамперметр; РП —
регистрирующий прибор
Обычно применяют микрозонды двух размеров: градиент-микро-
зонд АО,025^0,0251^2 потенциал-микрозонд АО,05М. Радиус иссле-
дования потенциал-микрозондом существенно больше радиуса ис-
следования градиент-микрозондом. Более полная информация полу-
чается в том случае, если исследования в скважине проводятся
одновременно двумя микрозондами. Современная аппаратура на мно-
гожильном кабеле позволяет выполнить это условие (рис. 29).
По данным микрозондов хорошо выделяются породы-коллекторы,
имеющие на своей поверхности гли-
нистую корку. Однако глинистая
корка одновременно с этим от-
рицательно сказывается на резуль-
татах количественных определений
удельного сопротивления полнос-
тью промытой части коллектора.
Для преодоления этой трудности
применяют фокусированный мик-
розонд или, как его называют, зонд
бокового микрокаротажа.
Электроды этого зонда также
смонтированы на прижимном
измерительном башмаке микро-
зонда и представлены централь-
ным токовым Ао и кольцевым или
рамочными экранными Аэ и уп-
равляющими М, N электродами
(рис. 30). По принципу работы зти
зонды очень похожи на семиэлек-
Рис. 30. Схема расположения элек-
тродов на измерительных башмаках
бокового микрозонда.
Зонд: а — четырехэлектродный; б —
двухэлектродный; 1 — изоляция; 2 —
металл
39
тродный и трехэлектродный зонды в методе экранированного зазем-
ления (бокового каротажа). В отечественных приборах чаще исполь-
зуется принцип двухзлектродного зонда (рис. 30, б).
Фокусированный пучок тока, вытекающий из центрального элек-
трода Ао зонда бокового микрокаротажа, пересекает глинистую кор-
ку по кратчайшему пути и тем самым уменьшает ее влияние. Удель-
ное электрическое сопротивление промытой фильтратом раствора
зоны коллектора удается измерить точнее.
§ 7. МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
При исследованиях скважин методом потенциалов собственной
поляризации (СП) изучают естественные электрические поля, возни-
кающие в скважине и породах в результате физико-химических про-
цессов диффузии солей в растворах электролитов, фильтрации жид-
кости, окислительно-восстановительных реакций. Эти процессы по-
рождают потенциалы диффузионные, течения, окислительно -
восстановительные. Главную роль в формировании естественных элек-
трических полей в скважине, заполненной буровым раствором на вод-
ной основе, играют потенциалы диффузионного происхождения.
Исследования методом СП проводят, регистрируя диаграмму из-
менения по разрезу скважины разности потенциалов между элект-
родом М, перемещающимся по стволу скважины, и электродом N,
расположенным на земной поверхности близ устья скважины.
Диффузионная ЭДС
При непосредственном контакте растворов электролита различ-
ной концентрации на границе растворов в результате диффузии
ионов, на которые диссоциирует электролит, из раствора большей
концентрации в раствор меньшей, возникает двойной электрический
слой с разностью потенциалов Ед:
RTu-v> Cj
Е =--------In—
nF 1Z. + V С2
(1.26)
где Ед — диффузионная ЭДС; R — универсальная газовая по-
стоянная; Т — абсолютная температура растворов, К; п — ва-
лентность электролита; F — число Фарадея; и и D — подвижности
катиона и аниона; С; С2 — концентрация растворов.
При данной последовательности индексов при С под знаком лога-
рифма величина Ед рассчитываемая по формуле (1.26), определяет
потенциал раствора «2» по отношению к раствору «1». Если подста-
вить в формулу (1.26) значения констант R, F, величину Т = 293К,
соответствующую комнатной температуре t=20 °C, и перейти от на-
турального логарифма к десятичному, то для растворов одновалент-
ного электролита п= 1 получим
и — 1)
Ев=58----IgQ/Q,
U + D
(1-27)
где Ед выражается в милливольтах.
40
Выражение (1.27) можно записать и так:
= 58 (пк — )1дС\ /С2, (1.28)
где пк и па — числа переноса катионов и анионов, характеризующие
доли электричества, переносимого при диффузии катионами и ани-
онами.
Обозначив множитель перед логарифмом в формуле (1.28) симво-
лом Кд, получим
Ед=Кд/9С1/С2, (1.29)
где Кд — коэффициент Диффузионной ЭДС.
В пластовых водах нефтяных и газовых месторождений и в буро-
вом растворе наиболее распространенной является поваренная соль
NaCl, диссоциирующая в водном растворе на катионы Na+ и анионы
С1“. Подставив в формулу (1.27) средние значения подвижностей и
и=40, и=60 для Na+ и С1", будем иметь
Ед =-11,6фС1/С2. (1-30)
Таким образом, для растворов NaCl при t = 20 °C Кд=-11,6 мВ. При
контакте растворов NaCl разбавленный раствор С2 заряжается от-
рицательно по отношению к более концентрированному раствору СР
Из выражений (1.27), (1.30) следует, что диффузионная разность
потенциалов возникает при различии концентраций Сг, С2 и подвиж-
ностей и, V. Величина и знак диффузионной ЭДС зависят при посто-
янной температуре от химического состава электролитов в раство-
рах и соотношения концентраций граничащих растворов.
Диффузионно-адсорбционная ЭДС
Если растворы «1» и «2» разделены пористой перегородкой, то
величина и знак возникающей диффузионной ЭДС зависят (кроме
указанных причин) также от размеров пор перегородки. Это проис-
ходит потому, что в диффузию катионов и анионов из раствора боль-
шей в раствор меньшей концентрации при прохождении их через
поровые каналы перегородки вовлекаются подвижные катионы
внешней обкладки двойного слоя, расположенного на поверхности
твердой фазы скелета перегородки (рис.31). Если перегородка круп-
нопористая, толщина d двойного слоя на поверхности поры пренеб-
режимо мала по сравнению с радиусом г канала (d«r), практически
d/r=0, доля объема канала, занимаемого внешней обкладкой двой-
ного слоя, ничтожна, и числа переноса катионов пк м. анионов па со-
храняются теми же, что и при непосредственном контакте раство-
ров. Диффузионно-адсорбционная ЭДС Еда, возникающая между ра-
створами, не отличается от диффузионной ЭДС Ед. С уменьшением
размера пор величины d и г становятся сравнимыми, и доля подвиж-
ных катионов внешней обкладки двойного слоя на поверхности пор в
объеме поровых каналов становится все заметнее, поэтому значения
пк и па с уменьшением г начинают отличаться от соответствующих
значений в формуле (1.28) для диффузионной ЭДС. С уменьшением
41
a
^/ZZZ^^Z^ZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZ^ZZZZ/
+_ +___+____+_+_____+__±_ +_+ }7
_+___+___+____+___+____+ _±_±_}2
“ + “ + _+_+_+_ +
+ + + + + + rJ
~ ±L Z+Z ±ZZ +ZZ+ZZZZEZZZ}2
6
'^///////^//^^^^
__±__H^_±__+ _ +_^-______+__ + _J 1
_ Zt +_+_t-t_ _+_t. +_1 _+_j_ + 1 _±} 2
+ + + + + + +++)/
Puc. 31. Схема переноса ионов в широком (а) и узком (б) капилля-
рах.
I — адсорбированные ионы; 2 — подвижные ионы диффузионного слоя; 3 —
свободный раствор; перегородки: 4 — с широкими капиллярами; 5 — с узки-
ми капиллярами; 6 — направление диффузии
г значение d/r—>1, пк—>1, па-^> 0, поэтому в пределе для перегородки
с ультратонкими порами пк=1, па=0 выражение (1.28) для растворов
одновалентного электролита приобретает вид
E^SlgQ/Cz (1.31)
В этом случае разбавленный раствор имеет положительный за-
ряд по отношению к более концентрированному. Значение Еда стано-
вится отличным по величине и знаку от Ед при прочих равных усло-
виях.
Диффузионно-адсорбционная ЭДС Еда, возникающая между ра-
створами электролита, разделенными пористой перегородкой, опи-
сывается выражением
E^K^g^/Сг, (1.32)
где Кда — коэффициент диффузионно-адсорбционной ЭДС; для
растворов NaCl величина Кда при t = 20 °C заключена в пределах
-11,6 мВ<КДа<58 мВ.
Для измерения величин Ед и Еда в лаборатории применяют элект-
рохимическую ячейку (рис. 32), содержащую отделения с растворами
различной концентрации и перегородку. В практике петрофизичес-
ких лабораторий объектом изучения являются образцы горной поро-
ды, поэтому в качестве перегородки при измерении используют обра-
зец породы. При исследовании коллекции образцов терригенных по-
род роль крупнопористой перегородки играет чистый неглинистый
42
3
Рис. 32. Лабораторная установка для измере-
ния диффузионных и диффузионно-адсорб-
ционных ЭДС на образцах породы.
1 — электрохимическая ячейка с образцом; 2 —
электроды; 3 — измерительный прибор
песчаник с размерами пор в единицы и десятки микрометров, а роль
«идеальной мембраны»— плотная тонкодисперсная глина. Этим по-
родам для растворов NaCl соответствуют значения К„ = -11,6 мВ и
Кда = 58 мВ. Промежуточные значения Кда соответствуют песчано-гли-
нистым породам с различным содержанием высокодисперсного гли-
нистого материала; чем больше глинистость породы, тем ближе вели-
чина Кда к предельному значению 58 мВ.
Изменяя значение С2 при Cj=const, можно для каждого образца
получить зависимость Еда= (1g С2). Семейство таких зависимостей от-
ражает возможный диапазон изменения величины Еда при различ-
ном отношении концентраций Сг/С2 для всей совокупности терри-
генных пород (рис. 33). Шифром семейства кривых на рис. 33 являет-
Рис. 33 . Зависимости Efla(lgC2) при Cj= const и Efla=(lgp2) при pj= const для
терригенных пород с различным значением параметра qn (шифр кривых).
I—En(lgC2); II—Efla=/(lgC2) для породы с ультратонкими порами; III—jEa=/(lgp2));
IV — Ew=f (1g р2) для породы с ультратонкими порами
43
ся один из параметров, характеризующих содержание в породе вы-
сокодисперсного глинистого материала, например, приведенная ем-
кость обмена qn или относительная глинистость hrn (см. также гл. VI).
Параметр qn определяется выражением
qn=uS//cn (1.33)
где О — количество активных центров на 1 см2 поверхности твердой
фазы минерального скелета породы; «S' — удельная поверхность ад-
сорбции, см”1; кп — коэффициент пористости породы; величина qn
характеризует концентрацию поглощенных поверхностью породы
катионов в 1 см3 объема пор. Параметр
Чт=кгл/(кт+кп) (1.34)
характеризует степень заполнения глинистым материалом скелета
породы, образованного песчаными и алевритовыми зернами (здесь
кгл — объемная глинистость).
Площадь между предельными линиями Epf=(lgC2) для чистых
песчаников и плотных высокодисперсных глин можно разделить на
области, соответствующие коллекторам и неколлекторам; разделя-
ющей зти области границей является график Еда=(1§С2) с значением
qn или Т]гл, отвечающим границе коллектор—неколлектор. Величи-
ны qn или Т]гл в терригенном разрезе хорошо коррелируются с коэф-
фициентом проницаемости кпр.
Изложенное показывает, что семейство графиков Efia=(lgC2) (см.
рис.33) является предпосылкой для литологического расчленения
терригенного разреза, выделения в нем коллекторов и литологичес-
ких зкранов, разделения коллекторов на классы по величине кпр по
диаграмме Псп. Для карбонатных пород получены зависимости, ана-
логичные приведенным на рис. 33, однако из-за отсутствия тесной
корреляции параметров qn, Т]гл с кпр для карбонатных пород в карбо-
натном разрезе диаграммы СП используют только для литологичес-
кого расчленения.
В формулах (1.31), (1.32) отношение С\ к С2 можно заменить об-
ратным отношением удельных сопротивлений растворов. Тогда фор-
мула (1.32) примет вид
£да = K«a!gP2/Pi (1-35)
Зависимости Efla=(lgp2) образуют семейство как бы зеркально от-
раженных кривых по отношению к семейству Е =(lgC2) (см. рис. 33).
Семейство Еда=(^С2) для различных значений qn= const или Г)гл= const
является петрофизической основой интерпретации диаграмм 17сп,
поскольку в практике ГИС предпочитают использовать не концент-
рации С, а удельные сопротивления р растворов.
Электрохимические поля диффузионного происхождения
в скважине
Естественное электрическое поле диффузионного происхождения
в скважине рассмотрим на примере пласта песчаника, залегающего
44
Рис. 34. Естественное электрическое поле диффузионного про-
исхождения в пласте песчаники, залегающего в глинах.
1 — вмещающие породы (глины); 2 — пласт песчаника; 3 — двойные
электрические слои на границах скважина — глина, глина — песча-
ник, песчаник — скважина, 4 — замкнутый электрический контур —
эквивалентная электрическая схема поля СП в скважине; 5 — график
Es; 6 — график Псп
в глинах (рис. 34). На границах скважина—глина, скважина—песча-
ник и пласта песчаника с вмещающими его глинами возникают двой-
ные слои, обусловленные диффузией солей растворенных в пласто-
вых водах и буровом растворе. Системы двойных слоев I—III или III—
V создают близ кровли и подошвы пласта, замкнутые электричес-
кие контуры, по которым циркулирует электрический ток г. Элемен-
тами зтой цепи являются последовательно включенные эквивалент-
ные сопротивления глин Кгл, пласта Rn и части скважины Rc Для этого
контура справедливо соотношение
(1.36)
или
Ер гл+^гл п+Еп р= i(Rra+Kn+Rc). (1.37)
Алгебраическая сумма ЭДС в левой части уравнения (1.37) состав-
ляет статическую амплитуду аномалии С7сп, которая была бы заре-
гистрирована при перемещении электрода М в скважине как скачок
разности потенциалов AUcn против подошвы или кровли пласта пес-
чаника при отсутствии тока в цепи (отсюда название статическая)
Es=Epm+Ernn+Enp, (1.38)
45
Эта величина, как будет показано ниже, отражает различие в ли-
тологии пласта песчаника и вмещающих пород, а также соотноше-
ние концентрации Св /Сф пластовых вод и фильтрата бурового ра-
створа. Однако в скважине против границ пласта регистрируется
скачок потенциала
AUcn=iRc=Es-i(RrjI-Rn), (1-39)
который определяется падением напряжения, создаваемым при про-
хождении тока i на участке цепи, представленной скважиной, или
разностью статической амплитуды Es и
падением напряжения при прохождении
тока i по породам. Таким образом, регист-
рируемая аномалия ДПсп обычно меньше
статической Esили равна ей в пластах
большой мощности небольшого сопро-
тивления, когда величина RrjI+ Rn пренеб-
режимо мала по сравнению с Rc.
При одинаковых скачках Егл п в кровле
и подошве пласта аномалия Д[7СП в пласте
симметрична, максимальное отклонение
от линии глин соответствует середине
пласта, а границам пласта отвечают точ-
ки перегиба кривой (рис. 35).
Рис. 35. Принципиальная схема регистрации
ДПмц (а) и диаграмма ЛПсп (б).
1—линия глин; 2—линия максимального отклоне-
ния Д1/сп от линии глин
Диаграмма 17сп в отличие от диаграммы сопротивлений и диаграмм
других методов ГИС не имеет нулевой линии, поскольку при иссле-
довании методом СП регистрируется разность потенциалов AUMN
^mn = ДПсп + Цм—(1-40)
включающая, кроме разности потенциалов Д17сп, отражающей есте-
ственное электрическое поле, значения электродных потенциалов элек-
тродов MmN, которые обычно неизвестны (рис. 35, а). При регистрации
AUMN соблюдают условие постоянства значений 17м и UN, что обеспечи-
вает тождество формы кривых ДПм1д и Д17сп по разрезу скважины. Вви-
ду отсутствия на диаграмме линии нулевых значений потенциала ДПС11
в качестве условной нулевой линии используют «линию глин», проводя
ее по значениям ДПсп в глинистых породах, а вместо масштабной шка-
лы на диаграмме вверху помещают отрезок длиной 2 см, указывая,
сколько милливольт содержится в этом отрезке (рис. 35, б)
Соотношение между регистрируемой величиной Д17сп и ее стати-
ческим (или приведенным) Es значением зависит от мощности плас-
та и электрической неоднородности среды. В общем случае чем мень-
ше относительная мощность пласта h/dc, выраженная в диаметрах
46
скважины dc, и чем больше
удельное сопротивление пла-
ста рп отличается от удельно-
го сопротивления вмещающих
пород рвм и бурового раствора
рр, тем больше степень сниже-
ния Д17с по сравнению с Es, ха-
рактеризуемая отношением
vcn = AUCII/Es.
Для геологической интер-
претации диаграммы Д17сп в
каждом изучаемом пласте ис-
пользуют приведенное значе-
ние Es (свободное от влияния
факторов, не характеризую-
щих породу), вычисленное по формуле
Рис. 36. Пример палетки для опреде-
ления vcn по заданным значениям h/d(
Ри/Рвм, Рп/Рр" Рвм/Рр D dc.
Шифр кривых--Рп/Рр
Es=AC7cn/vcn (1.41)
При этом величину ДПсп определяют по диаграмме, а значение vcn
находят по специальным палеткам для заданных значений h/dc,
рп/рр, рп /рЕМ (рис. 36). В пластах с h>2+3 м значение ДПсп практи-
чески равно Es. Сущность величины Es становится понятной, если рас-
смотреть электрохимическую аналогию электрической цепи, обра-
зованной замкнутым контуром на одной из границ пласта (рис. 37).
Нетрудно показать, что алгебраическая сумма Ер_гл, Егл и Еп_р равна
алгебраической сумме диффузионно-адсорбционных ЭДС, измерен-
ных на последовательно включенных электрохимических ячейках с
образцом глины, разделяющим пластовую воду и фильтрат бурово-
го раствора, и с образцом песчаника, разделяющим фильтрат буро-
вого раствора и пластовую воду:
Ез=Едагл+Едап (1-42)
В соответствии с выражениями (1.35), (1.42) можно записать
^да гл 1g Рв/Рф~^^-да Рф/Рс
=(Яда гл" Яда п) 1ёРЕ/Рф=ЯСП1ёРЕ/Рф С1'43)
где Ксп — коэффициент аномалии А17сп; рв_ рф — удельные со-
противления пластовой воды и фильтрата бурового раствора.
Графически величину Es для заданных параметров пласта и вме-
щающих пород можно определить как расстояние по вертикали
между зависимостями Efla=(lgp2) (см. рис.33) для пород с соответ-
ствующими параметрами qn при фиксированном значении р2=Рф,
если р1=рЕ. Значение Es соответствует для заданных величин рЕ и рф
расстоянию между зависимостями с параметрами qn = 0 и qn^0 на
рис. 33.
Анализ выражения (1.43) показывает следующее.
47
Рис. 37. Электрохимическая ячейка в скважине и ее лабораторная аналогия
Величина статической аномалии Es тем больше, чем значительнее
контраст в литологии между пластом и вмещающими породами и чем
больше различаются минерализации или удельные сопротивления
пластовых вод и фильтрата бурового раствора.
Если различие в литологии между пластом и вмещающими поро-
дами отсутствует (Кда п=Кда гл) или минерализации и удельные со-
противления пластовой воды и фильтрата бурового раствора равны
(Св = Сф и рв = Рф), отклонения кривой А17сп от «линии глин» не проис-
ходит и Es = 0 (аномалия отсутствует).
Знак аномалии зависит от соотношения рЕ/Рф. Если рЕ<Рф и
СЕ>Сф, что соответствует наиболее типичной ситуации для сква-
жин нефтяных и газовых месторождений, пласты песчаника, зале-
гающие в глинах, отмечаются отрицательными аномалиями 17сп
(кривая отклоняется влево от «линии глин»). При рЕ>Рф, СЕ<Сф, что
встречается сравнительно редко, аномалия 17сп в пласте песчаника
будет положительной. При одинаковой минерализации пластовой
воды и фильтрата (Св = Сф, рЕ=Рф) аномалия Псп отсутствует, кри-
вая Псп не дифференцирована и использовать ее для литологичес-
кого расчленения разреза нельзя.
Рассмотрим предельный случай: чистый пласт песчаника залегает
в плотной высокодисперсной глине. Вычислим значение Ксп при
t=20 °C, используя величины Кпя = -11,6 мВ и Кпя = 58 мВ: г -
-Кда п= 69,6 мВ=70 мВ.
Имеем в соответствии с (1.43)
^smax 70 lgPz/Рф
48
Для пластовой температуры
Estmax=70[(t+273) /293]1ёрв/рф (1.44)
Уравнение (1.44) используют для определения удельного сопро-
тивления рв и минерализации Св пластовой воды по величине Est в
пласте чистого песчаника. Значение Est max определяют по диаграм-
ме 17сп ; величины t и рф находят по диаграммам электротермометра
и резистивиметра.
Интерпретация диаграмм
Диаграммы 17сп используют для решения следующих задач.
1. Литологическое расчленение терригенного и карбонатного раз-
резов с выделением в терригенном разрезе пластов песчаника, глин
и промежуточных ли-тологических разностей, в карбонатном-плас-
тов чистого известняка или доломита, глин и карбонатных пород с
различной степенью глинизации.
2. Определение минерализации пластовой воды в пластах чисто-
го песчаника или чистой карбонатной породы путем решения урав-
нения (1-44).
3. Выделение в терригенном разрезе коллекторов с исполь-
зованием критических значений абсолютной Es или относительной
асп статической амплитуды Ucn. Для этого в исследуемой части раз-
реза выделяют все пласты, отмеченные отрицательной аномалией
Ucn на фоне глин; в выделенных пластах рассчитывают значения ES1,
ES2, ... по формуле (1.41) и строят график статических значений Es
(рис. 38). Далее для каждого пласта рассчитывают относительную
амплитуду Псп
аСПг_^Si/^Smax > (1-45)
где СССШ и Esi — относительная и абсолютная амплитуды Псп в i-м
пласте; ESmax — максимальная амплитуда Ucn в исследуемом участ-
ке разреза, обычно соответствующая пласту чистого песчаника. Да-
лее проводят линию значения аСПгр, соответствующего границе кол-
лектор—неколлектор. Все пласты со значением СССП > аСПгр выделя-
ют как коллекторы. Пласты с асп< аСПгр являются неколлекторами.
Величину СССПгр устанавливают для изучаемого геологического
объекта, сопоставляя сссп с удельным коэффициентом про-
дуктивности Т]пр для пластов, испытанных в различных скважинах,
вскрывших этот объект. Статистически обрабатывая полученную
совокупность точек, проводят линию регрессии, которая в своем
продолжении отсекает на оси ординат значение аСПгр соответству-
ющее промышленно рентабельному значению Т]пр.
При однородном составе глинистого цемента и постоянной мине-
рализации пластовых вод в изучаемых продуктивных отложениях
получают корреляционные связи с/.СПгр с коэффициентами пористо-
сти /сп, глинистости кгл и проницаемости кпр, которые используют для
оценки по диаграммам Ucn указанных параметров в породах-коллек-
торах.
4 Добрынин В.М.
49
Puc. 38. Пример литологического рас-
членения и выделения коллекторов в
терригенном разрезе по диаграмме
^сп-
Область применения метода
СП ограничена необсаженными
скважинами, пробуренными на
РВО (раствор на водной основе)
с пресным фильтратом бурово-
го раствора (Рф>рЕ). В скважи-
нах с РВО, минерализация
фильтрата которого близка к
минерализации пластовых вод,
диаграмма 17сп, как это ясно из
сказанного выше, неинформа-
тивна. В скважинах, пробурен-
ных с РНО (раствор на нефтяной
основе), кривую Ucn получить
невозможно.
§ 8. МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ
ВЫЗВАННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
В методе потенциалов выз-
ванной поляризации (ВП) ис-
пользуют свойства горных пород
поляризоваться при протекании
через них постоянного поляри-
зующего злектрического тока.
В горных породах после выклю-
чения поляризующего тока в те-
чение некоторого времени на-
блюдается убывающее электри-
ческое поле, известное под на-
званием поля вызванных
потенциалов.
Природа вызванных потен-
циалов недостаточно изучена.
Однако большинство исследова-
телей находят, что в горных
породах, обладающих ионной
проводимостью (практически
все осадочные породы), вызван-
ные потенциалы возникают за
I — кривая 1/сп; II — график статических
значений Es; III — линия асп ; 1 — кол-
лектор; 2 — неколлектор; 3 — глина
счет электрокинетических яв-
лений, происходящих на грани-
це электролит—непроводящая
среда под воздействием элект-
рического поля. Некоторые исследователи считают, что возникнове-
ние поля связано с деформацией двойного электрического слоя на
поверхности минеральных частиц под воздействием поляризующе-
го тока, другие — с образованием микроскопических концентра-
ГТТТУ FFRz
ционных элементов за счет изменения чисел переноса ионов в ка-
50
пиллярах разных сечений. Механизм этой поляризации довольно
сложен, и обычно ее называют объемной поляризацией, по-
скольку поляризация захватывает объем породы, обработанной элек-
трическим током.
В горных породах, обладающих электронной проводимостью (же-
лезные руды, некоторые сорта каменных углей), вызванная поляри-
зация возникает в основном за счет электродных процессов, проте-
кающих на границе электролит — проводящая среда.
В горных породах со смешанной проводимостью возникают одно-
временно как объемная, так и электродная поляризации.
Для измерения вызванных потенциалов обычно используют че-
тырехзлектродный зонд (например, В5, ОАО, 04М0, 04А). Раздвоен-
ный электрод А и электрод В служат для пропускания электричес-
кого тока. Электрод М, покрытый слоем перфорированной резины
для устранения помех за счет поляризации самого электрода, и обыч-
ный электрод N на поверхности служат для измерения разности по-
тенциалов. Схема измерений устроена так, чтобы в скважину про-
пускался прерывистый электрический ток. В промежутках между
импульсами тока преобразователь замыкает цепь MN, и совместно с
потенциалами собственной поляризации прибор регистрирует выз-
ванные потенциалы. Одновременно с этим второй прибор Г2 регист-
рирует разность потенциалов, наблюдаемую между электродами М
и N в момент протекания поляризующего тока (рис.39).
Рис.39. Принципиальная схе-
ма измерения вызванных по-
тенциалов.
А, В — питающие электроды; М, N,
N’ — измерительные электроды;
R,r — реостаты; Г,, Г2 — приборы
для измерения разности потенци-
алов; mA — прибор для определе-
ния силы тока и напряжения; Б —
батарея
Рис. 40. Теоретические кривые потенци-
алов вызванной поляризации в однород-
ных пластах различной мощности
51
В скважинных условиях против однородного поляризующего пла-
ста наблюдается симметричная аномалия вызванных потенциалов,
амплитуда которой зависит от мощности пласта (рис.40). Для плас-
тов h>12dc влиянием мощности можно пренебречь. Помимо мощно-
сти пласта на величину вызванных потенциалов оказывает влияние
диаметр зоны проникновения фильтрата бурового раствора и ее
удельное сопротивление.
По замеру вызванной поляризации вычисляют коэффициент
вызванной электрохимической активности породы
ДЕ, который в однородном электрическом поле (лабораторные усло-
вия) равен
Ав=Ливп/Ликс (1.46)
где А17вп — измеренная разность вызванных потенциалов, мВ;
ЛПКС— разность потенциалов, наблюдаемая между электродами М
и N в момент протекания поляризующего тока, мВ.
Для исключения влияния удельного сопротивления рв насы-
щающей породу жидкости на величину Ав (для песчано-глинистых
коллекторов) в рассмотрение вводят приведенный коэффициент
вызванной электрохимической активности
АВ1=АВ/Рв
(1.47)
Опыт показывает, что в песчано-глинистом разрезе наибольшей
вызванной активностью обладают глинистые песчаники и алевроли-
ты. Незаглинизированные пески и песчаники имеют низкую актив-
I • I? I ° 1г | ♦ р | о |«
Рис. 41. Зависимость приведенного коэффициента вызванной электрохими-
ческой активности АВ1 от содержания глинистого и карбонатного цемента
(Сгл+ С) и от коэффициента проницаемости fcnp девонских песчаников-кол-
лекторов Татарии.
а — Ав1=/(СГЛ+С); б — Ав1 =/(fcnJ1), 1 — проницаемые образцы; 2 — непроницаемые
образцы; 3 — зависимость, построенная по данным МИНХ и ГП, 4 — то же, по данным
ВНИИ геофизика
52
ность (рис. 41, а). Чистые глины также имеют низкую вызванную ак-
тивность в связи с наличием в них высоко-минерализованной воды.
Против известняков и доломитов наблюдаются обычно высокие по-
тенциалы вызванной поляризации, обусловленные значительным
удельным сопротивлением этих пород.
Кривые Пвп, отражая изменение содержаний глинистого минера-
ла в породе, имеют хорошую расчленяющую способность и позволя-
ют получить ряд дополнительных сведений о разрезе, что особенно
важно в условиях относительно пресных пластовых вод, где метод
СП не дает четких ультатов.
В частности, перспективен метод ВП для выделения нефтяных
пластов, обводнившихся в процессе разработки пресной водой.
В некоторых районах между вызванными потенциалами и прони-
цаемостью песчаников /спр наблюдается коррелятивная связь
(рис. 41, б), которую можно использовать для приближенного опре-
деления коэффициента проницаемости. Метод потенциалов вызван-
ной поляризаций используют также для выделения углей при изу-
чении разрезов угольных скважин. Имеется положительный опыт
использования метода для определения в разрезах скважин зон
сульфидного оруденения
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ:
1. Назовите основные факторы, которые определяют удельное со-
противление горных пород в их естественном залегании.
2. Что такое параметр пористости пласта и как этот параметр за-
висит от величины коэффициента пористости?
3. Как влияет нефте- и газонасыщенность пород на величину их
удельного сопротивления? Объясните, как определяются параметр
насыщения, коэффициент нефте-, газо- и водонасыщения в пластах-
коллекторах по геофизическим данным.
4. Нарисуйте принципиальную схему измерения кажущегося
сопротивления горных пород, объясните ее работу и сформулируй-
те физическую сущность понятия «кажущееся удельное сопротив-
ление».
5. Что называется зондом для измерения кажущихся сопротив-
лений, как эти зонды различаются между собой и каковы особеннос-
ти формы аномалий на диаграммах кажущихся сопротивлений.
6. Перечислите электрические методы, с помощью которых мож-
но определить истинное удельное сопротивление пластов; нарисуй-
те принципиальные схемы этих методов.
7. Перечислите методы, использующие свойства переменного
электромагнитного поля. Чем эти методы отличаются? При каких
геолого-технологических условиях целесообразно их применение?
8. Метод потенциалов собственной поляризации (метод СП), прин-
ципиальная схема регистрации диаграмм в скважине, природа
электродвижущих сил, от которых зависят показания метода.
53
9. Какую информацию о разрезах горных пород, вскрытых
скважиной, может дать геофизический метод собственных потенци-
алов?
10. Как по кривой метода собственных потенциалов выделить кол-
лектор в разрезе скважины?
11. На каком свойстве пород основано применение геофизическо-
го метода вызванной поляризации? Какую информацию о свойстве
пластов можно получить с помощью этого метода?
Глава II.
МЕТОДЫ РАДИОМЕТРИИ
Радиометрией скважин называют совокупность методов,
основанных на регистрации различных ядерных излучений, главным
образом гамма-квантов и нейтронов.
Эти методы подразделяются на методы регистрации естествен-
ных излучений горных пород (радиометрия естественных излуче-
ний) и методы регистрации излучений, возникающих при облучении
горных пород внешними источниками, помещенными в скважинном
приборе (радиометрия вторичных излучений). Из первой группы
методов в настоящее время используется метод естественной радио-
активности (гамма-метод). Группа методов радиометрии вторичного
излучения включает две подгруппы — методы основанные на облу-
чении горных пород соответственно гамма-квантами и нейтронами.
В нефтяных и газовых скважинах из методов первой подгруппы
применяют в основном метод рассеянного гамма-излучения (гамма-
гамма-метод), из второй подгруппы — нейтрон-нейтронный метод и
нейтронный гамма-метод, импульсные нейтронные методы и метод
наведенной активности.
К радиометрии скважин иногда относят также метод ядерного
магнитного резонанса (ядерный магнитный каротаж), хотя и не свя-
занный с регистрацией ядерных частиц, но использующий некото-
рые ядерные свойства элементов горной породы.
Существенная особенность ядерных методов заключается в прин-
ципиальной возможности определения с их помощью концентрации
отдельных элементов в горных породах. Важным преимуществом
большинства ядерных методов является также и то, что они могут
применяться как в необсаженных, так и обсаженных скважинах. На
их показания относительно слабо влияет и характер жидкости в ство-
ле скважины.
§ 1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАДИОМЕТРИИ
Ядра некоторых изотопов могут самопроизвольно превращать-
ся в ядра других элементов. Этот процесс называется радио-
54
активностью. Превращение ядра обычно происходит путем из-
лучения альфа- или бета-частицы (а- и Р-распад), реже на-
блюдается захват ядром одного из электронов оболочки атома (К-
захват). Каждый вид распада сопровождается испусканием гамма-
квантов.
Альфа- и бета-лучи представляют собой соответственно поток
ядер гелия (т. е. частиц, состоящих из двух протонов и двух нейтро-
нов) и поток быстрых электронов. Проходя через вещество, они за-
медляются, затрачивая энергию на ионизацию атомов. Пробег бета-
частиц в твердых телах и жидкостях составляет обычно не более
нескольких миллиметров; пробег альфа-частиц в несколько сот раз
меньше.
Гамма-лучи представляют поток «частиц» (квантов) высоко-
частотного электромагнитного излучения наподобие света, но с го-
раздо меньшей длиной волны, т. е. с большей энергией кванта. Про-
бег гамма-квантов в веществе в несколько десятков раз больше про-
бега для бета-частиц той же энергии.
Энергию гамма-квантов и других ядерных частиц принято выра-
жать в электрон-вольтах (зВ) или миллионах электрон-вольт (МэВ):
1эВ=1,602 • 10-19Дж. Энергия альфа- и бета-частиц и гамма-квантов,
испускаемых радиоактивными ядрами, изменяется от долей до 3 МзВ.
Число ядер радиоактивного элемента уменьшается со временем
экспоненциально:
0,693
Т 1
N=Noe 1/2 , (п. 1)
где No — число ядер радиоактивного элемента в начальный момент
времени t= 0); Т1/2 — период полураспада, т. е. время, в течение кото-
рого распадается в среднем половина атомов радиоактивного изотопа.
Количественной характеристикой радиоактивности некоторого
вещества (препарата) является число распадов за единицу времени.
Для данного радиоактивного изотопа количество распадов А за 1 с
прямо пропорционально числу его атомов N, т. е.
A = XN (П.2)
Коэффициент пропорциональности X называемый постоянной
распада, связан с периодом полураспада соотношением
Х = 0,693/Т1/2 (П.3)
Таким образом, чем меньше период полураспада, тем при одина-
ковом количестве радиоактивного изотопа больше радиоактивность
препарата.
Абсолютная радиоактивность (активность) вещества опре-
деляется числом распадов в 1 с (расп./с). Активность в 1 расп./с при-
нимается за единицу радиоактивности и носит название беккерель
(Бк). Существует внесистемная единица Кюри (Ки), равная актив-
ности 1г 226Ra (1Ки=3,7 • 1010 Бк).
55
Поскольку энергия и количество гамма-квантов на 1 распад раз-
личны для различных радиоактивных изотопов, величина радиоак-
тивности в беккерелях недостаточна для суждения о гамма-актив-
ности вещества. Для ее характеристики еще недавно использовали
специальную единицу— миллиграмм-зквивалент радия (мг экв. Ra).
Радиоактивное вещество имеет активность в 1 мг • экв. Ra, если его
гамма-излучение обладает такой же ионизирующей способностью,
что и излучение 1 мг радия (в равновесии с продуктами его распада)
после прохождения через платиновый фильтр толщиной 0,5 мм.
Для понимания зависимости показаний многих радиоактивных
методов исследования скважин от свойств горных пород необходимо
представить себе закономерности прохождения гамма-квантов че-
рез вещество. Для тех энергий, которые встречаются при радиомет-
рии скважин (до 10 МэВ), существенны три типа взаимодействия:
фотозлектрическое поглощение, эффекты образования пар и рассе-
яния гамма-квантов (рис. 42).
При фотоэлектричес-
ком поглощении (фотоэф-
фекте) гамма-квант исчезает
вследствие передачи всей его
энергии одному из электронов
атома.
Комптоновское рас-
сеяние (эффект Комптона)
происходит в результате соуда-
ЕЗ4 S5
Рис.42. Схема основных типов взаи-
модействия гамма-квантов с вещест-
вом.
а — фотоэффект; б — эффект образова-
ния пар, в — комптон-эффект; 1 — ядро;
2 — электрон; 3 — гамма-квант до вза-
имодействия; 4 — рассеянный гамма-
квант; 5 — электрон или позитрон
либо элемента пропорциональна1
рения кванта с одним иэ элект-
ронов. Гамма-квант передает
часть своей энергии электрону и
изменяет направление своего
движения.
Эффект образования
пар сводится к исчезновению
кванта с образованием пары ча-
стиц — электрона и позитрона.
Вероятность взаимодействия
гамма-кванта с атомом какого-
:лу таких атомов в единице объе-
ма вещества и так называемому поперечному сечению атома для дан-
ного вида взаимодействия. Кроме порядкового номера элемента и
типа взаимодействия (рассеяние, фотоэффект и т.п.), поперечное се-
чение зависит от энергии кванта.
Вероятность того, что гамма-квант на единице длины пути испы-
тывает взаимодействие с каким-нибудь атомом элемента, определя-
ется произведением концентрации nt атомов этого элемента на сече-
ние о, элемента для данного типа взаимодействия. Общая вероятность
взаимодействия гамма-кванта с каким-либо из атомов на длине пути
в 1 м равна сумме таких произведений для всех элементов, входя-
щих в состав данного вещества. Эта сумма называется макроско-
56
пичес ким сечением взаимодействия для рассматриваемого
вещества или линейным коэффициентом ослабления
и обозначается ц. Величина 1/р равна среднему пути, проходимому
частицей до взаимодействия с каким-либо атомом вещества. Значе-
ния суммарного макроскопического сечения взаимодействия гамма-
квантов (в результате всех трех типов взаимодействия) в типичных
горных породах составляют примерно 40,15 и 6 м -1 при энергии гам-
ма-квантов 0,1; 1 и 6 МэВ соответственно.
Вероятность фотоэлектрического поглощения резко возрастает с
увеличением атомного номера элемента и с уменьшением энергии
гамма-кванта: сечение прямо пропорционально атомному номеру
элемента в четвертой степени и обратно пропорционально третьей
— пятой степени энергии. В породах, состоящих из легких элемен-
тов (например, в большинстве осадочных пород), сечение фотоэф-
фекта становится пренебрежимо малым уже при энергии кванта
0,2+0,3 МэВ. Для тяжелых элементов фотоэффектом нельзя пренеб-
речь даже при энергии в несколько мегазлектрон-вольт.
В интервале энергии 0,1 + 10 МэВ для легких и 0,5 + 5 МэВ для тя-
желых элементов преобладающим процессом взаимодействия явля-
ется комптон-эффект.
Вероятность комптоновского рассеяния не зависит от химического
состава вещества. Макроскопическое сечение этого процесса пропор-
ционально количеству электронов в единице объема (электронной
плотности вещества) и несколько убывает с ростом энергии кванта.
Число электронов пев единице объема вещества
ne=NAZ5/M, (IL4)
где Na — число Авогадро; Z — атомный номер; М — атомная масса;
8 — плотность вещества.
Для легких элементов (до кальция включительно) отношение Z/M
практически одно и то же и равно 0,5. Поэтому для большинства гор-
ных пород, состоящих преимущественно из легких элементов, число
электронов в единице объема, а следовательно, и макроскопическое
сечение комптоновского рассеяния (а при энергии 0,2+5 МэВ и полное
сечение) оказывается пропорциональным плотности среды.
Поперечное сечение эффекта образования пар увеличивается с
ростом атомного номера пропорционально Z2. При энергии кванта
менее 1,02 МэВ этот процесс не происходит, а при большей энергии
его сечение растет с увеличением энергии. Для большинства горных
пород он становится существенным лишь при энергии гамма-кванта
более 5 МзВ. Часто им можно пренебречь.
Закон ослабления плотности потока гамма-излучения
(т. е. числа гамма-квантов, проходящих через единицу площади) от
точечного источника в некоторой среде выражается приближенной
формулой
Ф=_^е-иг
4лт
(П.5)
57
где Ф — плотность потока гамма-квантов на расстоянии т; Q — об-
щее число квантов, испускаемых источником; ц — суммарное мак-
роскопическое сечение среды для всех процессов взаимодействия
гамма-излучения с веществом.
Поток гамма-квантов не является исчерпывающей характе-
ристикой интенсивности поля гамма-квантов и его воздействия на ве-
щество. Такое воздействие зависит не только от числа квантов, пада-
ющих на вещество, но и от их ионизирующей способности, которая
различна для квантов с различной энергией. Учитывая это, интенсив-
ность гамма-излучения в данной точке пространства принято харак-
теризовать величиной, называемой экспозиционной дозой (ниже про-
сто «доза»). Единицей дозы является кулон на килограмм (Кл/кг). Доза
равна 1 Кл/кг, если в результате ионизации излучением в 1 кг абсо-
лютно сухого воздуха образуются заряды в 1 Кл (каждого знака). Доза,
создаваемая в единицу времени, называется мощностью экспо-
зиционной дозы (ниже «мощность дозы»). Ее единица 1 А/кг.
В литературе встречается также внесистемная единица дозы —
рентген (1Р = 2,58 10 ~4 Кл/кг) и единица мощности дозы — микро-
рентген в час (1 мкР/ч = 71,7 • 10 -15 А/кг). Для примера укажем, что
радиевый источник активности 1 мКи на расстоянии 1 м от него со-
здает в воздухе мощность дозы 850 мкР/ч. С изменением расстояния
от источника мощность дозы уменьшается обратно пропорциональ-
но квадрату расстояния.
Вторым видом ядерных частиц, имеющим важнейшее значение
при исследовании скважин, являются нейтроны.
В качестве источников нейтронов используют чаще всего смесь
порошков бериллия с радиоактивным веществом, испускающим аль-
фа-частицы (например, полоний, плутоний и др.). При бомбардиров-
ке ядер атомов бериллия альфа-частицами радиоактивного вещества
происходит ядерная реакция:
4Ве + ,
где через обозначен нейтрон
Такие источники, представляющие небольшие герметические
ампулы и потому называемые ампульными, дают быстрые нейтро-
ны с энергией, достигающей для полоний-бериллиевых источников
11 МэВ; максимумы распределения по энергии приходятся на 3 и
5 МэВ. Интенсивность таких источников при исследовании скважин,
как правило, составляет не менее (3—4) • 10-6 нейтр./с, для чего ак-
тивность Ро или Ри должна быть порядка 1011 Бк.
Нейтронным источником другого типа, используемым при иссле-
довании скважин, является генератор нейтронов. В нем титановая
или циркониевая мишень с растворенным в ней изотопом водорода
тритием (jH) бомбардируется дейтонами (ядрами тяжелого водоро-
да jH), ускоренными линейным ускорителем под напряжением око-
ло 105В. По реакции
31Н + 21Н = |Не + 10п
58
образуются нейтроны с энергией 14 МэВ. Более высокая энергия ней-
тронов и монохроматизм излучения являются преимуществом таких
генераторов. Другое преимущество — возможность выключения ис-
точника, что повышает безопасность работ и позволяет доводить его
интенсивность до 108—109 нейтр./с.
Источники третьего типа — некоторые изотопы трансурановых
элементов, например, калифорния (252Cf), претерпевающие интен-
сивное самопроизвольное деление ядер с испусканием нейтронов.
Будучи электрически нейтральными, нейтроны не испытывают
действия электронной оболочки и заряда ядра, поэтому обладают
большой проникающей способностью. Кроме того, при соударении с
ядрами они вызывают разнообразные ядерные реакции, что делает
их весьма полезными при изучении ядерного, а следовательно, и хи-
мического состава горных пород. Реакции с участием нейтронов раз-
деляются на две группы: рассеяние и поглощение нейтронов. Рассе-
яние бывает упругое и неупругое.
Упругое рассеяние аналогично столкновению двух идеаль-
но упругих шаров: часть кинетической энергии нейтрона передается
ядру без изменения внутреннего состояния последнего. Сечение уп-
ругого рассеяния большинства ядер при Е<п • 10-1 МэВ почти посто-
янно, а при большей энергии нейтронов существенно зависит от энер-
гии последних. Из основных элементов горных пород наибольшее се-
чение упругого рассеяния (20— 80) • 10-28м2 характерно для водорода.
Потеря энергии нейтрона при его упругом соударении зависит от
массы ядра. Наибольшее изменение энергии достигается при соуда-
рении с ядром водорода, масса которого наиболее близка к массе ней-
трона. При столкновении с ядром водорода нейтрон в среднем умень-
шает свою энергию в 2 раза, тогда как, например, для ядер кислоро-
да и кремния это уменьшение составляет всего 11 и 6%. Благодаря
высокому сечению рассеяния и большой потере энергии при соуда-
рении водород является аномальным замедлителем нейтронов.
При неупругом рассеянии энергия нейтрона расходуется
не только на создание кинетической энергии ядра, но и на его воз-
буждение, т. е. увеличение его внутренней энергии. Потеря энергии
в среднем больше, чем при упругом рассеянии. Однако неупругое рас-
сеяние на легких элементах происходит лишь при больших энерги-
ях нейтронов и в радиометрии скважин играет меньшую роль, чем
упругое рассеяние.
Поглощение нейтронов сопровождается испусканием ка-
кой-либо ядерной частицы. Это может быть протон (обозначается р),
альфа-частица (а), один или несколько гамма-квантов и т. д. Соот-
ветствующие ядерные реакции принято обозначать (п, р), (п, а) и (п,
у). Последняя реакция с испусканием гамма-квантов называется ра-
диационным захватом нейтрона.
Реакция радиационного захвата с заметной вероятностью проис-
ходит лишь при малой энергии нейтрона (для легких ядер менее 1—
10 эВ). Сечение этой реакции убывает обратно пропорционально ско-
рости нейтронов. Реакции (п, р) и (п, а), наоборот, происходят обыч-
59
но лишь при очень высокой энергии нейтронов (как правило, выше
5 МэВ) и при радиометрии скважин имеют ограниченное значение.
Исключение составляет реакция (п, а) на некоторых легких элемен-
тах (бор, литий), реакция (п, р) на очень редком изотопе гелия 2 Не и
некоторых др. Они аналогично реакции (п, у) наиболее интенсивно
протекают с медленными нейтронами.
Нейтроны, испущенные источником и попавшие в горную породу,
относительно быстро замедляются в результате упругих и частично
неупругих соударений. Поэтому большинство из них избегает погло-
щения в области высокой энергии и захватывается ядрами по реак-
ции радиационного захвата, уже имея очень малую энергию, близ-
кую к энергии теплового движения атомов среды (порядка 1/40 эВ).
Поэтому результатом поглощения нейтронов обычно являются гам-
ма-кванты, за исключением пород, богатых бором и литием, где кро-
ме гамма-квантов образуются также альфа-частицы.
При поглощении нейтронов ядрами некоторых изотопов они ста-
новятся радиоактивными. Поэтому кроме гамма-излучения радиа-
ционного захвата, испускаемого практически в момент захвата и по-
тому наблюдаемого лишь одновременно с облучением породы нейт-
ронами, существует еще гамма-излучение активированных ядер,
которое можно наблюдать и после выключения или удаления источ-
ника нейтронов.
§ 2. МЕТОД ЕСТЕСТВЕННОЙ РАДИОАКТИВНОСТИ (ГАММА-МЕТОД)
Во всех горных породах в небольших количествах присутствуют
радиоактивные элементы. Содержание радиоактивных элементов в
различных горных породах, а следовательно, и интенсивность испус-
каемых ими ядерных излучений различны. Поэтому, регистрируя их,
можно судить о типе горных пород, пройденных скважиной. Метод
исследования геологического разреза скважин, основанный на реги-
страции излучений, испускаемых естественно радиоактивными эле-
ментами горных пород, носит название метода естественной
радиоактивности. Поскольку обычно альфа- и бета-лучи, име-
ющие малый пробег в веществе полностью поглощаются буровым ра-
створом и корпусом скважинного снаряда, а индикатора достигают
лишь гамма-лучи, этот метод называют также гамма-методом и со-
кращенно обозначают ГМ.
При исследовании гамма-методом в скважину опускают прибор,
который содержит детектор гамма-излучения и электронную схему
(рис. 43), служащую для питания индикатора, усиления его сигналов
и передачи их через кабель на поверхность. Часто используют мно-
гоканальные приборы, регистрирующие одновременно диаграммы
гамма-метода и нейтронного гамма-метода. Точка записи ГМ совпа-
дает с серединой детектора.
Радиоактивность горных пород обусловлена в основном при-
сутствием в них урана, тория, радиоактивных продуктов их распа-
да и, наконец, калия, один из изотопов которого 40К так же радио-
активен.
60
гм ггм
ннм-т ннм-нт нгм иннм
ГЁГ~IГ ГЁПг ГЁП*
, Рис.43. Схема зондов радиометрии скважин.
1 — детекторы гамма-излучения (Г), тепловых (Т) и надтепловых (Н) нейтронов;
источники: 2 — гамма-излучения; 3 -— быстрых нейтронов; 4 — вещество, хорошо по-
глощающее гамма-кванты (Pb, Fe и т. п.); 5 — водородсодержащее вещество, рассеи-
вающее и поглощающее нейтроны (парафин, полиэтилен и т. п); УТ — ускорительная
трубка генератора нейтронов; ВБ — высоковольтный блок; ЭС — электронная схема
прибора
При разработке ряда нефтяных и газовых месторождений обна-
ружено резкое повышение радиоактивности некоторых продуктив-
ных пластов при их обводнении. Этот эффект, названный радиогео-
химическим, широко используется при контроле разработки место-
рождений (см. гл. X).
Если не считать урановых и ториевых руд, наибольшей гамма-ак-
тивностью обладают кислые изверженные породы, например грани-
ты, а также глины. По интенсивности гамма-излучения 1 г этих пород
эквивалентен (4—6) • 10-12 г 2Z6Ra. Наименее активны (менее 10~12rRa)
ультраосновные породы, а среди осадочных пород — чистые разности
известняков, песчаников, большинства каменных углей и особенно
гидрохимических пород (кроме калийных солей). В осадочных поро-
дах, как правило, радиоактивность тем больше, чем выше содержа-
ние глинистой фракции. Это позволяет по кривым различать глины,
глинистые и чистые разности известняков, песчаников и т. п.
Повышенная радиоактивность глинистых пород объясняется тем,
что благодаря большой удельной поверхности они в процессе осад-
конакопления сорбируют большее количество соединений урана и
тория, чем неглинистые породы. Имеет значение и калий, входящий
в состав некоторых глинистых минералов.
Диаграммы ГМ используют также для выделения в разрезе сква-
жин урановых и ториевых руд, калийных солей, а также других по-
61
лезных ископаемых, обладающих повышенной радиоактивностью
(фосфориты, иногда марганцевые руды и др.). На рис. 44 показана
типичная кривая, полученная гамма-методом в разрезе осадочных
пород.
Кроме радиоактивности горных пород, на показания гамма-ме-
тода оказывают влияние: а) поглощение гамма-излучения в сква-
жине, зависящее от диаметра скважины, плотности бурового ра-
створа, наличия и толщины обсадной колонны и цементного коль-
ца; б) радиоактивность среды, заполняющей ствол скважины.
Показания ГМ растут при увеличении диаметра скважины, если
радиоактивность горных пород меньше радиоактивности среды,
заполняющей скважину. При обратном соотношении радиоактив-
ностей горной породы и скважинной среды показания ГМ умень-
шаются с ростом диаметра скважины. Обсадная колонна всегда
уменьшает показания ГМ. При строгом учете влияния перечислен-
ных факторов по результатам ГМ можно количественно определить
общую массовую радиоактивность пород.
Рис.44. Схематические диаграммы, полученные ядерными методами в раз-
резе осадочных пород.
1-каменная соль; 2 — калийная соль; 4 — размытый пласт с глубокой каверной; 5 —
гипс; 6-ангидрит; 7 — известняк низкопористый; 8 — известняк высокопористый; пес-
чаник (песок): 9 — газоносный; 10-—нефтеносный; 11-водоносный; 12-метаморфизо-
ванная порода
62
На показания любого ядерного метода основное влияние оказы-
вает относительно небольшая часть окружающей среды, удаленная
от зонда не более чем на несколько десятков сантиметров. Влияние
остальной более удаленной части среды составляет не более несколь-
ких процентов. Радиус сферы, из которого приходит 98—95% регис-
трируемого излучения, называется радиусом зоны ис-
следования ГМ. Считается, что радиус исследования ГМ состав-
ляет примерно 30 см.
Форма диаграмм ГМ определяется усреднением (по специ-
альному закону) радиоактивности в интервале, равном размеру
зоны исследования; на нее оказывает влияние также инерционность
измерительной схемы, вносимой интегрирующей ячейкой (см. §6).
При отсутствии интегрирующей ячейки (постоянная времени ин-
тегрирующей ячейки тя=0) или при измерении на отдельных точ-
ках при нулевой скорости прибора (ъ = 0) кривая против однород-
ного одиночного пласта симметрична (рис. 45, кривая с шифром 0).
При мощности пласта h>0,8 ч- 1м амплитуда кривой не зависит от
значения h, а границе пласта соответствует середина аномалий.
При ит*0 кривая 1у сдвигается по направлению движения прибо-
ра и становится асимметричной. Искажение тем сильнее, чем боль-
ше от. При недостаточно большой мощности пласта (h<3vr) проис-
ходит уменьшение амплитуды (тем сильнее, чем меньше h/от). Гра-
ницы пластов приблизительно определяют по началу подъема и
снижения показаний ГМ.
Показания ГМ зависят не только от интенсивности излучения, но
и от индивидуальных особенностей прибора (тип счетчика, его раз-
мер, толщина корпуса, режим
питания и т. п.). В зависимости от
небольших изменений этих фак-
торов чувствительность может
меняться в заметных пределах
даже для серийных приборов од-
ного и того же типа. Для исклю-
чения влияния этих факторов
осуществляют эталонирование
аппаратуры: в результате специ-
альных измерений устанавлива-
ют график или коэффициенты
перехода от величины отклоне-
ния пишущего устройства (или
от числа импульсов в единицу
времени) к истинной интенсивно-
сти гамма-излучения, выражен-
ной в дозовых единицах в А/кг
или мкР/ч).
Для исключения влияния рас-
сеянного гамма-излучения при-
бор при эталонировании подве-
Рис.45. Кривые 1у против пластов
большой (а) и малой (б) мощности
Шифр кривых — иг, м • с/ч
63
шивают на высоте 2—3 м над площадкой с низкоактивным грунтом.
На высоте детектора на некотором расстоянии г от него помещают
радиевый эталонный источник. Показания прибора регистрируют
самописцем.
Истинная интенсивность излучения в точке расположения детек-
тора определяется по формуле
1у=КуА/г2,
где А — активность радиевого эталона; Ку — гамма-постоянная ра-
дия, равная мощности дозы, создаваемой на расстоянии 1 м источни-
ком единичной активности; г — расстояние от эталона до детектора.
Подобные измерения и вычисления осуществляют при нескольких
значениях г и строят эталонировочный график -— зависимость пока-
заний прибора от 1у.
В качестве условной единицы измерений принимают также раз-
личие в показаниях против двух мощных опорных пластов с различ-
ной активностью или же средне-квадратические колебания показа-
ний в некотором фиксированном интервале разреза эталонной сква-
жины.
Способ эталонирования аппаратуры в единицах мощности дозы и
использование условных единиц в качестве интерпретационного па-
раметра ГМ не позволяют учесть влияние промежуточных зон (бу-
рового раствора, глинистой корки, обсадной колонны и цемента в об-
саженной скважине) на показания аппаратуры и выявить связь ра-
диоактивности породы с петрофизическими характеристиками
отложений При таком способе интерпретации для учета радиаль-
ной неоднородности исследуемой среды используются палетки для
различных типов аппаратуры и условий измерений, а для определе-
ния глинистости — эмпирические связи типа «ГИС-керн» (см. гл.У).
В настоящее время введен и обоснован интерпретационный па-
раметр ГМ — урановый эквивалент суммарного массового содержа-
ния естественных радиоактивных элементов eU [4]. eU определяет
такое массовое содержание урана, при котором показание прибора в
однородной безграничной среде такое же, как при данном содержа-
нии ЕРЭ в их природной смеси. Для аппаратуры, используемой в раз-
резах нефтегазовых скважин (интегральный канал с диаметром бо-
лее 6 см) eU является физической характеристикой, независящей от
типа аппаратуры и имеющей петрофизическую модель связываю-
щую интерпретационный параметр ГМ с содержанием компонент
породы (флюида, матрицы, содержания глинистых минералов и т.д.).
е(7 = -^-У еЦЗ к ,
где 3 — плотность породы, eU\ — урановые эквиваленты отдельных
компонент породы (флюид, матрица, глинистый цемент, органичес-
кое вещество и т.п.), к,— содержания этих компонент. Использова-
ние абсолютных единиц радиоактивности (eU) в качестве интерпре-
тационного параметра гамма-метода позволяет использовать ГМ для
64
определения содержаний компонент породы кг в системе петрофи-
зических уравнений для комплекса методов ГИС. Кроме того, когда
носителем радиоактивности являются только глинистые минералы,
глинистость определяется по данным ГМ без использования эмпи-
рических петрофизических связей.
Для определения показаний аппаратуры в единицах eU необхо-
димо знать чувствительность аппаратуры к единичному массовому
содержанию урана в однородной безграничной среде (концентраци-
онную чувствительность по урану — Си). Она определяется по изме-
рениям в моделях пластов (прошедших государственную аттестацию
в качестве стандартных образцов ЕРЭ) пересеченных необсаженной
сухой скважиной. Измерения в моделях при заполнении скважины
флюидом с известными характеристиками, позволяет рассчитать
чувствительность аппаратуры к изменению свойств промежуточных
зон (радиальную чувствительность). Знание радиальной чувстви-
тельности позволяет учитывать влияние промежуточных зон на по-
казания аппаратуры без использования палеток (Д.А. Кожевников,
1985г.).
Применяя специальные приборы — спектрометры гамма-из-
лучения, можно регистрировать вдоль скважины диаграмму из-
менения интенсивности гамма-квантов с заданной энергией. Спектр
гамма-излучения радиационного захвата представляет собой зави-
симость скорости счета от энергии N= f(E) и показывает распреде-
ление интенсивности гамма-излучения по энергиям. Спектр имеет
характерные максимумы, соответствующие определенным радиоак-
тивным изотопам. Наличие отдельных максимумов и их интенсив-
ность характеризует присутствие в породе соответствующих радио-
активных элементов.
Спектрометрия естественного гамма-излучения (ГМ-С) заключа-
ется в регистрации спектров гамма-излучения горных пород трех-
или многоканальном (256 или 1024 канала) спектрометре. По данным
ГМ-С количественно определяют содержание калия К, тория Th и
урана U (с продуктами распада).
Статическую амплитуду показаний спектрометра количе-
ственно описывает интерпретационная модель метода [4] Вклад j-
го излучателя в показания г-го канала аппаратуры характеризует-
ся произведением содержания этого излучателя (j), чувствитель-
ности аппаратуры к единице содержания этого излучателя (Су) и
относительного вклада в результирующую скорость счета излуче-
ния j-ro излучателя из /с-ой зоны системы «скважина-пласт». По-
казания аппаратуры являются суммой относительных вкладов всех
излучателей всех зон системы «скважина-пласт». Чувствительно-
сти аппаратуры к содержаниям отдельных ЕРЭ в различных зонах
системы «скважина-пласт» определяют в специальных моделях
пласта, содержащих определенный радиоактивных элемент с и без
имитации промежуточной зоны и уточняют в полевых калибровоч-
ных устройствах перед проведением измерений. Результаты интер-
претации представляют в виде трех кривых, характеризующих из-
5 Добрынин В.М
65
менение по разрезу скважины содержаний в породе урана, тория,
калия (К40).
С помощью ГМ-С разделяют аномалии гамма-активности, обус-
ловленные глинистостью, полевошпатовостью, повышенным со-
держанием урана (радия); выделяют доломитизированные разно-
сти среди известняков, и зоны трещинноватости, унаследованные
зонами вторичной доломитизации, оценивают минералогическую
и гранулометрическую глинистость, определяют минеральный со-
став глинистых пород и содержания в породе разбухающих гли-
нистых минералов ( по соотношению отдельных радионуклидов);
оценивают ресурсы органогенного углерода в битуминозных гли-
нистых нефтематеринских толщах (по содержанию урана), выде-
ляют зоны трещинноватости в этих толщах; выявляют радиогео-
химические аномалии, и осуществляют контроль радиоактивного
загрязнения обсадных колонн, бурового и эксплуатационного обо-
рудования.
На рис. 46 показана радиогеохимическая аномалия в обводняю-
щемся коллекторе, обнаруживаемая по отношениям урана к калию
(U/K) и урана к торию (U/Th), зарегистрированная в обсаженной
скважине одного из месторождений Западной Сибири (измерения
выполнены трехканальной аппаратурой «Спектр»). Характер кри-
вой U/Th свидетельствует также о фильтрационной неоднороднос-
ти данного коллектора.
Рис .46. Радиогеохимическая
аномалия в обводняющемся
коллекторе, выявленная по
данным ГМ-С
[по Д.А. Кожевникову]
Метод используется в рудной геологии для разделения урановых
и ториевых руд, а также для обнаружения полезных ископаемых
характеризующихся повышенной радиоактивностью непосредствен-
но или определенным соотношением ЕРЭ во вмещающих толщах
(фосфориты, бокситы, алмазы).
66
§ 3. МЕТОД РАССЕЯННОГО ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ
(ГАММА-ГАММА МЕТОД)
В гамма-гамма-методе (ГГМ) горная порода облучается источни-
ком гамма-квантов и регистрируется интенсивность гамма-излуче-
ния, достигающего индикатора излучения, расположенного на неко-
тором расстоянии от источника (см. рис. 43). Это расстояние называ-
ется длиной зонда I. Точку записи однозондового ГГМ относят к
середине между центрами источника и детектора, двухзондового
ГГМ — к середине между центрами детекторов. Фильтр из тяжело-
го металла (Fe, Pb, W и др.), установленный между источником и ин-
дикатором, практически полностью поглощает прямое гамма-излу-
чение источника. Поэтому измеряемое в этом методе гамма-излуче-
ние почти полностью состоит из излучения источника, претерпевшего
хотя бы одно рассеяние на атомах среды, окружающей источник.
Отсюда и название метода.
Когда гамма-кванты большой энергии (порядка 1 МэВ), вы-
летающие из источника, претерпевают несколько актов рассеяния и
значительно уменьшают свою энергию, они поглощаются в резуль-
тате фотоэффекта. Поскольку взаимодействие гамма-кванта с веще-
ством является случайным процессом, разные кванты до своего по-
глощения успевают пройти различное расстояние от источника. По
мере удаления от источника поток квантов уменьшается примерно
по закону (11.5). Он убывает с расстоянием тем быстрее, чем больше
коэффициент ослабления ц, т. е. чем выше плотность среды и кон-
центрация тяжелых элементов в ней. Вследствие этого поток гамма-
квантов у детектора, располагаемого на относительно большом рас-
стоянии от источника (более 15 — 20 см), уменьшается с увеличени-
ем плотности горной породы и концентрации в ней тяжелых
элементов. Степень влияния последнего фактора на показания ГГМ
можно менять путем выбора начальной энергии гамма-квантов (вы-
бором источника) и энергии квантов, преимущественно регистриру-
емых индикатором (выбором индикатора). В соответствии с этим су-
ществуют две модификации ГГМ: плотностной гамма-гамма-метод
(ГГМ-П) и селективный (ГГМ-С).
В плотностной модификации ГГМ применяется ис-
точник гамма-квантов относительно большой энергии, чаще всего
60Со, испускающий кванты с энергией 1,17 и 1,33 МэВ. Детектор гам-
ма-излучения размещается в толстом корпусе из тяжелого металла
(железо), почти полностью поглощающем кванты с энергией меньше
0,15—0,2 МэВ. В результате в основном регистрируется гамма-из-
лучение с энергией более 0,2 МэВ, а на интенсивность таких гамма-
квантов не оказывает заметного влияния фотоэлектрическое погло-
щение, а следовательно, и химический состав среды; показания ме-
тода определяются комптоновским рассеянием и зависят лишь от
плотности среды, окружающей скважинный прибор: чем больше
плотность среды, тем меньше показания ГГМ-П. Размер зонда при
ГГМ-П обычно 20—40 см.
67
При селективной модификации ГГМ применяют источ-
ники мягкого гамма-излучения (менее 0,3—0,4 МэВ, например, ра-
диоактивный селен-75, излучающий кванты с энергией 0,138 и
0,268 МэВ, ртуть-203 с энергией квантов 0,279 МэВ и др.). Детектор
при ГГМ-С настраивается на регистрацию еще более мягкого гамма-
излучения. Показания ГГМ-С зависят как от рассеяния гамма-кван-
тов (следовательно, от плотности среды), так и в особенности от их
поглощения, которое в основном определяется концентрацией в по-
роде тяжелых элементов. В результате наиболее сильное влияние
на показания ГГМ-С оказывают присутствующие в горной породе
тяжелые элементы: чем больше содержание последних, тем меньше
показания метода. Размер зонда при ГГМ-С обычно 10 — 20 см.
Измеряемой величиной в ГГМ-С является скорость счета в энер-
гетических окнах. Интерпретационный параметр метода — индекс
фотоэлектрического поглощения Ре [барн/электрон]. Гамма-излуче-
ние в низкоэнергетической области пропорционально электронной
плотности и зависит от фотоэлектрической адсорбции. В нефтяных
скважинах ГГМ-С применяют в основном для разделения песчани-
ков, известняков и доломитов. Индекс фотоэлектрического поглоще-
ния Ре доломита выше, чем у песчаника, но ниже, чем у известняка
(доломит — 3,14 барн/электрон, кварц — 1,81 барн/электрон, каль-
цит — 5,08 барн/электрон). Соответственно на диаграммах ГГМ-С
при равной плотности показания против песчаников наибольшие,
против известняков наименьшие, против доломитов — промежуточ-
ные. Оценка литологического состава по данным ГГМ-С в комплексе
методов радиометрии позволяет определить емкостные свойства от-
ложений с учетом состава матрицы породы.
Селективную модификацию гамма-гамма-метода используют для
выделения пород, обогащенных тяжелыми элементами (свинец, ртуть,
вольфрам и др.), и количественного определения концентрации пос-
ледних. Поскольку показания ГГМ-С зависят и от плотности горных
пород, для повышения надежности интерпретации его результаты
необходимо рассматривать совместно с диаграммой ГГМ-П.
Все модификации ГГМ имеют малую зону исследования (10 — 15см
для ГГМ-П и еще меньше для ГГМ-С), поэтому их показания в значи-
тельной степени зависят от положения прибора в скважине, измене-
ний в ближней зоне (плотности бурового раствора, толщины глинис-
той корки, диаметра скважины, наличия крепления скважины и т. п.).
Поскольку плотность глинистого раствора и глинистой корки меньше
плотности горных пород, то с увеличением толщины глинистой корки
или с удалением прибора от стенки скважины вследствие наличия
каверн уменьшается средняя плотность среды вокруг зонда ГГМ и
увеличиваются показания. Это может быть ошибочно проинтерпре-
тировано как уменьшение плотности породы. Для повышения надеж-
ности интерпретации необходимо иметь кавернограмму.
Для уменьшения влияния скважины прибор прижимают к стен-
ке скважины (см. рис. 43), а источник и индикатор экранируют эк-
раном из тяжелого металла за исключением стороны, обращенной
68
к породе. Для учета изменений толщины глинистой корки служат
два детектора, расположенные на различном расстоянии (15 и 35 см)
от источника и обеспечивающие одновременные измерения двумя
зондами различной длины. По совокупности показаний двух зон-
дов против данного пласта и показаний в двух эталонных средах
(измерение на поверхности земли) находят и регистрируют неко-
торую величину F, являющуюся функцией плотности горных по-
род. Используя эталонировочный график зависисмости F от плот-
ности 8 пород или аналитическую зависимость, находят значения
последней.
В качестве эталонных сред для эталонирования прибора ГГМп
используют блоки из материалов различной плотности (алюминий,
бетон и т. п.), имеющие полуцилиндрические выемки для размеще-
ния там зондовой части прибора (с направлением коллимационных
окон к блоку).
При ГГМ кроме рассеянного излучения источника индикатор ре-
гистрирует также гамма-излучение естественной радиоактивности
горных пород, однако, выбрав достаточную активность источника
[(2 — 4) • 109 Бк], можно добиться, чтобы интенсивность рассеянного
излучения была намного больше интенсивности естественного.
Плотностную модификацию ГГМ применяют для разделения в
разрезе скважин пород с различной плотностью, например, для рас-
членения гидрохимических пород (см. рис. 44), для выделения руд с
большой плотностью (хромитовые, марганцевые, железные и др.),
каменных углей (имеющих малую плотность по сравнению со вме-
щающими породами), для определения плотности и пористости по-
род, а также для определения литологического состава пород в ком-
плексе с другими методами ГИС.
Непосредственно по показаниям ГГМ-П получают плотность гор-
ной породы. Предварительно для данного типа приборов ГГМ на ос-
новании результатов измерений на нескольких моделях пластов с
известной плотностью строят кривые зависимости показаний от
плотности горной породы. Определение коэффициента пористости
кп по плотности породы 8П требует знания плотности 8М минерально-
го скелета породы и плотности 8Ж жидкости, заполняющей ее поры.
Названные величины связаны соотношением
8п=8м(1-М + 8жкп (П.6)
откуда получаем следующую формулу для определения пористости:
^п = (8м-8п)/(8м-8ж) (П.7)
Из-за малой зоны исследования метод ГГМ для изучения геоло-
гического разреза обычно применяют в необсаженных скважинах. В
обсаженных скважинах показания ГГМ в зависимости от типа ис-
точника и конструкции зонда определяются в основном толщиной и
плотностью цементного камня, толщиной или внутренним диамет-
ром обсадной колонны, и потому метод применяется для определе-
ния качества цементирования, толщины и внутреннего диаметра ко-
69
лонны (см. гл. VIII, § 3). Точку записи кривых ГГМ относят к середи-
не между источником и детектором; форма кривой ГГМ близка к
форме диаграмм ГМ.
§ 4. НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ
Методы, при которых горная порода облучается нейтронами, но-
сят название нейтронных. Нейтронные методы различаются ви-
дом регистрируемого вторичного излучения, вызванного воз-
действием на породу первичных нейтронов источника, а также ре-
жимом источника. Источник может быть импульсным, т. е. испускать
нейтроны в течение небольших интервалов времени, между которы-
ми источник выключен, или же стационарным, т.е. излучать нейтро-
ны практически непрерывно. Соответственно говорят об импульсных
(ИНМ) и стационарных нейтронных методах (СНМ).
В различных методах могут регистрироваться либо нейтроны,
рассеянные ядрами атомов горной породы (нейтрон-нейтронный ме-
тод), либо гамма-излучение радиационного захвата нейтронов (ней-
тронный гамма-метод), или, наконец, гамма-излучение искусствен-
ных радиоактивных изотопов, образующихся при поглощении нейт-
ронов ядрами (нейтронный активационный метод). Ради краткости
слово «стационарный» в названии метода обычно опускают и гово-
рят, например, нейтронный гамма-метод вместо стационарный ней-
тронный гамма-метод.
Установка для любого нейтронного метода содержит источник
нейтронов и соответствующий детектор нейтронов или гамма-кван-
тов (в зависимости от метода), расположенный на некотором рассто-
янии от источника, называемом размером (длиной) зонда. Между
источником и детектором размещается фильтр, задерживающий
прямое излучение от источника (см. рис. 43).
Стационарные нейтронные методы входят в обязательный комп-
лекс ГИС разведочных скважин (см. гл.Х1). Импульсные методы ис-
пользуются преимущественно в обсаженных скважинах.
Нейтрон-нейтронный метод
Испускаемые источником быстрые нейтроны с энергией в не-
сколько мегаэлектрон-вольт в результате многочисленных соуда-
рений с ядрами атомов окружающей среды уменьшают свою энер-
гию до величины порядка энергии теплового движения атомов (при
комнатной температуре в среднем 0,025 эВ). Дальнейшие столкно-
вения нейтрона с ядрами могут привести как к уменьшению, так и
к росту энергии нейтрона, но в среднем она остается вблизи ука-
занной величины средней энергии теплового движения атомов. По-
этому такие нейтроны называют тепловыми, а процесс их рас-
пространения в среде — диффузией тепловых нейтро-
нов. Часть истории нейтрона от момента вылета из источника до
достижения тепловой энергии называется процессом замед-
ления нейтронов (рис. 47). Диффузия тепловых нейтронов за-
канчивается поглощением последних каким-либо ядром и испус-
70
Рис.47. Схема распространения и регистрации нейтронов и гамма-квантов в
методе ННМ-НТ (а), ННМ-Т (б), НГМ (в).
1-источник нейтронов; 2 — детекторы: надтепловых (Н), тепловых (Т) нейт-
ронов и гамма-излучения (Г); 3 — фильтр (экран); траектории; 4 — быстрых
(включая надтепловые) нейтронов; 5 — тепловых нейтронов; 6 — гамма-кван-
тов; 7 — точка замедления нейтрона; 8 — точка поглощения нейтронов или
гамма-кванта; 9 — регистрация излучения детектором
канием гамма-квантов радиационного захвата. При нейтрон-нейт-
ронном методе (ННМ) регистрируют либо тепловые нейтроны, либо
надтепловые нейтроны, энергия которых несколько больше тепло-
вой энергии (от нескольких десятых долей до единиц электрон-
вольт). Соответственно эти две разновидности метода называются
нейтрон-нейтронными методами по тепловым (ННМ-Т) и надтеп-
ловым (ННМ-НТ) нейтронам.
Нейтрон-нейтронный метод
с регистрацией надтепловых нейтронов
Количество нейтронов, достигающих индикатора при ННМ-НТ,
определяется особенностями процесса замедления нейтронов в сре-
де, в которой находится прибор ННМ. Рассмотрим этот процесс под-
робнее. Потеря энергии при соударении нейтрона с ядром, так же
как и расстояние, проходимое им между соударениями, является
случайной, поэтому замедление отдельных нейтронов до надтепло-
вой энергии происходит на разном расстоянии от источника. Плот-
ность надтепловых нейтронов, т. е. число последних в единице объе-
ма среды, уменьшается при удалении от источника примерно так,
как изображено на рис. 48, а.
Закон уменьшения плотности потока нейтронов Ф в зависимости
от расстояния г до источника весьма сложен. Грубо приближенно в
однородной среде его можно представить в виде следующей относи-
тельно простой формулы:
71
Рис.48. Изменение плотности надтепловых (а) и тепловых (б) нейтронов в
однородном водонасыщенном песчанике в зависимости от расстояния г от
источника быстрых нейтронов.
Песчаник насыщен: 1 — пресной водой, 2 — соленой водой (200 г/л NaCl).
Шифр кривых — кл , %
(П.8)
ф=-----7-е
&nLf %
где Q — интенсивность («мощность») источника, нейтр./с; % — замед-
ляющая способность среды; Ly—параметр замедления, характери-
зующий среднеквадратическое расстояние, проходимое нейтроном
до замедления.
Это расстояние сокращается при уменьшении пробега между со-
ударениями (т. е. с ростом сечения рассеяния нейтронов), а также
при уменьшении числа соударений, необходимых для замедления.
Число же соударений, очевидно, тем меньше, чем больше потеря
энергии нейтронов при одном соударении. Среди основных породо-
образующих элементов водород является аномальным элементом как
в отношении сечения рассеяния, так и потери энергии нейтронов при
соударении. Он обладает наибольшим сечением рассеяния, и при со-
ударении с ним нейтрон теряет больше всего энергии. Поэтому пара-
метр замедления Lj уменьшается с ростом концентрации водорода в
горной породе. Влияние остальных элементов гораздо меньше по
сравнению с влиянием содержания водорода и для разных элемен-
тов примерно одинаково. То же самое можно сказать о сомножителе
%. Поэтому показания ННМ-НТ почти однозначно связаны с концен-
трацией водорода, присутствующего в основном в составе воды или
углеводородов, заполняющих поры горной породы. Влияние измене-
72
ний химического состава скелета горной породы в большинстве слу-
чаев эквивалентно влиянию изменений водородосодержания поро-
ды не более 5 — 6% от объема породы.
Из формулы (П.8) следует, что характер зависимости показаний
ННМ-НТ от водоросодержания горной породы (от параметра замед-
ления) различен на разных расстояниях от источника. На небольших
расстояниях от источника (обычно до 10 — 30 см), где сомножи-
тель е~г/Ъ> меняется слабо, зависимость Ф от водородосодержания
определяется сомножителем L}3 и (как показывают расчеты) с умень-
шением водородосодержания показания метода уменьшаются. На
больших расстояниях, наоборот, преобладает влияние сомножителя
и показания растут с ростом параметра замедления, т.е. с уменьше-
нием содержания водорода в горной породе.
При средних величинах г, при которых происходит пересечение
кривых зависимости Ф(т) для различных значений коэффициента
пористости кп (см. рис. 48), зависимость показания от ktI слабая.
Зонды с таким расстоянием между индикатором и источником при-
нято называть инверсионными (область 2 на рис. 48), зонды меньшего
размера — доинверсионными (область 1) и зонды большего размера
— заинверсионными (область 3). В скважинах не очень малого разме-
ра, заполненных жидкостью, доинверсионная область выражена сла-
бо или даже практически отсутствует. Поэтому при ННМ-НТ в таких
условиях зонды размером менее 20—30 см обычно не используют.
В заинверсионной области чем больше длина зонда, тем выше чув-
ствительность метода к изменению водородосодержания пород, а так-
же больше радиус зоны исследования метода. Однако очень большие
зонды (более 60 см) не применяют, так как с увеличением размера зонда
резко уменьшается плотность нейтронов и для получения измеримой
плотности нейтронов необходимо применять источники очень большой
интенсивности, что повышает опасность работ. На практике исполь-
зуют зонды ННМ-НТ размером 30—40, реже 50 см.
При таких зондах показания метода растут с уменьшением водо-
родосодержания породы. Наибольшее количество водорода обычно
характерно для глин, аргиллитов и мергелей. Они имеют большую
пористость и содержат значительное количество химически связан-
ной воды в составе глинистых минералов. Наконец, против этих по-
род часто наблюдаются каверны (увеличение диаметра скважины),
что также способствует росту среднего количества водорода вблизи
зонда ННМ. Эти породы, а также гипсы, содержащие много связан-
ной воды, отмечаются на кривых ННМ-НТ минимальными показа-
ниями. Плотные малопористые известняки, ангидриты, неразмытые
соли, магматические и метаморфические породы и другие, содержа-
щие в своем составе мало водорода, характеризуются самыми высо-
кими показаниями на кривых ННМ-НТ (см. рис. 44).
Промежуточными показаниями отмечаются породы умеренной
пористости: пористые известняки и доломиты, песчаники и др. При
прочих равных условиях, чем выше пористость пласта, тем ниже
показания метода. Это позволяет по данным ННМ-НТ определять
73
коэффициент пористости пласта. При количественной оценке кп в
показания необходимо внести поправку за влияние скважинных фак-
торов (диаметр скважины, наличие и толщина глинистой корки), а
также глинистых и иных минералов, содержащих химически свя-
занную воду.
Количество водорода в нефти и воде примерно одинаково, по-
этому нефтенасыщенные породы при равной пористости ха-
рактеризуются такими же показаниями, что и водонасыщенные. Га-
зоносные пласты, за исключением пластов с весьма высокими пла-
стовыми давлениями, содержат при равной пористости меньше
водорода в единице объема породы, чем нефтеносные и водоносные.
Поэтому они отмечаются более высокими показаниями, если отсут-
ствует зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт
(например, в обсаженных неперфорированных скважинах) или если
радиус этой зоны меньше радиуса зоны исследования метода, со-
ставляющего примерно 30 см. Однако в необсаженных скважинах,
имеющих чаще всего значительную по глубине зону проникнове-
ния фильтрата, где газ почти полностью вытесняется фильтратом
бурового раствора, показания против газоносных пластов практи-
чески не отличаются от показаний против водоносных и нефтенос-
ных пород той же пористости.
Из-за сравнительно малого диаметра зоны исследований на по-
казаниях всех стационарных нейтронных методов значительно ска-
зываются изменение диаметра скважины, удаление прибора от стен-
ки скважины (например, из-за наличия глинистой корки) и крепле-
ние скважины колонной. Поэтому количественная интерпретация
результатов нейтронных методов требует учета влияния перечис-
ленных скважинных факторов.
С увеличением диаметра скважины увеличивается содержание
водорода в зоне исследования метода и потому уменьшаются пока-
зания. К тому же результату приводит удаление скважинного при-
бора от стенки скважины, например, из-за роста толщины глинис-
той корки или крепления скважины колонной.
В сухой скважине показания ННМ выше, чем в заполненной жид-
костью, в связи с чем переход прибора от части скважины, запол-
ненной жидкостью, к сухой ее части приводит к повышению показа-
ний ННМ. При типичных скоростях движения приборов ННМ фор-
ма переходных участков диаграмм на границах пластов определяется
в основном влиянием инерции прибора и близка к форме диаграмм
ГМ при равном значении итя (см. рис. 45). За точку записи диаграмм
всех СНМ принимают середину расстояния между источником и де-
тектором.
Нейтрон-нсйтронный метод
с регистрацией тепловых нейтронов
На показания ННМ-Т оказывают влияние как процесс замед-
ления, так и процесс диффузии тепловых нейтронов. В результате
диффузии тепловые нейтроны удаляются от источника в среднем
74
на несколько большее расстояние, чем надтепловые нейтроны, по-
этому уменьшение их плотности с расстоянием происходит несколь-
ко медленнее, чем в случае надтепловых нейтронов. Однако каче-
ственно зависимости сохраняют вид, подобный изображенному на
рис. 43, а. В однородной среде изменение плотности тепловых нейт-
ронов пт с расстоянием г приближенно можно описать формулой
=8я(е/ 4//2) +L«!/4 (п.9)
где т — среднее время жизни нейтронов в тепловом состоянии (от
момента их замедления до момента поглощения ядром); Ьд — длина
диффузии тепловых нейтронов (среднеквадратическое расстояние,
проходимое нейтроном от точки, где он стал тепловым, до точки его
поглощения).
Среднее время жизни тепловых нейтронов обратно пропор-
ционально макроскопическому сечению поглощения нейтронов сре-
дой. Оно определяется в основном присутствием и концентрацией в
породе элементов с аномально высоким сечением поглощения теп-
ловых нейтронов, таких как хлор, бор, марганец, редкие земли и др.
В осадочных горных породах основным элементом с аномальным се-
чением поглощения нейтронов является хлор, присутствующий, как
правило, в составе соленых пластовых вод. Соответственно среднее
время жизни большинства осадочных пород уменьшается с увели-
чением коэффициента пористости горных пород и минерализации
пластовых вод. Нефтеносные и газоносные породы имеют большее
время жизни тепловых нейтронов по сравнению с водоносными пла-
стами, насыщенными соленой водой. Некоторое значение, особенно
при малой минерализации пластовых вод, имеет также поглощение
нейтронов водородом, а в глинистых породах — калием, железом и
другими элементами.
Длина диффузии подобно параметру замедления уменьшается с
увеличением водородосодержания, но в отличие от него несколько
зависит также от поглощающих элементов, уменьшаясь с ростом
концентрации последних. Однако обычно Ьд (как и ) определяется
в основном водородосодержанием пород.
Итак, показания ННМ-Т, так же как и ННМ-НТ, зависят в основ-
ном от содержания в породе водорода. Характер зависимости опре-
деляется длиной зонда. Здесь существуют, как и при ННМ-НТ, до-
инверсионная область, где показания растут с ростом водородосо-
держания, и заинверсионная область, где показания уменьшаются
при увеличении концентрации водорода. Кроме того, на показания
ННМ-Т в отличие от ННМ-НТ некоторое влияние оказывают также
элементы с аномальным поглощением нейтронов. При равном водо-
родосодержании показания меньше для пород с большим содержа-
нием таких поглотителей нейтронов, как хлор, бор, редкие земли и
т. п. Например, водоносные пласты, содержащие по сравнению с
нефтеносными больше хлора, отмечаются при равной пористости не-
сколько меньшими показаниями ННМ-Т (см. рис. 44 и 48, б)
75
Однако в скважине влияние среднего времени жизни нейтронов
ощущается гораздо слабее, чем это следует из формулы (11.9), не
учитывающей влияние скважины. В результате для больших зон-
дов, применяемых в нефтяных скважинах, основным фактором, вли-
яющим на показания ННМ-Т, остается водородосодержание пласта,
в частности, пористости пластов (см. рис. 44 и 48, б). Влияние погло-
щающих свойств в терригенных и карбонатных породах обычно не
превышает 20—30% измеряемых величин.
Таким образом, в нефтяных и газовых скважинах ННМ-Т, как и
ННМ-НТ, применяют в основном для расчленения пород с различ-
ным водородосодержанием и определения коэффициента пористос-
ти пород. В последнем случае достаточно точные данные получают-
ся лишь при учете содержания хлора в буровом растворе и в приле-
гающей к скважине части пласта (в пласте или зоне проникновения).
При благоприятных условиях (высокая минерализация вод и посто-
янная пористость пласта, обсаженные скважины, где нет зоны про-
никновения фильтрата) ННМ-Т можно применять также и для оп-
ределения положения водонефтяного контакта.
Влияние скважинных факторов на показания ННМ-Т подобно их
влиянию на показания ННМ-НТ. Исключение составляет минерали-
зация бурового раствора, которая на показаниях ННМ-НТ практи-
чески не сказывается, в то время как существенно уменьшает пока-
зания ННМ-Т. Преимущество ННМ-НТ при определении пористос-
ти пород — отсутствие влияния поглощающих свойств породы и
бурового раствора. Однако из-за меныпей чувствительности детек-
торов надтепловых нейтронов по сравнению с детекторами тепло-
вых нейтронов ННМ-НТ при одинаковой мощности источника дает
несколько меньшую статистическую точность (см. § 6). Длина зонда
ННМ-Т в нефтяных и газовых скважинах берется равной обычно 40—
50, иногда 60 см.
Нейтронный гамма-метод
При изучении нейтронным гамма-методом (НГМ) регистрируют
гамма-излучение, образующееся при захвате тепловых нейтронов
ядрами горной породы (гамма-излучение радиационного захвата).
Интенсивность этого излучения в однородной среде уменьшается при
удалении от источника примерно по такому же закону, что и интен-
сивность нейтронов (см. рис. 48), однако несколько медленнее. Коли-
чество гамма-квантов, достигающих детектора, прямо пропорцио-
нально количеству нейтронов, поглощаемых единицей объема в зоне
расположения детектора, и числу квантов, образующихся при зах-
вате одного нейтрона.
В общих чертах форма кривой НГМ обычно оказывается близкой
к таковой для ННМ и определяется в первую очередь содержанием
водорода в горной породе и в скважине: при больших зондах, приме-
няемых обычно на практике, показания НГМ растут при уменьше-
нии водородосодержания среды, окружающей скважинный прибор
(см. рис. 48).
76
На втором месте по влиянию на показания НГМ после водорода
стоят элементы, обладающие одновременно высоким сечением по-
глощения тепловых нейтронов и аномально высокой (или аномально
низкой) интенсивностью гамма-излучения радиационного захвата.
В осадочных горных породах таким элементом является хлор, даю-
щий при захвате одного нейтрона в среднем 2,3 относительно высо-
коэнергетических гамма-квантов.
При отсутствии хлора основное количество нейтронов в осадочных
горных породах поглощается, как правило, водородом, дающим все-
го один гамма-квант на каждый поглощенный нейтрон. Поэтому по-
вышение концентрации хлора в горной породе сопровождается при
равном водородосодержании увеличением среднего числа гамма-
квантов на один нейтрон и, следовательно, ростом показаний НГМ.
В частности, водоносные пласты, насыщенные высокоминерализо-
ванной пластовой водой, отмечаются большими показаниями по срав-
нению с нефтеносными пластами той же пористости. Хотя этот эф-
фект невелик (обычно до 15—20%), но в благоприятных условиях (вы-
сокая минерализация пластовых вод и малые изменения пористости)
он может использоваться для определения положения водонефтя-
ного контакта в обсаженных скважинах.
Влияние скважины на показания НГМ в основном подобно ее вли-
янию на показания ННМ, однако количественно оно несколько мень-
ше. Наиболее существенно НГМ отличается от ННМ по влиянию ми-
нерализации бурового раствора. Если показания ННМ-НТ не зависят
от содержания хлора в растворе, а показания ННМ-Т уменьшаются с
ростом минерализации, то показания НГМ при этом возрастают.
При НГМ, кроме гамма-излучения радиационного захвата, реги-
стрируется также гамма-излучение естественных радиоактивных
элементов горных пород, поэтому при интерпретации НГМ из его
показаний вычитают показания ГМ, помноженные на некоторый ко-
эффициент, учитывающий различие чувствительности детекторов
в каналах НГМ и ГМ.
В нефтяных и газовых скважинах НГМ применяют для решения
тех же задач, что и ННМ-Т, т. е. для расчленения пород, различаю-
щихся водородосодержанием, количественного определения коэф-
фициента пористости, а также установления газожидкостного и реже
водонефтяного контактов в обсаженных скважинах. Из всех нейт-
ронных методов в нашей стране получил наиболее широкое приме-
нение гибридный метод, при котором детектор кроме гамма-излуче-
ния радиационного захвата частично регистрирует также тепловые
нейтроны (см. § 6). Поскольку содержание хлора в буровом растворе
и в пласте приводит к уменьшению плотности тепловых нейтронов и
к увеличению интенсивности гамма-излучения радиационного зах-
вата, то при применении такого метода влияние хлора оказывается
слабее, чем при ННМ-Т или НГМ. Одновременная регистрация
нейтронов и гамма-квантов способствует увеличению также числа
регистрируемых частиц и позволяет повысить точность замеров или
уменьшить требуемую величину мощности источника.
77
В качестве стандартного при исследовании разрезов нефтяных и
газовых скважин принят зонд размером 60 см. Реже применяют зон-
ды размером 50 и 70 см.
Двухзондовые нейтронные методы
Один из основных недостатков рассмотренных вариантов ней-
тронных методов с одним детектором — сильное влияние изменений
скважинных факторов. Оно уменьшается, если для определения во-
дородосодержания использовать отношение показаний двух детек-
торов, удаленных на разное расстояние от источника (примерно на
25—40и50—60 см). Обычно применяют два детектора тепловых ней-
тронов (двухзондовый ННМ-Т). Поскольку влияние хлоросодержа-
ния пласта и скважинных факторов на показания двух детекторов
примерно одинаково, влияние указанных помех для двухзондового
ННМ-Т в несколько раз меньше, чем для однозондового метода. Точ-
ку записи относят к середине расстояния между детекторами.
Эталонирование приборов стационарных нейтронных методов
Показания всех нейтронных методов зависят (кроме свойств пла-
стов) еще и от чувствительности детекторов, мощности источников,
размеров и особенностей конструкции зондов. Для исключения вли-
яния различий мощности источника и чувствительности детектора
осуществляют эталонирование приборов путем измерений в двух
эталонных средах с различным водородосодержанием в зоне иссле-
дования методом, а интерпретацию проводят, используя параметр
(11.10)
где I; и 12 — показания приборов в эталонных средах; I — то же, в
исследуемом пласте.
В качестве эталонных сред используют модели пластов с различ-
ной пористостью, например, модель, изготовленную из мраморных
блоков (ки~ 1%), и бак с водой [кп = 100%). Применяют также имита-
торы пластов в виде пустых труб различного диаметра, опускаемых
в бак с водой. Воздушный зазор между трубой и спускаемым внутрь
него прибором действует так же, как некоторое уменьшение кп по
сравнению с пористостью среды за трубой. Изменяя диаметр трубы
(толщину зазора), меняют эффективную пористость такой модели.
Истинное значение пористости определяет предприятие, изготавли-
вающее такие имитаторы, путем сравнения показаний эталонного
прибора в них с показаниями на моделях пластов, в точности пов-
торяющих условия измерений в скважине.
Импульсные нейтронные методы
При импульсных нейтронных методах источник испускает ней-
троны в течение сравнительно коротких интервалов времени
ДТ<100 — 200 мкс (рис. 44, а). Такие импульсы источника пов-
торяются периодически с периодом Т=10-3— 10-1 с-1 , т.е. 10—103
раз в 1 с.
78
С помощью специальной схемы — временного анализатора реги-
страция излучения осуществляется не непрерывно, а лишь в неко-
торые (специально выбранные) интервалы времени.
В настоящее время получили применение две модификации им-
пульсных нейтронных методов — с регистрац и ей тепло-
вых нейтронов (ИНЫМ) и гамма-квантов радиа-
ционного захвата (ИНГМ). Регистрация нейтронов (и гамма-
квантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя
импульсами источника через некоторое время задержки t после каж-
дого импульса, составляющее от нескольких сотен до двух-трех ты-
сяч микросекунд (см. рис. 49, а).
Быстрые нейтроны, испускаемые импульсным источником, замед-
ляются до тепловой энергии в среднем за время, составляющее не
более нескольких десятков микросекунд, и при дальнейшей диффу-
зии поглощаются ядрами среды. После окончания процесса замед-
ления плотности нейтронов и гамма-квантов радиационного захвата
уменьшаются во времени примерно
n = noe-‘/T, (11.11)
Регистрируя тепловые нейтроны (ИНЫМ) или гамма-кванты
(ИНГМ) при двух значениях времени задержки или более, можно
определить среднее время жизни тепловых нейтро-
нов в горной породе Т, которое, как указывалось выше, позволяет
судить о концентрации элементов, имеющих высокое сечение погло-
щения тепловых нейтронов.
Импульсы источника повторяются через небольшое время (обыч-
но 10—400 раз в 1 с) и при ИНЫМ (ИНГМ) регистрируется интен-
сивность тепловых нейтронов (гамма-квантов) для некоторого зна-
чения времени задержки t, усредненная по большому числу импуль-
сов источника. Измерения при ИННМ (ИНГМ) выполняют либо при
движении прибора по стволу скважины (и в результате получают
непрерывные диаграммы для двух-трех каналов с различными зна-
Рис.49. Распределение плотностей тепловых нейтронов пт во времени при
ИННМ (а) и пример обработки его результатов (б). Заштрихован импульс
источника
79
чениями времени задержки), либо иногда при неподвижном приборе
(на точках) для повышения точности.
В первом случае о значении т судят по отношению показаний на
двух каналах: чем меньше т, тем больше различаются эти показа-
ния. Количественное определение Т получают по формуле (предпо-
лагается, что ширина «окон» At в обоих каналах одинакова)
T=(t2-t1)/(lnl1-lnl2), (11.12)
где tj и t2 — время задержки для двух каналов; Ц и 12— показания
(скорость счета) для тех же каналов.
Разработана аппаратура для непрерывного вычисления т в про-
цессе замеров и получения непосредственно диаграмм изменения т
по стволу скважины. В случае измерений на точках (с неподвижным
прибором) интенсивность нейтронов или гамма-квантов обычно
определяют при большом числе значений времени задержки ti (г= 1,
2,...) и строят график зависимости логарифма показаний Inf от t (рис.
49,6). Такой график позволяет точнее определить значение т как ве-
личину, обратную коэффициенту наклона кривой Ini = f{t) при боль-
ших t.
При малых временах задержки t наклон кривой зависит (кроме
т) также от диаметра скважины и свойств среды, заполняющей сква-
жину. При больших значениях t такое влияние постепенно исчезает,
что является преимуществом импульсных методов. Другое их пре-
имущество заключается в большей по сравнению со стационарными
методами чувствительности к содержанию элементов, сильно погло-
щающих нейтроны. В нефтяных и газовых скважинах это позволяет
различать продуктивные и водоносные пласты при сравнительно
малой минерализации пластовых вод (от 20—30 г/л). При большей
минерализации вод решение этой задачи возможно даже по резуль-
татам измерения при одном значении времени задержки (рис. 44).
При прочих равных условиях водоносные пласты отмечаются гораздо
меньшими показаниями ИНЫМ при больших временах задержки t
по сравнению с нефтеносными и газоносными пластами.
Оба импульсных метода дают примерно одинаковые результаты.
При ИНГМ влияние скважины несколько меньше, чем при ИННМ,
но преимуществом последнего является отсутствие влияния есте-
ственного гамма-излучения, доля которого при ИНГМ на больших
временах задержки значительна. Точка записи зонда ИННМ и ИНГМ
совпадает с серединой детектора.
§ 5. ДРУГИЕ МЕТОДЫ РАДИОМЕТРИИ
Нейтронный активационный анализ
(метод наведенной активности)
Метод наведенной активности (МНА) основан на изучении ис-
кусственной радиоактивности, возникающей при облучении горных
пород нейтронами. По периоду полураспада TJ/2 искусственно ра-
диоактивных ядер и энергии их гамма-излучения определяют воз-
80
никший радиоактивный изотоп, а следовательно, и исходный изотоп
горной породы, из которого он образовался. По интенсивности гам-
ма-излучения радиоактивных ядер находят концентрацию соответ-
ствующих исходных элементов в горной породе.
Активация ядер может осуществляться как быстрыми, так и осо-
бенно медленными нейтронами. В первом случае активация проис-
ходит обычно в результате реакций (п, р) и (п, а), во втором (п, у).
В разрезе нефтяных и газовых месторождений наиболее типичны
реакции: 27 А1 (п, у) 28А1 (Tj ,2 = 2,3 мин); 23Na (п, у) 24Na (Т^ = 15 ч);
16О (п, у) 16N (Tj/2 = 7,4 с); 28Si (п, р) 28А1. В обсаженных скважинах
существенны также реакции в материале колонны 56Fe (п, р) 56Мп
(Т,/2= 2,5 ч) и 56Мп (п, у) 56Мп.
В методе наведенной активности используют установку, со-
держащую источник нейтронов и детектор гамма-излучения, уда-
ленный от источника на большое расстояние (1,5 — 2 м), достаточное
для того, чтобы интенсивностью гамма-излучения радиационного
захвата у детектора (эффектом НГМ) можно было пренебречь.
В зависимости от периода полураспада изотопа, определяемого
при МНА, исследования проводят при непрерывном движении при-
бора по скважине (для изотопов с периодом полураспада, исчисляе-
мым секундами и первыми минутами) или на точках (при значении
Т1/2 в несколько минут и более). В первом случае источник находит-
ся впереди и «наводит» искусственную радиоактивность, а индика-
тор движется за источником и регистрирует наведенную радиоак-
тивность. Скорость движения прибора поддерживается строго посто-
янной. Точку записи относят к середине детектора. Такой способ
применим лишь при наведении в породе преимущественно одного
изотопа с небольшим значением Т1/г, например 28А1.
При образовании в породе нескольких изотопов в сравнимых ко-
личествах, а также в случае одного изотопа с периодом полураспада
порядка нескольких минут и более проводят исследования при не-
подвижном приборе — по точкам. Скважинный прибор опускают на
такую глубину, чтобы источник расположился против точки, наме-
ченной к исследованию. После некоторого времени, достаточного для
активации интересующих нас изотопов, прибор быстро перемеща-
ют на расстояние, равное интервалу между источником и индикато-
ром, и последний устанавливают точно против облученной точки.
Далее измеряют интенсивность гамма-излучения при нескольких
значениях времени задержки после конца облучения либо непрерыв-
но регистрируют изменение во времени наведенной активности с
помощью регистратора. Измерения продолжают в течение времени,
равного примерно периоду полураспада наиболее долго живущего
из определяемых изотопов. Примерно таким же берут обычно и вре-
мя облучения.
При исследовании на точках данные об интенсивности наведенной
активности (после вычитания естественной гамма-активности) обыч-
но подвергают дальнейшей обработке с целью определения периода
полураспада и активности всех изотопов, активирующихся в замет-
6 Добрынин в.м.
81
ной степени. Для этого часто исполъзуют графический способ. Строят
кривую спада активности, представляющую зависимость наведенной
активности (в логарифмическом масштабе) от времени (в арифмети-
ческом масштабе) (рис. 50). При наличии в породе одного активного
изотопа такая кривая представляет прямую с наклоном, равным
постоянной распада этого изотопа (кривые 1 и 2 на рис. 50). Но и при
активации нескольких изотопов (если проводить измерения в тече-
ние достаточно большого времени) к концу измерений обычно остает-
ся лишь один, наиболее долго живущий из активированных изотопов.
Соответственно правая часть кривой спада активности будет иметь
вид прямой линии с угловым коэффициентом, равным постоянной рас-
пада для этого изотопа. Продолжая эту прямую влево до пересечения
Рис.50. Изменение во времени ак-
тивности изотопов 25Na (1), 56Мп
(2) и их суммарной активности (3)
с осью ординат, получают кривую
спада активности наиболее долго
живущего изотопа для любого мо-
мента времени (см. рис. 50).
Вычитая активность этого изо-
топа в разные моменты времени из
суммарной активности, получают
кривую спада активности осталь-
ных активных изотопов. Проводя,
как и прежде, асимптоту к правой
части этой кривой, будем иметь
кривую спада активности следую-
щего изотопа, а по наклону кривой
— его период полураспада. Посту-
пая и далее подобным образом, всю
кривую расчленяют на прямоли-
нейные (в полулогарифмической
системе координат) кривые спада
отдельных изотопов, сумма актив-
ности которых и измеряется при МНА. В качестве величины, харак-
теризующей активность изотопов, берут их активность к концу об-
лучения, т. е. ординату пересечения с осью ординат соответствую-
щих прямых для отдельных изотопов. Эту величину далее делят на
мощность источника и пересчитывают на бесконечное время облу-
чения. Переход от значений начальных активностей изотопов к кон-
центрации элементов горной породы осуществляют на основании
переходных коэффициентов, полученных по данным исследований
моделей пластов с известной концентрацией элементов и с конструк-
цией скважины, совпадающей с конструкцией исследуемых скважин.
Результаты исследований зависят (кроме конструкции скважины)
от содержания в породе водорода и среднего времени жизни нейтро-
нов. Поправку за их влияние вводят по результатам измерений дру-
гими нейтронными методами.
В настоящее время МНА применяют в основном для выделения в
разрезе скважины руд и оценки концентрации таких элементов, как
алюминий, медь, марганец, фтор (флюорит).
82
При применении источников высокоэнергетических нейтронов
(генераторов нейтронов) удается получить достаточно интенсивную
активацию кислорода по реакции 16O(n, р) 16N (Т1/2=7,4 с). По изме-
нению активности этого изотопа по стволу скважины можно выде-
лить в разрезе скважины полезные ископаемые, бедные кислородом
(каменный уголь, самородную серу, иногда нефтеносные пласты), а
также изучить содержание углеводородов в жидкости, заполняющей
скважину, что важно при контроле за разработкой нефтяных место-
рождений (см. гл. X).
Метод радиоактивных изотопов (меченых атомов)
Метод радиоактивных изотопов основан на том, что в буровой ра-
створ вводят некоторое количество радиоактивного изотопа и продви-
жение такого меченого раствора прослеживают путем измерения гам-
ма-излучения по стволу скважины Наибольший интерес при изучении
геологического разреза представляет обнаружение проницаемых гор-
ных пород (коллекторов) по повышению их радиоактивности в резуль-
тате проникновения в них активированного бурового раствора или его
фильтрата. Такие исследования проводят как в необсаженных, так и в
обсаженных скважинах, например, для определения зон поглощения в
нагнетательных скважинах. Другое применение метода — разделение
водо- и нефтенасыщенных пород путем закачки активированного ра-
створа, преимущественно проникающего либо в водоносные (например,
раствор на водной основе), либо в нефтеносные пласты (раствор на не-
фтяной основе). Наконец, довольно широко этот метод используют при
изучении технического состояния скважин (см. гл. VIII).
Работы с радиоактивными изотопами проводят в следующей пос-
ледовательности: а) исследуют разрез скважины гамма-методом
(«фоновый» замер); б) вводят радиоактивный изотоп в буровой ра-
створ, заполняющий ствол скважины; в) выжидают время, необхо-
димое для проникновения меченного раствора в пласты, пройденные
скважиной (во многих случаях, особенно при малой плотности ра-
створа, осуществляют искусственное «продавливание» раствора;
после этого ствол скважины промывают для удаления остатков ра-
диоактивного вещества); г) повторяют измерения гамма-методом;
д) сопоставляя два замера ГМ, обнаруживают интервалы, радиоак-
тивность которых существенно изменилась между двумя замерами.
Для активирования раствора применяют радиоактивные вещества,
хорошо растворимые в буровом растворе. Иногда используют взвеси
порошкообразных веществ, обогащенных радиоактивным изотопом.
Чтобы уменьшить срок радиоактивного заражения скважины, пери-
од полураспада изотопа следует брать небольшим. Наиболее широко
применяются изотопы 59Fe (Т1/2 = 45 дней), 1311 (8 дней) и 95Zr (65 дней).
Активность раствора обычно порядка 10в Бк на 1 м3 раствора.
Для обеспечения безопасности работ вводить радиоактивный пре-
парат в раствор следует в стволе скважины. Лучше всего вводить
изотопы с помощью специальных инжекторов — глубинных прибо-
ров, в которых размещены камеры для отдельных порций радиоак-
83
тивного вещества и устройство, позволяющее вводить это вещество
в раствор на любой заданной глубине.
Помехами при применении метода радиоактивных изотопов яв-
ляется сорбция радиоактивных соединений непроницаемыми поро-
дами, особенно глинами, а в обсаженных скважинах — обсадной ко-
лонной. Благодаря этому наблюдается некоторое повышение пока-
заний ГМ почти по всему стволу скважины. Кроме того, возможны
ложные аномалии на забое (вследствие скопления активных осад-
ков) и на верхней границе нефти или эмульсии в стволе скважины
(из-за сорбции нефтью радиоактивного изотопа и других причин).
Поскольку при работе методом изотопов происходит радио-
активное загрязнение скважинного прибора из-за сорбции ра-
диоактивного вещества его корпусом, такие приборы не следует при-
менять при обычном ГМ.
Работы с использованием открытых радиоактивных изотопов от-
носятся к числу весьма опасных и требуют исключительно тщатель-
ного соблюдения установленных мер техники безопасности. Указан-
ные недостатки метода изотопов стимулируют разработку способов
решения тех же задач с применением растворов, меченных неради-
оактивными веществами, к которым чувствителен тот или иной ме-
тод исследования скважин. Среди них важное место занимают ве-
щества с высоким сечением поглощения нейтронов и частично ве-
щества, хорошо активирующиеся нейтронами. Пути движения таких
растворов определяют с помощью соответственно импульсных ней-
тронных методов и метода наведенной активности.
Совокупность таких методов, применяющих меченые вещества
(включая и метод изотопов), называют методом индикаторных ве-
ществ.
Ядерио-магнитные методы
Применение ядерно-магнитных методов (ЯММ) основано на на-
личии магнитных и механических моментов у ядер атомов.
При отсутствии внешнего магнитного поля магнитные моменты
отдельных ядер хаотически направлены во все стороны и их сум-
марный магнитный момент равен нулю. Если ядро поместить во внеш-
нее постоянное магнитное поле Но, то магнитные силы будут стре-
миться ориентировать магнитный момент ядра по направлению
внешнего поля. Однако подобно вращающемуся волчку в поле тяго-
тения Земли полного совпадения магнитного момента |1 отдельного
ядра с направлением Но не произойдет. Вектор магнитного момента
подобно оси волчка будет прецессировать вокруг направления поля
Но, т. е., непрерывно двигаясь, описывать коническую поверхность с
осью, совпадающей с направлением Но Круговая частота прецесси-
онного вращения зависит от магнитного момента ядра и напряжен-
ности магнитного поля. Для протона (ядра водорода) в магнитном поле
Земли частота прецессии близка к 2000 Гц.
Наблюдение относительно слабой ядерной намагниченности сре-
ды на фоне более сильного атомного диамагнетизма облегчается ме-
84
ханизмом свободной прецессии ядер. Чтобы наблюдать свободную
прецессию, создают неравновесное состояние ядер. В применяемом
варианте метода этого добиваются приложением сильного поляри-
зующего поля, направленного под углом к направлению поля Земли
Но Этим достигается значительное увеличение ядерной намагничен-
ности М и поворот ее направления по отношению к магнитному полю
Земли. После выключения поляризующего поля среда остается в
неравновесном состоянии — вектор намагниченности М имеет го-
раздо большую величину, чем в состоянии равновесия с полем Зем-
ли Но, и повернут относительно направления последнего. В резуль-
тате начинается свободная прецессия вектора намагниченности М
вокруг направления Но-
Рис.51. Схема получения свободной прецессии ядер в магнитном поле Земли
а — поляризация дополнительным полем Ни; б — свободная прецессия вектора на-
магниченности М после выключения поля; К— поляризующе-приемная катушка
Таким образом, при ЯММ принят следующий способ наблюдения
свободной прецессии ядер. Пропуская ток через катушку, ось кото-
рой направлена под углом к магнитному полю Земли, создают попе-
речное магнитное поле Н±, поляризующее горную породу, т. е. изме-
няющее направление и величину ее ядерной намагниченности
(рис. 51). Величина Н± должна быть во много раз больше поля Земли
Но, поэтому результирующая намагниченность М практически со-
впадает с направлением поля HL
Через некоторое время поляризации tn поляризующее поле Н±
выключается настолько быстро, чтобы за время выключения вектор
М не успел заметно изменить свое направление. После этого вектор
намагниченности М , прецессируя вокруг Но (см._рис. 51), постепен-
но возвращается в первоначальное положение М± ; его поперечная
составляющая уменьшается по закону
ML=MliOe-t/T, (П-13)
где Mj 0 — начальное значение ML к моменту выключения поля; Т —
время поперечной релаксации, показывающее скорость
затухания свободной прецессии ядер.
При прецессии М ее поперечная составляющая М±, вращаясь вок-
руг оси Но, пересекает витки катушки в разных направлениях и наво-
дит в последней переменную ЭДС с частотой 2000 Гц. Амплитуда коле-
баний этой ЭДС уменьшается во времени по тому же экспоненциально-
му закону Uoe~t/T, что и (здесь Uo — амплитуда ЭДС в момент
85
выключения поляризующего поля). Значение По — основная величина,
определяемая при ЯММ (рис. 52).
Рис.52. Схематическое изобра-
жение сигнала свободной прецес-
сии после узкополосного фильт-
ра [14].
При методике, основанной на
принципе свободной прецессии, ре-
гистрируется сигнал от ядер водо-
рода. Ядра других элементов (фтор,
алюминий, углерод-13 и др.), обла-
дающие ядерным магнитным мо-
ментом, создают более слабый и бы-
стро затухающий сигнал, который
практически не регистрируется
прибором. Таким образом, величи-
на Uo пропорциональна концентра-
ции ядер водорода в горной породе.
Причем несущественно, входит
ли водород в состав воды или нефти.
В связи с этим метод ядерного маг-
нитного резонанса используют для
определения количества водорода в горных породах. Преимущества
метода заключается в том, что водород в составе воды, химически свя-
занной или прочно адсорбированной на поверхности зерен породы, не
дает вклада в измеряемую ЭДС, ибо создает очень быстро затухаю-
щий сигнал. Таким образом, определяемое ядерным магнитным мето-
дом количество водорода позволяет установить количество несвязан-
ной (свободной) воды или нефти в породе. Это количество соответствует
величине эффективной пористости пород, представляющей важней-
ший параметр коллекторов. Другими методами этот параметр прямо
не определяется.
Величину Uo, измеряемую таким образом при ЯММ, принято выра-
жать в условных единицах, называемых индексом свободного
флюида (ИСФ). Сто таких единиц соответствуют сигналу в воде. Ве-
личина ЭДС, соответствующая этой единице, определяется в резуль-
тате эталонного замера в воде. Показания метода в единицах ИСФ пос-
ле внесения поправок (за влияние диаметра скважины, глинистой кор-
ки и т. п.) соответствуют эффективной пористости кп Эфф коллекторов.
Точку записи ЯММ относят к середине катушки зонда. Возбуж-
дение и регистрация сигналов осуществляется циклами, включаю-
щими время поляризации, время наблюдения сигнала и паузу. В ре-
жиме поляризации по одной из катушек пропускается ток порядка
2А. После отключения тока начинается прецессия, вследствие чего в
катушке зонда, отключенной к этому времени от источника питания,
наводится ЭДС сигнала ЯММ. Вследствие переходных процессов,
связанных с выключением поляризующего поля, регистрация сиг-
нала свободной прецессии начинается не сразу после начала прецес-
сии, а лишь спустя некоторое время, называемое мертвым (tM), по-
рядка 25 —ЗОмс (рис. 52). Аппаратура ЯММ, работающая в магнит-
ном поле Земли позволяет измерить сигнал свободной прецессии ядер
с временами релаксации от 20 — 30 до 2000мс.
86
Для визуализации сигналов ЯММ используется обычный низко-
частотный осциллограф. В приборе не должны использоваться дета-
ли включающие магнитный материал. Кожух прибора выполняют из
сплава алюминия, или нержавеющей стали, либо титана и делают
его таких размеров, чтобы кабель был удален от зонда на расстояние
порядка 1,5 м.
ЯММ проводится только в открытом стволе, так как присутствие
металлической колонны резко искажает земное магнитное поле, эк-
ранирует пласт от поляризующего поля и исключает возможность
принять сигнал. Кроме того, направленность поля Земли затрудняет
применение ЯММ в наклонных и горизонтальных скважинах.
В настоящее время разработана аппаратура, работающая в силь-
ных магнитных полях, создаваемых постоянными магнитами (ядер-
но-магнитный томографический каротаж: ЯМТК-НПЦ «Тверьгеофи-
зика»; CMR — компания Шлюмберже; MRIL — компания «Нумар»).
Магнит выполняют в виде цилиндра длиной 1000—1200мм, намаг-
ниченного перпендикулярно длинной оси. Поле, создаваемое таким
магнитом, практически плоско параллельно в плоскостях перпенди-
кулярных оси зонда. На поверхность магнита навивают радиочастот-
ную катушку, которая создает поле, повернутое по отношению к полю
магнита в каждой точке на 90°. По результатам измерений опреде-
ляется спектр распределения времен поперечной релаксации Т в
диапазоне 0,1 — 2000мс, такой диапазон отражает распределение пор
по размерам, что позволяет оценить количество связанной воды, сво-
бодной воды, пористость глин. Измеряя время поперечной и продоль-
ной релаксации в принципе возможно определение коэффициентов
диффузии и вязкости поровых флюидов в пластовых условиях (ве-
личина продольной релаксации зависит от вязкости насыщенного
порового флюида, удельной поверхности горной породы и степени ее
гидрофильности).
Нейтронная гамма-спектрометрия
Возможности нейтронного гамма-метода в стационарном и им-
пульсном варианте (НГМ и ИНГМ), так же как и ГМ, могут быть рас-
ширены при использовании спектрометрии гамма-излучения. По-
скольку спектр излучения радиационного захвата нейтронов ядрами
разных элементов различен, то возникает принципиальная возмож-
ность по данным спектрометрии этого излучения судить о содержа-
нии в породе тех или иных элементов.
Спектрометрический нейтронный гамма-метод основан на изме-
рении энергетического или энергетического и временного спектров
вторичного гамма-излучения, при неупругом рассеянии (ГИНР) и при
радиационном захвате (ГИРЗ). Измеряемыми величинами являют-
ся скорости счёта в энергетических и временных окнах. Расчётными
величинами являются скорости счёта в энергетических окнах, соот-
ветствующих энергиям гамма-квантов неупругого рассеяния быст-
рых нейтронов и радиационного захвата тепловых нейтронов для
основных породообразующих элементов (С, О, Н, Са, Si, Ре, С1 и др.).
87
Нейтронная спектрометрия реализована в двух нижеследующих
вариантах: стационарном и импульсном.
Спектрометрический нейтронный гамма-метод (НГМ-С)
По данным НГМ-С получают содержания Al, Si, Са, Fe, S,Ti, К,
Th, U, Gd (аппаратура GLT фирмы Шлюмберже). Разработан при-
бор широкодиапазонного нейтронного-гамма каротажа — СНГМ-Ш
(ВНИИГИС, ЗАО МПФ «Гитас»). Он представляет собой двухзондо-
вый сцинтилляционный спектрометр, особенностью которого явля-
ется наличие для каждого из зондов двух энергетических шкал —
условно низко- и высокоэнергетической. Это обеспечивает более де-
тальное исследование спектра нейтронно-радиационного излучения.
Данные о содержании отдельных элементов используют для: оп-
ределения содержаний отдельных минералов (кварц, полевые шпа-
ты, кальцит, доломит, ангидрит, гипс, глинистые минералы: каоли-
нит, иллит, смектит и др.); для определения литофациоальной при-
надлежности песчаников (граувакки, литарениты, аркозы, субаркозы
и т.д.); определения пористостии проницаемости в отложениях слож-
ного полиминерального состава с присутствием примесей; для меж-
скважинной корреляции в сложных случаях (см. табл. 3).
Таблица 3. Применения НГМ-С [по М.М. Херону]
Решаемые задачи Используемые параметры Примечания
Определение Al, Si, Fe, К, U, Кварц, полевые пшаты, каль-
содержаний минералов Th, Ti, S, Са, Mg* цит, доломит, глинистые ми- нералы, ангидрит, гипс, пирит, сидерит
Классификация SiO2/Al2O3, По фациальной принадлеж-
песчаников Определение порис- тости, проницаемости Na2O/K2O, FezO3/K2O, Fe, Ca ности (граувваки, литаре- ниты, аркозы) и по составу (кварцевые, полимиктовые, глауконитовые песчаники, песчаники с карбонатным цементом и др.) В том числе в отложениях сложного полиминерального состава
Определение содержа- Fe, Al, Si, K, U, В том числе при низкой
ний отдельных гли- нистых минералов Межскважинная корреляция Th Fe, состав песчаников радиоактивности глинистых пластов
*Для определения минерального состава используют также данные о плотности
(по данным ГГМ-П) и суммарном эквивалентном водородосодержании пластов (по дан-
ным нейтронных методов).
88
Спектрометрический импульсный нейтронный гамма-метод
(ИНГМ-С)
Спектры ГИНР регистрируют в процессе излучения импульса
нейтронов (так как процесс замедления быстрых нейтронов длится
несколько микросекунд). Спектр ГИНР является индивидуальной ха-
рактеристикой ядра. Например, при неупругом рассеянии нейтрона
на ядре углерода образуются гамма-кванты с энергией преимуще-
ственно 4,43 Мэв, а на ядре кислорода —-6,13 Мзв. По соотношениям
в спектрах ГИНР и ГИРЗ наблюдаемых эффектов от Н, Si, Са, Fe, Cl,
S можно определить литологический состав пород, пористость, рас-
считать нефтенасыщенность.
Интерпретационными параметрами ИНГМ-С служат макросече-
ние (10~3 см4) захвата тепловых нейтронов и коэффициент кп (%)
водонасыщенной пористости, а также отношения скоростей счета в
диапазонах энергетических спектров ГИНР, соответствующих излу-
чениям углерода и кислорода (С/О) и кальция к кремнию (Ca/Si). Эти
отношения определяются литологией отложений и характером насы-
щения пород.
Измерительный зонд содержит излучатель быстрых (14 МэВ) ней-
тронов и один— два детектора гамма-излучения. Длина зонда 0,4—
0,6 м, точка записи — середина зонда. Калибровки проводят на трех
стандартных образцах, воспроизводящих значения насыщенности
пласта. Одним из стандартных образцов является емкость с пресной
водой не менее 1,5 м в диаметре и 2 м по высоте (для исключения
влияния среды за стенами емкости). Рекомендуемая скорость каро-
тажа — 40 — 50 м/ч.
Модификация ИНГМ-С для определения нефтенасыщенности по-
род называется С/О-каротажем. Отношение С/О зависит от пористос-
ти, литологии, характера насыщения пластов, заполнения скважины,
но практически не зависит от минерализации пластовых флюидов, что
является достоинством метода. Для учета влияния вещественного со-
става пород по спектрам ГИНР и ГИРЗ рассчитываются отношения
кальция и кремния (Ca/Si). Интерпретационным параметром метода
является разность отношений углерода-кислорода (Кс/о)> и кальция-
кремния (Rca/Si)- Кажущееся объемное содержание нефти в породе (fcI! K)
определяется с помощью зависимостей вида:
кнк ~ а (КС/о_Ь ^Ga/Si) + с, где а, Ь, с — константы.
В приборах С/О-каротажа (АИМС-ОАО НПЦ «Тверьгеофизика;
MSI-C/O — фирма Western Atlas; GST— фирма Шлюмберже) гене-
ратор нейтронов производит короткий (длительностью 5 — 8 мкс)
выброс нейтронов каждые 50 мкс. Гамма-лучи, возникающие в по-
роде в результате неупругого рассеивания и захвата нейтронов, ре-
гистрируются (с измерением их энергии) системой кристаллический
детектор — многоканальный анализатор. Система ведет запись вре-
мени прихода гамма-квантов (256 временных каналов) и спектраль-
ной энергии гамма-квантов неупругого рассеивания (256 каналов) и
захвата (еще 256 каналов).
89
На рис. 53 приведены спектры, зарегистрированные аппаратурой
АИМС-С (ОАО НПЦ «Тверьгеофизика») в нефте- и водонасыщен-
ных моделях (песчаник пористостью 34%, вода — пресная). На спек-
трах ГИНР в областях энергий излучения углерода и кислорода вы-
деляются участки, наиболее сильно реагирующие на замещение воды
нефтью в поровом пространстве. Спектры ГИРЗ в водо- и нефтена-
сыщенном песчанике практически одинаковы.
Рис. 53. Энергетические спектры ГИНР (а) и ГИРЗ (б), зарегистрированные
аппаратурой АИМС-С в модели пласта [по данным НПЦ «Тверьгеофизика»].
1 — водонасыщенный песчаник; 2 — нефтенасыщенный песчаник
По спектрам неупругого рассеивания вычисляется содержание в
породе Са, Si, С и О (или отношение С/О), а по спектрам захвата —
содержание Са, С1 (отношение Ca/Si определяется также и по «не-
упругим» спектрам). Коэффициент пористости рассчитывают по со-
отношению спектров захвата и упругого рассеивания. Спектр дан-
ных времени прихода гамма-квантов используют для независимого
расчета Ео и пористости. Отношение С/О используют для расчета
нефте-водо-насыщения за обсадной колонной.
ИНГМ-С применяют в обсаженных скважинах для оценки теку-
щей и остаточной нефтенасыщенности, определения интервалов об-
воднения продуктивных коллекторов независимо от минерализации
пластовых вод и для сопровождения процесса интенсификации неф-
теотдачи коллекторов [13].
90
§ 6. РАДИОМЕТРИЧЕСКАЯ АППАРАТУРА
И НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ
Аппаратура для различных радиоактивных методов исследова-
ния (кроме ЯММ) имеет много общего. Основная ее функция — из-
мерение интенсивности нейтронов или гамма-квантов, и потому она
содержит электронные схемы для различных методов исследования,
базирующиеся в общем на одних и тех же принципах.
Главные отличия аппаратуры для различных методов связаны с
конструкцией зондов, источника,
фильтров и детекторов излуче-
ния. Учитывая общую функцию
всех типов радиометрической
аппаратуры — измерение интен-
сивности радиации (излучения),
эту аппаратуру принято назы-
вать скважинными радиомет-
рами.
Конструктивно все радиомет-
ры состоят из скважинного при-
бора (заключенного в прочную
стальную или иногда дюралю-
миниевую гильзу)и наземного
пульта, соединенных между собой
геофизическим кабелем. Упро-
щенная блок-схема измеритель-
ной части радиометрической ап-
паратуры показана на рис. 54. Пос-
ледовательно рассмотрим назна-
чение и устройство отдельных
блоков.
Дискри-
минатор
Усили-
тель
Наземный пульт
Счетчик
импульсов питания
Инте-
гратор
Регис-
тратор
Блок
пульта
Питание скважинного прибора
—(от блока станции)
Рис.54. Блок-схема скважинного ра-
диометра
Детекторы излучения — важ-
нейшие элементы радиометров.
В качестве детекторов излу-
чения в скважинной аппаратуре
применяют газонаполненные (га-
зоразрядные) или сцинтилляци-
онные счетчики.
Газоразрядные счетчики кон-
структивно представляют собой
цилиндрический баллон, по оси
которого натянута металличес-
кая нить, служащая анодом
(рис. 55). Металлическая (или ме-
таллизированная изнутри стек-
лянная) боковая поверхность
баллона служит катодом. Между
катодом и анодом подается по-
Рис.55. Устройство и схема вклю-
чения цилиндрического счетчика.
1 — анод; 2 — катод; 3 — изолятор; 4 —
стеклянный баллон; 5 — электрический
вывод катода
91
стоянное напряжение, равное для разных типов счетчиков от 300—
400 В до 2 — 3 кВ.
Счетчики для регистрации гамма-квантов заполняются смесью
инертного газа с парами высокомолекулярных органических соеди-
нений или с галогенами. При взаимодействии гамма-излучения с ка-
тодом из него выбивается электрон в результате одного из процес-
сов, рассмотренных в §1. Электрон, попадающий в заполненный га-
зом объем счетчика, осуществляет ионизацию газа, т. е., в свою
очередь, вырывает электроны из атомов газа, превращая их в поло-
жительно заряженные ионы.
Эти электроны, называемые первичными, ускоренные электри-
ческим полем, по пути к аноду вызывают вторичную ионизацию и
т. д. В результате число электронов лавинообразно возрастает, пре-
вышая число первичных электронов в тысячи и сотни тысяч раз — в
счетчике возникает разряд. Общее число электронов, возникающих
при разряде, увеличивается с ростом напряжения, приложенного к
счетчику. При относительно небольшом напряжении общее число
электронов оказывается пропорциональным числу первичных элек-
тронов, а следовательно, энергии ядерной частицы, регистрируемой
счетчиком. Поэтому счетчики, работающие в таком режиме, назы-
ваются пропорциональными. При большом напряжении между ано-
дом и катодом общее число электронов перестает зависеть от числа
первичных электронов и от энергии регистрируемой частицы. Такие
счетчики называют счетчиками Гейгера — Мюллера.
Для регистрации гамма-квантов в скважинных радиометрах при-
меняют счетчики Гейгера — Мюллера. Их преимущество — боль-
ший, чем у пропорциональных счетчиков, выходной сигнал (до не-
скольких вольт), что упрощает усиление и передачу сигналов на по-
верхность.
На рис. 55 показана схема включения газоразрядного счетчика.
Высокое напряжение подается на счетчик через сопротивление R;
импульс напряжения (сигнал), возникающий на нем при прохожде-
нии разрядного тока, через емкость С подается на первый каскад
усилительно-формирующего каскада.
Нейтроны непосредственно не ионизируют газ в счетчике. Поэто-
му счетчики, предназначенные для регистрации нейтронов, запол-
няют газом, в молекулу которого входит вещество, при взаимодей-
ствии нейтронов с которым возникают быстрые заряженные части-
цы, производящие ионизацию. Таким веществом является газ
фтористый бор BF3 или один из изотопов гелия 3Не. При поглощении
медленных нейтронов ядром изотопа 111В, как указывалось в § 1, об-
разуется альфа-частица. Поэтому при попадании тепловых и над-
тепловых нейтронов в счетчик, заполненный соединением бора, воз-
никают альфа-частицы, вызывающие разряд в газовом объеме счет-
чика и импульс напряжения на его выходе. При захвате нейтронов
ядром 3Не возникает быстрый протон.
Счетчики нейтронов работают в пропорциональном режиме, что
позволяет исключить импульсы от гамма-квантов, которые имеют
92
гораздо меньшую величину, чем импульсы от альфа-частиц, или
протонов.
Сцинтилляционный счетчик состоит из сцинтиллятора, со-
пряженного с фотоэлектронным умножителем (ФЭУ). При падении
гамма-кванта в сцинтиллятор происходит возбуждение атомов пос-
леднего. Возбужденные атомы испускают электромагнитное излу-
чение, часть которого лежит в световой области. Кванты света от
сцинтиллятора попадают на фотокатод ФЭУ и выбивают из него элек-
троны.
Фотоэлектронный умножитель кроме фотокатода содержит анод
и систему электродов (динодов), размещенную между анодом и ка-
тодом (рис. 56). На диноды подается положительное (относительно
катода) напряжение от делителя напряжения Rj—Rn, при этом чем
дальше анод от катода, тем его потенциал выше. В результате элек-
троны, испускаемые фотокатодом при попадании на него света, ус-
коряются, бомбардируют первый из динодов и выбивают из него вто-
ричные электроны. В дальнейшем эти электроны ускоряются под
действием разности потенциалов, приложенной между первым и вто-
рым динодами, бомбардируют второй динод и выбивают из него
«третичные» электроны. Так происходит на каждом из динодов,
вследствие чего общее количество электронов возрастает в геометри-
ческой прогрессии. Общее усиление потока в ФЭУ может достигать
106 раз и более. Таким образом, при попадании вспышки света на
фотокатод на входе ФЭУ (на анодном сопротивлении Ra, см. рис. 56)
Рис. 56. Принципиальная схема сцинтилляционного счетчика.
1 — сцинтиллятор; 2 — корпус; 3 — отражатель; 4 — фотон; 5 — корпус ФЭУ; 6 —
фотокатод; 7 — фокусирующий электрод; 8-диноды; 9 — собирающий электрод
(анод); Я]—Яп —делитель напряжения
образуется импульс напряжения, через емкость С подаваемый на
вход усилителя.
В качестве сцинтилляторов для регистрации гамма-квантов в
скважиной аппаратуре используют кристаллы йодистого натрия. Для
регистрации нейтронов применяют смесь сцинтиллятора (сернисто-
го цинка) с одним из соединений бора.
Сцинтилляционный счетчик гамма-квантов имеет ряд пре-
имуществ перед разрядным; обладает высокой эффективностью,
93
т. е. регистрирует больше гамма-квантов, проходящих через счетчик
(до 20—30% и более для сцинтилляционного и менее 1 — 2% для раз-
рядных счетчиков). Сцинтилляционные счетчики также позволяют
определять энергию регистрируемых гамма-квантов. Последнее обус-
ловлено тем, что интенсивность световой вспышки люминофора про-
порциональна энергии кванта. Преимущество счетчиков Гейгера —
Мюллера -—- большая теплостойкость, надежность в работе, менее
жесткие требования к стабильности питающего напряжения.
В качестве детекторов надтепловых нейтронов обычно при-
меняют рассмотренные выше детекторы медленных нейтронов (на
основе бора или гелия-3), окруженные кадмиевой фольгой толщи-
ной примерно 0,5 мм. Обладая высоким сечением поглощения теп-
ловых нейтронов (2,5 • 10-25 м2), кадмий их в детектор не пропуска-
ет. В счетчик попадают лишь более быстрые нейтроны, в том числе
надтепловые. Поскольку чувствительность детекторов на основе
бора и гелия-3 уменьшается с ростом энергии нейтронов, таким де-
тектором в основном регистрируются надтепловые нейтроны. В ка-
нале НГМ современных отечественных радиометров для увеличе-
ния эффективности счетчиков часто применяют детектор гамма-
квантов, также окруженный кадмиевой фольгой. В этом случае
кадмий хорошо поглощает тепловые нейтроны, падающие на повер-
хность детектора, и испускает гамма-кванты, часть которых регис-
трируется детектором гамма-квантов. Таким образом, детектор с
кадмием регистрирует как гамма-кванты, так и тепловые нейтро-
ны. Измеряемая при этом величина (после вычета интенсивности
естественного излучения), представляет собой сумму показаний
НГМ и ННМ-Т и зависит в основном от водородосодержания пород,
как НГМ и ННМ-Т в отдельности.
Эффективность регистрации при применении такого детектора
больше, а следовательно, статистическая погрешность меньше, чем
у подобного детектора без кадмия. Кроме того, при этом уменьшает-
ся влияние хлоросодержания на показания прибора, ибо это влия-
ние для плотности нейтронов и гамма-квантов имеет разный знак.
Это второе преимущество применения детектора с кадмием.
В скважинном снаряде радиометров кроме индикаторов рас-
полагаются усилитель, или усилительно-формирующий каскад, а
также блок питания счетчиков (см. рис. 54).
Импульсы, снимаемые с анода счетчика, усиливаются, а в ряде
случаев (когда применяются разрядный счетчик или сцинтилляци-
онный счетчик в интегральном режиме, т. е. без цели определения
энергии квантов) производится формирование импульсов с помощью
схем, выдающих на выходе импульсы одинаковой амплитуды и про-
должительности независимо от величины указанных параметров для
входного сигнала.
Усиленный сигнал по двум жилам трехжильного (или по жиле и
броне одножильного) кабеля передается на поверхность. По тем же
проводам в скважинный прибор поступает постоянный ток для пи-
тания его схемы. Поэтому в скважинном приборе и на поверхности
94
имеются фильтры LC и RC, соответственно разделяющие постоян-
ный ток и импульсы скважинного прибора (сигнала).
В наземной части схемы импульсы усиливаются, проходят через
дискриминатор, отсекающий (не пропускающий) ложные импульсы
небольшой амплитуды, возникающие благодаря возможным помехам,
и далее подвергаются нормализации в нормализаторе (на рис. 54 не
указан), т. е. им придается строго одинаковая амплитуда и длитель-
ность. Каждый из таких импульсов несет строго одинаковый заряд.
По суммарному заряду, соответствующему всем импульсам за еди-
ницу времени (т. е. по среднему току), можно определять количество
импульсов за 1 с, называемое скоростью счета и являющееся первич-
ной измеряемой величиной при всех методах радиометрии скважин.
Преобразование потока отдельных импульсов в постоянный ток с
силой, пропорциональной числу импульсов за единицу времени, осу-
ществляется интегрирующей ячейкой (интегратором). Интегратор
представляет собой контур, составленный конденсатором С и под-
ключенным параллельно к нему сопротивлением R. Интегратор ха-
рактеризуется произведением R (в омах) на С (в фарадах), называе-
мым постоянной времени интегрирующей ячейки. Постоянная вре-
мени (1,5—30 с) показывает время, в течение которого усредняются
импульсы при определении скорости счета.
Интегратор вносит инерцию в работу радиометра. Колебания ско-
рости счета за время, меньшее постоянной времени, не сказываются
на величине выходного тока интегратора, которая при исследовани-
ях методами радиометрии регистрируется в виде диаграммы с по-
мощью фоторегистратора или другого регистрирующего прибора. В
памяти приборов с цифровой регистрацией сигнала запоминается
число импульсов детектора за время прохождения некоторого не-
большого интервала глубин (10—20см); в этом случае интегрирую-
щая ячейка не нужна.
Иногда при малой скорости счета, а также при исследованиях на
«точках» скорость счета определяют, регистрируя все импульсы за
некоторое известное время с помощью электромеханического или
электронного счетчика импульсов, имеющегося в наземной части
аппаратуры.
Калибратор, указанный на рис. 54, выдает вполне определенное
количество импульсов за 1 мин (обычно 3000, 6000 и 12 000 имп/мин)
и служит для установления масштаба скорости счета при регистра-
ции диаграмм (в имп/мин на 1 см шкалы).
В некоторых типах аппаратуры, называемых спектрометрами гам-
ма-излучения, перед нормализатором имеется специальная схема —
амплитудный анализатор, который пропускает лишь импульсы опре-
деленной амплитуды, соответствующие квантам заданной энергии. В
скважинном приборе спектрометра, естественно, не производится ни-
какой нормализации импульсов; энергия, соответствующая данной
амплитуде импульсов, находится с помощью эталонирования по энер-
гии, заключающегося в определении амплитуды импульсов от несколь-
ких источников гамма-излучения с известной энергией квантов.
95
Измерения при радиометрии имеют ряд особенностей, обус-
ловленных статистической природой радиоактивного распада. Распад
каждого атома радиоактивного вещества, как и взаимодействие излу-
чения с веществом, представляет собой случайное событие. Поэтому
количество частиц, регистрируемых при радиометрии скважин, не
остается постоянным, даже если прибор располагается неподвижно в
строго идентичных условиях (статистическая флуктуация).
Оказывается, если проводить многократную регистрацию частиц
в одних и тех же условиях в равные интервалы времени, то средне-
квадратическое отклонение результатов отдельных измерений от
истинного счета N составит <ZV , т. е. относительная среднеквадрати-
ческая погрешность
5 = >/n /N = 1/Jn (П.14)
уменьшается с ростом числа N зарегистрированных частиц. Поэтому
для уменьшения относительной погрешности измерений необходи-
мо увеличить число частиц, зарегистрированных на данной точке
(при измерениях по точкам) или за время нахождения прибора про-
тив пласта (при непрерывных измерениях). Это достигается увели-
чением эффективности счетчиков и интенсивности источников, а
когда такое невозможно — за счет увеличения времени измерения
на точке и уменьшения скорости регистрации диаграмм.
Кроме того, стремятся к уменьшению степени изрезанности ди-
аграммы и статистических ошибок в каждой ее точке. Для этого
увеличивают постоянную времени интегрирующей ячейки т =КС,
т. е. время, в течение которого усредняется интенсивность счета.
Считают, что показания в каждой точке диаграммы соответству-
ют средней скорости счета в интервале времени 2т. Поэтому ста-
тистическую ошибку показаний на диаграмме можно получить из
формулы (П.14), подставив вместо N величину 21т, где I — ско-
рость счета за единицу времени. Это дает для определения погреш-
ности формулу
5 = l/>/2R (П.15)
Увеличение т приводит к уменьшению статистических флуктуации
на диаграмме (к сглаживанию диаграмм); точность же замеров в сред-
нем по пласту не увеличивается. Однако увеличение т при данной ско-
рости регистрации приводит также к искажению диаграмм на грани-
це пластов, к росту переходной зоны между пластами, имеющей про-
межуточные показания. Поэтому большие значения т (до 15—25 с)
берут лишь при очень большой флуктуации (при К103 имп/мин). При
высокой скорости счета I значение т уменьшают, доводя его до 1,5—
3 с (при 1> 2 104 имп/мин). В радиометрии скважин гораздо большее
значение, чем в других методах исследования (кроме термических),
имеет скорость регистрации диаграмм: излишне высокая скорость
регистрации сокращает время нахождения прибора против отдель-
ных пластов, в связи с чем уменьшается статистическая точность из-
мерений и ухудшается форма кривой на границе пластов. Если счи-
96
тать допустимым искажение переходными процессами на границе
пластов диаграммы для интервала разреза, равного Л (обычно 0,3—
0,6 м), то скорость регистрации должна выбираться из условия
ц = А/Зт (П.16)
Типичные значения v составляют обычно 500—600 м/ч для об-
зорных и 100—200 м/ч для детальных исследований.
Работы со всеми источниками ядерных излучений относятся к
числу вредных. Вредное действие источников возрастает с увели-
чением дозы облучения, т. е. с увеличением мощности источников и
времени облучения и с уменьшением расстояния до источника.
Уменьшение вредного действия до допустимых величин, не угро-
жающих здоровью работающих, достигается следующими мерами.
1. Устройством на базах геофизических предприятий специальных
хранилищ для хранения радиоактивных веществ и источников из-
лучения. После приезда партии со скважины источники передаются
в хранилище до возникновения следующей потребности в них.
2. Перевозкой источников только в контейнерах, рассчитанных на
соответствующий тип и мощность источника, ослабляющих излуче-
ния до допустимых величин. Источники гамма-излучения перевозят
в свинцовых или железных контейнерах, нейтронные — в контейне-
рах, заполненных смесью парафина с одним из соединений бора (кар-
бид бора, борная кислота).
3. Уменьшением времени переноса источников от контейнера в
корпус скважинного прибора и обратно, увеличением при этом рас-
стояния от работника до источника, для чего источник переносят с
помощью специальных щипцов (манипуляторов) с длинной ручкой.
Существуют специальные разъемные контейнеры с вертикальным
сквозным каналом для хранения нижней разъемной части прибора
(хвостовика) с источником. На скважине контейнер с хвостовиком
ставят на устье скважины, хвостовик присоединяют к верхней час-
ти прибора, уже подключенного к кабелю. После этого прибор опус-
кают в скважину через канал контейнера. Спустив прибор на глуби-
ну 1 — 2 м, контейнер можно убрать.
Учитывая, что наибольшую опасность представляют открытые
радиоактивные вещества (и особенно их попадание внутрь, челове-
ка), особое внимание следует обращать на сохранение герметичнос-
ти источников.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. В каких единицах измеряются абсолютная активность и гамма-
активность радиоактивных препаратов? Какова по порядку величи-
ны удельная гамма-активность типичных осадочных пород?
2. Дайте определение линейного коэфициента ослабления гамма-из-
лучения и назовите примерное его значение для типичных горных пород.
3. Расположите следующие названия горных пород в порядке воз-
растания их радиоактивности: чистые каменные соли, глинистые
7 Добрынин В.М.
97
известняки, кварцевые пески средней глинистости, чистые извест-
дяки, глинистые и полевошпатовые песчаники, глины.
4. В каких областях энергии гамма-квантов преобладают различ-
ные виды взаимодействия гамма-квантов с горными породами? Как
изменяются возможности гамма-гамма метода при регистрации гам-
ма-квантов различной энергии?
5. На регистрации каких видов излучений основаны основные ме-
тоды радиометрии скважин — гамма-метод, нейтронный гамма-ме-
тод, нейтрон-нейтронный метод, гамма-гамма-метод?
6. От каких особенностей пластов и скважины зависят показания
методов, названных в предыдущем пункте, а также импульсного ней-
тронного метода?
7. В каких единицах выражаются результаты гамма-метода и ста-
ционарных нейтронных методов? Как проводится эталонирование
соответствующих приборов?
8. Каковы радиальные глубинности исследования основных мето-
дов радиометрии скважин?
9. Назовите основные области применения различных методов
радиометрии скважин.
Ю.Что собой представляют ампульные источники нейтронов и ге-
нераторы нейтронов?
И.Что такое детекторы гамма-квантов и нейтронов, используе-
мые в скважинных радиометрах?
12. Чем обусловлено наличие статистических флуктуаций на ди-
аграммах радиометрии? Как уменьшить статистические ошибки из-
мерений?
Глава III.
АКУСТИЧЕСКИЕ И ДРУГИЕ НЕЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
§ 1. АКУСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛВДОВАНИЯ СКВАЖИН
Акустические методы исследования скважин (AM) основаны на
изучении полей упругих колебаний (упругих волн) в звуковом и уль-
тразвуковом диапазонах частот. Акустические методы можно под-
разделить на методы естественных и методы искусственных акус-
тических полей.
Методы естественных полей изучают колебания, создаваемые
различными естественными (обычно технологическими) причинами.
Сюда относятся, например, методы, находящиеся в стадии опробо-
вания: а) метод выделения газоотдающих интервалов в скважинах
путем регистрации шумов, возникающих при поступлении газа или
нефти в ствол скважины (шумометрия скважин); б)методы изуче-
ния шумов при бурении с целью определения характера проходи-
98
мых пород по спектру колебания бурового инструмента; в) метод оп-
ределения горизонтальной проекции текущего забоя на земную по-
верхность путем установления точки с максимумом мощности коле-
баний на поверхности земли.
Основное применение получили методы искусственных акусти-
ческих полей, в которых изучают распространение волн от излуча-
теля, расположенного в скважинном приборе. Ниже рассматриваются
именно эти методы. Существуют две основные технологии метода:
а) технология, основанная на изучении времени прихода (скорости
распространения); б) технология, основанная на изучении затухания
амплитуды колебаний.
Физические основы акустического метода
В однородной изотропной среде могут возникать и распростра-
няться волны двух типов — продольные Р и поперечные S. В волне Р
частицы среды движутся в направлении распространения волны.
Так, плоская волна, распространяющаяся в направлении оси х, пред-
ставляет собой чередование зон сжатия и растяжения, перпендику-
лярных к оси х (рис. 57, а). Эти зоны перемещаются вдоль оси х со
скоростью v, называемой скоростью волны. Если некоторый элемен-
тарный объем среды в данный момент времени подвергается сжа-
тию по оси х, то через время, равное половине периода колебаний, он
будет подвергнут растяжению. Если же рассматривать движение
отдельно взятой частицы среды, то она испытывает периодические
колебания по оси х с частотой f=T~l (рис. 57,6).
В волне S частицы движутся в направлении, перпендикулярном
к распространению волны, а в пространстве наблюдается чередо-
вание полос с противоположным направлением движения частиц
(рис. 57, в). При этом (в отличие от волны Р) происходит не измене-
ние объема элементарных частиц, а только деформация их формы.
Поперечные волны возникают и распространяются лишь в твердых
телах.
Скорости распространения волн зависят от плотности и упругих
свойств среды (модулей Юнга и сдвига). Значения скоростей продоль-
ных волн vp для некоторых минералов и горных пород приводятся в
табл. 4. Там же даны обратные величины At=l/rp, равные времени
пробега волной расстояния 1 м и называемые интервальным
временем. Интервальное время обычно выражается в микросекун-
дах на метр.
Скорость распространения поперечных волн vs в 1,5 — 2 раза ниже
скорости цр (среднее значение vp/vs для горных пород порядка 1,75).
Величины vp и vs для рыхлых горных пород существенно зависят
от глубины их залегания и от эффективного напряжения о-p, т. е.
разности горного о и гидростатического р давлений. Значения v и
vs заметно растут при увеличении разности о-p до 30—40 МПа (до
глубины 2500—3000 м); в дальнейшем их рост становится весьма
слабым.
99
Рис. 57. Схема смещения частиц среды при распространении плоской
продольной и плоской поперечной волн в направлении оси х.
а — продольная волна в моменты времени ta, tb = tQ+T/4, tc = ta+T/2 (T — период), 6 —
смещение частиц плоскости x=Xj в направлении оси х; в — поперечная волна, 1 —
излучатель, 2,3,4 — линии нулевого смещения частиц в данный момент времени [для
продольной волны — это одновременно линии максимального сжатия (2) и растяже-
ния (3), т. е. оси зон сжатия и растяжения]; 5 — направление смещения частиц; 6 —
направление распространения волны
Скорость распространения волн в породе уменьшается, а ин-
тервальное время увеличивается с ростом коэффициента пористости
к„. Во многих случаях зависимость At от кп близка к прямолинейной:
At = AtTB (l-kn)+AtJKkn=Atra+fcn(AtJK-Atra) (III.1)
где AtTB и А1Ж -— некоторые величины, условно называемые ин-
тервальным временем для твердой фазы горной породы и жидкости,
заполняющей ее поры.
Формула (III. 1) получила название уравнения среднего
времени, поскольку она представляет собой формулу расчета
средневзвешенного значения At с весами, пропорциональными объе-
мам твердой фазы и насыщающей жидкости. Уравнение это при-
ближенное; рассчитано оно для упротценной модели среды, поэто-
му величины AtTB и At,K часто не совпадают с истинными значения-
ми интервального времени для минералов, слагающих твердую
фазу, и жидкости, заполняющей поры породы.
Это объясняется тем, что скорость волн зависит не только от
минерального состава пород и их насыщения, но и от литологи-
ческих особенностей реальных пород, их глинистости, эффек-
тивного напряжения, степени сцементированности породы и дру-
гих факторов.
100
Таблица 4. Скорость vp , интервальное время At =1/ир и коэффициент
затухания ар продольных волн в некоторых минералах и горных породах
Минерал, горная порода нр, м/с At, мкс/м Ор, м 1
Вода, промывочная жидкость 1500—1700 600—660 —
Кварц 6050 166 0,2—0,3
Кальцит 6320 158 0,2—0,3
Доломит 7020 143 0,2—0,3
Ангидрит 6100 164 0,2—0,3
Гипс 5750 174 0,2—0,3
Галит 4520 220 0,2—0,3
Сильвин 4100 244 0,2—0,3
Глина 1500—3000 400—800 2,0—3,0
Аргиллит 2000—3500 300—500 0,7—2,3
Мергель 2000—4000 250—500 0,5—1,0
Рыхлые пески на малой глубине 800—1200 830—1250 3,0
Песчаник несцементированный 2600—4000 250—500 0,7—2,3
Песчаник сцементированный 3300—5500 180—300 0,2—0,3
Известняк 3800—6000 167—263 0,3—0,7
Доломит — порода 4000—6500 154—250 0,3—0,7
Примечания: Значения даны для нетрещиноватых минералов и пород.
При удалении от излучателя энергия волн и амплитуда колебаний
уменьшаются вследствие расхождения, т. е. увеличения протяжен-
ности фронта волны, а также из-за процессов поглощения энергии,
рассеяния на микронеоднородностях горной породы. Уменьшение
энергии Е и амплитуды А плоской волны происходит по законам
А=Аи-е-аг,Е=Е0-е~2т (Ш.2)
где г — расстояние от излучателя до точки наблюдения; а — амп-
литудный коэффициент поглощения (затухания).
Для сферических волн (вокруг точечного источника в однородной
среде) Е = Е0 • e~2ar/rz, А = А0 e~ar/r для цилиндрических волн
Е=Е0 e~Zm/r, А=Ай е~«гА/г •
При распространении волн в системе скважина — пласт закон ос-
лабления имеет вид Е=Ео • е -2аг/г п, но поскольку показатель степе-
ни п обычно точно не известен, то ослабление часто аппроксимируют
формулами (III.2), а величину а, определяемую при таком предполо-
жении, называют эффективным коэффициентом зату-
хания. Коэффициент затухания увеличивается с ростом коэффи-
циента пористости горных пород, с ростом их глинистости и особен-
но трещиноватости.
Коэффициенты поглощения P-волн (сср) и S-волн (as) в газоносных
(индекс «г»), нефтеносных («н») и водоносных («в») пластах распола-
гаются в ряд: арв < арн < арг, aSB > aSH > asr.
101
Различный знак влияния нефте- и газонасыщения на затухание
волн облегчает использование коэффициентов затухания упругих
волн ар и as для разделения нефте-, газо- и водонасыщенных пород
на фоне помех, обусловленных трещиноватостью пород, изменения-
ми их пористости, которые вызывают изменение ccs и ар одного зна-
ка. Однако влияние характера насыщения на значения ар и as вели-
ко (до 200—400%) лишь в рыхлых отложениях. В крепкосцементи-
рованных отложениях оно может снизиться до 10—20% и даже ниже.
Простейший двухэлементный зонд акустического метода со-
держит излучатель упругих колебаний И и приемник колебаний П
(рис. 58). Расстояние I между ними называется длиной зонда. Для
уменьшения влияния скважины и перекоса прибора в скважине при-
меняют трех- и четырехэлементные зонды (рис. 58, б, в). Расстояние
s между одноименными элементами трехэлементного зонда называ-
ют базой. Величина базы определяет вертикальную разрешающую
способность акустического метода. Зонды AM обозначают последо-
вательностью букв И и П (излучатель и приемник), между которыми
проставляют расстояния в метрах (см. рис. 58).
Для акустического метода, как и для электрического, справедлив
принцип взаимности, заключающийся в том, что без изменения по-
казаний метода можно все излучатели заменить приемниками и од-
новременно все приемники излучателями. Например, вместо зонда
ИбИ1П можно в принципе применять зонд IIsIIlM.
Рис. 58. Двухэлементный (а), трехэ-
лементный (б) и четырехэлементный
(в) зонды
Рис. 59. Схематическое изображение
траекторий важнейших упругих
волн, возникающих в системе сква-
жина — пласт.
I — скважина; II — пласт
102
При проведении акустических исследований наблюдаются упру-
гие волны различных типов: прямая гидроволна Ро, отраженная волна
РОРО, преломленные продольная РОРХРО и поперечная POS1PO волны
(рис. 59). Кроме того, могут наблюдаться поверхностные волны, рас-
пространяющиеся по стенке скважины, волны, отраженные от гра-
ниц пластов, трещин и т. д. Преломленные волны — основной объект
изучения при AM. Они образуются, если угол падения волны на стен-
ку скважины превышает некоторое критическое значение. Поэтому
для наблюдения таких волн необходимо, чтобы длина зонда также
превышала некоторое критическое значение. Отражение и прелом-
ление упругих волн подчиняется законам оптики, хорошо знакомым
читателю из общего курса физики.
Таким образом, к приемнику зонда поступают волны нескольких
типов. Соответственно сигнал на выходе приемника может иметь до-
вольно сложную форму.
Проще всего определяются при AM время поступления и ам-
плитуда волны, приходящей к приемнику первой (первое вступление
волн). Наибольшая скорость распространения характерна для пре-
ломленной продольной волны РГ.Р[РО. Поэтому при не слишком ма-
лом размере зонда эта волна обгоняет волны других типов и посту-
пает к приемнику первой (рис. 60).
Это облегчает выделение аппаратурой волны РОРХРО, авто-
матическое определение ее амплитуды А и времени поступления t.
По этим величинам судят о скорости и коэффициенте затухания волн
в породе.
В обсаженной скважине волновая картина еще больше ус-
ложняется. В частности, дополнительно возникает волна сжатия,
Рис. 60. Примеры волновых картин в плотных (а) и трещинных (б) породах
103
распространяющаяся по обсадной колонне (колонная волна). Ее амп-
литуда зависит от степени сцепления колонны с цементным камнем.
Чем лучше сцепление, тем легче энергия волны рассеивается в ок-
ружающую среду и тем ниже амплитуда колонной волны. Это явле-
ние используют в акустических приборах для определения качества
цементирования.
Измерение времен и амплитуд отраженных волн позволяет ис-
следовать внутреннюю поверхность обсадной колонны (положение
муфт, перфорационных отверстий, дефектов колонны). Аппаратура
акустического каротажа на отраженных волнах («акустический те-
левизор», АК-сканер) позволяет получать растровое отображение
стенки скважины или обсадной колонны по интенсивности отражен-
ных высокочастотных упругих импульсов. Измерительный преобра-
зователь АК-сканера представляет собой совмещенный излучатель-
приемник упругих колебаний, вращающийся вокруг оси скважин-
ного прибора.
Аппаратура для акустических исследований
В современной аппаратуре для изучения упругих свойств горных
пород (vp, vs, ар, as) используют зонды с тремя элементами и более.
Трех элементов достаточно, чтобы определить величины At и а,
не искаженные влиянием скважины (если ось прибора параллельна
оси скважины, а диаметр скважины и ее заполнение постоянны в ин-
тервале между крайними элементами зонда). Убедимся в этом на при-
мере зонда П1ИкИг (рис. 61).
При этом регистрируют величины
At = (t2-tr)/s и a=(l/s)In(A1/A2), (III.3)
где 1г-— время прихода к приемнику преломленной волны г-го излу-
чателя; Ai — ее амплитуда.
Как видно на рис. 61, отрезки И (My и И2И2 параллельны; време-
на прохождения волн на этих отрезках одинаковы, а часть пути
1/ЦП'П является общей для волн, идущих от разных излучателей.
Поэтому разность времен прихода волн от двух излучателей равна
lf[Jl2/n = s/v = sAt.
Аналогично различие ослабления волн, идущих к приемнику от
разных излучателей, обусловлено лишь ослаблением на пути И[И2,
т. е.
А2/А, = е-“ (Ш.4)
Легко заметить, что полученное выражение эквивалентн форму-
ле (Ш.2).
Можно легко доказать, что, используя четырехэлементный зонд,
изображенный на рис. 58 в, и вычислив полусумму разностей Atj и
At2, определенных для трехэлементных зондов по-
лучим истинное значение At даже в случае, если ось прибора не па-
раллельна оси скважины.
104
г 1
Рис. 61. Траектории преломлен-
ных волн, регистрируемых трехз-
лементным зондом.
1 — раствор; 2 — породы
В качестве излучателей в зондах
AM используют обычно магнито-
стрикционные электроакустичес-
кие преобразователи, а в качестве
приемников — пьезоэлектрические.
Магнитострикция — из-
менение формы и размеров тела
при намагничивании. Она обрати-
ма: при удлинении и сокращении
магнитострикционных материалов
изменяется их намагниченность, и
в катушке, намотанной на нем, воз-
никает ЭДС. Поэтому их можно в
принципе применять и в качестве
приемников. Магнитострикция зна-
чительна в ферро- и ферримагне-
тиках (железо, никель, кобальт,
сплавы Fe с кобальтом— пермен-
дюр или с алюминием — альфер и
др.). При помещении таких матери-
алов в переменное магнитное поле
они меняют свои размеры, оказы-
вают давление на окружающую
среду и возбуждают в них упругие колебания.
Магнитострикционным излучателям обычно придают форму ци-
линдров, соосных с кожухом скважинного снаряда и имеющих диа-
метр, близкий к диаметру последнего. Внутри магнитостриктора
имеются каналы для обмотки катушки возбуждения.
На обмотку излучателя поддаются импульсы тока от специаль-
ного импульсного генератора. После подачи импульса тока магнито-
стриктор начинает колебаться с собственной частотой, пропор-
циональной скорости упругих волн в материале магнитостриктора и
обратно пропорциональной его диаметру.
Амплитуда колебаний скважинных магнитострикционных из-
лучателей обычно несколько микрометров, диапазон частот 6—60 кГц.
В необсаженных скважинах, а также в цементомерах применяют
излучатели на 25 кГц; для исследования разрезов обсаженных сква-
жин используют более низкие частоты. Применение низкочастотных
колебаний способствует увеличению глубинности метода и сниже-
нию влияния на показания крепления скважин колоннами. Однако
получать в скважинном приборе излучения с частотой ниже 3— 5 кГц
не удается, так как для этого потребовались бы излучатели слишком
большого диаметра.
Пьезоэлектрическим эффектом называют появление
электрических зарядов на гранях некоторых кристаллов при их сжа-
тии или растяжении. Пьезоэлектрические свойства ярко выражены
у кристаллов кварца, сегнетовой соли и др. В скважинной аппарату-
ре используются в основном пьезоэлектрические приемники из ке-
105
рамики титаната бария (BaTiO3) и некоторых других соединений.
Приемники обычно имеют вид полых цилиндров, на внешней и внут-
ренней поверхности которых находятся электроды.
В акустическом методе требуется защита приемников от пря-
мых упругих колебаний (помех), проходяхцих по корпусу прибо-
ра. Для этого между излучателями и приемниками размещают
акустические изоляторы, обладающие высоким коэффициентом
затухания волн или же большим временем задержки, обеспечи-
вающим приход волн-помех к приемнику позже полезных волн.
В качестве акустических изоляторов чаще всего, применяют пос-
ледовательность элементов, изготовленных попеременно из ме-
талла и резины.
Любая аппаратура акустического метода содержит глубинный
прибор (скважинный снаряд, зонд) I и наземную аппаратуру II, со-
единенные кабелем К (рис. 62). Глубинный прибор предназначен для
излучения и приема упругих колебаний, усиления и передачи в ли-
нию связи (кабель) сигнала приемника. Он содержит излучатели И
(один или несколько), импульсные генераторы Г, вырабатывающие
электрические импульсы, подача которых на обмотки излучателей
вызывает излучение ими упругих колебаний, приемники П (один или
несколько) и соответствующее число усилителей У.
Излучатели и приемники разделены акустическими изоляторами
(на рис. 62 не показаны). В глубинном приборе (иногда в наземной
аппаратуре) имеются также схема управления срабатыванием ге-
нераторов У Г, блоки питания и др.
Аппаратура действует циклами: излучение колебаний первым
излучателем — прием сигнала, затем излучение вторым излучате-
лем— прием сигнала и т. д. Циклы повторяются с частотой 25 или
12,5 Гц.
Наиболее распространенная структура наземной части аппара-
туры содержит схему присоединения к кабелю СП, блок выделения
синхроимпульса ВС И, усилитель У, блоки выделения первых вступ-
лений волны ВВ, блоки определения времени t и амплитуды волн А.
Для вычисления интервального времени At по значениям Ц и t2 и ко-
эффициента затухания а (или отношения А1/А2) по значениям А] и
А2 имеется вычислитель В.
Основные моменты работы аппаратуры AM можно понять из ди-
аграмм (эпюр), приведенных для трехэлементного зонда с двумя из-
лучателями на рис. 62, б. Излучатели И1 и И2 попеременно излучают
пакеты волн, изображенные на эпюрах I и 2. Моменты их срабаты-
вания определяются схемой управления генераторами У Г. Одновре-
менно с подачей импульсов в обмотку излучателя генератор Г через
схему присоединения к кабелю СП посылает на поверхность синх-
роимпульс СИ. Синхроимпульсы двух генераторов отличаются друг
от друга, например, полярностью, как это показано на эпюре 3. При
достижении волнами приемника он вырабатывает электрические
сигналы (эпюр 4), которые после усиления усилителем У передают-
ся через схему на кабель и далее на поверхность.
106
Рис. 62. Обобщенная блок-схема аппаратуры AM (а) и сигналы в ней (б)
В наземной аппаратуре сигналы от приемника и синхроим-
пульсы попадают на усилитель У2 и блок выделения синхроим-
пульсов ВСИ.
Блок ВСИ не пропускает сигнал приемника, но пропускает синх-
роимпульсы, которые поступают в блок измерения времени и служат
началом отсчета при определении времени прихода волн (эпюр 5).
Сигналы от приемника, усиленные усилителем У2, подаются на блок
выделения вступлений ВВ который вырабатывает нормализованные
импульсы б, указывающие момент достижения сигналом некоторого
порогового значения. Они запускают блок измерения времени t.
Измеритель времени вырабатывает прямоугольные импульсы 9,
начинающиеся в момент прихода синхроимпульса и заканчи-
вающиеся при вступлении волны (при поступлении импульса 6 от
блока ВВ). Таким образом, длительности импульсов 9 равны време-
нам tj прохождения волн от излучателей до приемника.
107
Коммутирующее устройство (не показанное на рис. 62 и уп-
равляемое синхроимпульсами) подает импульсы с выхода блока по-
переменно на интегрирующие ячейки двух каналов. Они вырабаты-
вают постоянные токи, пропорциональные длительностям импуль-
сов 9, т. е. временам прихода t2 и волн от соответствующих
излучателей. Регистрируя эти токи, получают (в некотором масшта-
бе) диаграммы изменения t2 и tj по глубине скважины. Сигналы од-
новременно поступают на вычислитель, где вычисляется их разность,
и на третий канал регистратора, регистрирующий диаграмму интер-
вального времени.
Сигналы с выхода усилителя У2 подаются также на вход из-
мерителя амплитуды А, предварительно они проходят через элект-
ронный ключ ЭК, управляемый блоком временного окна О. Блок О
обеспечивает прохождение сигнала к измерителю амплитуд лишь в
течение определенного времени (три-четыре периода колебаний)
после вступления волны (эпюры 7 и 8).
Блок А определяет максимальную (иногда среднюю) амплитуду
сигнала в указанном интервале времени. Значения этой величины
для двух каналов регистрируются самопишущим устройством (ре-
гистратором), а также подаются в вычислитель В для вычисления а
или А^/А2
В некоторых приборах имеются блоки волновой картины ВК, фа-
зокорреляционных диаграмм ФКД. Блок ВК позволяет выборочно
или заданным шагом по глубине фотографировать с экрана элект-
ронно-лучевой трубки (ЭЛТ) развертку полной волновой картины
обоих каналов, т. е. зависимости смещений в волне от времени, а
также отметку момента срабатывания излучателя и марки време-
ни (рис. 63). Блок ФКД, являющийся наиболее информативным, хотя
и относительно сложным видом регистрации сигналов, осуществ-
ляет непрерывную запись волновых картин следующим образом
(рис. 64). Луч электронно-лучевой трубки разворачивается пило-
образным напряжением (эпюр 2), подаваемым генератором развер-
тки ГР на горизонтальную систему отклонения ЭЛТ, начиная с мо-
мента поступления синхроимпульса СИ (эпюр 7).
Сигналы 3 от приемника зонда поступают на пороговую систему П,
выделяющую лишь положительные полуволны сигналов или выра-
батывающую импульсы в момент смены знака сигнала с положитель-
Рис. 63. Волновая картина, сфотографи-
рованная с экрана электронно-лучевой
трубки.
Записи сигнала зонда: а — малого (от ближ-
него излучателя); б — большого (от дальне-
го излучателя); в — марки времени (через
100 мкс); 1 — отметка синхроимпульса
(момента срабатывания излучателя); вступ-
ление волн: 2 — Р0Р,Р0; 3 —Р^Р,,
108
Рис. 64. Блок-схема записи фазокорреляционной диаграммы (а) и сигналы в
ней (б)
ного на отрицательный, т. е. 1 раз в видимый период сигнала. Эти им-
пульсы в первом случае непосредственно, а во втором после форми-
рования формирующим каскадом Ф (эпюр 4) подаются на модулятор
яркости ЭЛТ. На экране ЭЛТ высвечивается ряд точек. Расстояние
между соседними точками пропорционально видимому периоду, а рас-
стояние от точки начала развертки луча, т. е. от момента поступления
СИ, — времени прихода соответствующей фазы сигнала.
Экран ЭЛТ проецируется на фотопленку, движущуюся синхронно
с движением прибора в скважине; проекции светящихся точек со-
здают изображения в виде диаграмм фазовых линий (эпюр 5) и по-
зволяют получать диаграмму ФКД.
В наиболее совершенных видах аппаратуры осухцествляется
цифровая регистрация полной волновой картины для всех сраба-
тываний излучателей. Это в сочетании с обработкой результатов
на ЭВМ и применением широкополосных излучателей («волновой
акустистический каротаж» — ВАК), позволяет повысить надеж-
ность и полноту выделения различных типов волн (многоволно-
вые методы). Это повышает надежность и детальность решения
традиционных задач акустических методов (определение порис-
тости, выделение трещинных пород, изучение состояния цемент-
ного камня) и дают надежду на решение других, более сложных и
тонких задач.
Специальные акустические приборы, регистрирующие время
прихода и амплитуду волн, отраженных от стенок скважины (или
обсадной колонны), позволяют определять диаметры и профиль сква-
жины (акустические каверномер и профилемер), судить о строении
стенок (акустические телевизоры).
При исследовании этими приборами на стенку скважины направ-
ляют короткий импульс высокочастотной (0,1 — 10 МГц) упругой вол-
ны. Приемник регистрирует отраженную волну. Излучатель и при-
емник непрерывно вращаются с помощью электродвигателя вокруг
вертикальной оси. На оси мотора размещен также азимутный отмет-
чик, вырабатывающий импульс в момент пересечения лучом плос-
кости магнитного меридиана.
109
Сигнал приемника передается на поверхность, где в наземной ап-
паратуре акустических телевизоров этот сигнал используется для
модуляции яркости луча электронно-лучевой трубки, так же как в
обычных телевизорах. В результате на экране ЭЛТ возникает изоб-
ражение стенок скважины, где достаточно ясно видны трещины, ка-
верны в породах или обсадной колонне.
В настоящее время разработана аппаратура акустического це-
ментомера и телевизора (АРКЦ-Т и CAT — НПФ «Геофизика) ре-
гистрирующая изменения отражающей способности системы «ко-
лонна-цементный камень» при сканировании колонны ультразву-
ковыми импульсами. В аппаратуре CAT (а также АРКЦ-Т)
Рис. 65 Скважинный акустический
телевизор CAT.
1 — центратор, 2 — акустически прозрач-
ное стекло, 3 — пьезоэлектрический пре-
образователь, 4 — механизм вращения
пьезоэлектрического преобразователя,
5 — блок электроники, 6 — геофизичес-
кий кабель, 7 — регистратор, 8 — назем-
ная панель, 9 — кинескоп, 10 — объектив,
11 — механизм протяжки фотопленки.
ультразвуковые импульсы от
вращающегося с постоянной уг-
ловой скоростью пьезокерами-
ческого преобразователя (см.
рис. 65) через акустический про-
зрачный экран падают на внут-
реннюю стенку колонны и после
отражения от нее принимаются
тем же преобразователем. Отра-
женные от внутренней стенки
колонны акустические импуль-
сы формируют на выходе пьезо-
электрического преобразователя
электрическое напряжение, ко-
торое усиливается, обрабатыва-
ется в блоке электроники и по-
дается в наземную панель по
геофизическому кабелю. В элек-
тронной схеме наземной панели
формируется видеосигнал, ко-
торый подается в отклоняющую
систему кинескопа для визуали-
зации отраженной звуковой
волны. В наземной панели при-
сутствует система фоторегист-
рации изображения внутренней
поверхности колонны на фото-
пленку с указанием меток глу-
бины.
Для построения изображения
используют время прихода отра-
женной от внутренней стенки ко-
лонны ультразвуковой волны
(временной канал) и ее макси-
мальная амплитуда (амплитуд-
ный канал).
НО
В табл.5 приведены некоторые типы аппаратуры акустического
каротажа и ее технические характеристики.
Таблица 5. Аппаратура акустического каротажа
[по данным НПФ «Геофизика»]
Наимено- вание Назначение (Обозначение ККЦ — контроль качества цементирования) Рабочая частота излучателя или преобразова- теля, кГц Формула зонда
МАК-3 АК и ККЦ обсадных колонн диаметром 120—550 мм 15 И1,5^0,511;
МАК-5 АК и ККЦ обсадных колонн диаметром 75—220 мм 23 иц.ото.бп^.оИз
САТ-1 Видеокаротаж необсаженных и обсаженных скважин диаметром 125—350 мм 1000 Совмещенный И—П
САТ-4 Видеокаротаж и профилеметрия скважин диаметром 125—350 мм 1000 (или 500) И0,15П-совмещен- ный датчик скоро- сти в жидкости
АРКЦ-Т-1 Сканирующий ККЦ обсадных колонн диаметром 125—350 мм 300—800 Совмещенный И—П
Проведение акустических исследований
и интерпретация их результатов
Акустические исследования проводят в скважинах, заполненных
буровым раствором, который необходим для создания акустическо-
го контакта излучателей и приемников зонда с окружающей средой.
Разгазирование бурового раствора способствует резкому повышению
затухания волн и может вызвать искажение диаграммы, особенно для
большего из зондов.
Регистрация диаграмм интервального времени At и коэффициента
а (или отношения Ах/А2) — наиболее распространенная форма пред-
ставления данных акустического метода, предусмотренная во всех
типах серийной аппаратуры.
Точку записи диаграмм для двухэлементного зонда относят к се-
редине между излучателем и приемником, а для трехэлементного
зонда — к середине между одноименными элементами зонда. Про-
тив отдельных пластов кривые tit At, Ait а и Ах/А2 по форме симмет-
ричны. Выделяют пласты большой и малой толщины. Толщина пла-
ста h считается большой, если она больше s (кривые At, а, A-JA.J или
111
I (кривые t,, АД В средней части таких пластов большой толщины на
протяжении h-s (а для кривых tt и А,— h-l) имеется площадка по-
стоянных значений (рис. 66, а). Показания вблизи границ меняются
линейно, граница пласта отмечается на середине этого линейного
участка.
В середине отдельного пласта малой толщины (h< s или h< I) так-
же имеется площадка постоянных значений, но измеряемые величи-
ны здесь не равны истинным. Так, измеренное интервальное время
At = (h/s) Atnj]+ (1-h/s) AtBM
(III.5)
где Atnj] и AtBM — истинные параметры для пласта и вмещающих по-
род.
Протяженность переходного участка на границе пласта в этом
случае равна h, а граница пласта отмечается на расстоянии s/2(Z/2)
от точки начала изменения At при приближении зонда к пласту. Если
диаметр скважины непостоянен, форма кривых усложняется. На гра-
ницах каверн возникают ложные максимумы. Их протяженность для
трехэлементного зонда равна меньшей из двух величин — длине базы
s или протяженности каверны Ькав (рис. 66,в).
Рас. 66. Кривые, полученные акустическим методом.
Кривые At, Л, и а против пластов: а — большой мощности; б — малой (h>s, h>l) мощ-
ности; в — кривая At против каверны
Рассмотренные непрерывные диаграммы регистрируют обычно
для первых вступлений волн, т. е. продольных преломленных волн.
Выделение волн других типов и определение их характеристик осу-
ществляют при регистрации ФКД или фотографировании волновых
картин. Выделить на них первые вступления (волн Р0Р1Р0) обычно
нетрудно. Вступление поперечной преломленной волны P0S1P0 (бы-
вает лишь в случае, когда usl>t;p(l) следует искать в интервале вре-
мени, в 1,7 — 2,2 раза превышающем время вступления волны Р0Р1Р0.
В разрезах с г>Р>4 км/с волна Ро81Рохарактеризуется значительно
112
большей (5 —10 раз) амплитудой, чем волна PqPjPq (см. рис. 60, а), а
видимый период волны P0S1P0 в 1,2 —1,5 раза больше такого перио-
да для волны PqPjPq. В разрезах с низким значением пР амплитуда
PqSjPq-волны снижается, а в трещинных породах она может вовсе
исчезнуть.
На фазокорреляционных диаграммах имеется дополнительный
признак поперечной волны: разность времен ее прихода для двух
пластов с разными свойствами выше, чем для продольных волн. По-
этому сдвиг фазовых линий на границе пластов у поперечных волн
более крутой по сравнению с продольными волнами.
В обсаженных скважинах волновая картина зависит от характера
контакта на границах цемента с колонной и горной породой. При же-
стких контактах на обеих границах волновая картина примерно та
же, что и в необсаженной скважине. Если контакт с колонной сколь-
зящий, четко выделяется волна Р по колонне, соответствующая ско-
рости 5,2—5,6 км/с. На муфтовых соединениях At увеличивается на
3—5 мкс/м.
На ФКД четко видны пять—десять фазовых линий волны по ко-
лонне, параллельных оси глубин. На ФКД могут быть видны также
наклонные к оси глубин линии, связанные с волнами, отраженными
от трещин, границ пластов, а в обсаженных скважинах — также от
муфт.
Область применения акустического метода
Результаты, полученные акустическим методом, используют при
литологическом расчленении разреза, выделении коллекторов, оп-
ределении их пористости и характера насыщения, контроля обвод-
нения залежей при их разработке и при решении некоторых других
геологических и технических задач (см. также гл. VIII).
Литологическое расчленение разреза по данным AM основано на
различии скоростей и частично коэффициентов затухания волн в
различных породах (см. табл, 4).
Различия в акустических свойствах песчаников, известняков,
доломитов и др. — достаточно надежный признак лишь при близких
значениях их коэффициентов пористости кл. Если кп±const, необхо-
дима комплексная интерпретация данных AM и других методов ГИС
(см. гл. VI).
При выделении гранулярных коллекторов по комплексу ГИС при-
нимают во внимание значение пористости, полученное по данным
акустического метода. По повышенному значению коэффициентов
затухания, по появлению волн, отраженных на трещинах и дающих
оси синфазности, секущие ФКД под различными углами, выделяют
трещинные коллекторы. (Подробнее об использовании акустическо-
го метода для решения этих задач, а также об определении коэффи-
циента пористости по значениям At см. в гл. VI.)
С помощью акустических каверномеров и профилемеров опреде-
ляют изменение времени прихода отраженных волн по различным
азимутам, а по значениям времени находят расстояние до стенок
8 Добрынин В.М.
113
скважины. Такие приборы особенно широко используют при иссле-
довании подземных полостей значительного диаметра (до 40 м), со-
оруженных, например, для хранения нефтепродуктов.
Свойства акустических волн используются для определения плот-
ности промывочной жидкости в скважине (АО НПФ «Геофизика» —
2002 г.). Измерение плотности бурового раствора акустическим плот-
номером основано на излучении пьезокерамическим преобразовате-
лем упругих волн в жидкость, заполняющую ствол скважины, и при-
еме ультразвуковых волн. Поглощение акустического сигнала опре-
деляется массовой толщиной слоя скважинной жидкости.
§ 2. ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Термическими методами исследования скважин изучают рас-
пределение температуры Т по стволу скважины. Их использование
для решения геологических задач основано на связи температуры в
скважине с тепловыми свойствами горных пород, с характером и
интенсивностью тепловых процессов, происходящих в недрах Зем-
ли и в системе скважина — пласт.
Различают методы естественного и искусственного тепловых
полей.
Основная задача при применении метода естественного
теплового поля заключается в изучении температуры горных
пород, которую они имели до их вскрытия скважиной; по ее измене-
нию по разрезу и по площади судят о геологическом разрезе, о геоло-
гическом строении исследуемой площади. Несколько условно к мето-
дам естественного поля относят также изучение локальных тепловых
полей, связанных с процессами растворения, окисления и др., проис-
ходящими на границе скважины с некоторыми горными породами.
Методом искусственного теплового поля изучают
нестационарные процессы теплообмена между горными породами и
скважиной. Скорость остывания (или нагрева) промывочной жидко-
сти в скважине зависит (наряду с другими факторами) от темпера-
туропроводности горных пород. Поэтому метод искусственного теп-
лового поля позволяет определять этот параметр.
Искусственное тепловое поле возникает также в эксплуатационной
скважине, и его изучение позволяет выделять нефте-, газо-, водоот-
дающие интервалы и в благоприятных случаях определять их деби-
ты. Эти вопросы, относящиеся к области контроля разработки место-
рождений, рассматриваются в гл. X.
Основные законы теплопроводности
и тепловые свойства горных пород
Передача теплоты осуществляется благодаря теплопроводности,
конвекции и тепловому излучению. В горных породах конвекция и
тепловое излучение обычно весьма малы. Учитывая это, ограничим-
ся рассмотрением лишь теплопроводности.
Как показывает эксперимент, плотность теплового потока q, т.е.
количество теплоты, проходящей в единицу времени через единич-
114
ную площадку, пропорциональна проекции gradT в данной точке на
перпендикуляр к этой площадке. Отсюда следует закон теплопро-
водности (закон Фурье):
q = Agrad7 (III.6)
где q — вектор плотности теплового потока; А — коэффициент
теплопроводности, равный, очевидно, количеству теплоты, пе-
редаваемой в 1 с через куб с единичной гранью, две противополож-
ные грани которого поддерживаются при температуре, различаю-
щейся на 1 К, а остальные грани теплоизолированы. Единица изме-
рения А — Вт/(м • К).
Величину 1/А называют удельным тепловым со-
противлением среды.
Удельная теплоемкость с — количество теплоты, которое не-
обходимо сообщить единице массы вещества, чтобы поднять темпе-
ратуру на 1 градус.
Величину
а = А/с8, (Ш-7)
где 8 — плотность среды, называют коэффициентом тем-
пературопроводности. Он определяет скорость передачи тем-
пературы в среде, разные части которой имеют различную темпера-
туру-
В табл.6 приводятся значения А и с для некоторых минералов и
горных пород. Произведения с8 для разных горных пород обычно
различаются меньше, чем значения А. Поэтому колебания темпе-
Таблицаб. Коэффициент теплопроводности X и удельная теплоемкость
с некоторых минералов, руд и газов при нормальных условиях
Минерал, руда, газ А, Вт/(м -‘С) Дж/(кг • ’С) Минерал, руда, газ А, Вт/(м ’С) С, Дж/(кг ’С)
Кварц 7,99 — Гипс 1,30 1050
Альбит 2,31 711 Кальцит — 837
Олигоклаз — 837 Доломит — 840
Ортоклаз 2,31 628 Гематит 10,40 628
(полукристал-
Микроклин 2,42 669 лический)
Биотит 1,95 — Графит 268,00 720
Мусковит 2,32 — Золото 310,00 126
Каолинит — 920 Серебро 418,00 228
Кианит 14,20 — Вода 0,56 4190
Ангидрит 4,91—5,75 500 Лед 2,23 2820
Каменная 5,35—7,22 840 Метан 0,029 2220
СОЛЬ
Барит 1,70 460 Воздух 0,024 1020
115
ратуропроводности в значительной степени повторяют изменения X
и здесь подробно не рассматриваются.
Теплоемкость твердых минералов меняется в небольших пре-
делах. Примерно в тех же интервалах меняется теплоемкость пород
с низкой пористостью [(630—840) Дж/(кг- К)]. Объемная теплоем-
кость, т. е. величина сб, для воды [4,19 • 106 Дж/(м3 • К)] выше, а для
газов с низким давлением значительно ниже, чем для твердых мине-
ралов [(2—3) • 106 Дж/(м3 • К)]. В связи с этим с увеличением порис-
тости кп объемная теплоемкость (т.е. теплоемкость единицы объема)
для водоносных пород растет, а для сухих пород снижается.
Теплопроводность основных породообразующих минералов и маг-
матических пород лежит в пределах (1,3—8,0) Вт/(м • К). Исключе-
ние составляют лавы [0,5 Вт/(м • К)].
Из-за пониженной теплопроводности газов [для метана примерно
0,03 Вт/(м • К)] теплопроводность сухих пород уменьшается с рос-
том кп (в 5 — 6 раз при кп = 30%).
Теплопроводность воды [0,56 Вт/(м • К)] при нормальных услови-
ях ниже, чем для твердых минералов, но выше, чем для газов. Заме-
на газов в порах водой приводит к росту X, (до 3 раз при кп = 30%); в
то же время в предельно водонасыщенных породах X уменьшается с
повышением кп (до 2 раз при изменении кп от нуля до 30%).
Естественное тепловое поле Земли.
Региональное тепловое поле
При бурении скважин, а также при работе добывающей или нагне-
тательной скважин температура пород, прилегающих к скважине,
может заметно отличаться от естественной температуры Те, которая
была в породах до бурения. Однако в простаивающей скважине тем-
пература этих пород и самой скважины постепенно приближается к
Те. Так, в необсаженной скважине диаметром 200 мм, заполненной во-
дой, через три недели начальное различие температур в скважине и в
пласте уменьшается примерно на порядок. Поэтому, измеряя темпе-
ратуру в длительно простаивающей скважине, можно определять
естественную температуру пород Те, изучать распределение естест-
венного теплового поля Земли по разрезу и по площади.
Основной источник тепла в Земле — распад радиоактивных эле-
ментов. Солнечное излучение играет решающую роль только в теп-
ловом режиме поверхностных слоев. Суточные колебания темпера-
тур проникают на глубину 1 — 2 м, годовые — на 10—40 м. Темпера-
тура на глубине ниже 10—40 м определяется лишь внутренним
теплом Земли. Здесь тепловой поток всегда направлен снизу вверх и
температура монотонно повышается с глубиной. Скорость роста тем-
пературы с глубиной Г = dTe/dH называется геотермическим
градиентом. Согласно закону Фурье значение Г на некоторой
глубине Н равно Г = = qn%, где qn— вертикальная составляющая
плотности теплового потока; X и £ — теплопроводность и тепловое
сопротивление пород на этой глубине.
116
Плотность теплового потока в данном районе тем ниже, чем рань-
ше закончились магматические процессы. Она минимальна на древ-
них платформах, где обычно Г= (О,66^-1,30) • 10-2К/м, имаксимальна
в зонах молодого вулканизма, где Гповышается до (3—7) • 10-2идаже
10-1К/м.
На глубинах до нескольких километров плотность потока тепла
можно считать не зависящей от глубины. Тогда значение Г против
однородного пласта будет постоянным, пропорциональным величи-
не для данного пласта. Соответ-
ственно для разреза, представленно-
го переслаиванием однородных плас-
тов, термограмма (зависимость Т от
глубины) имеет вид, показанный на
рис. 67.
Если величина qn для данного рай-
она известна, термограммы позволяют
по значениям Г и qn рассчитать удель-
ные тепловые сопротивления пород %.
Если qn не известна, удается опре-
делить относительные изменения по
разрезу.
Анизотропия горных пород, дви-
жение подземных вод вдоль проница-
Рис. 67. Диаграммы изменения
удельного теплового сопротив-
ления пород геотермическо-
го градиента Г и температуры
глубиной скважины
емых пластов и другие причины мо-
гут вызвать более интенсивный пере-
нос тепла вдоль наклонных пластов по
сравнению с поперечным направле-
нием, рост qn и Г над сводами антикли-
нальных структур по сравнению с
синклиналями. Соответственно поверхность равных температур
(геоизотермы) приподнимается над антиклиналями. Аналогичная
картина наблюдается над соляными куполами из-за повышенной
теплопроводности солей по сравнению с другими породами. Поэто-
му построение и изучение карт изотерм для некоторой глубины или
построение профилей геоизотерм позволяет обнаруживать анти-
клинальные структуры, соляные купола и решать некоторые дру-
гие задачи.
Локальные тепловые поля
Чаще всего встречаются следующие разновидности локальных
тепловых полей.
1. Положительные температурные аномалии против сульфидных
руд и углей, обусловленные экзотермическими реакциями окисле-
ния на их границе со скважиной.
2. Отрицательные аномалии против растворимых солей из-за эн-
дотермической реакции растворения.
3. Аномалии против коллекторов, поглотивших буровой раствор с
иной, чем у пласта, температурой.
117
4. Аномалии против проницаемых пластов, перекрытых не-
перфорированной колонной, связанные с интенсивной циркуляцией
вод с иной температурой, в том числе закачиваемых для поддержа-
ния пластового давления.
5. Аномалии против коллекторов, обусловленные расширением
жидкости или газа при снижении их давления, в том числе: а) анома-
лии против пластов, не отдающих газа или жидкости в данной сква-
жине; б) аномалии, возникающие при поступлении жидкости или газа
в скважину.
Аномалии 1—3 обнаруживаются через некоторое время после ос-
тановки бурения. Со временем они растут, затем медленно затухают.
Термограммы против однородных пластов по форме симметричны (пос-
ле вычитания температуры регионального теплового поля); ширина
аномалии (на половине ее высоты) несколько больше толщины пласта.
Близки по форме к описанным термоаномалии типа 4 и 5а. Они
четче всего наблюдаются в простаивающих скважинах, в которых
соответствующие пласты перекрыты неперфорированной колонной.
Аномалии типа 56 на нефтяных месторождениях малы и их обнару-
жить трудно, а на газовых месторождениях они достигают десятых
долей градуса и легко наблюдаются.
Термоаномалии, обусловленные притоком нефти, газа или воды в
скважину, в том числе эффектом Джоуля—Томсона при их дроссе-
лировании через пористую среду, могут иметь более сложную и раз-
нообразную форму. Важнейшие случаи рассмотрены в разделах,
посвященных использованию термометрии для выделения работа-
ющих интервалов (гл. X) и контроля за техническим состоянием сква-
жин (гл. VIII).
Обнаружение и изучение аномалий на термограмме, обус-
ловленных локальными тепловыми полями, позволяют выделять
пласты, обладающие перечисленными выше особенностями, оп-
ределять их мощность, судить об интенсивности соответствующих
процессов.
Искусственные тепловые поля
Нестационарные поля, изучаемые методом искусственного поля,
возникают чаще всего при заполнении скважины промывочной жид-
костью, температура которой отличается от температуры горных
пород, или же при помещении в скважину таких источников тепла,
как электронагреватели, цементный раствор (выделяющий тепло при
схватывании) и т. п.
Если пренебречь различием в температуропроводности горных
пород и промывочной жидкости внутри скважины, то изменение тем-
пературы в скважине, заполненной горячей (холодной) жидкостью,
в первом приближении можно описать уравнением
6 = 0о[1-ехр (-r|/4at)], (III.8)
где 6 — разность температур на оси скважины (Тс) и горных пород (Тп);
60 — начальное значение 6 в момент смены промывочной жидкости,
118
т. е. заполнения скважины более горячей (холодной), чем породы, жид-
костью; тс — радиус скважины; t — время, отсчитываемое с момента
смены промывочной жидкости; а — температуропроводность породы.
Изучая изменение температуры в скважине Тс во времени (повтор-
ные замеры температуры в скважине), можно в принципе определить
температуропроводность пород. При определении температуропро-
водности по выражению (IIL8) необходимо использовать результаты
измерений Тс при достаточно больших значениях t, так как при ма-
лых значениях t реальная зависимость 0=/(t) может заметно отли-
чаться от выражения (III.8) из-за того, что при его получении игнори-
ровались различия температуропроводности в пласте и в скважине, а
также из-за непостоянства температуры в породе в радиальном
направлении в момент смены промывочной жидкости, обусловленно-
го несовпадением до этого Тс и Тп. Для учета влияния всех этих факто-
ров пользуются более сложными схемами обработки данных.
Скважинные термометры
Наиболее часто для непрерывных измерений температуры в сква-
жинах используют электрические термометры сопротивления. Их
чувствительными элементами обычно являются резисторы, изготов-
ленные из материала с большим температурным коэффициентом Р,
т. е. заметно изменяющие свое электрическое сопротивление R при
изменении температуры.
В интервале температур до 200—300 °C Р = const и зависимость
К(Т) практически линейна:
R = KO[1+₽(T-TO)],
где R0 = R(T = T0).
В чувствительных элементах скважинных термометров обычно
используют медную проволоку, обладающую достаточно высоким
температурным коэффициентом (Р = 4,45 • 10 ~3 К-1).
Существуют также чувствительные элементы из полупро-
водниковых материалов (термисторы), температурный коэффици-
ент которых почти на порядок больше. Величина Р у полупроводни-
ковых материалов отрицательна и заметно меняется с изменением
температуры.
Чувствительные элементы (жгутики медной проволоки, термис-
торы и т. п.) помещают для их механической защиты в металличес-
кие трубки, обеспечив, естественно, электрическую изоляцию их друг
от друга. Конструкция термометров предусматривает свободное омы-
вание этих трубок средой, заполняющей скважину. О температуре в
скважине судят по величине злектрического сопротивления чувстви-
тельного элемента, а для ее измерения используют мостики сопро-
тивления, электронные RC-генераторы и др.
Схема электрических термометров для измерений на трех жиль-
ном кабеле представляет собой обычно мостик сопротивления, содер-
жащий четыре резистора (рис. 68, а). Одно из них R1 (или два R1 и R3,
включенные в противоположные плечи мостика) изготовлено из ма-
119
Рис. 68. Принципиальная схема
измерения температуры электро-
термометром на трехжильном ка-
беле (а) и электротермометром ТЭГ
(б)
териала с высоким значением Р и
служит чувствительным элемен-
том; три или два других выпол-
нены из материала с малым зна-
чением Р, например, из мангани-
на (Р=10 5 К-1) или константана
(Р=3 • Ю^К-1). Последние прак-
тически нечувствительны к из-
менениям температуры внешней
среды.
Сопротивления всех R.t под-
бираются равными друг другу
при некоторой заданной темпе-
ратуре То, называемой темпера-
турой равновесия мостика. Пле-
чо АВ мостика питают постоян-
ным током через одну из жил
кабеля и землю и определяют разность потенциалов, возникающую
в плече MN. Легко показать, что эта разность потенциалов линейно
зависит от температуры среды:
AU = yziR0$(T-T0). (Ш.9)
Введя понятие постоянной термометра Ст= У2гК0Р и решив (Ш.9)
относительно Т, получим формулу, используемую для определения
температуры среды по результатам измерений:
Т = Т0+Ди/Ст. (III.10)
Если регистрирующий прибор РП имеет чувствительность п (в
В/см), то получаем термограмму в масштабе п/С^ (К/см). Чтобы ди-
аграмма была достаточно дифференцированной, используют круп-
ный масштаб (малое значение п/Ст), а сдвига термограммы в пре-
делах диаграммной ленты добиваются, вводя в измерительную цепь
некоторую разность потенциалов от градуированного компенсато-
ра поляризации ГКП.
В получивших широкое распространение термометрах типа ТЭГ,
рассчитанных на работу с одножильным кабелем, измерительная
схема содержит электронный КС-генератор, период колебаний ко-
торого пропорционален сопротивлению чувствительного элемента
из медной проволоки (Rt), входящего в его колебательный контур
(рис. 68, б).
Период колебаний генератора линейно зависит от Rt, а значит, и от
температуры окружающей среды. Вырабатываемый генератором Г
120
переменный сигнал передается на поверхность по одножильному ка-
белю и выделяется на резисторе R5, выполняющем роль нагрузки ге-
нератора Г, а частота этого сигнала измеряется частотомером Ч. Об-
разующееся на выходе периодомера постоянное напряжение, пропор-
циональное частоте сигнала и температуре среды, подается на прибор
визуального наблюдения ИП и на регистрирующий прибор РП. Вып-
рямитель питает скважинный прибор постоянным током.
Преимущество ТЭГ и аналогичных ему приборов с преобра-
зованием измеряемой температуры в частотно-модулируемый сиг-
нал — их помехоустойчивость: практически отсутствие влияния уте-
чек, изменений параметров кабеля и других факторов. Если термо-
метр, находившийся в среде с температурой Тн, перенести в среду с
температурой Т, температура чувствительного элемента (а следова-
тельно, показания термометра) приближается к Т не мгновенно, а
постепенно. Скорость этого приближения зависит от конструкции
термометра, тепловых свойств конструкционных материалов и ок-
ружающей среды. Это явление называют тепловой инерцией термо-
метра. Показания датчика (или, что то же, его температура Тд), по-
мещенного в среду с температурой Т и имевшего до этого момента
температуру Тн изменяется во времени по закону
Тд=Тн+(Т-Тн)[1-ехр (-t/T)].
Таким образом, разность температур датчика и внешней среды
уменьшается во времени экспоненциально от начального значения
Т—Тн до нуля при t = oo. Скорость снижения разности зависит от па-
раметра т, поэтому эта величина (имеющая размерность времени)
называется постоянной времени или тепловой инерцией термомет-
ра. За время, равное т, начальная разность температур датчика и
внешней среды (погрешность в определении температуры среды)
уменьшается в е раз.
Тепловая инерция термометра тем меньше, чем больше по-
верхность датчика и коэффициент теплоотдачи и чем меньше теп-
лоемкость датчика.
Из-за тепловой инерции показания термометра, движущегося со
скоростью v, отстают от изменения истинной температуры по сква-
жине на величину Гто. Тепловая инерция как бы сдвигает диаграмму
на величину Az = to. Если признать допустимым сдвиг диаграммы на
Az, то скорость регистрации не должна превышать
vmax=Az/T. (111.11)
Например, при Az = 0,3м и т=3с итах=0,10 м/с = 360 м/ч.
Термические исследования в скважинах предъявляют некоторые
специфические требования к подготовке скважин сверх обычных,
выполняемых при всех ГИС.
При исследованиях с целью определения естественной темпе-
ратуры горных пород скважина перед измерениями должна нахо-
диться в состоянии покоя в течение времени, необходимого для вос-
приятия скважиной температуры горных пород с достаточной точ-
121
ностью. Это время в зависимости от начального различия в темпера-
туре скважины и породы, диаметра скважины, а также глубины зоны
нарушения естественного теплового поля вокруг скважины может
меняться от 1 до 50 сут, а иногда и более.
При исследованиях с целью определения температуропроводности
горных пород методом искусственного теплового поля скважина дол-
жна быть промыта жидкостью, температура которой не менее чем на
3 °C отличалась бы от температуры исследуемых пород.
При изучении локальных тепловых полей обычно необходимо
простаивание скважины в течение нескольких десятков часов. Ано-
малии дросселирования проявляются через десятки минут. Чтобы
уменьшить перемешивание среды в стволе скважины до измерения
температуры, регистрацию диаграмм, как правило, проводят при
спуске прибора.
Максимально допустимую скорость движения прибора по сква-
жине определяют по формуле (III. 11). Обычно рекомендуют скорость
104/т (м/ч) при общих исследованиях и 120/т (м/ч) при детальных
(где Т — тепловая инерция термометра, с).
Область применения и основы интерпретации
данных термометрии
Разнообразие тепловых процессов в горных породах позволяет
использовать термометрию для решения значительного круга задач,
которые можно объединить в следующие группы: 1) изучение геоло-
гического разреза скважины; 2) решение региональных геологичес-
ких задач; 3) контроль разработки месторождений; 4) изучение тех-
нического состояния скважин.
Последние две группы задач рассмотрены в гл. VIII и X.
Геологический разрез скважин изучают методами как есте-
ственного (регионального и локального), так и искусственного тепло-
вых полей.
Методом регионального поля в разрезе скважин, простоявших
достаточное время, выделяют интервалы, отличающиеся значения-
ми Г, а значит, и При известной плотности теплового потока по фор-
муле £,= Г/дп вычисляют значение £,.
Метод локального теплового поля позволяет определять ме-
стоположение в разрезе скважины углей, сульфидных руд, лег-
корастворимых солей, коллекторов, поглотивших раствор, а также
пластов, охлажденных (нагретых) в результате интенсивного дви-
жения пластовых вод.
Метод искусственного теплового поля позволяет дифференцировать
породы по их температуропроводности, а в благоприятных случаях ко-
личественно определять этот параметр. Наиболее точные данные по-
лучаются при неоднократных повторных замерах температуры после
того, как буровой раствор (в скважине с близким к установившемуся
тепловым режимом) быстро меняют на раствор иной температуры.
Решение качественных задач, например, расчленение разреза на
пласты, различающиеся температуропроводностью, возможно по
122
единичной термограмме, зарегистрированной через некоторое опти-
мальное время после теплового возмущения. На диаграммах 6 = АТ,
получаемых вычитанием из измеренных температур Т температу-
ры Те регионального поля, породам с высокой по сравнению с вмеща-
ющими породами температуропроводностью соответствуют отрица-
тельные аномалии (при заполнении скважин буровым раствором,
более горячим, чем породы).
По значениям £ и а, определяемым методом регионального или
искусственного теплового полей, можно судить о типе горных пород,
пройденных скважиной, выделять газоносные пласты, характеризу-
ющиеся понижением Е, и а.
Для решения региональных геологических задач строят гео-
логические профили, на которые по результатам исследования от-
дельных скважин методом регионального теплового поля наносят
линии равных температур (геоизотермы), карты температур (карты
геоизотерм) на заданной глубине, карты термоизогипс (карты рав-
ных глубин, соответствующих данной температуре, т. е. карты по-
верхности изотерм).
На картах геоизотерм на заданной глубине наблюдается возрас-
тание температур над антиклиналями, над соляными куполами и
другими телами с повышенной теплопроводностью. Та же структу-
ра на картах термоизогипс отмечается уменьшением глубин поверх-
ностей изотерм. Частный случай карт термоизогипс — карта гипсо-
метрии нижней границы зоны вечной мерзлоты, т. е. глубины нуле-
вых значений температуры. Эти границы легко определяются по
данным многих геофизических методов. Как показано Д. И. Дьяконо-
вым, изолинии на таких картах во многих случаях повторяют изо-
гипсы структуры нижележащих, отложений.
Термические методы широко используют для решения гид-
рогеологических задач, например, обнаружения водоносных, пластов
в разрезах скважин. На диаграммах метода искусственного теплового
поля водоносным (а также нефтеносным) пластам часто соответству-
ют аномалии повышенных (если ТС<ТП) или пониженных (ТС>ТП) тем-
ператур, обусловленных большей температуропроводностью этих
пластов по сравнению с вмещающими глинами. На диаграммах уста-
новившегося (естественного) теплового поля водоносные комплексы
часто характеризуются почти нулевыми значениями Г, т. е. примерно
постоянной температурой, причем повышенной по сравнению с тем-
пературой, которая была бы при отсутствии источников тепла.
Особенно велика роль термометрии при изучении горячих вод в
районах современной вулканической активности, в частности, при
исследованиях с целью использования глубинного тепла.
§ 3. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
При изучении разрезов скважин, особенно для выделения неф-
тегазоносных пластов, применяют ряд физико-химических методов,
объединяемых под названием геохимических. Наибольшее распро-
странение получили газометрия скважин и методы изучения шла-
123
ма, относящиеся к числу прямых методов исследования разрезов
скважин.
Газометрия скважин
При проведении газометрии скважин исследуют содержание уг-
леводородных газов в буровом растворе, выходящем из скважины
на поверхность. Наибольшую информацию о продуктивности пород
дают предельные углеводороды от метана СН4 до гексана С6Н14. Оп-
ределенную информацию несут некоторые другие углеводороды (не-
предельные, изомерные соединения).
При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, на-
ходившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и вы-
носятся с ним на поверхность.
Концентрация углеводородов в буровом растворе прямо про-
порциональна объему породы, разрушаемой долотом в единицу вре-
мени, произведению коэффициентов пористости кп и нефтегазона-
сыщения кт, пластовому давлению рпл (в газоносных пластах) или
газовому фактору G поровой жидкости (в нефте-, водонасыщенных
породах) и обратно пропорциональна расходу Q бурового раствора в
единицу времени. Чтобы при интерпретации вычислить содержание
газа в единице объема пласта, необходимо параллельно с газосодер-
жанием выходящего бурового раствора Гвых регистрировать его рас-
ход QBbIX и скорость бурения г>б, учитывать диаметр скважины.
Существуют две разновидности газометрии; в процессе бурения и
после бурения. В первом методе газосодержание выходящего бурового
раствора исследуют одновременно с бурением. При исследовании вто-
рым методом скважина должна предварительно простоять в течение
времени, необходимого для обогащения газом неподвижного бурового
раствора, заполняющего пробуренный ранее ствол, вследствие диффу-
зии газов из пластов. После этого возобновляют циркуляцию раствора
без бурения и регистрируют изменение газосодержания выходящего
раствора в зависимости от времени, прошедшего после восстановления
циркуляции. При постоянстве циркуляции и диаметра скважины это
время соответствует (в некотором масштабе) глубине скважины, отку-
да выносится буровой раствор. Г азометрию после бурения применяют
в небольшом объеме для повышения чувствительности исследований и
выявления продуктивных пластов, которые по тем или иным причинам
могли быть пропущены при газометрии в процессе бурения.
Осложняет интерпретацию результатов газометрии наличие ра-
створенного газа в водоносных пластах, являются помехами для га-
зометрии в процессе бурения также послевлияние вышележащих
продуктивных пластов и опережающее проникновение фильтрата
бурового раствора в пласт, оттесняющее часть нефти и газа из поро-
ды еще до ее разбуривания.
Основной вид газометрии — газометрия в процессе бурения
(рис. 69), которая заключается: 1)в непрерывной дегазации части вы-
ходящего бурового раствора с помощью дегазатора, устанавливае-
мого на поплавках вблизи устья скважины; 2) в определении компо-
124
Рис. 69. Схема газометрии скважин.
I — дезагазотор: 1 — желоб буровой; 2 — корпус дегазатора; 3 — электродвигатель
дегазатора, 4 — лопастная вертушка; II — газовоздушная линия от дегазатора к стан-
ции; III— суммарный газоанализатор: 5 — отстойник с водой для очистки газовоз-
душной смеси от механических примесей; 6 — ротаметр для измерения расхода смеси
через камеру детектора; 7 — ротаметр для регулирования расхода смеси; 8 — рота-
метр для измерения расхода смеси через хроматермограф; 9, 10 — камеры с рабочим
и компенсирующим элементами катарометра; 11 — реохорд для балансировки изме-
рительного моста; 12 — переменный резистор для регулирования напряжения пита-
ния моста; 13 — вентиль для регулирования расхода смеси по ротаметру 7; IV — реги-
стратор суммарных газопоказаний; V — установка вакуум-насоса: 14 — ресивер (ем-
кость вакуум-насоса); 15 — вакуумметр; 16 — вакуум-насос; 17 — вентиль для
регулирования расхода смеси по ротаметру 6; VI — установка компрессора: 18 —
фильтр для очистки воздуха; 19 — компрессор; 20 — ресивер компрессора; 21 — мано-
метр; 22 — вентиль для регулирования давления в пневматической линии; VII — хро-
мотермограф; 23а и 236 — краны дозатора; 24 — дозатор; 25 — разделительная колон-
ка; 26 — командный прибор для регулирования нагрева колонки и ее охлаждения; 27 —
синхронный электродвигатель командного прибора; 28-фильтр; 29 — плазменно-
ионизационный детектор; 30 — вентиль для регулирования расхода воздуха через
детектор; VIII — регистрирующий прибор хромотермографа; IX — генератор водоро-
да для питания детектора хромотермографа
нентного состава газовой смеси, выделенной дегазатором; 3) в опре-
делении глубин поступления газа в буровой раствор.
Дегазация бурового раствора осуществляется дегазаторами раз-
личного типа. Наиболее распространенные типы дегазаторов пред-
ставляют собой небольшую камеру, удерживаемую двумя поплав-
ками на плаву в желобе, по которому течет буровой раствор, выхо-
дящий из скважины. Газовая смесь, выделяющаяся в результате
естественной дегазации жидкости вместе с некоторым количеством
воздуха, отсасывается под действием слабого вакуума, создаваемо-
го установкой. Для увеличения поверхности дегазируемой жидко-
сти внутри камеры имеются ребра; для этой же цели проводится
125
дробление потока с помощью лопастной вертушки 4, приводимой в
действие электродвигателем.
Для сглаживаний пульсаций газосодержания газовоздушной сме-
си в дегазаторах предусмотрен интегральный контур. Извлеченная
из бурового раствора газовоздушная смесь снова поступает в дега-
зируемую порцию жидкости через интегрирующий контур с аэра-
тором, который представляет собой сосуд или трубку с большим чис-
лом мелких отверстий, обеспечивающих барботирование газовоз-
душной смеси через буровой раствор. В результате происходит
усреднение состава газовоздушной смеси за некоторое время и, сле-
довательно, сглаживание кратковременных пульсаций.
Часть газа из интегрирующего контура направляется на га-
зоанализаторы газометрических (газокаротажных) станций, ус-
танавливаемых на специальных автомобилях или прицепах.
Суммарное содержание углеводородов в газовой смеси определя-
ется в пульте суммарного газоанализатора с помощью катарометра.
Он устанавливает содержание углеводородных газов (имеющих боль-
шую теплопроводность по сравнению с воздухом) по различию теп-
лопроводности газовоздушной смеси, проходящей через рабочую
камеру 5, и чистого воздуха, подаваемого в компенсационную каме-
ру 10. Чувствительные элементы (резисторы), помещенные в эти
камеры, служат плечами моста постоянного тока и несколько нагре-
ваются током питания моста. С помощью реохорда 11 мост баланси-
рует при пропускании через обе камеры чистого воздуха. При нали-
чии в исследуемой смеси углеводородных газов, повышающих
теплопроводность в рабочей камере, изменяется степень охлажде-
ния ее чувствительного элемента, а значит, и электрическое
сопротивление последнего, т.е. равновесие мостика нарушается.
Связь величины тока, появляющегося при этом в измерительной
диагонали места, с содержанием углеводородных газов смеси устанав-
ливают путем калибровки, продувая камеру 9 смесями известного со-
става. Регистрирующий прибор, включенный в диагональ моста, фик-
сирует суммарное содержание углеводородных газов на диаграммной
ленте в функции истинных глубин, вычисляемых специальным бло-
ком станции, называемым запоминающим устройством.
Компонентный состав углеводородов определяют с помощью га-
зовой хроматографии. Основная часть хроматографа — раз-
делительная хроматографическая колонка — трубка из йержа-
веющей стали, заполненная сорбентом — тонкоизмельченным по-
ристым веществом, например силикагелем. При пропускании
анализируемой смеси через колонку метан практически не сор-
тируется и проходит вместе с воздухом, выступающим здесь в роли
инертного для детектора хроматографа газоносителя. Остальные,
лучше сорбирующиеся углеводородные газы проходят через колон-
ку с запаздыванием тем большим, чем выше номер предельного уг-
леводорода. Для ускорения процесса и улучшения разделения от-
дельных компонентов газа применяют способ хроматермографии:
колонку нагревают по заданной программе, а после выделения пос-
126
леднего компонента охлаждают. Таким образом, работа хроматог-
рафа дискретна. Длительность цикла бмин. Анализируемая смесь
подается в трубку периодически с помощью кранов дозатора.
Объемы компонентов газа, выходящих из разделительной трубки,
измеряют пламенно-ионизационным детектором. Он содержит водо-
родную керамическую горелку, сопло которой помещено между дву-
мя цилиндрическими электродами, поддерживаемыми под высоким
напряжением. При прохождении через горелку чистого воздуха его
ионизации в водородном пламени практически не происходит. Если в
потоке воздуха имеются углеводороды, то появляется интенсивная
ионизация и возникает ток между электродами. Преимущество тако-
го детектора — нечувствительность к наличию в анализируемой сме-
си водорода, обычно присутствующего в буровом растворе из-за кор-
розии бурильных труб. Непрерывно регистрируя ток на выходе де-
тектора, получают хроматограмму, представляющую собой кривую с
рядом пиков, площади которых пропорциональны содержанию соот-
ветствующих компонентов газовой смеси. Для повышения произво-
дительности анализов в современных газометрических станциях пре-
дусмотрены электронные блоки, измеряющие непосредственно пло-
щади под пиками или регистрирующие их амплитуды. Значения
амплитуд для шести компонентов (Cj—С6) фиксируют на диаграмм-
ной ленте дискретно с некоторым шагом по глубине.
Истинная глубина скважины, откуда вынесла информацию ана-
лизируемая порция бурового раствора, меньше глубины забоя в мо-
мент анализа на величину отставания ее по глубинам, т. е. на величи-
ну проходки за время движения бурового раствора от забоя до по-
верхности. Чтобы обеспечить регистрацию диаграмм газометрии в
функции истинной глубины, сигнал от анализаторов задерживают с
помощью линии задержки (запоминающие устройства) на величину
отставания по глубинам. Эту величину вычисляют исходя из инфор-
мации о расходе бурового раствора и скорости бурения, получаемой
с помощью специальных датчиков глубин и измерителя объема бу-
рового раствора, эвакуируемого из скважины. Эту же информацию
используют для автоматического вычисления коэффициента раз-
бавления Е, равного объему бурового раствора, приходящегося на
единицу объема выбуренной породы. Разделив результаты опреде-
ления газосодержания бурового раствора на этот коэффициент, учи-
тывают зависимость данных газометрии от режимов бурения и пе-
реходят к величине, пропорциональной приведенному газосодержа-
нию, т.е. содержанию газов в единице объема разбуренной породы.
Для определения этой величины необходимо учесть степень дегаза-
ции (коэффициент дегазации) дегазатора и некоторые другие харак-
теристики газометрической станции.
Результаты газометрии используют: а) для оперативного выде-
ления интервалов поглощения и притока, прогнозирования нефте-
газовых пластов непосредственно в процессе исследований с целью
перевода бурения на режим, установленный для вскрытия продук-
тивных пластов (предварительная интерпретация, оперативное зак-
127
лючение); б) для оценки характера насыщения коллекторов, выде-
ленных другими методами на этапе комплексной интерпретации всех
данных ГИС.
Появление поглощения или притока определяют по диаграммам
расхода бурового раствора на выходе скважины QBb,x и дифферен-
циального расхода Qn, равного разности расходов на выходе и входе
скважины. Рост <2ВЫХ и Qn говорит о притоке, а уменьшение QBbIX и
Qn — о поглощении бурового раствора.
Прогнозирование продуктивных пластов до их вскрытия основано
на обогащении углеводородами пород-покрышек, перекрывающих
продуктивные пласты, причем поле легких углеводородов распрост-
раняется выше, чем поле тяжелых. При приближении к залежи газо-
содержание бурового раствора и доля тяжелых компонентов возрас-
тают, что можно обнаружить при высокочувствительном анализе.
Для определения продуктивных пластов на этапе предвари-
тельной интерпретации выделяют аномалии на диаграммах суммар-
ного газосодержания и приведенного газосодержания, которые при-
ближенно вычисляют с помощью станции путем введения поправ-
ки за значения коэффициентов разбавления и дегазации, но без уче-
та фонового газосодержания в буровом растворе, закачиваемом в
скважину. Для каждого аномалийного интервала строят кривые
компонентного состава газа и сравнивают их с эталонными кривы-
ми компонентного состава для типовых залежей данного района
(рис. 70). Если фактическая и одна из эталонных кривых близки, то
делают предварительный вывод о соответствующем насыщении
пласта (водоносный, нефтеносный и т.п.). Далее средние приведен-
ные газопоказания для исследуемого аномалийного интервала срав-
нивают с аналогичными величи-
Рис. 70. Эталонные кривые компо-
нентного состава газа для Саратовс-
кого Поволжья (по Л. М. Чекалюку).
Пласты, содержащие: 1 — нефть; 2 —
нефть и газ; 3 — газ
нами полученными для продук-
тивных пластов залежей, изу-
ченных ранее, залегающих на
близких глубинах.
Окончательную интерпрета-
цию результатов газометрии на
этапе комплексной интерпрета-
ции всех материалов ГИС осу-
ществляют следующим образом.
Сопоставляя диаграммы при ве-
денных газопоказаний с данны-
ми других методов ГИС, на диаг-
рамме отмечают интервалы кол-
лекторов, выделяемых па комп-
лексу данных ГИС. Затем пере-
ходят к определению характера
насыщения тех интервалов кол-
лекторов, к которым приурочены
аномалии приведенных газосо-
держаний. Усредняя результаты
128
компонентного анализа газа в интервале пласта-коллектора, строят
усредненную кривую компонентного состава для каждого пласта.
Вычисляют более точные значения приведенных газопоказаний, вно-
ся поправку в кривую газопоказаний за наличие фоновых газопока-
заний Гф в буровом растворе, закачиваемом в скважину, и за размыв
аномалии при подъеме раствора на поверхность. Для этого из изме-
ренных суммарных показаний вычитают фоновые, а среднее значе-
ние разностных; величин против аномалии умножают на отношение
мощности аномалии к мощности коллектора. Умножив далее полу-
ченную величину на коэффициенты дегазации и разбавления, нахо-
дят приведенные газопоказания Гпр.
Если кривая компонентного состава подобна кривой для газовых
пластов, вычисляют газосодержание пласта (в %) по формуле Гсум=
= 0,037Гпр zT/рпл, где Т — пластовая температура, К; рпл — пласто-
вое давление, МПа; z — коэффициент сверхсжимаемости газа.
Полученная величина Гсум может быть ниже истинного га-
зосодержания пласта (равного кпкг) из-за явления опережающего
проникновения фильтрата в пласт. Для оценки характера насыще-
ния пласта суммарное газосодержание Гсум сравнивают с его значе-
ниями для типичных водоносных и газоносных пластов. Если кри-
вые компонентного анализа близки к таковым для нефтеносных или
нефтегазоносных пластов, вычисляют остаточное (после опережаю-
щего проникновения фильтрата) нефтегазосодержание пласта Гнг по
формуле Гнг=100 Гпр В/G, где В — коэффициент увеличения объема
нефти в пластовых условиях; G — газовый фактор нефти.
Расчетную величину Гнг сравнивают с величинами, типичными
для водоносных и нефтеносных пластов данного района. В большин-
стве районов нефтеносным пластам соответствуют значения Гнг бо-
лее 5%, для водоносных — менее 5%.
Люминесцентный анализ шлама
Определенную информацию о пройденных скважиной породах
можно получить, отбирая и исследуя шлам, т. е. частицы разбуренной
породы, выносимой раствором.
Отбирают шлам раздельно по габаритным фракциям с помощью
автоматического шламоотборника. Отбор фракций различного раз-
мера (обычно до 3,3 — 5 и свыше 5 мм) позволяет повысить точность
учета запаздывания шлама при вычислении истинной глубины пла-
ста, из которого выбурена порода.
Скорость подъема частицы шлама меньше скорости движения
бурового раствора в затрубном пространстве на величину скорости
се диме нта ции:
Vced Кфу1а(&„-&Р)/8Р.
где Кф— коэффициент, зависящий от формы частицы; d — диаметр
шара, объем которого равен объему частицы; 8П, 8р — плотность час-
тицы шлама и бурового раствора.
9 —- Добрынин ВЫ
129
Зная расход бурового раствора и объем затрубного пространства
скважины, вычисляют скорость подъема раствора и затем с учетом
исед— скорость подъема частиц данного размера. Затем с учетом глу-
бины скважины и скорости бурения определяют отставание по глуби-
не —- мощность интервала, пробуренного за время подъема шлама от
забоя до поверхности, и, наконец, истинную глубину отбора шлама.
Отобранный шлам отмывают от глинистого раствора, высушива-
ют, описывают, проводят исследования карбонатности, пористости
и осуществляют люминесцентный и битуминологический анализы.
По петрографическому описанию шлама с учетом результатов
оценки карбонатности строят литологическую колонку. Открытую
пористость по шламу определяют для интервалов коллекторов, вы-
деленных по данным ГИС. Люминесцентный и битуминологический
анализы служат для уточнения характера насыщения пластов.
С помощью люминесцентного анализа обнаруживают битумы в
шламе (или буровом растворе) по их люминесценции под действием
ультрафиолетовых лучей. Для этого служит люминоскоп, входящий
в комплект газометрических станций. Люминоскоп — это светонеп-
роницаемая камера, внутри которой находится источник ультрафи-
олетового излучения — кварцевая лампа. Свет лампы проходит че-
рез фильтр (стекло Вуда), непроницаемый для видимой части спек-
тра излучения и пропускающий лишь его ультрафиолетовую часть.
Ультрафиолетом облучают исследуемый образец шлама (или жид-
кости) и визуально определяют интенсивность и цвет его свечения,
форму люминесцентного пятна. Для повышения чувствительности
анализа на очищенную поверхность шлама наносят каплю хлорофор-
ма и наблюдают свечение на месте нанесения капли.
При очень высоком содержании битумов наблюдается кон-
центрационное гашение люминесценции. При умеренно большом со-
держании битумов люминесценция проявляется в виде светящегося
пятна, при среднем — в виде кольца, при малом — в виде отдельных
точек. Цвет люминесценции зависит от состава битумоидов; желто-
голубоватый, исчезающий по мере испарения хлороформа, —для
легких битумоидов; желтый, переходящий в коричневый при испа-
рении растворителя, — для тяжелых битумоидов с большим содер-
жанием смол и асфальтенов,
В некоторых породах люминесценция может быть связана не с
битумами, а с урановыми и некоторыми другими минералами (на-
течные формы кальцита). Исключения этой помехи и повышения
чувствительности анализа на битумы можно добиться, если экстра-
гировать битумы из шлама хлороформом или петролейным эфиром,
а затем изучать люминесценцию и оптическую плотность получен-
ного экстракта. По цвету люминесценции экстракта судят о типе би-
тума, а по плотности экстракта, определяемой с помощью электро-
фотокалориметра, — о концентрации битумов в растворителе. Хло-
роформом экстрагируются все компоненты битумов (асфальтены,
смолы, масла), а петролейным эфиром —смолы и масла. Учитывая
массу экстрагированного образца шлама, объем использованного
130
растворителя, от концентрации битума в хлороформенном экстрак-
те переходят к содержанию битума в единице массы шлама.
Различие битумосодержания в двух типах экстракта (хлорофор-
менном и петролейном) характеризует содержание асфальтенов.
Высокое значение этого параметра характерно для битуминозных
пород и пород с тяжелыми окисленными нефтями.
§ 4. КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ
В последние годы резко расширился комплекс геофизических ис-
следований, проводящихся одновременно с процессом бурения. Этот
комплекс включает следующие группы методов, основанные на изу-
чении: а) показателей бурения; б) характеристик гидравлической си-
стемы при бурении; в) изменения свойств бурового раствора при бу-
рении; г) свойств шлама.
При такой классификации газометрия скважин, рассмотренная
выше, — один из методов группы «в», а люминесцентный анализ —
группы «г».
Кроме того, в процессе бурения могут проводиться исследования
и обычными электрическими, радиоактивными, акустическими зон-
дами, расположенными внутри колонны бурильных труб, или ском-
понованными в виде специальных устройств над долотом. Для пере-
дачи информации могут использоваться различные линии связи (про-
водная электрическая, гидравлическая—по потоку бурового
раствора, по бурильным трубам, через горные породы).
Некоторые виды информации, получаемой в процессе бурения,
трудно или даже невозможно получить при исследованиях после
бурения. Преимущество исследований непосредственно в процессе
бурения заключается также в их оперативности. По ним можно су-
дить, в частности, об оптимальности самого процесса бурения и при-
нимать соответственно оперативные меры по его улучшению. Если
же по данным этих методов будет получено указание на возможное
вскрытие коллекторов (или других пород, представляющих интерес),
бурение можно немедленно прекратить и провести дополнительные
исследования другими методами для получения более полной инфор-
мации о вскрытом разрезе.
Методы изучения показателей бурения
К этой группе относятся методы изучения скорости (продолжи-
тельности) бурения, числа оборотов долота и веса инструмента (на-
грузки на долото). Важнейшим среди всех является метод продол-
жительности бурения (механический каротаж). Он основан на изу-
чении времени, затрачиваемого на бурение определенных интервалов
глубины. На первом этапе развития метода рабочую (ведущую) тру-
бу размечали на метровые интервалы и записывали время, за кото-
рое каждая метка подходила к столу ротора.
Наиболее совершенным является способ регистрации кривой продол-
жительности бурения при проведении детального механического каро-
131
тажа (ДМК) с регистрацией времени бурения небольших интервалов (0,2
или 0,4 м). Для этого в состав газокаротажных станций или специаль-
ных автоматических станций контроля параметров бурения (АСПБ)
включают датчики глубин, связанные с ходовым концом талевого кана-
та. Станции АСПБ автоматически регистрируют диаграмму продолжи-
тельности бурения на диаграммной ленте, протягиваемой с шагом кван-
тования по глубине 25, 50 или 100 см. Запись осуществляется на трех
масштабах продолжительности бурения At6:0—3; 0—7,5 и 0—15 мин/
м. На таких диаграммах достаточно четко проявляются изменения At6 в
довольно большом диапазоне (от 4 до 1000 м/ч).
Скорость проходки зависит от технологических параметров бу-
рения (тип долота, число его оборотов, нагрузка на долото, вязкость
бурового раствора и т. п.), от дифференциального давления (разно-
сти пластового рп„ и забойного р3 давлений) и от прочностных свойств
пород — их критического напряжения окр, называемого также пре-
делом прочности или коэффициентом крепости. Этот параметр, ха-
рактеризующий сопротивляемость горных пород разрушению доло-
том, является сложной функцией временных сопротивлений поро-
ды на сжатие и срез и зависит от характера разрушающей нагрузки
(динамическая и статическая). Определив по данным ДМК величи-
ну окр, можно судить о типе проходимых пород.
В обломочных породах величина окр зависит в основном от проч-
ности цемента и его связи с частицами породы. Для карбонатов и пес-
чаников <ткр обратно пропорционально коэффициенту пористости.
Поэтому высокопористым породам соответствует повышение скоро-
сти бурения (понижение At6). Наибольшие значения окр (при прочих
равных условиях наибольшее значение At6) характерны для магма-
тических, метаморфических и сильно сцементированных осадочных
пород. Пористым песчаникам, известнякам и доломитам соответству-
ют средние значения At6, мелу и пескам — низкие. Значения Atg для
глин растут с глубиной.
Связь продолжительности проходки с критическим напряжением
и с технологическими параметрами описывается приближенной фор-
мулой
At6=FvKp/cnG (Ш.12)
где F — начальная опорная поверхность долота; п — число оборотов
долота; G — нагрузка на долото; с — коэффициент размерности.
Поскольку в формулу (Ш.12) входят число оборотов долота и на-
грузка на него, то эти параметры также непрерывно регистрируются
в процессе ДМК.
Для исключения технологических параметров, упрощения ин-
терпретации в ряде районов можно использовать относительный
параметр AT = At6/At6_on, где At6.on — продолжительность бурения в
некотором опорном пласте, пройденном тем же долотом. В Запад-
ной Сибири в качестве такого пласта принимают обычно глины, рас-
положенные вблизи исследуемого пласта и пройденные при том же
режиме бурения.
132
Для оценки прочностных свойств пород предложено также исполь-
зовать количество энергии А, затрачиваемой при бурении на разру-
шение единицы объема породы и называемой удельной энергоемкос-
тью пород:
A=W/v6S, (III.13)
где W — мощность, реализуемая на забое; 5 — площадь забоя; и6 —
скорость бурения.
Установлено, что во многих районах наименьшая энергоемкость
характерна для пород-коллекторов с повышенными пористостью и
проницаемостью.
Методы изучения характеристик гидравлической системы
Эти методы основаны на непрерывном наблюдении за давлением
ру на устье скважины (метод давления) и за разностью AQ = QBX- ©вых
расходов бурового раствора на входе в скважину QBX и па выходе из
нее QBbIX (фильтрационный метод).
Фильтрационный метод
При вскрытии коллекторов возможно значительное изменение
объема бурового раствора за счет поглощения фильтрата (если за-
бойное давление р3 больше пластового рпл) или притока жидкости из
пласта (р3<рпл). В первом случае AQ > 0, во втором AQ < 0. При буре-
нии абсолютно непроницаемых пород AQ = 0. Различие в значениях
QBX и QBbIX ощущается на поверхности практически с момента начала
вскрытия коллекторов.
Если р3<рпл, то абсолютное значение разности AQ за время раз-
буривания пласта-коллектора растет, а затем стабилизируется. Если
р3>Рпл> то за время бурения пласта-коллектора растет, но затем
обычно уменьшается из-за образования глинистой корки и зоны коль-
матации на стенке скважины.
По максимальным значениям AQ в обоих случаях можно судить о
гидропроводности пласта Ah • кир/ц, где Ah — мощность вскрытой ча-
сти пласта; Ц — вязкость фильтрующейся жидкости (фильтрат или
пластовая вода); кпр — проницаемость породы. Непрерывные изме-
рения по глубине позволяют изучить профиль фильтрации.
Помехи при фильтрационном методе возникают из-за ухода
фильтрата и бурового раствора во вскрытые ранее пласты-кол-
лекторы (или из-за поступления воды из них, если р3<рпл).
Вместо измерения дебитов бурового раствора на входе и выходе
скважины можно также наблюдать за изменением во времени объе-
ма бурового раствора в амбаре. При прохождении коллекторов, по-
глощающих фильтрат, объем бурового раствора в амбаре умень-
шается, а при водоотдаче из вскрываемых пластов— увеличивает-
ся. Однако при этом следует иметь в виду возможности появления
небольших сложных колебаний уровня в течение нескольких де-
сятков секунд после включения или выключения насосов. Они обус-
ловлены тем, что при остановке насоса всасывание бурового раство-
133
ра мгновенно прекращается, а сток его по желобу в амбар еще про-
должается. Наоборот, при включении насоса в работу буровой ра-
створ засасывается, а стока его из желоба в амбар в течение неко-
торого времени еще нет.
Метод давления
Этот метод основан на непрерывной регистрации давления ру на
стояке манифольда в функции глубин. При бурении непроницаемых
пород на постоянном режиме это давление плавно растет с глубиной,
а при вскрытии коллекторов (имеется в виду случай р3>рпл) умень-
шается за счет фильтрации бурового раствора и разрядки зоны по-
вышенного давления в поддолотном пространстве. Этот эффект прак-
тически мгновенно отражается на величине ру.
Величина эффекта зависит от разности р3—рпл и позволяет су-
дить о пластовом давлении рпл. Поэтому этот метод (кроме выделе-
ния коллекторов) может использоваться и для выделения зон с ано-
мально высокими (АВПД) или аномально низкими (АНПД) пласто-
выми давлениями.
Методы изучения свойств бурового раствора
Для получения информации о проходимых скважиной породах и
об изменениях условий бурения предложено регистрировать (в фун-
кции глубины скважины) такие параметры бурового раствора, как
нефте- и газосодержание (геохимические методы, см. § 3), темпера-
тура (желобная термометрия), плотность, вязкость, радиоактивность,
электрическое сопротивление и др.
Желобную термометрию осуществляют с помощью термометра,
расположенного как можно ближе к скважине. При бурении одно-
родной толщи пород с постоянным геотермическим градиентом по-
род Г температура бурового раствора в желобе Тр монотонно, почти
линейно увеличивается с ростом глубины скважины Н. При прочих
равных условиях чем выше значение Г, тем больше и скорость изме-
нения 7р в желобе при углублении скважины. Это позволяет исполь-
зовать диаграммы gradTp для изучения геотермического градиента
Г, в частности, для выделения зон АВПД, вызывающих увеличение
пористости, а следовательно, и теплового сопротивления глин и
геотермического градиента.
Опыт показал также зависимость gradTp от проницаемости по-
род; против проницаемых пород gradTp ниже, чем против непрони-
цаемых пластов. Это объясняется: а) низкой энергоемкостью прони-
цаемых пород, вследствие чего при их бурении выделяется меньше
тепла; б) вытеснением воды из проницаемых пород (под долотом) из-
за опережающего проникновения более холодного фильтрата буро-
вого раствора, что понижает температуру разбуриваемых пород и
шлама, поступающего в буровой раствор. Обе указанные причины
приводят к снижению Тр и gradTp.
Надежное использование диаграмм gradTp для выделения коллек-
торов и зон с АВПД возможно лишь тогда, когда непрерывно регист-
134
рируют и учитывают при интерпретации все другие факторы, влия-
ющие на Тр (изменение диаметра скважины; скорость циркуляции
бурового раствора; число оборотов долота; колебания температуры
окружающей среды и др.).
При измерении удельной электропроводности бурового раствора в
желобе с помощью поверхностного резистивиметра обнаруживается
попадание в него относительно небольших количеств пластовой воды,
так как обычно ее электропроводность значительно выше электропро-
водности бурового раствора. Если при бурении р3<рпл, то по мере
вскрытия коллектора удельное электрическое сопротивление буро-
вого раствора рр непрерывно уменьшается из-за поступления пласто-
вой воды в скважину. Начало уменьшения рр улавливается поверхно-
стным резистивиметром, установленным в желобе, с некоторым
запаздыванием, равным времени подъема бурового раствора с забоя
до устья.
Если р3>рпд, то приток пластовой воды в скважину вызывают ис-
кусственным понижением уровня бурового раствора в скважине
(ниже пьезометрического уровня) с помощью компрессора. Если сква-
жину оставить в покое на 10—30 мин, то за счет поступления воды
из пластов-коллекторов рр против них понижается. После восстанов-
ления циркуляции бурового раствора в скважине осуществляют не-
прерывную регистрацию рр в функции времени. В момент поступле-
ния на поверхность порций бурового раствора, выходящего из ин-
тервалов коллекторов, отмечается понижение рр. Аналогично
диффузионной газометрии после бурения возможно получение не-
больших аномалий на диаграммах рр и без предварительного пони-
жения уровня бурового раствора за счет лишь диффузии солей из
пластов в простаивающей скважине. Э.Е. Лукьянов считает, что для
обнаружения зон АВПД описанный электрический способ может
быть на порядок чувствительнее фильтрационного метода.
Для получения информации о разрезе и оптимизации режимов
бурения непрерывно изучают в процессе бурения и другие парамет-
ры бурового раствора. Так, непрерывный контроль плотности буро-
вого раствора для бурения на равновесии, т. е. для поддержания зна-
чений р3, примерно равных рпл. По содержанию песка в буровом ра-
створе судят о вскрытии песчаных коллекторов. Вязкость и
статическое напряжение сдвига влияют на способность бурового ра-
створа проникать в поры и трещины горных пород.
Методы изучения шлама
При изучении шлама получают информацию о составе и плотности
горных пород, их прочности, абразивных, емкостных и фильтраци-
онных свойствах, о характере насыщающего поры флюида. Чтобы
снизить трудоемкость работ по исследованию шлама, разработаны
автоматические шламоотборники, позволяющие отбирать пробы шла-
ма с разделением их на несколько фракций с различным размером
частиц. При привязке отобранного шлама к глубинам необходимо (в
отличие от газометрии) учитывать не только время движения буро-
135
вогоо раствора от забоя до устья, но и более медленный подъем шла-
ма по сравнению с буровым раствором. Чем крупнее размер частиц
шлама, тем больше запаздывание шлама по отношению к движению
бурового раствора.
Характер насыщения пород выявляют по данным люминес-
центного анализа и инфракрасной спектрометрии шлама (см. § 3). Для
экспрессного определения плотности горных пород рекомендуют спо-
соб, основанный на изучении всплывания шлама в жидкостях раз-
личной плотности. Последние получают, смешивая в различных про-
порциях этиловый спирт и бромоформ (2,89 г/см3).
Для установления пористости, карбонатности шлама и его грану-
лометрического состава используют стандартные методы, применя-
емые при изучении керна. Данные о плотности и пористости шлама
позволяют оперативно прогнозировать зоны АВПД. Для этой же цели
используют результаты измерения удельного электрического сопро-
тивления шлама.
Для повышения экспрессности изучения элементного состава
шлама разрабатывают различные физические и физико-химичес-
кие методы, в первую очередь ядерно-физические, не требующие
предварительной подготовки шлама к исследованиям.
Экспрессные методы определения твердости и абразивности по-
род по шламу дают информацию, необходимую для правильного вы-
бора нагрузок на долото, а также типа долота, наиболее эффектив-
ных при бурении данных пород. По ним можно также прогнозиро-
вать время работы долота на забое.
Изучение распределения размеров шлама позволяет судить об
эффективности работы долота на забое. Максимальная толщина ча-
стиц шлама характеризует глубину внедрения долота в породу; но
она зависит также от осевой нагрузки на долото. При постоянной на-
грузке износ зубьев сопровождается уменьшением максимальной
толщины частиц.
Виброакустический метод
Виброакустический метод основан на изучении вибрации верх-
ней части колонны бурильных труб. В верхней части рабочей колон-
ны с помощью специальной муфты крепится датчик, измеряющий
силу и ускорения продольных колебаний. Там же обычно располага-
ются датчики технологических параметров (частоты вращения ко-
лонны, веса на крюке, давления бурового раствора). Датчики для из-
мерения силы и ускорений крутильных колебаний, а также враща-
ющего момента находятся в другой муфте под роторным столом.
Электрические связи с вращающимися датчиками осуществляются
с помощью коллекторов.
Работа долота вызывает механические колебания бурильных труб,
спектр и интенсивность которых зависят как от технологических па-
раметров (тип долота, частота его вращения, осевое давление, свой-
ства бурового раствора и др.), так и от разновидности разбуриваемой
породы. Поэтому метод позволяет получать информацию как о гор-
136
ных породах, так и о работе долота. Спектр вибрации содержит со-
ставляющие, частоты которых равны произведению числа оборотов
долота на число шарошек, числу ударов зубьев шарошек о породе в 1
с и т. п.
От твердости разбуриваемых пород зависят как амплитуда, так и
форма вибрации, особенно уровень высокочастотных колебаний
(> 1 кГц): чем тверже порода, тем выше их амплитуда. Поскольку ам-
плитуда колебаний растет также с ростом частоты и осевого давле-
ния, рекомендуют пользоваться отношением амплитуд в области
спектра 5 —10 кГц к среднему уровню сигнала (или к амплитуде ко-
лебаний в других областях частот). В мягких породах сигнал по фор-
ме ближе к синусоиде (рис. 71); в твердых породах форма сигнала
более сложная, в частности, содержит короткие «выбросы». Предпо-
лагают, что эти выбросы (всплески) вызваны ударами зубьев о поро-
ду и хрупким ее разрушением.
Поскольку вибрация зависит не только от свойств пласта, но и от
режима бурения, состояния долота и т. п., сопоставление диаграмм
скорости проходки v6 и ускорений вибрационного перемещения вер-
хней части бурильной колонны д позволяет судить об особенностях
режима бурения. Один пример
совместного использования диаг-
рамм иби д показан на рис. 72.
Мягкие породы (например,
пласт а) при оптимальной техно-
логий бурения должны бы отме-
чаться высокими скоростями бу-
рения иб (низкими значениями д).
Однако на диаграмме I высокие
значения v6 наблюдаются лишь в
кровле пластов, при входе в них
долота. При дальнейшем их раз-
буривании скорость бурения па-
дает (см. пласт а).
Это связано с тем, что режим
бурения не соответствует типу
разбуриваемых пород Оказа-
лось, что в данной скважине нео-
Рис. 71. Сигналы виброакустическо-
го метода (по А. А. Симонову).
Породы: а — мягкие; б — средней твердо-
сти; в — твердые
птимальна промывка скважины.
На рис. 72 показана также диаг-
рамма для оптимального режима (кривая II) в совмещении с диаг-
раммой для неоптимального режима (кривая I). Заштрихованы уча-
стки их расхождения, т е. интервалы, где режим бурения не был оп-
тимальным для соответствующих пород. Совместное изучение
вибрации и крутящего момента полезно для обнаружения заклини-
вания опор шарошек долота. При этом амплитуда вибрации умень-
шается, а крутящий момент резко возрастает.
В современной аппаратуре виброакустического каротажа, в отли-
чие от выпускаемой ранее (аппаратура ИРД), используется радио-
137
Режим промывки: 1 — неоптимальный; II — оптимальный
канал ограниченной дальности (аппаратура АВАК-РК), что позво-
ляет разместить приемную часть непосредственно на буровой.
Таким образом, комплекс исследований в процессе бурения дает
богатую информацию как об особенностях разбуриваемых пород, так
и о самом процессе бурения. Эти данные можно использовать для
оптимизации режима бурения и принятия оперативных решений об
остановке бурения для опробования пластов или проведения заме-
ров другими геофизическими методами (с приборами на кабеле).
Станции геолого-технологического контроля
Для проведения исследований в процессе бурения, рассмотрен-
ных выше, разработано несколько типов станций геолого-техно-
логического контроля. Наибольшее распространение имеет станция
СГТК-1, разработанная под руководством Э. Е. Лукьянова
Станция СГТК-1 осуществляет регистрацию в аналоговой форме
в функции глубин или времени диаграмм следующих параметров:
веса бурового инструмента, скорости бурения (текущей и средней за
последний час), давления бурового раствора на стояке, температу-
138
ры, значения pH, плотности, удельного электрического сопротивле-
ния и суммарного газосодержания бурового раствора на входе и вы-
ходе из скважины, параметров фильтрационного метода (уровня бу-
рового раствора в доливочной емкости, расхода его на входе и выхо-
де), потенциала бурового инструмента относительно контура буровой.
Периодически (дискретно по глубине) проводят люминесцентно-би-
туминологический экспресс-анализ керна и шлама, измерения pH и
Eh для тех же объектов, определение вязкости, статического и дина-
мического напряжений сдвига бурового раствора. С помощью стре-
лочных или цифровых индикаторов возможно получение в любой
момент текущих значений глубины скважины, положения долота над
забоем, рейсовой скорости, проходки за рейс и др. Ведутся учет вре-
мени работы буровой бригады, осмотр, обмер и описание отработан-
ных долот.
Преобразование сигналов до уровня унифицированных в датчи-
ках информационно-измерительных систем ГТИ (ИИС ГТИ) может
производиться на вторичных измерительных пультах (панелях) или
в самом датчике. Существуют также измерительные системы , в ко-
торых производятся функциональные преобразования (например
АВАК-РК с радиоканалом) и интеллектуальные (микропроцессор-
ные) датчики, называемые также сенсорами, первичные измеритель-
ные сигналы в которых преобразуются в цифровой код, способный
транслироваться по общей линии связи непосредственно на вход ком-
пьютера [12].
В современных станциях ГТИ предусмотрена регистрация инфор-
мации не только в аналоговой, но и в цифровой форме. Имеется бор-
товая миниЭВМ для управления работой станции и оперативной об-
работки данных. Увеличено число регистрируемых параметров:
предусмотрена регистрация вибраций бурильной колонны, ряда
дополнительных параметров бурового раствора и др. В цифровых и
компьютеризированных ИИС ГТИ после аналого-цифрового преоб-
разования вся непрерывная информация представляется множе-
ством дискрет, количество которых (определяемое временем опроса
датчиков, пропускной способностью каналов связи и др.) должно быть
достаточным для полного восстановления исходного сигнала, полу-
ченного от датчика с аналоговым входом.
Кабельный самоцентрирующийся комплекс (КСК) «Регион-1»
(ЗАО «Газпромгеокомсервис» и «Геотермприбор») осуществляет кон-
троль технологических параметров (показателей бурения) в реаль-
ном масштабе времени и включает инклинометрию, гамма-каротаж,
термометрию, акустомеханический каротаж, датчики продолжи-
тельности и скорости бурения, датчики глубины. Прием, обработка и
выдача данных производится посредством станции ТЛС (рис. 73.).
Данные КСК позволяют определять траекторию ствола скважины,
прогнозировать зоны АВПД, выделять продуктивные пласты, давать
рекомендации по планированию геофизических исследований и ис-
пытаний продуктивных пластов.
139
Ролик
Кабель
___геофизический
одножильный
06,3мм
___ Уплотнительное
р устройство
(УСВК-1)
Станция ТЛС
Ролик
Вертлюг
Лебедка
____Ведущая
бурильная труба
(4—I— КСК
/__Ствол
Т вертлюга
Рис. 73. Кабельный самоцентрирующийся
комплекс (КСК) «Регион-1» в режиме готовно-
сти (ожидания).
Ротор
Долото
Бурильная
колонна
Спецпереводник
(посадочное
гнездо)
Гидравлический
ориентатор (ГО)
Турбинный
отклонитель
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Какие типы упругих волн могут распространяться в твердых
телах, жидкостях и газах?
2. Дайте определения следующим терминам, используемым в те-
ории акустических методов: интервальное время, коэффициент за-
тухания, длина зонда, база зонда.
3. Назовите основные модификации акустических методов иссле-
дования скважин. Какие характеристики акустического поля они
регистрируют?
4. От каких свойств пород зависят результаты основных акусти-
ческих методов?
5. Назовите модификации акустических методов, используемые для
определения пористости горных пород, для оценки их насыщения.
6. Приведите особенности акустических зондов.
7. Сформулируйте правила определения границ пластов на диаг-
раммах AM.
140
8. Каковы особенности упругих волн в обсаженных скважинах и
их использования для изучения свойств пласта и технического со-
стояния скважины?
9. Какие тепловые свойства горных пород определяются по дан-
ным термометрии скважин?
10. Какие геологические задачи решает термометрия скважин?
11. Сформулируйте специфические требования, предъявляемые
к подготовке скважин для проведения измерений различными мо-
дификациями термометрии скважин.
12. В чем состоит газометрия скважин и какую геологическую ин-
формацию она дает?
13. Каковы основные составляющие аппаратуры и оборудования
газометрии скважин?
14. Как учитывается влияние режимов бурения на результаты
газометрии скважин?
16. Перечислите основные группы методов, используемые при
исследованиях скважин в процессе бурения. На изучении каких па-
раметров они основаны?
Глава IV.
ТЕХНИКА И МЕТОДИКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
Техническая оснащенность геофизических партий определяется
задачами, решаемыми геофизической службой, и условиями прове-
дения исследований.
Одно из основных требований, предъявляемых к проводимым ра-
ботам, — это высокая точность измерения изучаемого параметра. По
техническим условиям погрешность измерения основных геофизи-
ческих параметров не должна превышать 5%. В то же время иссле-
дования проводятся не в стационарных условиях, а в скважинных,
расположенных на значительном удалении от мест базирования гео-
физической службы. Для современных скважин характерны боль-
шие глубины, высокие температуры, ограниченный диаметр. Поэто-
му вся геофизическая аппаратура должна быть высокоточной, ус-
тойчивой к вибрациям и тряске, надежной в работе при значительных
перепадах температуры.
Современные геофизические партии оснащены специальными
станциями, которые включают: комплект наземной измерительной
аппаратуры; скважинные приборы; оборудование, обеспечивающее
спуск приборов в скважину и подъем их на поверхность; кабель, на
котором производят спуско-подъемные операции и который одно-
временно служит электрическим каналом связи между наземной
аппаратурой и скважинным прибором.
Партия (отряд), проводящая геофизические исследования в сква-
жинах, должна иметь полный комплект оборудования, необходимого
141
для выполнения работ. Все оборудование и аппаратуру станции раз-
мещают в кузовах специальных автомашин. Для обслуживания сква-
жин небольшой глубины (до 1500 м) аппаратуру монтируют в кузове
одной автомашины, для изучения разрезов глубоких скважин — в
кузовах двух автомашин. При этом в одном кузове, который уста-
новлен на шасси автомашины повышенной проходимости и называ-
емой самоходным подъемником, монтируется лебедка с кабелем и
размещается комплект скважинных приборов. Вся наземная изме-
рительная аппаратура монтируется в кузове, установленном на шас-
си автомашины-вездехода, и называется автоматической лаборато-
рией.
Для обслуживания скважин, которые бурятся на морском шель-
фе или в труднодоступных районах, лебедку с кабелем устанавли-
вают непосредственно на скважине. Измерительную аппаратуру (ла-
бораторию) изготовляют в виде отдельных блоков и к месту произ-
водства доставляют в контейнерах.
Компьютеризированные каротажные лаборатории подразделяют
на [15]:
— аналоговые с цифровым или компьютеризированным регист-
ратором, осуществляющие цифровую регистрацию данных от всех
типов скважинных приборов через аналоговые (импульсные) выхо-
ды наземных панелей этих приборов;
— программно-управляемые, работающие с цифровыми про-
граммно-управляемыми скважинными приборами и комбинирован-
ными сборками этих приборов;
— лаборатории с программно-управляемыми средствами демо-
дуляции и декодирования информационных сигналов скважинных
приборов, коммутации жил кабеля, источников питания и управле-
ния опросом приборов, работающие с аналоговыми приборами без их
наземных панелей.
На рис. 74 приведена структурная схема промыслово-геофизи-
ческой лаборатории, которая в совокупности с набором скважинных
приборов, оснащенных индивидуальными системами телеметрии
(амплитудной модуляции для акустики (AM), частотной модуляции
для электрометрии (ЧМ), число-импульсной модуляции для радио-
метрии (ЧИМ)) и соответствующими пультами, составляет скважин-
ную геофизическую информационно-измерительную систему.
Переход к машинной обработке результатов ГИС привел к необ-
ходимости цифровой регистрации данных. В настоящее время ГИС
представляет собой единую технологию цифровой регистрации и
компьютезированной первичной обработки данных. Цифровые ла-
боратории включают [16]:
— ЭВМ с определенным типом операционной системы (ОС),
— систему оцифровки аналоговых и импульсных сигналов,
— накопители на магнитной ленте (НМЛ) и гибких дисках (3", 5"),
— программно-методическое обеспечение для взаимодействия с
оператором в интерактивном режиме и предварительной обработки
данных (включая редактирование данных);
142
Данные ГИС Управление оператором
Набор скважинных приборов
Рис. 74 Структурная схема аналоговой информа-
ционно-измерительной системы [16]
— систему контроля за условиями проведения измерений (кор-
рекция глубины по магнитным меткам, регистрация натяжения ка-
беля, измерение давления в скважине, температуры, плотности и
проводимости ПЖ).
§ 1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Современные лаборатории автоматических станций обеспечива-
ют регистрацию всех геофизических параметров, измеряемых в сква-
жине. Например, компьютеризированный регистратор КАРАТ-2 (ла-
боратория с одноименным названием) позволяет пользователю са-
мостоятельно включать в состав системы любой скважинный прибор
и имеет несколько носителей магнитной записи.
Схему работы лабораторий рассмотрим на примере измерения
кажущегося сопротивления рк и потенциалов собственной поляри-
зации ДНСП
Принципиальные схемы измерения рк и ДНСП на трехжилъном ка-
беле. В принципиальной электрической схеме измерения можно выде-
лить три основные электрические цепи (рис. 75): цепь питания токовых
электродов А, В; канал для регистрации кажущегося сопротивления;
канал для регистрации потенциалов собственной поляризации.
Цепь питания включает источник тока Г, переменное сопро-
тивление R1, назначение которого — регулировать силу тока, пи-
тающего электроды А, В, миллиамперметр mA для контроля за по-
стоянством питающего тока, эталонное сопротивление R.)T, по кото-
143
Рис. 75. Принципиальная электри-
ческая схема регистрации кажуще-
гося сопротивления и потенциалов
собственной поляризации на трех-
жильном кабеле
определяется по формуле
рому устанавливается ток, необ-
ходимый для питания электро-
дов, две жилы кабеля.
Для регистрации кажущегося
сопротивления в скважине со-
здают переменное поле частотой
6 — 8 Гц. Переменное поле не-
обходимо для исключения влия-
ния на измеряемую величину ка-
жущегося сопротивления поля
потенциалов собственной поля-
ризации и влияния электродных
потенциалов, которые по своей
природе имеют постоянный знак.
Выбор низких частот определяет-
ся необходимостью исключения
помех, возникающих от потреби-
телей и источников тока промыш-
ленной частоты (50 Гц), и умень-
шения влияния индуктивных на-
водок в канале связи.
Кажущееся сопротивление
п _ к Д^кс
Рк -к—~—
В процессе проведения замера коэффициент зонда К и ток I, пи-
тающий электроды, остаются постоянными, поэтому для регистрации
рк достаточно измерить АГ7КС.
По жиле кабеля от электрода М на поверхность поступают полез-
ные сигналы двух видов. Один из них АПКС,— знакопеременный и
характеризует кажущееся сопротивление горных пород, второй
А17сп — постоянный и определяет поле потенциалов собственной по-
ляризации.
Переменная разность потенциалов АПКС с помощью конденсатора
С отфильтровывается от постоянной разности потенциалов АПсп и
поступает в первый измерительный канал (канал КС). В геофизи-
ческой измерительной аппаратуре применяются регистрирующие
приборы для постоянного тока. Поэтому переменная разность потен-
циалов AUKC, прежде чем поступить на регистрирующий прибор РП,
выпрямляется выпрямителем В.
Постоянная разность потенциалов собственной поляризации АПсп
с электродом М и /V2 подается во второй измерительный канал (ка-
нал СП). Дроссель Др, установленный на входе канала, пропускает
преимущественно постоянную составляющую АПсп, так как являет-
ся большим сопротивлением для переменного сигнала АПКС. В канал
включен градуированный компенсатор поляризации ГКП, с помощью
которого на регистрирующий прибор можно подать заданные значе-
144
ния разности потенциалов. Это позволяет компенсировать электро-
дные потенциалы и сдвигать регистрируемую кривую.
Пределы измерения в каналах КС и СП изменяют с помощью со-
противлений R2 и R3.
Для проведения измерений на одножильном кабеле широко при-
меняют аппаратуру, в которой для формирования полезного сигна-
ла и передачи информации на поверхность используют принцип ча-
стотно-амплитудной модуляции с частотным разделением сигнала.
Это позволяет уплотнить канал связи и за один спуск записать сра-
зу три кривые кажущегося сопротивления зондами различной дли-
ны. Блок-схема аппаратуры типа КСП приведена на рис. 76.
Питание электронной схемы скважинного прибора и электрода А
осуществляется с поверхности генератором Г переменного тока час-
тотой 300 Гц. Ток питания в скважинный прибор подается по цент-
ральной жиле кабеля ЦЖК; обратной линией служит оплетка кабе-
ля ОК. Электрод А является общим токовым электродом для комп-
лекта зондов БЭЗ, резистивиметра; он же служит измерительным
электродом при регистрации потенциалов собственной поляризации.
Измеряемые сигналы с электродов М1К1; M2NZ; M3N3 поступают на
входные трансформаторы Тр1,
Тр2, ТрЗ. Амплитуда каждого сиг-
нала пропорциональна коэффи-
циенту зонда. Ток питания под-
держивается постоянным, а ко-
эффициенты трансформации
пропорциональны коэффициен-
там зондов, поэтому сигналы на
выходах трансформаторов зави-
сят только от величины кажуще-
гося сопротивления. В зависимо-
сти от сопротивления горных по-
род в исследуемом разрезе пре-
дусмотрена возможность измене-
ния пределов измерения. Измене-
ние пределов осуществляется
изменением числа витков вторич-
ных обмоток трансформаторов
Тр1—ТрЗ.
С выходов трансформаторов
Тр1— ТрЗ сигналы через много-
позиционный переключатель В
поступают на входы частотных
модуляторов ЧМ 1, 2, 3. Частот-
ные модуляторы предназначены
для преобразования амплитуды
измеряемых сигналов в частоту
генерации модулятора. Такое
10 — Добрынин В.М.
Рис. 76. Блок-схема аппаратуры ти-
па КСП
145
преобразование сигналов позволяет передавать их на поверхность с
минимальными погрешностями, так как изменения в канале связи
могут повлиять на амплитуду передаваемого сигнала, не влияя на
частоту.
При отсутствии входных сигналов генераторы модулируют (не-
сущие частоты) в первом канале 7,8 кГц, во втором — 14 кГц, в тре-
тьем — 25,7 кГц.
Сигналы с выходов модуляторов суммируются, усиливаются уси-
лителем мощности СУ и через конденсатор С (см. рис. 76) по кабелю
передаются на поверхность. Конденсатор защищает усилитель от
питающего напряжения частоты 300 Гц. Заградительная индуктив-
ность предотвращает шунтирование высокочастотных сигналов, по-
ступающих от модуляторов, цепью питающего электрода А.
Сигнал AUcn, снимаемый с электродов А и N, через сопротивление
R, первичную обмотку трансформатора Тр4 по кабелю вместе с вы-
сокочастотными сигналами КС поступает на вход наземной аппара-
туры. В наземной панели сигнал ДПсп через Др2 подается непосред-
ственно на вход регистратора. Дроссель Др1 предохраняет измери-
тельную схему от питающего тока.
Высокочастотные сигналы через фильтр верхних частот ФВЧ с
частотой среза около 5 кГц поступают на полосовые фильтры, кото-
рые пропускают только полосу частоты своего канала. В результате
высокочастотные сигналы расфильтровываются по соответствую-
щим измерительным каналам. После полосных фильтров ПФ сигнал
в каждом канале поступает на частотный детектор ЧД. В результате
работы частотных детекторов информация о величине кажущегося
сопротивления, представляющая собой частотно-модулированный
сигнал, преобразуется в переменный сигнал частоты 300 Гц, ампли-
туда которого пропорциональна величине измеряемого сигнала КС.
Выделенное переменное напряжение выпрямляется фазочув-
ствительным выпрямителем ФВ и подается на регистратор, где за-
писывается на диаграмму. Режим работы фазочувствительного вып-
рямителя регулируется усилителями У.
Современные станции типа АКЦ7-02 предназначены для прове-
дения полного комплекса геофизических исследований как на одно-
жильном, так и на многожильном кабеле. В измерительной схеме
лаборатории имеются три идентичных канала для регистрации пе-
ременных разностей потенциалов и один канал для измерения по-
стоянных разностей потенциалов. Это обеспечивает одновременную
регистрацию трех кривых кажущегося сопротивления и кривую Ucn.
При работе на многожильном кабеле токовая цепь питается сину-
соидальным током частотой 6—8 Гц, получаемым электронным ге-
нератором и усиленным электромашинным усилителем. На элект-
роды А и В подается стабилизированный ток силой 0,5—1,5 А. При
работе на одножильном кабеле для питания электродов АВ в лабо-
ратории установлен ламповый генератор, который вырабатывает
переменный ток частотой 300 Гц. Ток регулируется в пределах от
нуля до 1,5 А при нагрузке 200 Ом.
146
Лаборатория автоматической станции с одновременной реги-
страцией информации в аналоговой и цифровой формах типа АКЦ-
10 для записи конкретных видов исследований имеет отдельные из-
мерительные пульты, подключенные к общему пульту коммутации
и обеспечивающие комплексирование измерений.
В лаборатории имеются также пульт управления, предназна-
ченный для управления работой аналогового и цифрового (ленточного
перфоратора) регистраторов; блок согласования глубин, обеспечи-
вающий совмещение по глубинам точки записи различных парамет-
ров, поступающих с комплексного скважинного прибора на цифро-
вой регистратор; воспроизводящее устройство для перевода инфор-
мации, зарегистрированной в цифровой форме, в аналоговую.
В качестве цифрового регистратора используют ленточный перфо-
ратор ЦПЛ или магнитный регистратор ЦМР. Широко внедряется
принципиально новый вид лаборатории— измерительная система,
оборудованная бортовой ЭВМ.
С датчиков, которые размещены в комплексном скважинном при-
боре (рис. 77), информация поступает на блок управления скважин-
ным прибором БУСП. Назначение БУСП: определение глубины точ-
ки записи и совмещение диаграмм по глубинам регистрируемых па-
раметров; проверка, настройка и градуировка измерительных
каналов.
Предварительно обработанная информация в аналоговой форме с
БУСП и цифровой форме с цифрового преобразователя ЦП поступа-
Рис. 77. Функциональная схема компьютизированной лаборатории с про-
граммным управлением
147
ет на бортовую ЭВМ, которая обеспечивает: управление работой стан-
ции; интерпретацию получаемых результатов; выдачу информации
на аналоговые регистраторы ЛР; запись ее в цифровом коде на маг-
нитную ленту ЦМР и передачу на экран дисплея.
В понятие управления работой станцией включаются: авто-
матизированная настройка измерительных и регистрационных ка-
налов; калибровка приборов; градуировка каналов; выбор и установка
масштабов регистрации; диагностика неполадок.
Автоматизированная обработка получаемой информации обеспе-
чивает контроль качества материала. Кроме того, непосредственно
на скважине в процессе проведения исследований получают данные
о литологии вскрываемого разреза, о наличии в нем коллекторов,
проводят предварительную оценку пористости и характера насыще-
ния коллекторов.
Управление бортовой ЭВМ осуществляется из блока накопления,
где на магнитной ленте БНМЛ сконцентрирована библиотека про-
грамм управления процессом измерения и интерпретации резуль-
татов, а также с терминала ручного управления.
Для сокращения времени проведения исследований на скважине
большое значение имеют комплексные скважинные приборы. Наи-
большее распространение в настоящее время получила аппаратура
серии «Э», предназначенная для проведения исследований стандар-
тным методом, методами БЭЗ, СЭЗ в глубоких скважинах. Разраба-
тываются комбинированные приборы.
В настоящее время решается задача выполнения за один спуско-
подъем многопараметровых измерений. Это возможно, если для все-
го парка скважинных приборов применять единую систему телемет-
рии, а кабель пропускать через весь скважинный прибор для под-
ключения следующего. Объединение разнородных, с точки зрения
измеряемых физических полей, информационных потоков в единую
сборку ставит задачу организации приема от них информации. Эту
задачу выполняет микроЭВМ регистратора. Управляющая ЭВМ че-
рез модем подает запрос к выбранному скважинному прибору, полу-
ченные данные записываются на жесткий диск (винчестер). Объе-
динение нескольких скважинных приборов единым магистральным
интерфейсом является программно-управляемым геофизическим
комплексом. Например, программно-управляемый комплекс
КАРАТ-П (НПГП ГЕРС г.Тверь) за три спуско-подъема проводит
полный типовой комплекс ГИС. КАРАТ-П включает набор программ-
но-управляемых скважинных приборов, объединенных в три сборки
(радиометрии, акустического и индукционного методов, электромет-
рии) и наземную измерительно-управляющую систему. Программ-
ное обеспечение выполнено в среде MS-DOS.
На основе программно-управляемых комплексов созданы про-
граммно-управляемые лаборатории (КАРАТ-2, СКС-5Ц-НПФ «Гео-
физика» г. Уфа, Геоком-BWG). Лаборатория включает также про-
граммно-управляемые источники питания скважинных приборов,
блок коммутации и разделения жил кабеля. В ней отсутствует под-
148
система сбора геофизической информации, ее функции выполняют
скважинные приборы. Компьютеризированные и программно-управ-
ляемые комплексы развиваются на основе вычислительных средств
разработанных фирмой IBM.
§ 2. ОБОРУДОВАНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРТИЙ.
ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КАБЕЛЬ
Проведение геофизических исследований скважин — сложный
технологический процесс. Спуск прибора в скважину, его пере-
мещение в процессе измерений и подъем на поверхность осу-
ществляются с помощью специализированного спуско-подъемного
оборудования и аппаратуры. Спуско-подъемное оборудование вклю-
чает следующие основные элементы: кабель; подъемник, на котором
установлена лебедка; блок-баланс (направляющий ролик); сельсин-
ная передача.
Промыслово-геофизический кабель — очень важный элемент гео-
физического оборудования и должен соответствовать ряду жестких
требований.
Прежде всего кабель предназначен для спусков геофизических
приборов в скважину и подъема их на поверхность. При этом по
его длине определяют глубину нахождения прибора. Кабель дол-
жен обладать достаточной прочностью, чтобы выдержать соб-
ственную массу, массу прибора и дополнительные нагрузки, воз-
никающие в процессе подъема приборов за счет трения о стенки
скважины, прилипания к глинистой корочке и др. Кроме того, ка-
бель должен быть эластичным и сильно не удлиняться под дей-
ствием нагрузок.
Кабель является каналом связи между скважинным прибором и
наземной аппаратурой. По нему подается электрический ток для
питания скважинного прибора, осуществляется управление элект-
ронной схемой, передается на поверхность измеряемый сигнал, ре-
гистрируемый измерительной аппаратурой. Токоведущие жилы дол-
жны быть надежно изолированы от окружающей среды, которая
характеризуется высокими давлениями и температурами и часто
бывает агрессивной.
Жилы кабеля (кроме электрического сопротивления) обладают
индуктивностью и емкостью относительно земли и друг друга. Для
кабеля в оплетке и шланге, намотанного на барабан лебедки, индук-
тивность жилы по однопроводной линии изменяется в зависимости
от длины и типа кабеля и лебедки. При размотке кабеля его индук-
тивность быстро уменьшается. У бронированных кабелей индуктив-
ность жил значительно меньше, чем у оплеточных.
Согласно требованиям отраслевого стандарта к геофизическим
кабелям («Кабели грузонесущие геофизические бронированные. Об-
щие технические условия». М., Минтопэнерго РФ, 2000 и «Техничес-
кое описание и инструкция по эксплуатации грузонесущих геофи-
зических бронированных кабелей». М., Минтопэнерго РФ и МПР РФ
1998), их характеристики должны удовлетворять условиям [15]:
149
— разрывное усилие —10 — 1 ЗОкН, до 180кН по отдельному зака-
зу;
— термостойкость — 90— 200 °C, до 250 °C по отельному заказу;
— электрическое сопротивление токопроводящей жилы — не бо-
лее 6—40 Ом/км при 20 °C;
— емкость — 0,06 — 0,09 мкФ/км между жилой и броней, 0,10—
0,14 мкФ/км между двумя жилами;
— максимальное рабочее напряжение — 600 В;
— минимальный пробег до списания — 1800—2200 км.
В промысловой геофизике высокие требования предъявляются
к электрической изоляции жил кабеля с целью предотвращения ис-
кажения результатов измерений вследствие утечек тока. Сопротив-
ление изоляции нового кабеля составляет не менее 15000 МОм пере-
рос. 78. Устройство одножильного
(а) и трехжильного (б) бронирован-
ного кабеля.
1 — токоведующая жила кабеля; 2 —
резиновая изоляция жилы; 3 — внеш-
нее покрытие жилы; 4 — заполнитель;
5 -— внутренняя бронированная оплет-
ка; 6 — внешняя бронированная оплет-
ка
счета на 1 км при измерении непос-
редственно после изготовления и
0,5—20 Мом в процессе эксплуа-
тации. С повышением температу-
ры, а также при износе кабеля со-
противление изоляции уменьша-
ется, но оно не должно быть ниже
нескольких миллионов омов.
При выполнении геофизичес-
ких исследований применяют од-
ножильные, трехжильные и много-
жильные кабели. По конструкции
кабели бывают оплеточные, шлан-
говые и бронированные. Каждому
типу кабеля присвоен шифр. На-
пример, шифр КГ1-24-180 означа-
ет: КГ — кабель геофизический,
1 — число жил, 24 — номинальное
разрывное усилие (в кН), 180 —
максимальная рабочая температу-
ра (в °C). Например, производ-
ственные мощности уфимского за-
вода «Уфимкабель» и Белорецко-
го металлургического комбината
позволяют производить одно-
(КГ1-70-90, КГ1-27-130, КГ1-50-
130 и др.), трех- (КГЗ-57-130, КГЗ-
57-180, КГЗ-60-150 и др.) и семи-
жильные (КГ7-72-180, КГ7-60-150
и др.) кабели.. В названии могут
присутствовать также буквы, обо-
значающие дополнительные воз-
можности кабеля. Например, КГ1-
30-90СВ — кабель марки КГ1-55-
90-сероводородостойкий.
150
При работе в скважинах, температура которых не превышает
100—120 °C, изоляцию для токоведущих жил изготовляют из спе-
циальной термостойкой резины; для работы в средах, температура
которых достигает 180—200 °C, изоляцию выполняют из фторопла-
ста различных марок.
В кабелях с оплеточным или шланговым покрытием токопрово-
дящие жилы одновременно несут и механическую нагрузку, поэто-
му скручены они из медных и стальных проволок. В бронированных
кабелях механическую нагрузку несет верхняя стальная оплетка, два
слоя которой скручены из стальной проволоки. Устройство брониро-
ванных кабелей показано на рис. 78.
В настоящее время при проведении геофизических исследований
в глубоких скважинах, бурящихся на нефть и газ, оплеточные и
шланговые кабели применяют ограниченно. Чаще всего используют
бронированный кабель.
Бронированный кабель обладает более высокой прочностью при
меньшем диаметре, выпускается кусками большой строительной
длины, меньше подвержен влиянию нефти и газа. Это позволяет ис-
пользовать его для исследования глубоких и сверхглубоких скважин.
Этот кабель обеспечивает высокую проходимость в скважинах, за-
полненных тяжелым буровым раствором. Бронированный кабель
позволяет проводить исследования в эксплуатационных скважинах
под давлением через лубрикатор.
В таблице 7 приведены некоторые виды бронированных кабелей,
выпускаемых ЗАО «Пермгеокабель». В наименовании кабеля при-
няты следующие обозначения: число токоведущих жил X сечение
[мм2] — Разрывное усилие [кН] (не менее) — Рабочая температура,
°C; КГ — кабель геофизический; КГЛ — кабель для работы через луб-
рикатор (см. гл.ХТ). Электрическое сопротивление изоляции перечис-
ленных кабелей не менее 20000 Мом • км; электрическое сопротив-
ление медной токопроводящей жилы кабеля не более 40 Ом • км
Таблица 7. Конструкции геофизических кабелей и их характеристики.
Марка кабеля Токопрово- дящая жила, шт. х мм Материал изоляции Кол-во и диаметр проволок брони шт. х мм Наружный диаметр, мм
1-й повив 2-й повив
КГЛ 1x0,75-20-130 7x0,37 Сополи- 12x0,7 18x0,7 5,0
КГЛ 3x0,35-38-130 7x0,26 мер про- 18x0,8 18x1,1 8,0
КГ 3x0,75-60-130 7x0,37 пилена 17x1,1 20x1,3 10,2
КГЛ 3x0,35-38-150 7x0,26 Блоксо- 18x0,8 18x1,1 8,0
КГ 1x1,5-55-150 7x0,52 полимер 14x1,1 17x1,3 8,9
КГ 7x0,75-75-150 7x0,37 23x1,1 24x1,3 12,3
КГЛ 3x0,35-38-180 7x0,267 Фторо- 18x0,8 18x1,1 8,0
КГ 3x0,75-60-180 7x0,37 пласт 17x1,1 20x1,3 10,2
КГ 7x0,75-75-180 7x0,37 23x1,1 24x1,3 12,3
151
(при 20 °C); коэффициент затухания для цепи жила—броня не пре-
вышает 12 Дб/км.
Для исследования горизонтальных скважин выпускаются кабель-
ные линии КГ Зх0,75-160/230-130-ГС диаметром до 32мм с фтороп-
ластовой изоляцией.
Ведутся работы над созданием геофизического кабеля с волокон-
но-оптическим каналом.
Новый кабель размечают перед выездом на скважину. Разметка
заключается в выставлении магнитных меток разметочной установ-
кой, например, типа УРС-10-10, под натяжением. Перед подсоеди-
нением скважинного прибора проверяют сопротивление изоляции
жил кабеля и отсутствие обрывов жил.
Подъемник представляет собой самоходную установку, смонти-
рованную в специальном металлическом кузове на шасси автомоби-
ля повышенной проходимости.
Спуск и подъем приборов осуществляют с помощью лебедки, уста-
новленной в кузове подъемника, на барабан которой намотан кабель.
Барабан лебедки выполнен из немагнитного материала. Он имеет ра-
диальное отверстие, через которое пропускается кабель для геофи-
зических работ. Броня кабеля в большинстве подъемников крепится
на оси барабана. Токоведущие жилы кабеля подсоединяются к кол-
лектору. Выбор автомашины, емкость лебедки и ее конструктивные
особенности определяются глубиной исследования и типом кабеля.
Кузов подъемника (рис. 79) разделен на два отделения. Передняя
часть, примыкающая к кабине автомобиля, отведена под кабину ле-
бедчика. Здесь установлен пульт управления лебедкой 7, конт-
рольные приборы, силовой блок энергопитания, дублеры рычагов
управления автомашины 4, рычаги управления лебедкой 5 и 6. Во
втором отделении установлена лебедка с кабелем 8. При необходи-
мости в нем могут быть размещены бензоэлектрический агрегат или
стационарный контейнер для транспортировки источников радио-
активного излучения. Здесь же перевозят грузы, скважинные при-
боры, блок-балансы.
1 з г и s в 7 8
Рис. 79. Схема размещения оборудования в самоходном подъемнике.
I — шасси автомобиля; 2 — кузов; 3 — кресло лебедчика, 4 — рычаг переключателя
коробки передач; 5 — рычаг ручного тормоза барабана лебедки; 6 — рукоятка коррек-
тора кабелеукладчика; 7 — пульт лебедчика; 8 — лебедка с кабелем
152
Тяговое усилие на барабан лебедки передается от двигателя авто-
мобиля через механизм сцепления и коробку отбора мощности, кар-
данную передачу, двухскоростной редуктор и двухрядную цепь.
Изменение скорости движения кабеля и величины тягового уси-
лия осуществляется регулированием числа оборотов двигателя, пе-
реключением передаточных отношений в коробке передач автомо-
биля и в двухскоростном редукторе. Для плавного спуска кабеля и
установки его на заданной глубине лебедка снабжена ленточным тор-
мозом с ручным и пневматическим управлением. Лебедка оборудо-
вана полуавтоматическим кабелеукладчиком и маслонаполненным
коллектором с металлическими щетками для соединения жил кабе-
ля со схемой лаборатории.
В кабине лебедчика в подъемнике установлены приборы для изме-
рения скорости движения и натяжения кабеля, глубины спуска при-
бора, световой сигнализации и двусторонней переговорной связи со
скважиной и лабораторией, приборы для освещения кузова и устья
скважины. Питание всех приборов осуществляется напряжением
110 В. Энергопитание на подъемник подается от промысловой сети
через силовой блок, рассчитанный на напряжение 110,210 и 380 В. При
отсутствии промысловой сети подъемник может питаться от бензо-
электрического агрегата типа АБ-2, дающего напряжение 220 В.
Разработанная в ООО НПФ «Велко» схема привода барабана с ис-
пользованием планетарного духскоростного редуктора с реверсом и
свободным ходом позволяет использовать до 12 рабочих скоростей при
спуске/подъеме кабеля с режимом скорости от 35 до 10000 м/ч. При
применении алюминиевых барабанов общий вес конструкции снижа-
ется на 500 кг. Лебедка подъемника комплектуется современным пуль-
том управления с приборами для измерения натяжения, длины и ско-
рости кабеля с подачей информации в цифровом виде. На рис. 80 при-
ведена схема подъемника ПКС-8 с механическим приводом на базе
автомобиля Урал-532321. Подъемник включает кабелеукладчик с гид-
роприводом, трехроликовую систему включающую датчик натяже-
ния с числовым преобразователем и устанавливаемую в лебедочном
отсеке для измерения длины, натяжения и скорости кабеля.
Механические параметры некоторых типов современных подъем-
ников приведены в таблице 8.
Для проведения исследований в труднодоступных районах и на
морских месторождениях изготавливаются подъемники каротаж-
ные вертолетные на базе тракторных саней с вертолетной подвес-
кой. Подъемники комплектуются механическим или гидравличес-
ким приводом. Кабина может быть собрана из сэндвич-панелей.
На рис. 81 приведена схема подъемника каротажного вертолетного
с гидроприводом массой до 3000 кг производства ООО НПФ «Вел-
ко» (г. Москва). В подъемнике используется двигатель ГАЗ-560, ЗМЗ
или ВАЗ.
При проведении геофизических исследований необходимо конт-
ролировать перемещение скважинного прибора, т. е. знать глубину
нахождения и скорость перемещения прибора, нагрузку на кабель.
153
9600
Рис. 80. Подъемник каротажный самоходный ПКС-8 на базе автомобиля
Урал-532321.
1 — кондиционер; 2 — трансформируемое место для отдыха, 3 — кресло оператора;
4 — рабочий стол; 5 — шкаф для верхней одежды; 6 — шкаф, 7 — кревло машиниста;
8 — мойка; 9 — пульт управления; 10 — спускоподъемный агрегат; 11 — трехролико-
вая система для измерения глубины, скорости натяжения кабеля и его укладки; 12 —
грузоподъемный механизм; 13 — гидромотор, встроенный в барабан; 14 — выхлопная
труба
Таблица 8. Механические параметры некоторых типов современных
подъемников
Глубина исследования, м Диапазон скоростей*, м/ч Мощность на барабане, кВт
ПК-2-СТ ЕАГО-037-01 2000 20—4000 17
ПКС-2-АЮЕ 4.058.015 2000 80—8000
ПКСЗ,5-СТ ЕАГО-037-01 3500 80—8000 45,6
ПКС-3.5-01-АЮЕ 4.058.005 4000 60—10000
ПКС5-СТ ЕАГО-037-01 5000 80—10000 53,3
ПКС-5ГС-01-АЮЕ 4.058.014 5000 60—10000
ПКС8-СТ ЕАГО-037-01 8000 60—10000 68
’Диапазон скоростей движения кабеля на среднем диаметре намотки на барабан
подъемника.
154
Рис. 81. Подъемник каротажный вертолетный с гидроприводом.
1 -— спускоподъемный агрегат; 2 — вертолетная подвеска; 3 — тракторные сани; 4 —
изотермическая кабина из сэндвич — панелей; 5 — баки с дизельным топливом и мас-
лом для гидросистемы; 6 — трехроликовая измерительная система; 7 — держатель
ИДН с гидроприводом укладки кабеля; 8 —- гидромотор; 9 — панель управления; 10 —
стол оператора; 11 — кресло машиниста; 12 — кресло оператора; 13 — гидронасос;
14 — коллектор; 15 -— смотка; 16 — двигатель дизельный
Кроме того, необходимо согласовывать перемещение прибора по ство-
лу скважины с протяжкой диаграммной бумаги. Эти задачи решают
путем применения блок-баланса с датчиками глубины и натяжения,
а также сельсинной передачи.
Блок-баланс с роликом служит для направления кабеля в скважи-
ну и может быть установлен на стволе ротора — рамочный блок-ба-
ланс (рис. 82, а); он может быть также подвешен над устьем скважины
на крюке буровой лебедки — подвесной блок-баланс (рис. 82, б).
При работе с рамочным блок-балансом подставку 2 устанавливают
на роторе над устьем скважины и прижимают к столу ротора буро-
вым инструментом. Для предотвращения горизонтального смещения
снизу к подставке приваривают поперечную планку, упирающуюся
во вкладыш ротора.
При отсутствии ротора, а также при работах через буровые или
компрессорные трубы применяют блок-баланс, в котором подставка
заменена патрубком с кронштейном. Патрубок снабжен резьбой под
155
Рис. 82. Блок-баланс.
а — рамочный; б — подвесной; 1 — кабель; 2 — подставка;
3 — ролик; За подвесной ролик; 4 — динамометр; 5 — щека
ролика
муфту обсадной колонны или фланцем, который затем крепят к флан-
цу обсадной колонны.
С помощью роликов 3, За обычно определяют длину опущенного
в скважину кабеля. Для этого длину окружности ролика выбирают
такой, чтобы за 1 оборот через него проходило определенное коли-
чество кабеля, примерно 1,5 или 2 м. С роликом шестеренчатой пе-
редачей связаны счетчик, показывающий количество опущенного
кабеля, и сельсин-датчик. Соотношение зубьев в шестеренчатой пе-
редаче таково, что при прохождении 1 м кабеля через ролик блок-
баланса ротор сельсин-датчика делает 4 оборота.
Сельсинная (автосинхронная) передача состоит из сельсин-дат-
чика СД и одного или нескольких сельсин-приемников СП, представ-
ляющих собой электродвигатели переменного тока с двухполюсны-
ми статорами и трехфазными роторами. В качестве датчика обычно
используют сельсин ДИ-511. Приемником служит сельсин СС-501.
Принципиальная электрическая схема включения сельсинной пере-
дачи показана на рис. 83.
Если роторы датчика и приемника находятся в идентичных поло-
жениях по отношению к статорам, то возбуждаемые в их обмотках ЭДС
одинаковы и противоположны по знаку, так как обмотки двигателя
включены навстречу друг другу. Если ротор датчика повернуть на не-
который угол, равновесие нарушится, и в обмотке двигателей возник-
нет ток. Этот ток, пройдя по обмотке ротора сельсин-приемника, при
взаимодействии с электрическим полем системы создаст вращающий
момент. Под действием этого вращающего момента ротор приемника
повернется на тот же угол, что и ротор датчика. Таким образом, вра-
156
щение ротора датчика приводит к
строго согласованному вращению
ротора приемника.
В промыслово-геофизичес-
ких станциях при исследовании
скважин к сельсин-датчику, ус-
тановленному на блок-балансе,
подключают три сельсин-прием-
Рис. 83. Принципиальная электри-
ческая схема сельсинной передачи
Стшпор
по В ~ °поъ
— —о о—
ника, которые посредством ше-
стеренчатых передач приводят в
обращение счетчик глубин в ка-
бине лебедчика, счетчик глубин
на контрольной панели в лаборатории, лентопротяжный механизм
регистратора.
Для более точного определения глубин кабель промеряют мерной
лентой и на нем через 20—50 м устанавливают метки. Кабель про-
меряют в условиях, приближенных к скважинным. На блок-балансе
устанавливают меткоуловитель, отмечающий момент прохождения
меток и передающий соответствующие сигналы на регистратор.
Для определения натяжения кабеля при спуско-подъемных опе-
рациях ось и опору ролика рамочного блок-баланса смещают отно-
сительно друг друга. Это смещение определяет длину малого плеча
рычага, равного в блок-балансах тяжелого типа 8 мм. Второе плечо
длиной 330 мм образуется продолжением щеки от точки опоры до
места крепления с динамометром пружинного типа. Конец плеча со-
единен с подвижным контактом реостата, являющегося датчиком на-
тяжения кабеля. Сила, действующая в этом случае на динамометр,
равна примерно 1 /30 фактического натяжения кабеля в скважине.
В подвесном блок-балансе нагрузку на кабель измеряют с помо-
щью тензодатчика, который устанавливают в месте крепления под-
весного ролика к крюку буровой лебедки. В этом случае сила, дей-
ствующая на датчик натяжения, равна 1/2 фактического натяже-
ния кабеля в скважине.
Показания динамометра с помощью датчиков натяжений пе-
редаются на измерительные приборы, установленные на контрольной
панели в кабине лебедчика и в лаборатории станции. На контрольной
панели, помимо указателя натяжения кабеля, размещены указате-
ли скорости движения кабеля и счетчик глубины.
Ряд геофизических работ, особенно при исследовании эксплуа-
тационных скважин или скважин, осложненных высокими пласто-
выми давлениями, проводятся при герметизации устья скважины с
помощью лубрикаторов (см. гл. XI). Имеются лубрикаторы различ-
ных типов, применяемые при разных давлениях в скважине.
§ 3. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Горизонтальными принято называть скважины, ствол или часть
ствола которых имеют углы наклона в вертикальной плоскости (зе-
157
158
нитные углы) от 56' на наклоннопадающих участках и до 110° на ин-
версионных. Горизонтальные скважины (ГС) делятся на собственно
горизонтальные скважины, когда наклонный и горизонтальный уча-
стки являются продолжением обычных вертикальных скважин, и
боковые горизонтальные стволы, бурение которых ведут из ранее
пробуренных скважин (см. Табл. 9).
Преимущества горизонтального бурения заключаются в увеличе-
нии скорости добычи и количества извлекаемых запасов, уменьше-
нии себестоимости добычи и числа платформ скважин при разработ-
ке месторождений на шельфе морей. Объектами для горизонтального
бурения являются широкие водонефтяные зоны разрабатываемых и
вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений; коллекторы
с высокой степенью неоднородности, в которых происходит опережа-
ющая выработка по хорошо проницаемым прослоям (добывающие
скважины работают с обводненностью продукции на 80—90 %); зале-
жи с небольшими запасами нефти, нерентабельные для разработки
традиционными технологиями (так называемые «возвратные объек-
ты» ); целики нефти в застойных зонах и выработанные залежи со зна-
чительными остаточными балансовыми запасами (включая карбонат-
ные коллекторы); нефтяные оторочки в газовых скважинах [13].
Геофизические исследования горизонтальных и наклонно-на-
правленных скважин (как и вертикальных) проводят на всех этапах
жизни скважины: при строительстве скважины, после бурения и в
процессе ее эксплуатации. Особенности геофизических исследова-
ний ГС заключаются в:
— специфических технологиях доставки аппаратуры в горизон-
тальные участки скважин малого диаметра с изгибами на участках
набора зенитного угла;
— проведении исследований сборками скважинных приборов;
— специальных методиках решения геологических задач в усло-
виях изменения геометрии системы скважина-пласт (когда глубин-
ность исследований может превышать толщину пласта на горизон-
тальных участках).
Особенности технологии геофизических исследований
Геофизические измерительные системы с каналами связи подраз-
деляются на системы с кабельными каналами связи и системы с бес-
проводными каналами связи.
Доставка отдельных приборов или их сборки к забою скважины
может осуществляться несколькими способами [15].
Потоком промывочной жидкости внутри бурильного инстру-
мента через лубрикатор (в местах изгиба сборку продвигают пото-
ком промывочной жидкости при загерметизированном сальниковым
устройством лубрикаторе). Измерения выполняют сразу после окон-
чания «долбления».
В специальном контейнере, размещенном в последней трубе бу-
рильного инструмента или НКТ (технология «Горизонталь-1»). Кор-
пус контейнера может быть выполнен из стали или легких бурильных
159
труб (ЛБТ) — для радиоактивных методов, для инклинометрических
измерений — из стеклопластиковых труб или ЛБТ, для электричес-
ких — из непроводящего материала на основе стекловолокна или по-
лиэтилена высокого давления. На нижнюю заглушку контейнера опус-
кают на кабеле скважинные приборы (инклинометрии, ГМ, НМ, ИМ,
БМ, КС, СП). На верхнюю бурильную трубу навинчивают специаль-
ный переводник с пазом, в который укладывают геофизический ка-
бель. Кабель закрепляют на переводнике специальным зажимом, после
чего на переводник навинчивают очередную бурильную трубу.
Посредством движителя на геофизическом кабеле, проталкива-
ющего сборку приборов на горизонтальный участок скважины. Не-
посредственно над сборкой на кабель нанизывают и закрепляют по-
лиэтиленовые трубки, длина которых равна длине сильно наклонно-
го и горизонтального участков, а сверху трубок закрепляют
«движитель» расчётной массы — несколько УБТ или НКТ (техноло-
гия «Горизонталь-4»), В технологии «Горизонталь-5» для снижения
массы «движителя» используют специальные жёсткие толкатели, од-
новременно исполняющие роль поплавков.
С помощью специального жесткого геофизического кабеля (при-
меняют в наклонных и горизонтальных скважинах с длиной гори-
зонтальной части до 300 м). Спуск приборов ведут через бурильные
трубы, не дошедшие до забоя на 100—300 м; затем трубы поднимают
на очередные 50—100 м и повторяют исследования.
Технология доставки скважинных приборов с усиленными по
прочности кожухами с помощью колонны специальных труб, ана-
логичных бурильным трубам, применяемым при электробурении, и
содержащими внутри кабельный канал связи.
Во всех этих технологиях применяется боковой проводник для
пропуска кабеля в затрубное пространстве (рис. 84).
Наличие кабеля в затрубье обуславливает недостатки этих тех-
нологий: высокую аварийность, большую длительность исследова-
ний, ограниченный комплекс исследований (недостаточный для тер-
ригенных полимиктовых отложений Западной Сибири) [13].
Горизонтальные скважины (ГС) исследуют также сборкой авто-
номных скважинных приборов (модулей), спускаемых в составе бу-
рильной колонны без применения геофизического кабеля (техноло-
гия аппаратурно-методического комплекса «Горизонт»)
В отечественной практике проведения ГИС в ГС используются две
основные технологии:
1) проведение ГИС автономной аппаратурой, спускаемой на бу-
ровом инструменте;
2)проведение ГИС комплексом стандартных приборов, помещае-
мых в электрорадиопрозрачный пластиковый контейнер, спускае-
мый на буровом инструменте.
Информация от забоя скважины к поверхности может передавать-
ся с помощью [13]:
— проводных линий связи, встроенных в бурильный инструмент,
в том числе токопроводов электробура;
160
Рис. 84.Проведение ГИС в горизонтальной скважине с боковым вводом кабе-
ля внутрь колонны бурильных труб.
а — компоновка скважинной аппаратуры; б — схема переводника с боковым вводом
кабеля; I — геофизический кабель; 2 — переводник бокового ввода; 3 — бурильные
трубы; 4,5 — подвижная и «неподвижная» соединительные головки; 6 — модули сква-
жинного геофизического прибора; 7 — амортизатор; 8 — герметизирующий клапан.
— гидравлических импульсов по промывочной жидкости;
— акустических импульсов по металлу трубы или по промывоч-
ной жидкости;
— электромагнитных колебаний.
На рис. 85 приведены существующие типы беспроводных кана-
лов связи при проведении ГИС в процессе бурения.
Беспроводные каналы связи
Акустический
Электромагнитный
(гальванический)
Гидравлический
с пульсацией давления
По горной
породе
(пеленга-
ция)
По трубе
и горной
породе
По трубе
По горной
породе
(пеленга-
ция)
По столбу
промывочной
жидкости
Положи-
тельные
импульсы
Отрица-
тельные
импульсы
Сирена
Без ретранслятора С ретранслятором
Рис. 85. Беспроводные каналы связи (по Э.Е. Лукьянову)
11 — Добрынин В.М.
161
(CxUmax Гидравлический Электромагнитный
Рис. 86. Иллюстрация эффективно-
сти связи для беспроводного и гид-
равлического каналов [13]
Шифр кривых — значения Ом м
Электромагнитный и акусти-
ческий каналы значительно пре-
восходят гидравлический (с пуль-
сацией давления) по скорости пе-
редачи данных, не требуют цир-
куляции промывочной жидкости,
обладают возможностью ретран-
сляции данных (скорость переда-
чи у большинства систем с гидрав-
лическим каналом связи около
3 бит/с, для кабельных систем —
50—100 Кбит/с). На рис. 86 пока-
заны зависимости произведения
пропускной способности канала
на его дальность (С • L) от часто-
ты передаваемого сигнала (/).
Из рис. 86 видно, что применение
гидравлического канала связи не-
целесообразно в интервале частот
>4 Гц. На сегодняшний день наибольшее распространение имеют сис-
темы с пульсацией давления [13].
Виды геофизических исследований горизонтальных скважин
в процессе бурения
Основной целью ГИС на этапе строительства ГС является кор-
ректировка ствола при бурении для обеспечения попадания ствола в
выбранный объект и оптимизации положения ствола относительно
границ объекта и флюидальных контактов.
Геофизические исследования ГС в процессе бурения подразде-
ляются на [13]:
— инклинометрические (измерение траектории ствола ГС);
— геолого-технологические исследования (ГТИ);
- — геофизические (выполнение комплекса ГИС).
Геофизики в первые годы освоения горизонтального бурения пе-
ределывали традиционные инклинометры, и сначала закачивали
их потоком промывочной жидкости на забой, после проходки 20—
30 метров ствола, потом научились спускать их на кабеле, перево-
дя его в затрубье, а с появлением бескабельных систем с гидравли-
ческими, электромагнитными и другими каналами связи стали
включать их в состав бурильной колонны (в диамагнитной трубе) и
получать данные в реальном масштабе времени о текущих коорди-
натах ствола ГС. По терминологии, существующей за рубежом, их
назвали MWD (Measurement while drilling — измерения в процессе
бурения) и LWD (Logging while drilling) системами1, в отечествен-
1 MWD-система — это инклинометр либо в чистом виде, либо с одним (ГМ) или
двумя геофизическими (ГМ и БК) и технологическими датчиками, способными «при-
вязать» ствол к геологической ситуации, а LWD-система — комплекс (инклиномет-
162
ной терминологии — ЗТС (забойные телеметрические системы).
Кроме инклинометрических параметров в процессе бурения нуж-
но получать данные о технологических параметрах (нагрузка на
долото, число его оборотов, давление, температура на забое и др.),
системы MWD стали оснащать этими датчиками. Для проводки
ствола в заданную цель необходимы сведения о геологической си-
туации— о реперах-маркерах, способных «привязать» траекторию
к конкретной геологической ситуации и провести ствол в наиболее
рациональном «коридоре». В составе MWD-систем появились гео-
физические зонды, сначала гамма-метода, а затем и зонды для из-
мерения электрического сопротивления горных пород (токовый ка-
ротаж, боковой каротаж) [13].
В настоящее время ЗТС включают комплекс ГИС для открытого
ствола и ряд технологических параметров, что позволяет проводить
ГС одним долблением без перерывов в бурении. Забойные телесисте-
мы классифицируются по целевому назначению (инклинометричес-
кие — И, геофизические — Г, технологические — Т, комбинирован-
ные — И+Т, И+Г, И+Т+Г) и составу первичных преобразователей ин-
формации (И, Т, Г); каналу связи (электрический, гидравлический, по
бурильным трубам, через горные породы) и непрерывности передачи
информации (непрерывная, при остановках бурения, при остановках
циркуляции, комбинированная соответственно); дальности и скорос-
ти передачи информации (>4,5км — > Юбит/с, до 4,5км — до Юбит/с,
до 3,0км — до 4бит/с, до 1,2км — 0,5 — 2бит/с). Приведем несколько
примеров ЗТС [12].
Телеметрическая система СТЭ (разработчик — Харьковский
СКТБ ПЭ НПО «Потенциал» и институтом электромеханики при уча-
стии ВНИИБТ) предназначена для контроля пространственного по-
ложения скважины и ориентации отклонителя при бурении наклон-
нонаправленных и вертикальных скважин (рис. 87).
Комплекс измерений включает измерения зенитного и азимуталь-
ного углов, положение отклонителя, нагрузку на долото, число обо-
ротов долота, крутящий момент на валу электродвигателя. ЗТС типа
СТЭ устанавливается над забойным электродвигателем, рассчитана
на рабочее гидростатическое давление 75 МПа и температуру до
100°С. Контроль траектории осуществляется путем непрерывного
измерения азимута и зенитного угла при известной бурильной ко-
лонны труб. Соответствующие датчики основаны на использовании
естественных векторов магнитного поля Земли и вектора гравита-
ции [13]. Системы СТЭ широко использовались при наклонно-направ-
ленном бурении скважин электробуром в нефтедобывающих регио-
нах Башкирии, Туркмении и Азербайджана, большинство из них
имело ресурс до 600 — 800 ч и межремонтный период до 100 часов.
рия + зонды радио-, электрометрии AM и др ), способный заменить или сократить до
минимума промыслово-геофизические исследования после бурения ГС. У всех систем
LWD, наряду с достаточно сложной управляющей электроникой, имеются блоки элек-
тронной памяти и блоки питания (как правило, литиевые батареи)
163
Рис. 87 Забойная телеметрическая
система, применяемая при бурении
скважин электробуром [13]:
1 — вертлюг; 2 — токосъемник; 3 — ве-
дущая труба; 4 — обратный клапан; 5 —
бурильные трубы; 6 — УБТ; 7 — телемет-
рическая система, 8 — электродвигатель;
9 — механизм искривления; 10 — шпин-
дель; 11 — долото; 12 — блок датчиков;
13 — наземный пульт управления, 14 —
верхний переводник с фильтром; 15 —
немагнитный корпус; 16 — осевой амор-
тизатор; 17 — радиальный амортизатор;
18 — герметичный контейнер 19 — блок
телеметрии; 20 — нижний переводник;
21 — трехконтактный стержень; 22 —
трехконтактная муфта.
Забойная инклинометричес-
кая система ЗИС-4 (ВНИИГИС)
предназначена для оперативного
управления проводкой наклонно-
направленных и горизонтальных
скважин при турбинном бурении,
а также проведение пилотсква-
жин при прокладке трубопрово-
дов под водными преградами и
призабойными зонами морей.
В процессе бурения поток промы-
вочной жидкости приводит в дви-
жение ротор генератора, дающи-
го переменный электрический
ток (с частотой вращения турби-
ны). Через некоторое время, необ-
ходимое для разгона генератора и
ориентирования инклинометри-
ческих датчиков, устройство уп-
равления подключает к прибору
источник питания. Одновременно
поступает сигнал начала измере-
ний, который производит началь-
ную установку канальных счет-
чиков, а затем цифровую регист-
рацию.
В настоящее время существу-
ют забойные телесистемы с элек-
тромагнитным каналом связи, на-
пример’
— МАК (ИПФ «Сибнефтеав-
томатика» совместно с Санкт-Пе-
тербургским горным институтом
и ЗАО «Петровское») наряду с
инклинометрическими парамет-
рами, излучаемым забойным передатчиком током в нагрузке и тем-
пературой производится измерение технологических параметров
(частота вращения забойного двигателя и т.д.);
— информационно-измерительная система «Забой» (ВНИИГИС)
предназначена для непрерывного измерения геотехнологических
параметров в процессе бурения нефтяных и газовых скважин мето-
дами ГМ, БК, инклинометрии, виброкаротажа, измерения осевой на-
грузки и частоты вращения вала турбобура;
— система MWD ЗТС-1УГ предназначена для инклинометричес-
ких и геотехнологических измерений в процессе бурения боковых ство-
лов с радиусом кривизны 10—12 м из нефтяных и газовых скважин.
Если мощность (толщина) однородного продуктивного пласта со-
ставляет 4—5 м, необходимо проводку горизонтального участка сква-
164
жины сопровождать пеленгаторами границ пласта, возможно приме-
нение гти.
Проведение ГТИ в процессе бурения ГС решает задачу оператив-
ной корректировки траектории ствола. Соответственно требуются
методы, информация от которых достигает наземных приемников в
кратчайшее время, новые методики проведения газового каротажа,
оперативного исследования шлама, керна, бурового раствора, аппа-
ратура с автоматической обработкой информации.
Во ВНИГИК НПГП «ГЕРС» совместно с ЦГЭ создан прибор ран-
него обнаружения и локализации объектов газопроявлений —
«ПРОЛОГ» со скоростью передачи сигнала около 1000 м/с. За рубе-
жом фирмой «Анадрилл Шлюмберже» — метод раннего обнаруже-
ния газопроявлении под названием «КИКАЛЕРТ» с аналогичным
принципом работы (1991г.) [11].
Виброакустический каротаж (аппаратура ИРД, АВАК-РК —
см. Гл. 3) при скорости распространения сигнала по телу бурильной
трубы около 5000 м/с мгновенно фиксирует изменения свойств гор-
ных пород под долотом и полезен при выявлении неоднородностей и
корректировке траектории ствола ГС при ее выходе за пределы про-
дуктивной зоны пласта.
Приборные комплексы, встраиваемые в компоновку низа буриль-
ной колонны получили название автономных забойных систем (АЗС).
Он позволяют регистрировать в процессе спуска инструмента, буре-
ния и подъема инструмента траекторные параметры скважины (угол,
азимут, угол установки отклонителя), технологические параметры
процесса бурения (нагрузка на долото, момент на долоте, обороты до-
лота, давление и температура в трубах и затрубье и др.), параметры
свойств горных пород (естественная радиоактивность, сопротивле-
ние и др.) [12]. Конструктивно прибор состоит из модуля датчиков,
модуля ГМ и приставки. На рис. 88 приведена функциональная схе-
ма АЗС-42СМ (1995 г., компания «Геоэлектроника сервис»)
Рис. 88. Функциональная схема АЗС-42СМ [12].
165
Скважинный прибор имеет три режима работы:
1. Инициализация измерений (посредством кабельных соедине-
ний между IBM PC и устройством сопряжения с персональным ком-
пьютером (УСО), УСО и прибором). Через УСО микропроцессору пе-
редаются исходные установки для данного рейса, после чего кабель-
ное соединение разрывается, на прибор устанавливается заглушка
и начинается измерение.
2. Измерения. Микропроцессор с заданным интервалом опраши-
вает инклинометрический датчик, АЦП, блок ГМ. Данные запоми-
наются в ПЗУ с электрической перезаписью информации (ЭППЗУ).
При использовании глубиномера на персональном компьютере ини-
циируется программа регистрации глубиномера.
^.Считывание накопленных данных производится со скважин-
ного прибора на персональный компьютер. Далее к данным добавля-
ют глубину забоя и глубину долота и производится обработка.
Исследование горизонтальных участков
Основной целью геофизических исследований горизонтальных
участков является решение традиционных геологических задач (с
учётом имеющейся информации по пилотным вертикальным сква-
жинам):
— литологическое расчленение продуктивного пласта на го-
ризонтальном участке;
— определение фильтрационно-ёмкостных свойств и насыщен-
ности коллектора;
— определение траектории горизонтального участка, привя-
занной по глубине к геологическим реперам.
Комплекс исследований для скважин с горизонтальным оконча-
нием ствола включает ГТИ, СП, БК, ИК или ВИКИЗ, ГМ, НМ, рези-
стивиметрию и инклинометрию. Дополнительные исследования мо-
гут включать AM, ГГМ, ГМ-спектрометрический, ЯММ, специаль-
ные исследования со сменой минерализации или плотности промы-
вочной жидкости. Обязательный комплекс исследований и конт-
рольный инклинометрический замер проводят по достижению про-
ектного забоя. При проектировании строительства ГС в объектах, в
которых возможна встреча сложных коллекторов, в исследователь-
ской части проекта должно быть предусмотрено проведение геофи-
зических исследований по специальным методикам (временные за-
меры, метод двух растворов и т.п.).
Аппаратурно-методический комплекс «Горизонт» (ВНИИГИС)
обеспечивает исследования ГС сборкой автономных скважинных
приборов (модулей), спускаемых в составе бурильной колонны без
применения геофизического кабеля. Комплекс позволяет одновре-
менно измерять и регистрировать на автономные носители данные
зондов ГМ, НГМ, КС, СП и инклинометрии. Информацию, необходи-
мую для проводки скважины получают с помощью автономных при-
боров, размещённых в компоновке бурильного инструмента, непос-
редственно в процессе бурения.
166
Существует несколько модификаций АМК: «Горизонт-180» и «Го-
ризонт-100» с диаметрами скважинных приборов 180 и 100 мм соот-
ветственно. В 1999—2000 гг. разработан АМК «Горизонт-90», вклю-
чающий спускаемый на буровом инструменте скважинный прибор с
набором модулей: четыре симметричных градиент-зонда, СП, ГМ,
НГМ, ННМт, инклинометрия (рис. 89, а) и «Горизонт-90-ВАК» для
исследований волновым акустическим методом (рис. 89, б). Ведется
разработка модулей АМК «Горизонт», включающих методы спект-
рометрического гамма-каротажа, гидродинамического каротажа и
опробования.
Аппаратурно-методический автономный комплекс АМАК «Обь»
(НПО «Луч») обеспечивает доставку на забой скважины сборки ав-
тономных приборов ПС, ГМ, НК, БК, ИК, оснащенных индивидуаль-
ными источниками автономного питания. Сборку модулей устанав-
ливают внутри бурильных труб и фиксируют специальным замко-
Переводник
Контейнер с источником нейтронов
Модуль НГК + ННКт
греводник
Бурильный инструмент
или АМК «ГОРИЗОНТ-100»
\ Модуль центрального
процессора с ОЗУ
Батарея питания
— Изоляционное покрытие
Кольцевой электрод
Модуль ГК
Модуль инклинометра
Модуль центрального процессора
Модуль электрического каротажа
Модуль ГК
Модуль АК
Центратор
Излучатель
Акустический изолятор
Приемники
Батарея питания
б
Рис. 89 . Скважинный прибор АМК «Горизонт-90» (а), АМК «Горизонт-90-
ВАК» (б).
167
вым соединением в верхней части. Технологический модуль сборки
включает датчики давления и температуры. После спуска колонны
труб на забой включают циркуляцию промывочной жидкости и,
вследствие перепада давления, сборка освобождается из замка и
выталкивается из труб с помощью штока обратного хода и сфери-
ческого поршня, установленного в верхней части сборки. В этот мо-
мент датчик давления включает питание скважинных приборов. Гео-
физические данные регистрируются в процессе подъема колонны
бурильных труб.
Технология исследований скважин с горизонтальным окончани-
ем ствола отличается от схемы исследования вертикальных скважин.
При проведении исследований приборами размещенными в буриль-
ных трубах или в защитном контейнере, вертикальные участки ис-
следуются дважды: без контейнера и с контейнером для определе-
ния степени вляния труб и контейнера на результаты измерений.
Измерения и регистрацию данных выполняют службы бурения и
ГТИ. Бурение скважины ведут при непрерывном контроле положе-
ния забоя с использованием инклинометра, размещенного в компо-
новке бурильного инструмента. На наклонных участках через каж-
дые 50 — 70 м проходки проводят привязочный каротаж (ГМ, БК, СП)
для привязки положения текущего забоя к геологическому разрезу.
Интерпретация данных ГИС также имеет определенные особен-
ности. Интерпретационная модель пласта-коллектора должна учи-
тывать то обстоятельство, что материалы ГИС не несут прямой ин-
формации о положении кровли и подошвы коллектора и литологи-
ческом строении выше- и нижезалегающих пород, а следовательно,
исключается интерпретация данных по традиционной схеме.
Оперативное заключение по результатам обработки и интерпре-
тации геофизических данных должно содержать информацию о
вертикальной проекции ствола скважины в азимутальной плоско-
сти; горизонтальный участок скважины должен быть показан на
фоне положения в разрезе продуктивного пласта, построенного по
результатам бурения соседних вертикальных, наклонно направлен-
ных и пилотных скважин; о толщине пласта с отметками абсолют-
ных глубин его кровли подошвы; о коллекторских свойствах пород,
встреченных на горизонтальном участке; о наличии резких пере-
гибов ствола в вертикальной плоскости, вероятности образования в
процессе эксплуатации газовых водяных слоев и пробок; об интер-
валах, рекомендуемых для перфорации.
По результатам оперативной интерпретации данных ГИС опре-
деляют коэффициент вскрытия (Квск) (относительная протяженность
ствола ГС по интервалам-коллекторам); расстояние до ВНК и нали-
чие гидродинамических экранов между ВНК и стволом ГС; эксплуа-
тационную технологичность профиля ствола (степень вероятности
образования в процессе эксплуатации газовых или водяных затво-
ров) [13]. Пористость, проницаемость, насыщенность, глинистость,
эффективная мощность коллекторов, их изменение по простиранию
пласта, степень трещиноватости, ориентация природных трещин,
168
образование конуса обводненности или газового конуса, соотношение
между вертикальной и горизонтальной проницаемостями, и др. ха-
рактеристики пласта необходимы также для выбора способа закан-
чивания ГС (открытым забоем или фильтром, зацементированным
участком и затем перфорированным с одним или двумя пакерами и
др.), который, в свою очередь, определяет технику геофизических
работ при ГДИ и контроле за режимом работы ГС.
Первым этапом процесса обработки и интерпретации является
геометризация изучаемого объекта (определение пространственно-
го положения ствола ГС относительно литологических границ раз-
реза) по следующей схеме [13]:
— построение вертикальной проекции ГС в ее азимутальной плос-
кости (по данным высокоточной инклинометрии);
— детальное литологическое расчленение и отбивка границ ли-
тологических интервалов (по материалам НМ-ГМ);
— проведение геофизических диаграмм ГС к виду вертикального
разреза (с использованием данных инклинометрии);
— детальная послойная корреляция с разрезом соседних верти-
кальных, наклонно-направленных или «пилот-скважины»;
— стратиграфическая идентификация пластов;
— построение геологического профиля на планшете вертикаль-
ной проекции ГС.
По результатам геометризации объекта проводится определе-
ние фактической толщины пласта-коллектора, расстояния меж-
ду стволом скважины и границами вмещающих пород, уточнение
литологических зональных неоднородностей и других особеннос-
тей геологического строения объекта. Выделение коллекторов,
оценка их текстурно-структурных особенностей производятся по
комплексу ИК-БК-Инк. Определение пористости коллекторов —
по результатам исследований аппаратурой радиометрии нефте-
газовых скважин. Определение коэффициентов нефтенасыщенно-
сти коллектора производится по принятым в данном регионе за-
висимостям.
Особенности ГИС в действующей горизонтальной скважине
Проблемы, возникающие при проведении контроля за разработ-
кой месторождений геофизическими методами иллюстрируются
рис. 90. Они связаны с расслоением потока по сечению ГС (газ, нефть,
вода), появлением дополнительных каналов в скважинах, закончен-
ных спуском хвостовиков со щелевидными отверстиями, появлени-
ем газовых (в верхней части) и водяных (в нижней части) пробок в
стволе ГС, имеющем синусоидальный профиль.
Расслоение потока по сечению ГС обуславливает проблемы с при-
менением градиент-манометрии, термометрии, пакерной «вертушеч-
ной» расходометрии. Отечественные комплексные приборы контроля
за разработкой месторождений (ГИС-контроля), как и большинство
зарубежных комплексных приборов для проведения эксплуатацион-
ного каротажа в вертикальных и слабонаклонных скважинах, для ра-
169
Рис. 90. Проблема многофазного потока в горизонтальных скважи-
нах (по Э.Е. Лукьянову).
а — поперечное сечение хвостовика, зацементированного в ГС; б — разрез
профиля ГС
боты в горизонтальных действующих скважинах требуют переконст-
руирования с учетом особенностей структуры потока.
Например, скважинный вертушечный дебитомер располагается
вдоль нижней стенки скважины и вблизи забоя регистрирует пре-
имущественно поток менее подвижной жидкой фазы (инициатор ис-
следований компания Marathon Oil) Выше по скважине он захваты-
вает все большую часть более подвижной газожидкостной смеси. Эта
проблема возникает уже при небольших (2°) отклонениях скважины
от вертикали. Были внедрены дебитомеры с диффузорами разной
конструкции, отклоняющими поток и направляющими большую его
часть на вертушку, однако при высоких дебитах на таких диффузо-
рах возникает сильный перепад давлений, что приводит к серьез-
ным искажениям результатов. В настоящее время ведутся работы
по созданию и внедрению многовертушечных дебитомеров, включа-
ющих также и горизонтальные вертушки [13].
Многие зарубежные фирмы выпускают аппаратуру для эксплуа-
тационного каротажа комплектами для записи нескольких парамет-
ров за один спуско-подъем. Например, фирмой Geoservises (Фран-
ция) был предложен комплект малогабаритных (внешний диаметр
43 мм) приборов, каждый из которых можно опускать в скважину
отдельно или в любом сочетании с несколькими другими [1989г.]: ло-
катор муфт обсадной колонны (НКТ), ГМ, термометр, манометр, плот-
номер, шумомер, дебитомер, каверномер, гидрометр (прибор, опре-
деляющий процентное содержание воды в скважинной смеси флюи-
дов по принципу диэлектрического каротажа). Приборы рассчитаны
170
на работу с одножильным кабелем, устойчивы к воздействию серо-
водорода и выдерживают температуру до 200 °C.
С учетом результатов зарубежных исследований можно отметить,
что решение проблем проведения эксплуатационного каротажа в ГС
лежит в области применения новых физических методов (включая
сканирующие методы изучения сечения потока) способных измерять
положение нечетких границ раздела слоистых сред [13].
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ:
1. Назовите элементы геофизической станции.
2. Приведите структурную схему геофизической информацион-
но-измерительной системы.
3. Назовите основные блоки телеизмерительной системы и их
функции.
4. Объясните принципиальную схему одновременной регистрации
рк и ДПсп на трехжильном кабеле.
5. Каким образом реализуется возможность одновременной регист-
рации 3-х кривых кажущегося сопротивления на одножильном кабеле?
6. Назначение геофизического кабеля, его устройство, основные
параметры.
7. Как осуществляется регистрация геофизических параметров в
масштабе глубин?
8. Какие способы регистрации данных используются в геофизи-
ческих измерительных системах?
9 Из каких блоков состоит цифровая геофизическая лаборато-
рия?
10. Какие задачи решают геофизическими метолами исследова-
ния скважин при строительстве ГС?
11. Какой комплекс ГИС применяется в скважинах с горизонталь-
ным окончанием ствола после бурения?
12. Какие геологические и технологические задачи решаются по
результатам оперативной интерпретации геофизических исследо-
ваний ГС?
13. Какие используются способы доставки геофизической аппа-
ратуры на забой скважины?
14. Каковы особенности геофизических исследований в горизон-
тальных скважинах?
171
Глава V.
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ИСТОЛКОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
§ 1. ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
Литологическое расчленение разреза скважины выполняют по
данным полного комплекса ГИС. Методику расчленения рассмотрим
на примере трех наиболее типичных разрезов (терригенного, карбо-
натного и галогенного) для скважин, пробуренных на глинистом ра-
створе.
Терригенный разрез
Литологическое расчленение разреза по данным ГИС проводят
по следующей схеме: а) разделение пород на коллекторы и некол-
лекторы; б) выделение среди коллекторов и неколлекторов отдель-
ных литологических разностей. Выделению коллекторов посвящен
§ 2 данной главы; здесь же рассмотрим только вопросы разделения
пород на классы неколлекторов.
В терригенном разрезе неколлекторы делятся на глины и все про-
чие породы, представляющие неколлекторы. Глины выделяются на
кавернограмме прежде всего в интервалах увеличения диаметра
скважины по сравнению с номинальным. К неколлекторам относят
породы, отмечаемые номинальным значением диаметра на каверно-
Рис. 91. Примеры литологического расчленения и выделения коллекторов в
терригенных отложениях по данным ГИС.
I — коллектор (песчаник); 2 — неколлектор (глинистый алевролит); 3 — глина
172
грамме. Глинам соответствуют наиболее высокие показания СП и ГМ,
низкие удельные сопротивления, наиболее низкие показания НГМ и
микрозондов, наиболее высокие значения ЛТ (рис. 91). В остальной
части разреза (за исключением коллекторов и глин) выделяют клас-
сы неколлекторов с различной глинистостью и пористостью по диаг-
раммам методов глинистости (СП, ГМ), пористости (ННМ-Т, AM,
ГГМ) и метода сопротивлений. Обычно удается четко выделить по
крайней мере два класса неколлекторов. К первому классу относятся
глинистые песчаники и алевролиты, характеризующиеся более низ-
кой пористостью и более высокой глинистостью по сравнению с худ-
шими коллекторами; они отмечаются высокими показаниями на ди-
аграммах БЭЗ, БК и микрозондов, низкими значениями ДТ на диаг-
рамме AM, повышенными показаниями НГМ, промежуточными
значениями на диаграммах СП и ГМ, но более близкими к показани-
ям в худших коллекторах. Второй класс включает глины, содержа-
щие песчаный, алевритовый или карбонатный материал, для кото-
рых характерны показания всех методов, типичные для глин. Неко-
торое отличие их заключается в небольшом увеличении удельного
сопротивления по сравнению с сопротивлением чистых глин, в нали-
чии незначительных отрицательных аномалий СП по отношению к
линии чистых глин и в незначительном понижении радиоактивнос-
ти по сравнению с чистыми глинами на диаграмме ГМ.
В терригенном разрезе возможно также присутствие некол-
лекторов, представленных песчаниками и алевролитами с карбо-
натным цементом и плотными известняками. Эти породы отмечаются
обычно низкими показаниями на диаграммах СП и ГМ — такими же,
как чистые коллекторы; но наряду с этим для них характерны высо-
кие показания на диаграммах НГМ, микрозондов и минимальные
значения АТ на диаграмме акустического метода.
Карбонатный разрез
Карбонатный разрез расчленяют по данным ГИС следующим об-
разом. Сначала выделяют межзерновые коллекторы. В остальной
части разреза проводят литологическое расчленение с выделением
сложных коллекторов и коллекторов различных видов. Рассмотрим
методику такого расчленения. Методика же выделения межзерно-
вых коллекторов изложена в § 2. Вначале выделяют интервалы, со-
ответствующие глинам (по тем же признакам, что и в терригенном
разрезе) и карбонатным породам с повышенным содержанием нера-
створимого остатка, которые отмечаются повышенными значения-
ми Псп (иногда на уровне линии глин) и естественной радиоактивно-
сти. Карбонатные породы с высокими значениями Псп, как правило,
являются неколлекторами и лишь в редких случаях могут быть тре-
щинным коллектором с низкой эффективной пористостью (рис. 92).
Остальная часть разреза (за исключением межзерновых коллек-
торов, глин и пород с повышенным содержанием нерастворимого ос-
татка), представленная низкопористыми чистыми известняками и
доломитами, расчленяется на классы неколлекторов и кавернозно-
173
Рис. 92. Пример литологического расчленения карбонатного разреза по дан-
ным ГИС.
1 — известняк плотный, 2 — известняк-коллектор; 3 — глина
трещинных коллекторов по фильтрационным свойствам и на классы
известняков, доломитов и промежуточных литологических разностей
по минеральному составу скелета. Первая задача может быть реше-
на по диаграммам стандартного комплекса и специальных исследо-
ваний ГИС, вторая — по данным комплексной интерпретации диаг-
рамм ННМ-Т, ГГМ и акустического метода.
Галогенный разрез
Разрез, представленный гидрохимическими отложениями, рас-
членяют в основном по данным ядерных методов — нейтронного
(ННМ), гамма-метода (ГМ) и гамма-гамма-метода (ГГМ) с использо-
ванием результатов акустического метода и кавернометрии. В этом
разрезе по данным ГИС устанавливается наличие следующих лито-
логических разностей: гипса — по низким показаниям ННМ, соот-
ветствующим высокому водородосодержанию, при низкой пористо-
сти (менее 1%) — по данным ГГМ и AM; ангидрита — по высоким
показаниям ННМ, при низкой пористости — по данным ГГМ и AM;
каменной соли — по высоким показаниям ННМ при увеличении ди-
174
аметра скважины на кавернограмме и низкой естественной радиоак-
тивности; калийных солей — по высоким показаниям ННМ и ГМ и
увеличению диаметра скважины на кавернограмме, Прослои глины
и аргиллита в гидрохимических отложениях устанавливают по тем
же признакам, что и в карбонатном и терригенном разрезах.
§ 2. ВЫДЕЛЕНИЕ МЕЖЗЕРНОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
В ТЕРРИГЕННОМ РАЗРЕЗЕ
Пласты-коллекторы выделяют при литологическом расчленении
разреза. Признаки, по которым выделяют коллекторы, определяются
характером разреза, типом коллектора, условиями бурения скважи-
ны. Рассмотрим наиболее типичные для практики выделения кол-
лекторов случаи.
Терригенный разрез может содержать коллекторы межзерновые,
трещинные и смешанные — трещинно-межзерновые. Большая часть
открытых залежей нефти и газа связана с межзерновыми коллекто-
рами. Основной опыт выделения и изучения коллекторов геофизи-
ческими методами накоплен для межзерновых коллекторов, прой-
денных скважиной с использованием пресного глинистого раствора
при изучении разреза в необсаженном стволе. Коллекторы отлича-
ются от вмещающих пород проницаемостью, пористостью, глинис-
тостью, что и является предпосылкой для выделения их геофизи-
ческими методами.
Признаки выделения межзернового коллектора по геофизическим
материалам можно разделить на две группы. Первая группа объе-
диняет прямые качественные признаки, основанные на более высо-
кой проницаемости коллектора по сравнению с вмещающими поро-
дами и на проникновении в коллектор фильтрата бурового раствора.
Вторая группа объединяет косвенные признаки, основанные на от-
личии коллектора от вмещающих пород по пористости и глинистос-
ти, что позволяет выделить пласты-коллекторы в интервалах с по-
вышенной пористостью и пониженной глинистостью по диаграммам
соответствующих геофизических методов
Рассмотрим следующие основные признаки коллектора меж-
зернового типа, вскрываемого при бурении на пресном глинистом
растворе (фильтрат глинистого раствора менее минерализован, чем
пластовая вода) с репрессией на пласт (гидростатическое давление
столба бурового раствора выше пластового давления): 1) сужение
диаметра скважины dc по сравнению с номинальным dn (диаметр до-
лота), фиксируемое на кавернограмме, микрокавернограмме, профи-
лограмме; наличие глинистой корки на коркограмме; 2) наличие по-
ложительных приращений на диаграмме микрозондов (показания
потенциал-микрозонда ркМПз выше показаний градиент-микрозон-
да РкМгз, при этом значения ркМПЗ и ркМГЗ невысокие, см. рис. 92);
3) наличие радиального градиента удельного сопротивления, уста-
навливаемого при сравнении удельного сопротивления породы, оп-
ределенного по диаграммам электрических методов с различным ра-
диусом исследования; 4) изменение во времени показаний различ-
175
ных геофизических методов, отражающее формирование во време-
ни зоны проникновения фильтрата бурового раствора в коллектор.
Выделение коллектора по наличию глинистой корки
Сужение диаметра на диаграммах методов, исследующих про-
филь скважины, указывает на присутствие глинистой корки на стен-
ке скважины против исследуемого пласта, что является одним из
признаков коллектора. Поскольку исследования каверномером вхо-
дят в стандартный комплекс изучения терригенного разреза, этот
признак коллектора широко используют при массовой обработке гео-
физических материалов. Наличие корки не является признаком кол-
лектора в следующих случаях: а) против тонких плотных прослоев,
расположенных в мощном пласте-коллекторе; глинизация стенки
скважины происходит в них благодаря «размазыванию» корки, об-
разовавшейся в коллекторе выше и ниже; б) в призабойной зоне ство-
ла скважины, вскрывшей неколлекторы, где сужение диаметра сква-
жины может быть вызвано осаждением частиц шлама; в) в любых
участках разреза, не являющихся коллектором, где образуются саль-
ники, обусловленные низким качеством глинистого раствора или
неудовлетворительной подготовкой скважины к промыслово-геофи-
зическим исследованиям.
Нередко полагают, что толщина глинистой корки является харак-
теристикой проницаемости коллектора. В действительности, толщи-
на корки зависит, в первую очередь, от качества глинистого раство-
ра — чем хуже качество раствора (т. е. чем выше его водоотдача и
ниже коллоидальность), тем при прочих равных условиях толще кор-
ка. Поэтому наличие корки большой толщины является прежде все-
го признаком неудовлетворительного качества раствора. Только на
ограниченном участке отдельной скважины, пройденном при посто-
янном режиме бурения, толщина корки может являться качествен-
ной характеристикой проницаемости.
Выделение коллектора по диаграмме микрозондов
Положительные приращения на диаграмме микрозондов —
надежный признак межзернового коллектора в той мере, в какой
надежен признак наличия глинистой корки. Следовательно, в рас-
смотренных выше случаях, когда присутствие корки не является
признаком коллектора, нельзя считать признаком коллектора и по-
ложительные приращения.
Положительные приращения в коллекторе на диаграммах микро-
зондов могут отсутствовать при следующих условиях: а) глинистая
корка имеет большую толщину (более 2 см); показания микрозондов
одинаковы, поскольку при этом потенциал-микрозонд, как и гради-
ент-микрозонд, исследует глинистую корку; б) водоносный коллектор
имеет очень высокую проницаемость как по напластованию, так и по
нормали к напластованию; в результате расформирования промытой
зоны удельное сопротивление среды, исследуемой потенциал-микро-
зондом, близко к удельному сопротивлению глинистой корки рк.
176
При бурении скважин на технической воде кавернограммы и ди-
аграммы микрозондов обычно не используют для выделения в раз-
резе межзерновых коллекторов, поскольку заметных глинистых ко-
рок при фильтрации в коллекторы не образуется. Если в разрезе
скважины, пробуренной на воде, имеются мощные пласты глин и гли-
нистых пород, содержание глинистого материала в промывочной
жидкости в процессе бурения становится значительным; в этом слу-
чае отдельные пласты-коллекторы могут отмечаться сужением ди-
аметра и соответственно положительными приращениями на диаг-
рамме микрозондов.
Выделение коллектора по наличию радиального
градиента удельного сопротивления,
установленного по диаграммам электрометрии
Наличие проникновения фильтрата бурового раствора в пласт
устанавливают, сравнивая значения удельного сопротивления по-
роды, полученные при интерпретации диаграмм электрических ме-
тодов с различным радиусом исследования R, т. е. изучая характер
изменения удельного сопротивления породы в радиальном направ-
лении по нормали к оси скважины (рис. 93). При этом по данным ин-
терпретации устанавливают либо наличие радиального градиента
сопротивления, либо его отсутствие Наиболее распространенный
способ установления радиального градиента сопротивления — ин-
терпретация кривых бокового электрического зондирования. При
Рис. 93. Радиальный градиент удельного сопротивления поро-
ды-коллектора.
Графики p=/(R) для коллекторов; 1 — продуктивного; 2 — водоносно-
го; 3 — скважина; 4 — глинистая корка; 5 — промытая зона продуктив-
ного (Рп1пр) и водоносного (рппв;1) коллекторов; 6 — зона проникнове-
ния продуктивного (Р3п,пр) и водоносного (Рзп,»п) коллекторов; 7 —
неизмененная часть коллектора
12 — Добрынин В.М.
177
интерпретации кривых БЭЗ в пластах-коллекторах большой мощ-
ности получают кривые зондирования, характеризующие проник-
новение, повышающее (рзп> рп) или понижающее (рзп<рп) удельное
сопротивление пласта, и двухслойные кривые рзп=рп-
Кривые БЭЗ типа рр < рзп> рп характерны: 1) для водоносных кол-
лекторов, насыщенных минерализованной пластовой водой
(Св>20 г/л); в этом случае величина рзп существенно превышает рп;
2) для продуктивных коллекторов с высоким содержанием остаточ-
ной воды, обусловленным либо значительной глинистостью коллек-
тора, либо незначительным расстоянием по высоте по отношению к
ВНК; 3) для слоистых продуктивных коллекторов, представленных
чередованием тонких прослоев коллекторов и глин.
Проникновение, понижающее удельное сопротивление породы,
реже встречается в практике интерпретации; оно характерно для
хороших коллекторов с высоким коэффициентом нефте-газонасы-
щения (кнг > 85%) при бурении скважин на растворе, удельное сопро-
тивление фильтрата которого рф несущественно отличается от удель-
ного сопротивления пластовых вод.
В практике интерпретации используют также другие приемы об-
наружения радиального градиента сопротивления; они основаны на
сопоставлении истинных или кажущихся значений удельного сопро-
тивления, получаемых по диаграммам обычных или фокусированных
зондов с различным радиусом исследования. Для решения рассмат-
риваемой задачи чаще всего сопоставляют значения рп или рк следу-
ющих пар зондов: стандартных потенциал-зонда (AM = 0,2—0,5 м) и
Глубина, м Пппгт КС о ,0м м 1 10 “ 100 кв О’,см 30 35 ннм гм 1 2 .3 ГГМ З'п.г/см3 2,1 2.3 2,5 дм JT, мкс/м 250 300 350
В nw < 242g । V. S <1? I1 f' 1 d н '3i;30 'Ъош^, ::/г Ла сйннм У 1 нм'/в Г
2430 |
Рис. 94. Выделение продуктивных коллекторов в терригенном разрезе по дан-
ным ГИС
1 — продуктивный коллектор; 2 — неколлектор: I—микросферический зонд, экрани-
рованный зонд: II — короткий; III — длинный
178
градиент-зонда (АО = 2 — 2,5м); малого (АО = 0,2 — 0,5м) и большого
(ДО>4 м) градиент-зондов, микроэкранированного (МБК) и экрани-
рованного (БК) зондов; экранированного и индукционного зондов; двух
экранированных зондов с различной глубинностью исследования.
Другой способ сравнения показаний фокусированных зондов элек-
трометрии с разной глубинностью—совмещение кривых, например
МБК и БК, в одинаковом логарифмическом масштабе сопротивле-
ний в пределах исследуемого участка разреза. Совмещение осуще-
ствляют таким образом, чтобы показания зондов совпали в плотных
породах; тогда в коллекторах с повышающим или понижающим про-
никновением будет отмечено расхождение показаний с соответству-
ющим знаком (рис. 94).
Выделение коллектора по данным временных исследований
В необсаженном стволе происходит формирование во времени
зоны проникновения в коллекторах, поэтому показания методов элек-
трометрии, кавернометрии (в первую очередь) в интервалах залега-
ния коллекторов во времени изменяются, что позволяет, сравнивая
диаграммы одного и того же метода, зарегистрированные в различ-
ное время в одинаковом масштабе, выделять коллекторы по расхож-
дению показаний (при совпадении показаний в интервалах плотных
пород). В обсаженной скважине происходит расформирование зоны
проникновения в коллекторах, что также создает предпосылки для
выделения коллекторов по диаграммам повторных измерений гео-
физическими методами, в первую очередь радиометрии (рис. 95).
В необсаженных скважинах при оптимальных условиях про-
ведения первого и повторных замеров коллекторы отмечаются во
времени увеличением толщины глинистой корки, изменением пока-
заний на диаграммах микрозондов, в первую очередь потенциал-
микрозонда, изменением показаний на диаграммах различных зон-
дов, а также фокусированных зондов электрометрии. Наиболее от-
четливое изменение показаний методов электрометрии во времени
происходит в условиях ярко выраженного проникновения, повыша-
ющего или понижающего удельное сопротивление пласта в зоне про-
никновения; при незначительном отличии удельных сопротивлений
зоны в неизмененной части коллектора не следует ожидать суще-
ственного изменения во времени показаний методов электрометрии.
Специальные повторные замеры по определенной программе вы-
полняют в отдельных параметрических или оценочных скважинах,
как правило, в продуктивных участках разреза. В этом случае стре-
мятся обеспечить оптимальное время первого и последующего изме-
рений, а также создать дополнительные условия, позволяющие уси-
лить роль фактора времени с помощью изменения гидростатическо-
го давления в скважине или физических свойств бурового раствора
пород повторными измерениями.
Рассмотренные геофизические методы выделения межзерновых
коллекторов неприменимы в скважинах, бурящихся с раствором на
нефильтрующейся основе (РНО) вследствие самой природы такого
179
Рис. 95. Выделение газоносных коллекторов по диаграммам повторных за-
меров НГМ в обсаженной скважине, с учетом стандартного комплекса ГИС.
1 — газоносный коллектор; 2 — неколлектор; I, II — диаграммы НГМ первого и за-
ключительного замеров; заштрихованные участки диаграмм соответствуют коллек-
торам
раствора, исключающей возможность фильтрации в породы-коллек-
торы промывочной жидкости и появления признаков коллектора,
связанных с образованием зоны проникновения. Поэтому в скважи-
нах, бурящихся с этим раствором, коллекторы выделяют по количе-
ственным признакам, используя граничные значения параметров,
соответствующие границе коллектор— неколлектор.
§ 3. КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ
Ценность данных промысловой геофизики заключается не толь-
ко в возможности составления литологического разреза скважины,
выделения и промышленной оценки коллекторов, но также в том, что
путем корреляции геофизических диаграмм, полученных в разных
скважинах, можно выполнить все геологические построения, начи-
ная с геологических профилей и кончая картами эффективной мощ-
ности продуктивного коллектора.
Корреляцию результатов ГИС по скважинам проводят следующим
образом. Вначале выбирают диаграммы геофизических методов, ко-
торые содержат наибольшую информацию о характерных особеннос-
тях разреза, — чаще всего это диаграммы стандартной электромет-
рии (кривая рк стандартного зонда и кривая Ucn) и радиометрии (кри-
180
вые и 1пу). Затем на диаграммах одного и того же метода по различ-
ным скважинам, расположенным в определенной последовательнос-
ти, отвечающей порядку размещения скважин по профилям на
месторождении или разведочной площади, выделяют геофизические
реперы, характеризующие в разрезе пласты, наиболее выдержанные
на изучаемой площади. Диаграммы располагают на большом листе с
учетом альтитуды каждой скважины, но без учета расстояний между
скважинами, размещая их так, чтобы подошва или кровля основного
репера в различных скважинах оказывалась на одной горизонталь-
ной линии. По каждой скважине рядом с диаграммой часто располага-
ют литологическую колонку, составленную по данным ГИС, на кото-
рой нанесены основные стратиграфические границы и обозначены все
реперы. Завершается составление корреляционной схемы проведени-
ем линий, соединяющих границы соответствующих реперов, — стра-
тиграфических и литологических (рис. 96). Если какой-либо репер или
пласт не прослеживается в разрезе отдельной скважины на профиле,
при подходе к этой скважине данный репер или пласт выклинивают.
Рис. 96. Корреляция разрезов скважин Прикумской области по данным ГИС
(по С. С. Итенбергу).
I, II — реперы
181
Опираясь на корреляционные схемы по скважинам разведочной
площади или месторождения, составляют сводный геолого-геофизи-
ческий разрез, геологические профили, структурные карты, а для
продуктивного горизонта — карты равной нефте-, газонасыщенной
мощности с положением контуров и границ выклинивания коллекто-
ров, карты равного удельного нефтегазосодержания, карты равных
значений пористости и проницаемости коллектора. Геологические по-
строения, выполняемые на основе корреляционных схем, используют
при подсчете запасов нефти и газа объемным методом и при проекти-
ровании разработки нефтяных и газовых месторождений.
Однако, информативность геологических построений на разных ста-
диях разведки или разработки нефтяных и газовых месторождений
различается. Например, на стадии разведки среднего по размерам мес-
торождения эти построения базируются на нескольких десятках раз-
ведочных скважин. Получается достаточно схематичная геологическая
модель месторождения. На стадии разработки уже имеются тысячи
эксплуатационных скважин. Проводится множество уточнений в мо-
дели месторождения. Помимо детализации геологического строения в
модель вводятся изменения и дополнения, обусловленные процессами
добычи нефти или газа, обводнения продуктивных пластов. Период раз-
работки продолжается несколько десятков лет, в течение которых по-
стоянно возникает необходимость корректировать геологическую мо-
дель месторождения и «подправлять» проект разработки. Это требует
значительных затрат труда персонала, руководящего разработкой ме-
сторождения. Существенную помощь в этой работе в последние годы (в
связи с внедрением в производство мощной вычислительной техники)
оказывают, так называемые, компьютерные программы «динамичес-
кой визуализации» геологических и технологических построений. При-
менение компьютерных технологий при моделировании месторожде-
ний позволяет в реальном масштабе времени использовать геологичес-
кие модели для корректировки процесса разработки.
В настоящее время для построения моделей месторождения ис-
пользуются программы: «DV-GEO» (ОАО ЦГЭ — Россия), «Пангея»
(ОАО «Пангея» — Россия), «Workbench» (фирма Bakers Huges — Ве-
ликобритания), «Eclipse» (фирма Shlumberger) и другие. Внедрение
компьютерных систем моделирования месторождения в производ-
ство позволяет не только облегчить «ручной труд» квалифицирован-
ных специалистов, но и повысить технологическую эффективность
разработки месторождений углеводородов. Основной объем входной
информации для этих систем составляют данные геофизических
методов исследования скважин.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ:
1. Назовите характерные признаки терригенных, карбонатных и
гидрохимических отложений на диаграммах геофизических методов.
2. Приведите основные признаки коллектора межзернового типа,
вскрытого при бурении на пресном глинистом растворе, по геофизи-
ческим данным.
182
3. В чем заключается способ установления радиального градиента
сопротивления для выделения коллекторов? Какие методы ГИС при-
влекаются при этом?
4. Изменяются ли показания методов ГИС в плотных пластах и в
интервалах коллекторов при проведение повторных исследований?
Какие задачи решают по данным временных исследований?
5. В чем заключается корреляция геофизических диаграмм?
С какой целью выполняют корреляцию диаграмм?
6. Каково назначение компьютерных систем моделирования мес-
торождений?
Глава VI
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ
И НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
Разработаны геофизические методы определения коэффициен-
тов пористости и нефтегазонасыгцения продуктивных коллекторов.
Коэффициент пористости находят по данным индивидуальной ин-
терпретации отдельных геофизических методов для простых кол-
лекторов и по данным комплексной интерпретации геофизических
методов в коллекторах, имеющих сложную структуру порового про-
странства или сложный минеральный состав. Коэффициент нефте-
газонасыщения получают в основном по данным метода сопротивле-
ний. Раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения определя-
ют по данным нейтронных методов или путем комплексирования
метода сопротивлений со стационарными нейтронными методами.
§ 1. ГЛИНИСТОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ
Глинистость межзернового терригенного коллектора характери-
зуется долей минерального скелета породы, которая представлена
глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относит-
ся к фракции с размерами зерен ds<0,01 мм.
Количественно глинистость характеризуется массовым содержа-
нием Сгл (массовая глинистость) в твердой фазе породы, выражае-
мым в процентах или долях единицы:
СГЛ = т<0,Н1/ТОтф
где т<001 —масса фракции с d3< 0,01 мм; ттф— масса твердой фазы
породы, включая и фракцию с d3<0,01 мм.
Для характеристики объемного содержания глинистого материа-
ла в породе используют коэффициент объемной глинистости кгл, ко-
торый при равенстве минеральных плотностей 5СК=5ГЛ частиц ске-
летной и глинистой фракции будет
183
кгл=Сгл(1-кп) (VL1)
В петрофизике и промысловой геофизике используют также па-
раметр относительной глинистости
11гл=кгл/(кгл+кп) (VI.2)
характеризующий степень заполнения глинистым материалом про-
странства между скелетными зернами и выражаемый в долях еди-
ницы.
Глинистый материал в коллекторе занимает отдельные обо-
собленные участки, образуя агрегаты глинистых частиц, прони-
занные субкапиллярами, с коэффициентом пористости1 кп гл.
Зная /сп, кгл, кп гл можно оценить предельное значение эффектив-
ной пористости кп эфф межзернового коллектора с глинистым цемен-
том заполнения пор:
^п,эфф ^П~^ГЛ^П,ГЛ /(^ —^П,ГЛ) (VL3)
Параметры Сгл, кгл, кп гл и т]1Л характеризуют рассеянную глинис-
тость в межзерновых коллекторах. В слоистом глинистом коллекто-
ре, представленном чередованием чистых прослоев коллектора и
глины, относительное содержание по мощности глинистых прослоев
в пачке характеризуют параметром %гл. В общем случае различия
коэффициентов пористости песчаных и глинистых прослоев
(кпп^ /сп>гл) параметры т|гл и %гл для пачки связаны соотношением
ПгЛ=%гЛ(1-Ьп,гЛ )/[ХгЛ+^п,п(1-ХгЛ)]) (VI-4)
В полимиктовых песчаниках и алевролитах часть глинистого ма-
териала содержится в преобразованных зернах полевого шпата и в
обломках глинистых пород, которые при гранулометрическом ана-
лизе попадают в скелетную фракцию с d3<0,01 мм, поэтому по дан-
ным стандартного гранулометрического анализа глинистость таких
пород характеризуется неверно.
Глинистые минералы в осадочных породах обычно присутствуют
в тонкодисперсном состоянии и обладают огромной поверхностью,
которая адсорбирует молекулы воды и обменные катионы. Физичес-
ки связанная адсорбированная вода и обменные гидратированные
катионы образуют на поверхности твердой фазы глинистых мине-
ралов слои с аномальными физическими свойствами (аномальные
слои), отличающимися от свойств свободной воды. Присутствие в
субкапиллярах глинистых коллекторов аномальных слоев воды ока-
зывает существенное влияние на физические свойства глинистого
коллектора, обусловливая их отличие от соответствующих физичес-
ких свойств чистого коллектора (сжимаемость, электрические, элек-
трохимические и акустические свойства, плотность, проницаемость,
эффективная пористость).
1 Ранее эту величину обозначали /сщ и называли коэффициентом пористости це-
мента.
184
Глинистые минералы содержат химически связанную воду и ра-
диоактивные элементы, что существенно влияет на показания ме-
тодов радиометрии. Так, присутствие химически связанной воды
обусловливает отличие пористости глинистых пород, полученной
нейтронными методами, от их общей пористости, а увеличение со-
держания глинистого материала в породе приводит к закономер-
ному росту ее радиоактивности.
С ростом содержания глинистого материала закономерно умень-
шаются эффективная пористость, проницаемость и способность по-
роды быть коллектором.
Таким образом, содержание в породе глинистого материала яв-
ляется одним из основных факторов, определяющих способность
породы быть промышленным коллектором, но, с другой стороны, гли-
нистость коллектора оказывает существенное влияние на физичес-
кие свойства породы и петрофизические связи, лежащие в основе
интерпретации данных ГИС. Это обусловило широкое применение
методов ГИС для определения параметров глинистости продуктив-
ных коллекторов, основанное на корреляционных связях показаний
отдельных геофизических методов с параметрами глинистости. По-
лучаемую информацию о глинистости используют при решении за-
дачи об отнесении изучаемого объекта к коллектору или неколлек-
тору, для оценки класса данного коллектора и для корректировки
результатов количественной интерпретации ГИС с учетом конкрет-
ных значений глинистости.
Прежде чем перейти к рассмотрению геофизических способов
определения глинистости, рассмотрим недостатки определения по-
нятия «глинистость», изложенного в начале данной главы и широко
применяемого в нефтегазовой геологии и геофизике. Эти недостатки
обусловлены особенностями методики определения глинистости в
лабораториях производственных и исследовательских организаций
и заключаются в следующем.
Навеска породы перед гранулометрическим анализом обрабаты-
вается 5%-ным раствором соляной кислоты; при этом растворяются
не только карбонатные соединения, но и высокодисперсные компо-
ненты — некоторые глинистые минералы (лептохлориты), гидроокис-
лы железа и алюминия, которые по ряду признаков следовало бы
включить в глинистую фракцию. Иногда содержание таких раство-
римых высокодисперсных компонентов соизмеримо с содержанием
фракции d3<0,01 мм или выше.
В полимиктовых и вулканогенных песчаниках и алевролитах
часть глинистых минералов входит в состав скелетных зерен и не
учитывается при стандартном гранулометрическом анализе.
Выделение фракции d3 < 0,01 мм позволяет лишь определить мас-
совое содержание в породе этой компоненты, но не дает пред-
ставления о ее дисперсности. В действительности, для различных
пород эта фракция может иметь различный минеральный состав
(глинистые минералы группы монтмориллонитов, гидрослюд и као-
линита с примесями неглинистых минералов) и дисперсность.
185
Таким образом, используемое понятие «глинистость» в общем
случае не является объективной характеристикой содержания вы-
сокодисперсного материала в породе и выполняет эту роль лишь
для кварцевых или преимущественно кварцевых песчаников и
алевролитов с достаточно однородным минеральным составом
фракции d3< 0,01 мм при отсутствии или незначительном содержа-
нии растворимых высокодисперсных компонентов. Более объектив-
ными характеристиками содержания в породе активных минераль-
ных компонент, в первую очередь глинистых минералов, являют-
ся: емкость катионного обмена, отнесенная к единице объема породы
Qn или объема пор qn; гигроскопическая влажность породы, отне-
сенная к единице объема породы Qr или объема пор qr. Значения Qn,
qn,Qr, qr выражают обычно в мг экв/см3. Вполне закономерно, что
значения таких геофизических параметров, как относительная ам-
плитуда Ucn или индекс свободного флюида (ИСФ), устанавливае-
мый по диаграмме ядерно-магнитного метода, имеют более тесную
корреляционную связь с величинами qn,qn, Qr, qr, чем с параметра-
ми глинистости.
Параметры Qn, qn,Qr,qr не получили пока широкого применения в
практике для характеристики глинистости пород, что обусловлено,
вероятно, ограниченным масштабом экспериментальных определе-
ний этих величин в лабораториях петрофизики, физики пласта и ли-
тологических исследований. В то же время в ряде работ отечествен-
ных и зарубежных исследователей показана возможность и целесо-
образность использования этих параметров в качестве более
эффективной характеристики содержания в породе дисперсного ма-
териала. Однако в настоящее время параметры глинистости Сгл,кгл Т)гл
в практике изучения продуктивных коллекторов используют чаще,
поэтому в учебнике рассмотрены наиболее широко применяемые
методы определения глинистости пород. Необходимость определе-
ния глинистости как одной из характеристик продуктивных коллек-
торов и пород, вмещающих эти коллекторы, обусловлена следующим.
Содержание и минеральный состав глинистого материала в тер-
ригенных, а также в определенной мере в карбонатных и вулкано-
генных породах в значительной степени контролирует их коллектор-
ские свойства и потенциальное нефтегазосодержание (породы-кол-
лекторы), способность их выполнять роль литологических экранов
(породы-покрышки). Поэтому при оперативной промышленной оцен-
ке продуктивных пластов на стадиях подсчета запасов и проектиро-
вания разработки нефтяного или газового месторождения информа-
ция о глинистости имеет такое же значение, как сведения о подсчет-
ных параметрах продуктивных коллекторов.
Болыцая часть петрофизических уравнений, лежащих в основе
комплексной геологической интерпретации результатов ГИС, содер-
жит какой-либо параметр глинистости, поэтому значение этих па-
раметров — обязательное условие надежного определения коэффи-
циентов пористости, проницаемости, нефтегазонасыщения по дан-
ным ГИС.
186
В настоящее время для определения глинистое™ используют сле-
дующие методы ГИС.
Метод собственных потенциалов. По диаграммам СП опреде-
ляют относительную глинистость Т]гл для пород с рассеянной глинис-
тостью, используя зависимости, показанные на рис. 97, содержание
глинистых прослоев %гл в пачке, содержащей слоистую глинистость,
по палеткам, одна из которых представлена на рис. 111. Комплекси-
руя метод СП с одним из методов пористости (ННМ-Т, ГГМ или AM),
можно одновременно определять объемную кгл или массовую Сгл гли-
нистость и общую пористость породы.
Рис. 97. Корреляционная связь между параметрами асп и Г)гл.
1 — коллектор; 2 — неколлектор; 3 — линия регрессии
Метод естественной радиоактивности — гамма-метод. По дан-
ным ГМ, в породах, содержащих как рассеянный, так и слоистый гли-
нистый материал, определяют объемную глинистость кгл на основе
корреляционной связи между показаниями ДА, и величиной кТЛ
(рис. 98). Возможно комплексирование методов ГМ и СП, или ГМ и
ННМ-Т для одновременного определения параметров /сгл(Сгл) и кП.
Комплекс нейтронного метода и гамма-гамма метода позволяет
одновременно определять параметры Сгл (/сгл) и кпо6щ в породах с мо-
номинеральным составом скелета, не содержащим газ, способом, из-
187
Рис. 98. Корреляционная связь меж-
ду приведенными показаниями AJT и
величиной кгя
ложенным в § 2. Та же задача ана-
логичным путем решается комп-
лексированием нейтронного и
акустического методов или гам-
ма-гамма-метода и акустическо-
го метода.
Способы определения глинис-
тости, основанные на использова-
нии данных радиометрии (ГМ,
ННМ-Т, ГГМ), реализуются в
скважинах обсаженных и необса-
женных, заполненных раствором
на водной или нефтяной основе
(РВО или РНО). Определение гли-
нистости по данным индивиду-
альной интерпретации СП или
комплексной интерпретации дан-
ных ГИС с привлечением метода
СП проводят только в необсажен-
ных скважинах, бурящихся на
пресном буровом расворе.
§ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ
Коэффициент открытой пористости межзерновых коллекторов
определяют по данным метода сопротивлений, межзерновых терри-
генных коллекторов при наличии благоприятных условий — по дан-
ным метода собственных потенциалов. Коэффициент общей порис-
тости устанавливают по результатам стационарных нейтронных
методов (НГМ и ННМ-Т, метода рассеянного излучения) в коллекто-
рах мономинерального состава как межзерновых, так и со сложным
строением пор — в общем случае трещинно-кавернозно-межзерно-
вых. По данным акустического метода в простых межзерновых кол-
лекторах определяют коэффициент открьггой пористости, в слож-
ных трещинно-кавернозно-поровых с мономинеральным составом —
величину, промежуточную между коэффициентами открытой и об-
щей пористости, которая в зависимости от особенностей строения пор
ближе к коэффициенту открытой или общей пористости.
Коэффициент общей пористости коллекторов сложного мине-
рального состава находят, комплексируя методы нейтронный и гам-
ма-гамма-метод, нейтронный и акустический, гамма-гамма-метод и
акустический.
Коэффициент трещиноватости в сложных карбонатных и тер-
ригенных коллекторах определяют по данным специальных ис-
следований методом сопротивлений при заполнении ствола сква-
жины двумя растворами различной минерализации (метод двух ра-
створов). Коэффициент общей пористости разделяют на компоненты
— коэффициент вторичной (эффективной) пористости и коэффици-
ент межзерновой пористости матрицы в сложных карбонатных кол-
188
лекторах, комплексируя методы ядерные, акустические и сопротив-
ления.
Определение коэффициента открытой пористости
по данным метода сопротивлений
для межзерновых коллекторов
Основой для определения коэффициента открытой пористости кп
по данным метода сопротивлений является связь между удельным
сопротивлением полностью водонасыщенной породы рвп, параметром
пористости (относительным сопротивлением) Рп и удельным сопро-
тивлением воды рв, насыщающей породу (см. гл. I, § 1).
Все способы определения кп коллекторов по удельному со-
противлению породы содержат следующие общие для них операции.
Удельное сопротивление коллектора определяют в зоне пласта,
насыщенного полностью или преимущественно водой с известной
минерализацией.
Для изучаемого коллектора используют зависимость Рп=f(kn), по-
лученную с учетом пластовых условий. Реализацию любого из спо-
собов определения ки по данным метода сопротивлений завершают
расчетом параметра Рп изучаемого коллектора и определением ко-
эффициента кп, соответствующего данному Рп, с помощью извест-
ной зависимости Рп=/(/сп).
Различают способы определения кп по удельному сопротивлению
рвп коллектора за контуром залежи, по удельному сопротивлению
промытой зоны рпп и зоны проникновения рзп коллектора.
Определение кп по величине рвп.
1. Определяют удельное сопротивление коллектора рвп, полностью
насыщенного пластовой водой, в одной из законтурных скважин по
диаграммам электрических зондов с большим радиусом исследова-
ния — зондов БЭЗ размером АО >4 м или индукционного зонда. Вы-
полнение этого условия необходимо для получения гарантированно-
го значения рвп неизмененной части коллектора за пределами зоны
проникновения фильтрата бурового раствора.
2. Рассчитывают удельное сопротивление рв пластовой воды изу-
чаемого продуктивного горизонта. Для месторождений, на-
ходящихся в завершающей стадии разведки или переданных в раз-
работку, значение рв обычно известно. Для месторождений, нахо-
дящихся в начальной стадии разведки, величину рв определяют:
а) по зависимости рв=/(Св) при известной температуре пласта (см.
рис. 2) в исследуемой скважине в соответствии с известным значе-
нием Св, полученным по данным химического анализа пробы плас-
товой воды; б) по данным непосредственного измерения рв в лабо-
ратории на пробе пластовой воды, полученной опробователем на
кабеле (ОПК); в) по амплитуде аномалии собственных потенциалов,
зарегистрированной в изучаемом пласте на диаграмме СП.
3. Вычисляют параметр Рп по формуле Рп=Рвп/рв-
4. По зависимости Рп = /(кп), полученной для исследуемого класса
коллекторов в лаборатории на водонасыщенных образцах породы с
189
учетом пластовых условий, определяют значение кп, соответствую-
щее вычисленному параметру Рп.
Преимущество способа — его простота, основной недостаток —
возможность определения кп только в законтурной части залежи,
которая может характеризоваться значениями кп, отличающимися
от значений кп в пределах залежи. Этого недостатка лишены спосо-
бы определения кп по удельному сопротивлению промытой зоны рга
и зоны проникновения рзп продуктивного коллектора.
Определение кп по величине pm.
1. Определяют величину рпп по диаграмме одного из микро-
электрических методов, предпочтительнее МБК.
2. В продуктивном коллекторе полагают, что порода в промытой
зоне насыщена фильтратом бурового раствора и остаточной нефтью
или газом, содержание которых характеризуется коэффициентами
остаточного нефтенасыщения кон или газонасыщения ког. В соответ-
ствии с этим величина рга, выражается формулой
Рпп=РпРфРон. (VL5)
где Рон — параметр остаточного нефтенасыщения (в газоносном кол-
лекторе вместо Рон используют Рот— параметр остаточного газона-
сыщения), причем эти параметры связаны соответственно с /сон или
ког соотношениями
Рон= 1/(1-кон)", Рог= 1/(1-кот)"
3. Рассчитывают параметр Рп по формулам
Рп = Рпп( 1 - ЬонГ/Рф-Рп = Рпп( 1 - когГ/Рф- (VL6)
Для глинистого коллектора в знаменателе выражений (VI.7) в каче-
стве множителя вводят параметр поверхностной проводимости П, оп-
ределяемый изложенным выше способом для заданных значений рф и
Сгл (см. рис. 4). Величину рф, используемую в этой формуле, определяют
по палеткам кривых рф=/(рр) для различных значений t—const, пост-
роенных по экспериментальным данным, зная удельное сопротивление
бурового раствора рр по диаграмме скважинного резистивиметра.
Значения кон(ког) и п берут на основании данных экспери-
ментального изучения керна из исследуемого продуктивного го-
ризонта или используют его значение в сходных коллекторах про-
дуктивных отложений других хорошо изученных площадей. Чаще
всего применяют коэффициент 7сон(/сог), равный 0,2 — 0,3, и
п=1,6-2.
4. Выбирают зависимость Рп=/(кп) для исследуемого класса кол-
лектора, полученную экспериментально на образцах изучаемых от-
ложений при насыщении их водой с удельным сопротивлением, рав-
ным среднему значению удельного сопротивления рф фильтрата бу-
рового раствора на данном месторождении. По выбранной зависимости
определяют величину ки, соответствующую вычисленному парамет-
ру Рп. Для водоносных коллекторов решение задачи упрощается —
величину Рп рассчитывают по формуле
190
Рп=РпП/Рф- (VL8)
следовательно, информации о fc0H(/c0r) и ПОН(РОГ) не требуется.
Определение кП по величине р^.
Величину кП по известному значению находят по той же схе-
ме, что и по рпп. Различия состоят в следующем.
1. Величину рзп определяют по данным электрических методов с
несколько большим радиусом исследования по сравнению с микрозон-
дами — по диаграммам малых зондов БЭЗ или зонда ближней зоны.
2. В формулах (VI.7) расчета Рп вместо рпп используют рзп а вмес-
то Рф — величину рвф — удельное сопротивление смеси фильтрата
бурового раствора с остаточной пластовой водой, не вытесненной из
зоны проникновения. Значения кон и ког, применяемые в этих фор-
мулах, несколько отличаются от соответствующих коэффициентов
для промытой зоны; для зоны проникновения они при прочих рав-
ных условиях выше, чем для промытой зоны того же коллектора.
Определение кп по рзп можно разбить на два этапа.
Сначала рассчитывают фиктивный параметр пористости Рпф 110
формуле
Рцф Рзп/Рф>
не учитывающей присутствия остаточной пластовой воды, нефти
(или газа) в зоне проникновения продуктивного коллектора.
Затем находят истинное значение РП умножением Рпф на по-
правочный коэффициент q:
Рвф / Рф
(VI.10)
Для глинистых коллекторов в знаменателе выражения (VI.10) в
качестве множителя подставляют еще параметр П, который нахо-
дят по палетке рис. 4 для известных значений рвф и Сгл. В практике
интерпретации удобнее использовать сразу величину q, определяя
ее не расчетом по формуле (VI. 10), а по эмпирической связи между
q и кп (рис. 99); эту связь получа-
ют с использованием известных
значений рзп, Рп, рф и рп для со-
вокупности пластов-коллекто-
ров с различной пористостью,
величина кп которых известна по
данным другого геофизического
метода — акустического, гамма-
гамма-метода или представи-
тельного керна.
Для водоносного коллектора
параметр Рп по величине рвф рас-
считывают по формуле
Рп = Рзп/Рвф (VI-11)
Рис. 100. Пример эмпирической за-
висимости параметра q от кп для про-
дуктивных коллекторов Западной
Сибири
191
Используемая в формулах (VI. 10), (VI. 11) величина рвф оп-
ределяется выражением
РфРв
Рв* = (VI.12)
РФ +(1~z)Pb
где z — доля остаточной пластовой воды в зоне проникновения. Для
расчета рвф при заданных значениях рф и рв обычно используют эм-
пирические зависимости рвф/рф=/(рф/рв), составленные для различ-
ных классов межзерновых коллекторов.
Определение коэффициента трещинной пористости
по данным метода сопротивлений
для трещинных коллекторов
Трещинным называется коллектор, который состоит из непрони-
цаемых блоков (матрицы) с неэффективными межзерновыми порами
и трещин, рассекающих зти блоки. Такой коллектор типичен для кар-
бонатных пород. Системы трещин, ориентированных в одном направ-
лении (или в двух), а иногда расположенных хаотично, образуют эф-
фективную часть объема пор, которая может быть заполнена нефтью
или газом. В матрице такого коллектора нефгь и газ обычно отсутству-
ют. В зоне исследования электрическими методами трещины трещин-
ного коллектора как продуктивного, так и водоносного обычно запол-
нены фильтратом бурового раствора с удельным сопротивлением рф и
соответствующей минерализацией, а матрица насыщена пластовой во-
дой с удельным сопротивлением рв. Такая модель трещинного коллек-
тора явилась основой создания двух способов определения коэффи-
циента трещиноватости кп . т трещинного коллектора по данным мето-
да сопротивлений. Первый способ связан со вскрытием разреза,
содержащего трещинный коллектор, бурением на минерализованном
буровом растворе с удельным сопротивлением рф, равным рв или близ-
ким к нему. Удельное сопротивление р трещинного коллектора в
зоне проникновения фильтрата бурового раствора в этом случае вы-
ражается формулой
Рзп.Т Рц,бл Рв 1)
(VI.13)
где Рп 6л—параметр пористости непроницаемых блоков с межзерновой
пористостью кп бл; А — безразмерный коэффициент, величина которо-
го зависит от ориентации в пространстве трещин и изменяется в преде-
лах от 0,5 до единицы, причем нижний предел соответствует случаю
двух систем трещин, ориентированных перпендикулярно к направле-
нию электрического тока и параллельно ему, а верхний — случаю од-
ной системы трещин, расположенных параллельно направлению тока.
Решая уравнение (VI. 13) относительно /сп т получаем выражение
для расчета кп тпо результатам однократного исследования методом
сопротивлений на минерализованном буровом растворе:
4 Рзп,т
1
р
п,бл ,
(VI.14)
192
Величину рзп т определяют по диаграммам электрических зондов
с малым и средним радиусом исследования, дающих информацию о
зоне проникновения в трещинном коллекторе, которая обычно глуб-
же, чем в межзерновом. Параметр Рп бл рассчитывают по формуле
Рп,6л=1/^тп,бл (VI.15)
используя значения кп 6л,полученное другим геофизическим методом
или по представительному керну. Показатель степени т берут в со-
ответствии с экспериментальной зависимостью Рп бл= /(^п,бл) Для
матрицы изучаемого коллектора. Значение А выбирают на основе
априорных представлений о наиболее вероятной ориентации трещин
в данном коллекторе. Для хаотичного расположения трещин А = 0,67.
Преимущество метода в его простоте. Недостаток — необхо-
димость знать величину /сп бл которая в принципе не равна величине
общей пористости кп05щ=кПТ-ккпбл(1-кп_Т), трещинного коллектора,
устанавливаемой по данным нейтронных методов и рассеянного гам-
ма-излучения, хотя отличие А:п общот кпбл небольшое, поскольку кП Т
не превышает 0,5— 1%.
Этого недостатка лишен метод двух растворов, технология про-
ведения которого заключается в следующем. Зону трещинного кол-
лектора вскрывают бурением на минерализованном растворе с
удельным сопротивлением р'ф, которое может быть больше или мень-
ше рв; проводят исследование методом сопротивлений, определяя
величину р'зпт. Затем продолжают бурение с проработкой ствола
скважины в трещинной зоне с более пресным раствором, имеющим
удельное сопротивление р"ф, обеспечивая большую репрессию на
трещинный коллектор, чтобы гарантировать замену в трещинах в
зоне проникновения раствора с удельным сопротивлением р'ф на ра-
створ с удельным сопротивлением р'ф. Проводя исследование мето-
дом сопротивления при пресном растворе, определяют р"зпт. Далее
рассчитывают кпд по формуле
Ь _ 1 РфРф^Рзп.т — Рзп,т) ПП1М
кп т = z — (VI. 16)
а р:п<тр:п,т(р;-рф)
Последовательность смены растворов может быть изменена на
обратную. Недостаток метода двух растворов — их громоздкость и
дороговизна.
Определение коэффициента открытой пористости
по данным метода собственных потенциалов
для межзерновых терригенных коллекторов
В межзерновых терригенных коллекторах с глинистым цементом
типа заполнения пор имеется возможность определения коэффи-
циента открытой пористости по величине относительной аномалии
собственных потенциалов асп. Необходимые условия этого: ^нали-
чие статистической связи между пористостью кп и глинистостью Сгл
изучаемых коллекторов во всем диапазоне изменения пористости
коллекторов; 2) однородный минеральный состав глинистого цемен-
13 — Добрынин В.М.
193
та и отсутствие или по крайней мере подчиненное значение других
видов цемента; 3) различие в минерализации бурового раствора и
пластовой воды (минерализация бурового раствора должна быть
ниже минерализации пластовой воды, при этом рф>рв); 4) постоян-
ство или изменение в узких пределах минерализации пластовых вод
в интервале изучаемых продуктивных отложений. Соблюдение этих
условий обычно гарантирует достаточно тесную статистическую
связь между параметрами асп и кп. При наличии такой связи опре-
деление кп по величине асп сводится к следующему.
Для выбранного пласта-коллектора находят статистическое зна-
чение Es аномалии СП (см. §7, гл. I) и вычисляют относительную амп-
литуду
С^СП max
где Es max — максимальная статистическая амплитуда СП в чистом
коллекторе.
По зависимости между (7<;п и кп определяют кп в данном пласте.
Основное ограничение применения этого способа даже при наличии
перечисленных условий — особенность связи между параметрами
«сп и ^п> соответствующей чистым и слабоглинистым коллекторам.
В этой области кп зависит главным образом от отсортированное™ и
окатанности скелетных зерен, песчаников и алевролитов и в мень-
шей степени — от содержания глинистого материала.
Рассмотренная особенность связи асп с 7сп практически не позво-
ляет дифференцировать чистые и слабоглинистые (Сгл<2-^3 %) тер-
ригенные коллекторы по значению кп с помощью диаграммы СП, по-
скольку для всех этих коллекторов асп= 1 (рис. 100).
Определение кп по о.сп возможно как в продуктивных, так и в водо-
Рис. 100. Пример корреляционной
связи между параметрами асп и кп
для терригенных пород.
1 — коллектор; 2 — неколлектор:
3 — линия регрессии
носных коллекторах,только связь
между асп и кп должна быть по-
лучена для объектов изучаемого
класса, поскольку для одних и тех
же коллекторов эти связи не-
сколько различаются в зависимо-
сти от характера насыщения кол-
лектора. Статистическую связь
между асп и кп устанавливают по
пластам, пористость которых из-
вестна по данным другого геофи-
зического метода или по предста-
вительному керну.
Масштаб применения рассмо-
тренного способа в последние
годы сократился благодаря вве-
дению в комплекс ГИС новых ме-
тодов определения пористости,
однако в тех районах, где большая
часть скважин не исследована но-
194
выми методами, для определения кп продуктивных коллекторов ме-
тод СП продолжают использовать.
Определение общей пористости породы
по данным стационарных нейтронных методов
По данным стационарных нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т)
определяют объемное водосодержание шп терригенных и карбо-
натных пород, коллекторов и неколлекторов с любой структурой по-
рового пространства. В породе, не содержащей в скелете минералов
с химически связанной (кристаллизационной) водой, объемное во-
досодержание равно коэффициенту общей пористости w=/cn o6u)
В породах, содержащих в скелете химически связанную воду, /спо6щ
меньше wn на величину объемного содержания в породе химически
связанной воды. Типичные примеры пород, содержащих химически
связанную воду, — терригенные глинистые породы, карбонатные
породы, содержащие нерастворимый остаток, часть которого пред-
ставлена глинистыми минералами, гипс. Для глинистых терригенных
пород /Сц.общ рассчитывают по формуле
^п, общ ^гл^гл (VI.18)
где и>п — объемное содержание химически связанной воды в глине
данного минерального состава; кгл — коэффициент объемной глини-
стости породы.
Для карбонатных пород, содержащих нерастворимый остаток,
/сп общ вычисляют по формуле
^п, общ WTl ~ WHO ^но (VI. 19)
где w но — объемное содержание химически связанной воды в нера-
створимом остатке; кно — коэффициент объемного содержания не-
растворимого остатка.
Для карбонатных пород, содержащих гипс, кп вычисляют по
формуле
^п, общ ^п—^гипс ^гипс (VI.20)
где параметры шгипс и /сгипс имеют смысл, аналогичный изложенному
для формул (1 V.18), (IV. 19), но применительно к гипсу.
Величины wrjI, wH0 определяют в лаборатории на пробах глинистого
цемента или нерастворимого остатка из образцов керна изучаемых по-
род либо вычисляют по уравнениям (VI.18) и (VI.19) относительно этих
величин, используя коэффициент кп найденный по данным другого
геофизического метода. Значение югипс берут из таблиц. Коэффициен-
ты кгл, кКО находят по диаграммам методов СП или ГМ, коэффициент
/сгипс — п0 Данным комплексной интерпретации ННМ-Т и ГГМ или по
результатам петрографического анализа представительного керна.
Коэффициент кп о6щ по данным НГМ или ННМ-Т определяют по
следующей схеме.
В пласте, выделенном в разрезе для исследования, находят wn
способами, изложенными в гл. II настоящего учебника. Кривую
195
Im=/(w) или Inn=f(w ) в зависимости от того, диаграмма какого мето-
да используется, выбирают по альбому палеток с учетом типа сква-
жинного радиометра, диаметра скважины и состава жидкости, за-
полняющей ее, минерального состава скелета породы.
При отсутствии в породе минеральных компонентов с химически
связанной водой полагают кп При наличии в породе таких
компонентов величину кп вычисляют по одной из приведенных
выше формул, соответствующей изучаемой породе.
Определение кп общ по диаграммам ННМ-Т изложенным спо-
собом возможно для породы, в частности, для коллектора с мо-
номинеральным составом скелета, не считая примесей минералов с
химически связанной водой. Так, терригенный коллектор должен
содержать зерна только (или преимущественно) кварца, карбонат-
ный коллектор должен быть чистым известняком или доломитом.
Определение кп по данным ННМ-Т возможно как для продук-
тивных, так и водоносных коллекторов, в скважинах, заполненных
РВО и РНО, необсаженных и обсаженных. Это обстоятельство по-
зволяет использовать ННМ-Т для определения кп гйщ продуктив-
ных коллекторов не только в разведочных и эксплуатационных
скважинах месторождения, но и в старых обсаженных скважинах
на стадии доразведки месторождения, что нередко позволяет в ком-
плексе с ИННМ обнаруживать новые продуктивные горизонты, про-
пущенные на стадии разведки, особенно в карбонатном разрезе.
Определение общей пористости породы
по данным гамма-гамма-метода
По данным ГГМ определяют объемную плотность 8П породы, по
величине которой, зная минеральный состав скелета и состав флюи-
да в прискважинной зоне, исследуемой радиометром ГГМ, рассчи-
тывают коэффициент общей пористости кп. Обычно по диаграмме
ГГМ устанавливают кп Г16щ породы с мономинеральным составом или
с преобладанием (более 90% объема скелета) какого-либо минерала
в скелете. В этом случае кп вычисляют по формуле
^п,общ=(8ск-8п)/(8ск-8ж), (VI.21)
где 8СК— объемная плотность минерального скелета; 8Ж— плотность
флюида, заполняющего поры в прискважинной зоне.
Для коллекторов в скважине, пробуренной на РВО, величину 8Ж
полагают равной единице, считая флюид пресной водой; если же
имеются данные об остаточном нефте- или газосодержании в зоне,
исследуемой ГГМ (практически в промытой зоне), рассчитывают 8Ж
с учетом коэффициента остаточного нефте- или газонасыщения и
величины 8Н или 8Г в пластовых условиях. Объемную плотность 8И
определяют по диаграмме ГГМ в исследуемом пласте, 8СК берут в со-
ответствии с известным минеральным составом породы. Так, в слу-
чае неглинистых и слабоглинистых пород для песчаника как квар-
цевого, так и полимиктового 8СК= 2,65, для известняка — 8СК= 2,71, для
доломита — 8СК= 2,85. Для биминеральной породы (глинистый песча-
196
ник, доломитизированный известняк) и тем более для породы с более
сложным минеральным составом задачу по данным одного гамма-гам-
ма-метода решить нельзя, поскольку необходимо определить мине-
ральный состав скелета, что требует наличия большего числа урав-
нений (не одно) и соответственно наличия диаграмм нескольких ме-
тодов ГИС.
Определение /спобщ по данным индивидуальной интерпретации
ГГМ проводят по следующей схеме: 1) определяют по диаграмме ГГМ
величину 8П в выделенном для исследования пласте; 2)описанными
выше способами находят значения 8СК и 8Ж; 3) подставляют получен-
ные значения 5П, 8СК, 8Ж в формулу (V1.21) и рассчитывают величину
^*п, общ.
Метод ГГМ для определения /спо6щ, как и ННМ-Т, можно ис-
пользовать в необсаженных скважинах, пробуренных на РВО или
РНО в терригенном и карбонатном разрезе. Основное условие при-
менимости метода для решения указанной задачи — наличие апри-
орной информации о минеральном составе изучаемого коллектора.
Таким образом, метод достаточно универсален, и широкое исполь-
зование его ограничено только недостатком серийной скважинной
аппаратуры.
Определение коэффициента пористости
по данным акустического метода
Акустический метод в модификации регистрации интервального
времени АТ продольных волн (обеспеченной серийной аппаратурой)
позволяет определять коэффициент пористости в карбонатных и тер-
ригенных породах с пористостью 5—25% при хорошем акустическом
контакте между зернами минерального скелета, который характерен
для сцементированных пород. В слабосцементированных (пески, алев-
ролиты, терригенные породы с высокой глинистостью), а также в плот-
ных карбонатных породах с интенсивной трещиноватостью, для кото-
рых характерен слабый акустический контакт между зернами или
блокам и породы и как следствие интенсивное ослабление акустичес-
кого сигнала, акустический метод неприменим для определения ко-
эффициента пористости. Все интервалы залегания в разрезе таких
пород характеризуются повышенными или высокими значениями а —
коэффициента ослабления амплитуды упругой волны.
В породах, для которых возможно применение акустического ме-
тода для определения кп, в зависимости от класса коллектора и струк-
туры его порового пространства устанавливается тот или иной вид
пористости. Так, в межзерновом коллекторе, терригенном или кар-
бонатном, при отсутствии трещин и каверн по величине АТ опреде-
ляют открытую межзерновую пористость, которая, как правило, не
отличается от общей пористости за исключением отдельных видов
коллектора, в основном карбонатного, имеющего закрытые поры.
В кавернозно-межзерновом карбонатном коллекторе при отсутствии
трещин или незначительной трещиноватости по величине АТ нахо-
дят значение кп, близкое к межзерновой пористости матрицы, если
197
пустоты (условно каверны) имеют значительные размеры. В слож-
ном трещинно-кавернозно-поровом карбонатном коллекторе в зави-
симости от коэффициента трещиноватости и ориентации трещин, а
также размеров и взаимного расположения каверн по значению Д7
определяют или величину, близкую к кп общ либо к кп мз матрицы,
или какое-то промежуточное между ними значение кп.
Физической основой определения кп по данным акустического
метода является уравнение среднего времени
ДТп=ДТск(1-кп) + ДТжкп> (VI.22)
где ДТП — величина, получаемая по диаграмме интервального вре-
мени; ДТСК и Л7Ж — интервальное время в скелете породы и флюиде,
заполняющем поры.
Решая уравнение (VI.22) относительно кп, получаем формулу для
расчета кп:
кп=(ДТп-ДТск)/(ДТж-ДТск) (V1.23)
Для получения уравнения (VI.22) применяют следующие спо-
собы.
При мономинеральном скелете породы берут табличное значение
Д7СК, соответствующее минеральному составу изучаемого объекта,
определяют по специальной палетке или рассчитывают по формуле
Д7Ж с учетом минерализации воды и термобарических условий и под-
ставляют найденные значения в формулу (V1.22). В величину кп, рас-
считанную по формуле (V1.23) с использованием значений констант
ДТСК и ДТЖ, затем вводят поправку за термобарические условия. Для
породы с биминеральным и полиминеральным составом скелета этот
способ неприменим, если неизвестен минеральный состав.
Сопоставляют по ряду пластов изучаемого разреза, охваты-
вающих весь диапазон исполь-
Рис. 101. Семейство зависимостей
6T=f(kn) для терригенных продук-
тивных отложений широтного При-
обья при различной глубине Н их
залегания (по В.М. Добрынину и
Г.П. Ставкину).
Шифр кривых — Н, м
зуемых параметров, значения
ДТП и кп (коэффициент кп опре-
делен по данным другого гео-
физического метода). Обрабаты-
вая статистически полученные
результаты, получают уравне-
ние регрессии Д7 =f(kn) в виде
выражения (VI. 22) с конкретны-
ми значениями Д7СК и ДТЖ
(рис. 101). Преимущество такого
способа заключается в том, что
автоматически учитываются
термобарические условия и нео-
днородный минеральный состав
скелета
Сопоставляют по ряду пластов
изучаемого разреза, относящихся
либо к неколлекторам, либо к во-
198
доносным коллекторам, значения А7П и 1 /рп с охватом всего диапазо-
на изменения рп (исключая продуктивные коллекторы). При статис-
тической обработке результатов сопоставления получают график
уравнения регрессии, при продолжении которого до пересечения с
осью ординат АТ устанавливают АТСК. Величину АТЖ определяют, как
в первом способе. В этом способе при расчете АТСК также авто-
матически учитываются минеральный состав скелета породы и тер-
мобарические условия.
Определяют на образцах пород представительного керна из ис-
следуемого геологического объекта значения параметров АТП и кп на
специальной установке, воспроизводящей термобарические условия,
близкие к пластовым. После статистической обработки результатов
измерений получают одно (или несколько) уравнений регрессии
АТ=/(/сп) для фиксированных значений рэф и t,отражающих термо-
барические условия на различной глубине (см. рис. 101). Последний
способ получения уравнений (V1.22) и (VI.23) для расчета ^пред-
почтителен.
Величину кп по диаграмме АТП определяют следующим образом.
Сначала выделяют в разрезе изучаемый пласт и выбирают уравнение
среднего времени, соответствующее минеральному составу и термо-
барическим условиям залегания данного пласта. При реализации
первого способа используют следующие значения констант:
Порода АТСК, мкс/м
Песчаник, алевролит
кварцевый и полимиктовый.................. 170—182
Известняк................................. 150—160
Доломит................... -.....-... 128—143
Ангидрит...................................... 164
Гипс.......................................... 172
Каменная соль................................ 208
Для первых трех классов пород указан диаазон изменения АТСК,
соответствующий породам с разным акустическим контактом меж-
ду зернами: чем меньше АТСК для данного класса, тем лучше акусти-
ческий контакт и, следовательно, степень цементации породы.
Затем определяют значение АТП и по формуле (VI.23) или графи-
ческой зависимости АТ= (/сп) рассчитывают кп При определении кп
первым способом в полученное значение вводят поправку за термо-
барические условия.
Данные стандартного акустического метода используют для оп-
ределения кг в необсаженных скважинах, пробуренных с раствора-
ми на водной и нефтяной основах. Есть принципиальная возможность
определения кп по диаграммам широкополосного акустического ме-
тода, содержащим информацию о кинематических и динамических
параметрах продольных и поперечных волн в обсаженных скважи-
нах. Однако отсутствие практически применимой методики опреде-
ления кп в обсаженных скважинах и необеспеченность геофизичес-
кой службы серийной аппаратурой АКН-1 широкополосного акус-
199
тического метода не позволяют пока использовать его для решения
указанной задачи в обсаженных скважинах.
Определение коэффициента пористости коллекторов
сложного минерального состава
и со сложным строением порового пространства
Решение поставленной задачи рассмотрим на нескольких при-
мерах для отдельных типичных классов коллектора.
Определение коэффициента общей пористости
коллектора с биминералъным скелетом
Карбонатный разрез — доломитизированный известняк. Осно-
вой определения кл о6щ по данным комплекса ГГМ-НГМ или ГГМ-
ННМт является наличие семейства графиков 8п=(кп общ) для чисто-
го известняка, чистого доломита и карбонатных пород с различным
фиксированным содержанием СаСО3 и доломита, шифр которых
6СК= const и /сдол= const. Это семейство графиков дополняется другим
семейством кривых 8П = /(^п ННМ) для фиксированных значений кпОбщ,
где кП ннм— коэффициент пористости, определенный нейтронным
методом. Значение 8П определяют по диаграмме ГГМ, величину
к'п.ннм — по эталонированным диаграммам НГМ и ННМ-Т. Этало-
нировочные кривые 8n=/(k'nJIHM) и 1теп=/(к'п>ннм) получают путем на-
турного моделирования конкретных видов скважинной аппаратуры
ГГМ и ННМ-Т для пород, поры которых полностью насыщены пре-
сной водой. Семейство этих графиков показывает, что зависимость
8n=f(k'n ннм) закономерно изменяется с ростом степени доло-
митизации благодаря в основном увеличению минеральной плотности
породы, а также изменению нейтронных параметров породы. Вели-
чину кп общ с помощью семейства графиков (рис. 102) определяют по
следующей схеме: 1) устанавливают в исследуемом пласте по диаг-
рамме ГГМ значение 8П и по диаграмме ННМ-Т — значение к'П ннм;
2) наносят на семейство графиков точку с координатами 8П и к'пд1нм,
соответствующими данному пласту. Шифры кривых первого и вто-
рого семейств, на которые непосредственно легла точка, или интер-
полированных кривых, проходящих через точку, позволяют найти
значения 8СК объемного содержания доломита в скелете Сдол и кпо6щ.
Задача решается надежно при отсутствии других компонентов в
скелете — гипса, ангидрита, соли или низком (менее 5%) их содер-
жании.
Аналогичный подход возможен и при определении кпобщ других
более редких в практике сочетаний минералов в карбонатном кол-
лекторе — кальцит и гипс, кальцит и ангидрит, доломит и ангидрит
и т. п.
Терригенный разрез — глинистый кварцевый песчаник или алев-
ролит. Глинистый песчаник или алевролит с кварцевыми зернами и
глинистым цементом можно рассматривать как биминеральную си-
стему. Значения 8СК и нейтронные параметры кварца и глины, как
правило, существенно различаются, поэтому для изучения глинис-
200
^п.г/см3
Рис. 102. Палетка для определения
коэффициента общей пористости кп
и литологического состава в карбо-
натных породах по данным ГГМ и
ННМ.
Шифр кривых — Слол, %; кп %
Рис. 103. Палетка для определения
fcn дещ и глинистости Сгл в терриген-
ных глинистых породах с кварцевым
составом песчано-алевритовых зе-
рен по данным ННМ и ГГМ.
Шифр кривых — Сгл, %; /спо6щ % (в скоб-
ках).
того кварцевого песчаника или алевролита с целью определения ко-
эффициентов кп о6щ и объемной глинистости ктл можно использовать
описанный выше способ комплексной интерпретации диаграмм ГГМ
и НМ. Семейства зависимостей 8п=/(/с'пННМ) для различных кгл=const
получают путем статистической обработки данных ГИС и анализа
керна по совокупности пластов, хорошо охарактеризованных керном
(рис. 103). Получить эти зависимости путем натурного моделирова-
ния практически невозможно. Если в разрезе различные пласты глин
и глинистый цемент в песчаниках и алевролитах имеют примерно
одинаковый состав, то оба семейства ограничены линиями, образую-
щими фигуру, близкую к треугольнику, основанием которого явля-
ется зависимость 8п=/(1пу) или Зп=/(1пи), а боковые ребра -— линии,
соединяющие крайние точки основания и «точку глин» А.
Последняя получается как центр тяжести точек всех пластов глин,
учтенных при построении палетки (см. рис. 103).
Схема определения искомых параметров /сп о6щ и Сгл по рас-
сматриваемой палетке аналогична изложенной выше для карбо-
натного разреза. Значения /сп общ и Сгл полагают равными шифрам
приведенных на палетке или интерполированных кривых, которые
проходят через полученную точку.
Как следует из изложенного выше, способ обеспечивает надежное
определение кл и Сгл,если минеральный состав глины в пластах
201
глин и глинистых пород достаточно устойчив в пределах изучаемого
разреза.
В каждом из рассмотренных классов коллектора задачу оп-
ределения кп „gm и Сдол или /сп о6щ и Сгл можно решить также путем
комплексной интерпретации диаграмм ГГМ и AM, ННМ и AM. В этом
случае сопоставляют: а) значения Зп и АТ, используя палетку пере-
секающихся семейств графиков 3П=/(АТ) для различных значений
кпобщ= const и Сдол = const (карбонатный разрез) или графиков
3П=/(АТ) для различных значений кп общ=const и Сгл=const (терри-
генный разрез); б) показания АТ и Inn, используя палетку пересека-
ющихся семейств графиков АТ= ( /пп) для различных значений
fcn о6 = const и Сдол= const (карбонатный разрез) или графиков
АТ = /(1пп) для различных значений кпобщ=const и кгл= const (терри-
генный разрез). Технология составления палетки в каждом случае
остается прежней, как и схема интерпретации.
Эффективность способов комплексной интерпретации с при-
менением акустического метода при определении кпобц. в карбо-
натном разрезе гарантируется только для коллекторов межзерновых
и для коллекторов со сложной структурой пор (трещинно-каверноз-
но-межзерновые), которые характеризуются хорошей корреляци-
онной связью АТ с кп о6щ а также практически отсутствием влияния
трещиноватости и кавернозности на АТ.
Определение коэффициентов общей и вторичной пористости
для чистого трещинно-кавернозно-межзернового
карбонатного коллектора
Коллектор рассматриваемого типа характеризуется тремя ком-
понентами пористости — ^п,мзЛп.тЛп,к. Величина /спобщ является сум-
мой значений кп мз (матрица) кп т_/сп ^точнее выражается формулой
^п.общ ^П,К^ ^П.МЗ (1 — ^п т—к )• (VI.24)
Сумму кП Т+ кл к=кП ВТ учитывая генезис трещин и каверн, назы-
вают коэффициентом вторичной пористости кп вт.Подставляя кп вт в
выражение (VI.24),получаем
^п.обгц ^п,вт ^"п.мзС ^П.ВТ )
Если трещины и каверны образуют единую фильтрационную си-
стему, а матрица непроницаема, то вторичная пористость эффектив-
на и кп вт=/сП Эф Где кП Эф — коэффициент эффективной пористости.
В этом случае
^п.общ ^п.эф ^"п.мз (1“ ^П.эф)’ (VI.25)
Если не все каверны и трещины сообщаются с системой вторичных
пор (/спэф < кп>вт), то в общем случае отождествлять эти коэффици-
енты нельзя. Величина кп вт практически определяется значением
кП К, поскольку обычно /спт<0,1 кПК.
Определение кпвтили /спэф при /сп>вт=кп,Эф сводится к решению
уравнения (VI.24) или (VI.2щ относительно искомой величины:
202
= ^п,общ- ^п,мз /(1 - W (VL26)
Для расчета /спвт необходимо знать кп об1ци fcnM3. Величину кп о6щ
обычно находят по диаграмме ГГМ или одной из модификаций
ННМ-Т, если порода чистая или слабоглинистая, что характерно
для трещинно-кавернозного коллектора. Величину кп мз определя-
ют одним из следующих способов.
1. По данным акустического метода для той разновидности слож-
ных коллекторов, которые характеризуются достаточно тесной свя-
зью между ДТ и кпмз. Наиболее характерный представитель этой
разновидности — карстовые с крупными пустотами.
2. По данным метода сопротивлений для коллекторов, вторичные
поры которых насыщены пресной (рф>2 Ом • м) водой, а межзерно-
вые поры матрицы — минерализованной (рв< 0,05 Ом • м), т. е. в усло-
виях, когда параметр Рп зп=рзп/рф приближенно можно выразить как
^п,зп = РП,Мз=1/(Ьп,мз)2 (VI.27)
Величину кп мз рассчитывают по формуле
fcn,M3-7^7p^- <VL28)
3. По данным определений на образцах представительного керна,
поднятого из интервала залегания сложного коллектора.
Таким образом, для коллектора, все трещины и каверны которого
образуют единую фильтрационную систему, а матрица непроницае-
ма, значение fcn BT вычисленное по формуле (VI.26), равно кп эф.
Коэффициент трещиноватости кпт в сложном коллекторе оп-
ределяют, как и в трещинно-межзерновом, методом двух растворов при
условии, что матрица непроницаема. При проницаемой матрице при-
менение метода двух растворов для определения кп т неэффективно.
В случае межзернового коллектора с трехкомпонентным мине-
ральным скелетом, сложного коллектора с биминеральным скелетом
для определения кп 10бщ и минерального состава скелета требуются
данные одновременно трех геофизических методов — например ГГМ,
ННМ-Т и AM. Решение задачи сводится к графическому или анали-
тическому решению трех уравнений, связывающих показания I или
Inn и ДТ с искомыми неизвестными — ^п,общ и объемным содержани-
ем в породе различных минеральных компонент.
Все рассмотренные способы определения кп общ в сложных кол-
лекторах по комплексу ядерных и акустического методов можно ис-
пользовать в необсаженных скважинах, пробуренных с растворами
на водной и нефтяной основе.
Определение коэффициента общей пористости
глинистых коллекторов по данным комплексной интерпретации
диаграмм ядерных методов (ННМ-Т, ГГМ)
и методов глинистости (СП, ГМ)
Глинистые коллекторы, как уже отмечалось выше, относятся к
коллекторам со сложным, по крайней мере, биминеральным составом:
203
в терригенном разрезе — это кварцевый песчаник или алевролит с
глинистым цементом, в карбонатном — известняк или доломит с не-
растворимым остатком, содержащим глинистые минералы.
Рассматриваемый способ заключается в совместном решении двух
уравнений, из которых в одном используются показания методов
ННМ-Т и ГГМ, в другом — показания методов глинистости СП и ГМ
с целью определения параметров /сп о6щ и /сгл в терригенном и /спо6щ и
кно в карбонатном разрезах.
Терригенный разрез. Возможны четыре комплекса методов:
1) НГМ (или ННМ-Т) и СП; 2) ГГМ и СП; 3) НГМ (или ННМ-Т) и ГМ;
4) ГГМ и ГМ.
Рассмотрим системы уравнений, используемых в каждой из этих
комбинаций.
Х.Первое уравнение аналогично уравнению (VI.18), связывающему
значение wn, найденное по НГМ или ННМ-Т, с кп общ и ктл. Второе
уравнение представляет собой графическую или аналитическую
связь (см. рис. 99) между величиной сссп, полученной по диаграмме
СП, и Т)гл — относительной глинистостью, которая определяется вы-
ражением
Пгл = кгл/(кгл+кп). (VI.29)
Связь между асп и Т]гл получают для изучаемых отложений на
основании статистической обработки данных сопоставления пара-
метров асп и т)гл по пластам, в которых параметр т)гл установлен по
данным комплексной интерпретации ННМ-Т-ГМ или по представи-
тельному керну. Решая систему указанных уравнений, находят кп о5щ
и т]гл, а затем рассчитывают ктл.
2. В первом уравнении используется значение 5П, определенное
по данным ГГМ:
8п = (1-^п,Общ-М 8сК+кгЛЛ + ^п,общ (VI.30)
Второе уравнение представляет собой связь между асп ит]гл. Если
известны константы 8СК и 8ГЛ, система уравнений решается относи-
тельно кпо6щ и т]гл с последующим расчетом ктл.
3. Первое уравнение (VI.18), второе — корреляционная связь меж-
ду приведенными показаниями ГМ (1у) и глинистостью кГЛ (см. рис. 98).
Система решается относительно кп общ и кГл.
4. Первое уравнение (V1.30), второе — 1у=/(ксл). Система решает-
ся относительно кп о6щ и ктл.
Карбонатный разрез. Используются те же четыре комплекса ме-
тодов, что и для терригенного разреза. Уравнения, характеризующие
каждый из рассмотренных комплексов, аналогичны соответствующим
уравнениям для терригенного разреза с той лишь разницей, что вмес-
то кгл используют /сн0, а вместо Т]гл — т]но. Искомыми параметрами при
решении систем уравнений являются /спобци кно.
Способ, основанный на комплексном использовании ННМ-Т и ГМ,
может быть применен для скважин обсаженных и необсаженных,
заполненных РВО и РНО. Остальные способы могут быть примене-
204
ны только в необсаженных скважинах, причем комплекс ГГМ-ГМ при
заполнении скважины РВО и РНО, а комплексы с методом СП—толь-
ко при заполнении скважины РВО.
Определение коэффициента эффективной пористости
по данным ГИС
Коэффициент эффективной пористости &ПЭф определяется сум-
марным объемом пор, входящих в единую фильтрационную систему,
за вычетом объема физически связанной воды, содержащейся в еди-
нице объема породы. Величина /сП Эф является произведением коэффи-
циента открытой пористости кп на величину 1-кв св, где квсв — содер-
жание в порах физически связанной воды. Таким образом, /сп эф харак-
теризует максимальный объем углеводородов, который может
содержать гидрофильный коллектор, так как kHr,max= 1 ~ ^в,св- Единствен-
ным универсальным геофизическим методом определения параметра
кп Эф является метод ядерно-магнитного резонанса (ЯММ), физическая
сущность и область применения которого рассмотрена в гл. 2.
Метод ЯММ в модификации регистрации сигнала свободной пре-
цессии (ССП) используется для определения /сП Эф по диаграммам
свободного флюида (ИСФ), которые регистрируются при исследова-
ниях этим методом. Проценты ИСФ, в которых градуирована диаг-
Рис. 104. Пример выделения коллекторов и определения их эффективной
пористости в терригенном разрезе по диаграмме ЯММ.
1 — песчаный коллектор; 2 — неколлектор с глинистым цементом; 3 — неколлектор с
карбонатным цементом; 4 — глина.
205
рамма, эквивалентны процентам кп эф как в терригенном, так и в кар-
бонатном разрезах с коллектором любого типа. Предел разрешаю-
щей способности метода — получение величины /спэф=1%, поэтому
значения кп эф определяются по диаграмме ИСФ для коллекторов с
fcn,3*>1% (Рис- Ю4).
Задача решается методом ЯММ в необсаженных скважинах при от-
сутствии в буровом растворе и разрезе ферромагнитных минералов.
В глинистом терригенном коллекторе с глинистым цементом типа
заполнения пор параметр кпэф можно определить, если известны
значения кп о6щ и ктл, которые находят, комплексируя один из мето-
дов пористости (ННМ-Т, ГГМ или AM) с методом глинистости (СП
или ГМ). Значение кп эф можно рассчитать по формуле
^П,Эф ,общ— .общЛгл^П, Гл/[(1— Лгл)(^,Гл)1> ( VI.31)
если параметр т]гл определен по диаграмме СП, или по формуле
Чэф = /сп,общ^гл-(Сп.гЛ/ (1-^п,гл), ( VI.32)
если параметр ктл получен по диаграмме ГМ. В формулах (VI. 31) и
(VI. 32) параметр кп — коэффициент пористости глинистого цемента
— принимают в соответствии с данными петрографического изуче-
ния типичных образцов исследуемых глинистых коллекторов.
Способы определения кп эф в сложных карбонатных коллекторах
по данным комплексной интерпретации ГИС рассмотрены выше.
§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ
Коэффициент проницаемости кпр является одним из важнейших
параметров продуктивного коллектора. Данные промысловой геофи-
зики позволяют определять коэффициент проницаемости для плас-
товых пересечений в терригенном межзерновом коллекторе. Разра-
ботаны геофизические способы определения параметра к в зоне
предельного насыщения продуктивного коллектора по его удельно-
му сопротивлению и коллектора с любым характером насыщения, в
том числе и в зоне предельного нефте-газонасыщения и в прикон-
турной водонефтяной (газоводяной) зоне по данным геофизических
методов глинистости СП и ГМ.
Определение коэффициента проницаемости продуктивного
коллектора по удельному сопротивлению
Рассмотрим физические предпосылки наличия связи между
удельным сопротивлением и коэффициентом проницаемости про-
дуктивного коллектора на примере простейшей модели—идеального
грунта.
Коэффициент проницаемости идеального грунта с п парал-
лельными цилиндрическими каналами радиусом г, приходящимися
на единицу площади фильтрации, по Пуазейлю, определяется вы-
ражением
кпр = плг4/8. (VI.33)
206
Можно показать, что пористость идеального грунта кп=ппг2', вве-
дя понятие о гидравлическом радиусе г[Идр = г/2 = /<,п/£ф, получим
уравнение Козени
knp = fc3/2.S|, (VI.34)
где кп— коэффициент пористости; 5ф— удельная поверхность филь-
трующих каналов идеального грунта.
Постоянный множитель /=2 в знаменателе правой части (VI.34)
соответствует каналам кругового сечения. Если каналы имеют изви-
листость Т> 1, а сечение их отлично от кругового, уравнение (VL34)
для фильтрации неполярного флюида примет вид
кпр=к3п//Т252ф. (VI. 35)
Значение / >2 соответствует некруговому сечению. Если учесть
наличие в реальной пористой среде пленки связанной воды на повер-
хности пор коллектора и ввести понятие гидродинамической извили-
стости каналов фильтрации Тг, получим более общее выражение
Ч=/Сп,эф//Т2г5Ф’ <VL36>
где кп эф=кп(1 - /евсв) —эффективная пористость, характеризующая
объем пор за вычетом объема связанной воды.
Для чистых песков, слабосцементированных песчаников и алев-
ролитов величину кв св можно выразить так:
K.CB=S^CB/kn, (VI.37)
где т всв — средняя толщина пленки связанной воды.
Учитывая близость значений извилистости каналов фильтрации
Тг и каналов прохождения электрического тока Тэл для рас-
сматриваемых чистых коллекторов, а также выражение для па-
раметра пористости
Рп=/72эл/кп, (VI.38)
можно, подставив значения Бф из уравнения (VI.37) и Т2из (VI.38) в
(VI.36), получить
^пр = ^2в.св(1-^в.св)7Рп/с2в,св (VI.39)
Подставляя в (VI.39) кв св=Р~1/п, приходим к выражению
Ч=тв,св(1 -p-1/nWn/Pn- (VI.40)
Равенство (VI.40) справедливо лишь для определения непо-
движной остаточной воды песчано-алевролитовых слабоглинистых
коллекторов, предельно насыщенных нефтью.
При п=2,
Ьпр=<ев(1- Рн 1/2)3Рн /РЛ- (VI 41)
Выражение (VI.41) является физической основой определения кир
по геофизическим параметрам Рн и Рп, рассчитываемых по форму-
лам, приведенным в гл. I, § 7, на основе известных удельного сопро-
207
тивления рп коллектора в зоне предельного нефте-газонасыщения,
коэффициента пористости кл коллектора и удельного сопротивле-
ния рв пластовой воды. Величину тв св задают на основе эксперимен-
тальных данных для изучаемого объекта. Так, можно вычислить тв св
из уравнения (VI.41), подставив в него значения Рн, Рп и кпр, для пла-
стов с известной по данным гидродинамических исследований или
анализа представительного керна проницаемостью, а затем исполь-
зовать среднее значение тв св для данного объекта или зависимость
между т и кпр. При расчетах принимают обычно 0,4 мкм < тв св <0,7
мкм
Уравнение (VI.41) показывает, что должна быть связь между па-
раметрами Рн и клр. Это подтверждается практикой проведения ра-
бот в различных нефтедобывающих районах. Разными авторами
были получены аналитические или графические зависимости меж-
ду Рн и /спр для слабоглинистых терригенных продуктивных коллек-
торов. Так, для песчаников и алевролитов Татарии и Башкирии
В.М. Добрыниным и С.А. Султановым предложена формула
, (2,013 105)2’15тввв
^пр Q rjp 1,075 ~ р«- (VI.42)
Если тв св в формуле (VL42) выразить в см, то кпр • 10~3 получится
в мкм2.
Для слабоглинистых коллекторов предложена формула фирмы
Шлюмберже
кпр=6,25-104к6прэфР2. (VI.43)
Для ряда нефтеносных объектов используют формулу
fcnp=aPHb (VI.44)
где эмпирические константа а и b принимают различные значения
для конкретных объектов. Так, по данным Е. И. Леонтьева, для плас-
тов БВ8_10 Самотлора а =1,369, Ь = 0,99.
Изложенный способ определения /спр позволяет с достаточной для
практики точностью определять кпр в зоне нефтяной или газовой за-
лежи, где отсутствует подвижная остаточная вода. В приконтурной
части залежи этот способ дает заниженные значения кпр и поэтому
неприменим.
Определение коэффициента проницаемости коллектора
по диаграммам геофизических методов
глинистости (СП и ГМ)
Невозможность использования данных метода сопротивлений
для определения кпр в водонасыщенных, частично нефтегазонасы-
щенных коллекторах, а также в предельно нефте-газонасыщенных
коллекторах, глинистость которых изменяется в широком диапа-
зоне, заставила разработать более универсальные, хотя и менее точ-
ные геофизические способы определения кпр по данным методов ГМ
и СП. Предпосылкой этих способов явилось наличие корреляцион-
208
ной связи между коэффициентом
кпр и параметрами кгл и цгл,
характеризующими глинистость
коллектора (рис. 105). Поскольку
геофизические параметры асп и
AL, связаны соответственно с Т)гл
и ктл, естественно предположить
наличие связи между парамет-
рами асп, Д1у с одной стороны, и
кгр, с другой (рис. 106, 107). Кор-
реляционная связь между асп и
кпр установлена для продуктив-
ных отложений нефтегазодобы-
вающих районов, в частности,
для месторождений Западной
Сибири и Южного Мангышлака.
Эта связь выражается уравнени-
ем регрессии
acn=a + blgknp (VI.45)
где значения эмпирических кон-
стант а и Ъ различны для разных
геологических объектов. Наибо-
Рис. 105 Корреляционная связь меж-
ду /<пр и т]гл для терригенных отложе-
ний девона Татарии.
1 — коллектор; 2 — неколлектор; 3 —
линия регресии.
лее надежна эта связь для кол-
лекторов, у которых параметры оссп и кпр изменяются в основном под
влиянием глинистости.
В слабоглинистых и чистых коллекторах, для которых значение
аСц близко к единице и которые характеризуются высокой прони-
цаемостью, связь между асп и кпр практически отсутствует, посколь-
ку параметр клр таких коллекторов зависит главным образом от гра-
нулометрического состава псаммитовой фракции.
Рис. 106 Корреляционная связь между асп и /спр для терригенных пород (по-
строена по экспериментальным точкам)
14 — Добрынин В.М
209
Рис. 107. Корреляционная связь
между AL и кпр для терригенных от-
ложений Южного Мангышлака.
I — линия регрессии; 2 — границы до-
верительного интервала
a.m/AJr
Рис. 108. Корреляционная связь
между комплексным параметром асп
и кпр для терригенных отложений
Южного Мангышлака (по Л. П. Доли-
ной).
1 — линия регрессии; 2 — границы до-
верительного интервала
Корреляционная связь между параметрами А/у и клр харак-
теризуется уменьшением Aly с ростом клр для пород, проницаемость
которых контролируется глинистостью. В области высоких значе-
ний кпр параметр Ыу близок к нулю и коэффициент кпр по величине
Aly определить невозможно. Эта область также представлена поро-
дами с минимальной глинистостью, проницаемость которых зави-
сит от медианного диаметра и степени отсортированности псамми-
товой фракции.
Л. П. Долиной показано, что при изучении отдельных геоло-
гических объектов для определения /спр целесообразно использовать
комплексный параметр асп /А1у=В (рис. 108). Связь параметра В с
клр оказывается более тесной, чем между асп и клр или А1у и кпр. Для
основных продуктивных горизонтов месторождения Узень связь
между параметром В и клр выражается полиномом
клр=аВ3+ЪВ2+ сВ+ d, (VI.46)
где a, b,c,d — эмпирические постоянные.
Определение параметра клр по величине В по сотням скважин
месторождения Узень позволило составить карты проницаемости
основных продуктивных горизонтов этого месторождения, дающие
возможность понять особенности процесса разработки месторожде-
ния. Ценность карт клр, составленных на основании корреляционной
связи клр с комплексным параметром В, заключается в том, что они
охватывают весь пласт, включая его приконтурную и законтурную
части, следовательно, их можно использовать не только для анализа
хода разработки, но и для выбора мест оптимального заложения за-
контурных скважин.
Определение коэффициента эффективной проницаемости
опробоватслями на кабеле
Опробователи на кабеле (ОПК) используются геофизическими
предприятиями для установления продуктивности коллекторов
210
(один из прямых методов). Аппаратура АИПД, разработанная
П.А.Бродским на базе ОПК, позволяет получить кривую вос-
становления давления в каждой точке разреза, где проводится от-
бор пластового флюида, по которой можно рассчитать коэф-
фициент эффективной проницаемости коллектора. При частоте
отбора проб две-три на каждый метр разреза аппаратура АИПД
обеспечивает получение детального профиля проницаемости по
мощности продуктивного коллектора (рис. 109).
ЕЗ' Иг Q5
Рис. ПО. Профиль эффективной проницаемости кпр Эф для продуктивных тер-
ригенных отложений нижнего кембрия (Якутская АССР).
1 — песчаник; 2 — неколлектор; 3 — доломит; 4 — аргиллит
Использование коэффициента проницаемости,
установленного по данным ГИС, при проектировании
разработки нефтяных и газовых месторождений
Важнейшие особенности информации о коллекторе, которую обес-
печивают материалы ГИС (наиболее полное освещение данными по
каждому пластовому пересечению, характеристика изменения изу-
чаемого параметра на всей площади, в пределах которой пробурены
скважины), особенно ярко выступают при исследовании проницае-
мости объекта разработки.
211
Применение ГИС для определения параметра /спр позволяет со-
ставить подробные карты кпр для объекта разработки, разделить пло-
щадь эксплуатируемой залежи на классы коллекторов по проницае-
мости. Наличие таких карт обеспечивает возможность: а) выбора
наиболее оптимальных точек на площади для заложения эксплуа-
тационной и нагнетательной скважин; б)прогнозирования хода раз-
работки объекта эксплуатации при законтурном заводнении; в) оцен-
ки наиболее вероятной степени выработки объекта эксплуатации в
целом и на отдельных его участках, представленных коллекторами
различных классов проницаемости.
В настоящее время данные ГИС широко используют при со-
ставлении проектов разработки и для анализа хода разработки мес-
торождений нефти и газа.
§ 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ
И ГАЗОНАСЫЩЕНИЯ
Определение коэффициентов нефтенасыщения, газонасыщения
и нефтегазонасыщения по данным метода сопротивлений
для гидрофильных межзерновых коллекторов
По удельному сопротивлению рп продуктивного коллектора полу-
чают коэффициент водонасыщения кв пор, не устанавливая фазово-
го состояния углеводородов, присутствующих в порах.
Следовательно, в нефтенасыщенном коллекторе определяют ко-
эффициент нефтенасыщения кв= 1-кв, в газонасыщенном — коэф-
фициент газонасыщения кг = 1 - кв, в нефтегазонасыщенном — коэф-
фициент нефтегазонасыщения кт = 1 — (при выражении значений
всех коэффициентов в долях единицы).
Коэффициент водонасыщения кв по величине рп определяют сле-
дующим образом.
1. Определяют рп исследуемого пласта по данным БЭЗ или индук-
ционного метода.
2. Устанавливают кп пласта одним из рассмотренных выше спо-
собов; затем находят по корреляционной связи Рп—кп соот-
ветствующее значение Рп и с учетом рв вычисляют рвп по формуле
(1.3). Если скважина пересекла пласт в водонефтяной зоне и интер-
вал пластового пересечения содержит полностью водонасыщенную
часть, величину рвп определяют непосредственно по диаграммам БЭЗ
или индукционного метода в этой части коллектора.
3. Рассчитывают Рн по формуле (1.6).
4. По зависимости PH = f(kB) для данного класса коллектора, ко-
торую получают экспериментально в лаборатории на образцах
данного коллектора, находят величину кв, соответствующую зна-
чению Рн
5. Вычисляют параметры кв, кг или /снг (в зависимости от фазового
состояния углеводородов) как 1— кв.
212
Существуют два способа получения зависимостей Рн=/(кв), кото-
рые различаются способами моделирования кв в исследуемом образ-
це коллектора. В первом способе на каждом образце изменяют кв в
пределах от кв= 100% до /сВ1ПВП= ^В1СВ; далее получают для крайних (1
и кв св ) и двух-трех промежуточных значений кв соответствующие
им величины Рн и составляют для каждого образца эксперименталь-
ный график Рн=/(/св). Затем, получив множество зависимостей
PH—f(kB) для индивидуальных образцов коллектора, группируют их
по классам коллекторов и для каждого класса составляют усреднен-
ный график Рн=/(/св) с характерным для этого класса значением п
(см. рис. 5, 6).
Зависимости первого типа моделируют условия, близкие к усло-
виям переходной зоны, и могут быть применены в первую очередь
для определения кв в коллекторах, расположенных в переходной
зоне.
Зависимости второго типа составляют на основе семейства гра-
фиков Рн=/(/св) для различных классов коллекторов. Эти зависимо-
сти Рн св) являются геометрическим местом точек, ограни-
чивающих семейства графиков слева и имеющих координаты Рн тах
и квсв, характерные для данного класса коллекторов. Такие зависи-
мости моделируют условия в зоне предельного насыщения нефтя-
ной или газовой залежи и могут быть применены в первую очередь
для определения кв св в коллекторах, расположенных в этой части
залежи.
Определить по рп коэффициент кв можно в необсаженных скважи-
нах, заполненных РВО, по данным БЭЗ и индукционного метода; в сква-
жинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами при заполнении их
РВО или РНО, и в скважинах необсаженных, заполненных РНО, по-
лучить кв можно только по диаграммам индукционного зонда.
В настоящее время метод сопротивлений — основной метод ГИС,
дающий информацию о параметрах ки,кт, кт на стадии оперативной
интерпретации данных ГИС в разведочных скважинах, законченных
бурением, на стадии завершения разведки и подсчета запасов и, на-
конец, на стадии разработки месторождения в эксплуатационных
необсаженных скважинах.
Метод сопротивлений используют для определения кн,кг, кн г в
межзерновых терригенных коллекторах — чистых и глинистых пес-
чаниках и алевролитах, в карбонатных коллекторах с межзерновой
или преимущественно межзерновой пористостью с /с^общ5” 6—10%.
Определение коэффициентов нефтенасыщения, газонасыщения и
нефтегазонасыщения для слоистых глинистых терригенных
коллекторов по данным методов сопротивлений и потенциалов
собственной поляризации
Слоистый глинистый терригенный коллектор представлен чере-
дованием тонких прослоев коллектора (продуктивного или во-
доносного) и глины. Удельное сопротивление продуктивного слоис-
того коллектора рп определяется из уравнения
213
1 _Хгл , 1-Хгл
Рп Ргл Рип
(VI.47)
где рнп ргл — удельное сопротивление нефте-газонасыщенного про-
слоя коллектора и глинистого прослоя; %гл — доля общей мощности
слоистого коллектора, приходящаяся на глинистые прослои.
Прослои коллекторов и глин в пачке глинистого продуктивного
коллектора настолько малы по мощности, что выделяются они в луч-
шем случае только на диаграммах микроэлектрических методов
(МБК и др.), которые не дают информации о неизмененной части кол-
лектора. По диаграммам БЭЗ, особенно больших зондов (АО >4 м), и
индукционного метода удается определить лишь интегральное зна-
чение удельного сопротивления пачки рп
Используя уравнение (VI.47), можно решить его относительно рнп
с последующим определением кв чистых продуктивных прослоев,
если известен параметр %гл по методу СП; относительно /гл с после-
дующим расчетом эффективной мощности пачки
(VI.48)
Хгл )»
Рис. 110. Палетка для определения величины р1Ш по значению рп пачки и %гл
в слоистом глинистом коллекторе.
Шифр кривых — рип/рг,,
214
где ЬЭф£ — мощность всей пачки, если рнп известно по данным пред-
ставительного керна.
На практике чаще идут по второму пути, оба варианта которого
связаны с комплексной интерпретацией диаграмм методов сопротив-
лений и СП.
Величину рнп можно определить и графическим путем по палетке,
представленной семейством расчетных графиков рп /ргл=/(Хгл) для
различных отношений рнп /prJ]=const (рис. 111).
Параметр /гл в слоистом глинистом коллекторе вычисляют путем
решения уравнения (VI.48) относительно %гл
_ , и + о /
= /9U’ (VI.49)
X
где и—Рнп/Рзп» Ч “ 1 _ у
— а
о ’ сп
ггл
амплитуды СП в глинистой пачке
по сравнению с ее значением в чи-
стом коллекторе. Поскольку урав-
нение (VI.48) трансцендентное,
удобнее пользоваться комплектом
палеток, включающих семейства
расчетных графиков «сп=/(ХГл)
для различных отношений
Рнп/Ргл=соп51: И Рнп/Рзп= const
(рис. 111). Описанными способами
получают параметр кв и соот-
ветствующие ему значения кн,кг
или кт (в зависимости от фазово-
го состояния углеводородов) в про-
слоях продуктивного коллектора
— степень снижения статической
Рис. 111. Палетка для определения
параметра ргл по величине асп в сло-
истом глинистом коллекторе.
Рп/Ргл= 5- Шифр кривых — рнп/рзп
глинистой пачки. Эти значения от-
носятся, естественно, только к
суммарной эффективной мощно-
сти ЬЭф£, и в формуле подсчета за-
пасов для такого коллектора при-
сутствует произведение kHh^Y
или krhg^Y- Иногда рассчитывают значения кв и соответствующие ему
величины кИ кг или кнг всей мощности пачки hn х
К ~ /\i2 >
(VI.50)
кя=1-кв=1-(1-кш)^. (VI.51)
Значение кя всегда будет меньше кнг. При использовании ка,кт или
кт в формуле подсчета запасов применяют произведение кн hn 2 или
кД^ИТ. д.
215
Определение коэффициента газонасыщения
по данным стационарных нейтронных методов
Значение кг в межзерновых терригенных и карбонатных кол-
лекторах с пористостью более 15 — 20% при двухфазном (газ —
вода) и трехфазном (газ — нефть — вода) насыщении опреде-
ляют по результатам специальных исследований методами НГМ
или ННМ-Т в обсаженной неперфорированной скважине. Ис-
следования проводят по схеме: первый замер — в необсаженном
стволе, второй — сразу после спуска колонны, третий и по-
следующий — через определенные интервалы времени. Завер-
шаются исследования при стабилизации показаний ННМ-Т во
времени в газоносном коллекторе, что свидетельствует о полном
расформировании зоны проникновения фильтрата бурового ра-
створа. Оптимальный временной интервал всего цикла ис-
следований может продолжаться в зависимости от проницае-
мости коллектора и начальных параметров зоны проникновения
от 2 — 3 недель до нескольких месяцев. Для коллектора с полнос-
тью расформированной зоной по диаграмме одного из последних
замеров НМ определяют величину wn, а затем, используя урав-
нение для чистых коллекторов
wn=/cn,o6m[wB(1-fcr) + wAl (VI.52)
или уравнение для глинистых коллекторов
wn = кп,общ [wB( 1 - кт) + wrkr] + krnwTn (VI.53)
решают их относительно кт и получают соответственно формулы
fcn,o6m(Wr-WB)
-kn.o6uiWB
В выражениях (VI.52) — (VI.55) wr — объемное водородосодер-
жание газа при термобарических условиях изучаемого коллектора;
wB — то же, для пластовой воды.
Величину кп о6щ определяют по данным ГИС одним из рассмот-
ренных выше способов, значение ктл— по данным ГМ; величину шгл
берут соответствующей минеральному составу глин данного коллек-
тора, wB рассчитывают с учетом минерализации воды:
wB=l-0,36CB
(VI.56)
где Св — минерализация воды, г/см3.
Значение шг определяют по специальной палетке или рассчиты-
вают по формуле для заданных термобарических параметров плас-
та Р™ и 7ПЛ:
Ч=1,6-10”3рпл
293 1
^пл Z
(VI.57)
216
где z — коэффициент сверхсжимаемости, значения которого для дан-
ных величин Pm,, Тпл и состава газа берут из таблиц. Формула (VI.57)
справедлива для газа, состоящего из метана.
Из изложенного выше следует, что для решения рассмотренной
задачи необходимо комплексировать НМ с ГМ и одним из методов
пористости — ГГМ или AM. Возможность выделения газоносных кол-
лекторов и определения в них /сг по данным нейтронных методов со-
храняется для коллекторов, залегающих на глубине до 4 км. При бо-
лее глубоком залегании коллектора величина wr становится близ-
кой к объемному водородосодержанию нефти wH и воды шв, поэтому
задача не решается.
В коллекторах с трехфазным насыщением величина /сг для чис-
тых и глинистых коллекторов рассчитывается по формулам
, wn-/cno6uj[wB(l-/cJ+wH/cH] ,тттсоч
«г =-----------------------, (VI.58)
Кг — , . . • (Vi-ЭУ)
^аобш^г
Если значения wH и шв близки, то расчет ведут по формулам (VI.54)
или (VI.55).
На практике используют различные варианты способа оп-
ределения /сг по диаграммам НГМ или ННМ-Т, но физическая сущ-
ность их основана на изложенном выше.
Коэффициент /сг по данным НМ определяют в эксплуатационных
скважинах при контроле разработки газовых месторождений (см.
гл. X). В отдельных параметрических скважинах на стадии разведки
начальное значение /сг также получают по данным НГМ или ННМ-Т.
Определение коэффициента нефтенасыщения по данным
импульсных нейтронных методов
Коэффициент нефтенасыщения fcH определяют по данным им-
пульсных нейтронных методов (ИННМ, ИНГМ) в обсаженных непер-
форированных скважинах преимущественно для терригенных и вы-
сокопористых карбонатных коллекторов с/сп>20%приСв>5СН100 г/л
и для условий полностью расформированной зоны проникновения.
Физической основой определения кн по данным ИНМ являются
следующие уравнения:
для чистых коллекторов
1 _ + кв
11 I_ D Н _J CIX
для глинистых коллекторов
kn + knL + kllCIL> (VI.61)
^гл ^ск
где тп,тв, тн, тгл, тск— среднее время жизни тепловых нейтронов соот-
ветственно для коллекторов, пластовой воды, нефти (при термоба-
217
рических условиях залегания коллектора), глинистого цемента и ске-
лета.
Уравнения (VI.60), (VI.61) решаются относительно кк, подставляя
в них значения кп и кгл, полученные по данным других методов ГИС,
тв и тн, определенные по формулам (VI.62), (VI.63), Параметры тск и
тгл для минералов и жидкости имеют следующие значения (в мкс):
Кварц.... Кальцит 1100 630 Каолинит Монтмориллонит Пресная вода .. 360 400 207
Доломит .. 960
Ангидрит 360 Нефть ... 210
Гипс _.. 250 Пластовая вода разной минерализации
Ортоклаз 300 40—200
Величину тв для растворов NaCl или растворов с преобладанием
NaCl рассчитывают по формуле
тв= 1/(4,83 + 0,077CB), (VI.62)
где Св — минерализация воды, г/см3.
Параметр тндля нефти с учетом химического состава нефти и пла-
стовых условий вычисляют по формуле
тн=(12х+у)/43,5у5н, (VI.63)
где х,у — число атомов углерода и водорода в молекуле нефти; Зн —
объемная плотность нефти в пластовых условиях.
Для нафтеновых нефтей СпН2п формула расчета тн имеет вид
тн=0,16/Зн (VI.64)
При биминеральном и более сложном составе скелета в форму-
лах (VI.59), (VI.61) в правой части появляются дополнительные сла-
гаемые, куда входят значения объемного содержания и параметра т
соответствующих компонентов. Так, для чистого (неглинистого) до-
ломитизированного известняка
(VI.65)
Tn L ТВ Тн J ТСаСО3 Тдол
гдетСаС0| и тдол — нейтронные параметры известняка и доло-
мита; /Ссдсо — объемное содержание в долях единицы известняка в
скелете.
Для решения уравнения типа (VI.63) относительно кн при бими-
неральном составе скелета требуется дополнительная информация
о составе скелета по данным ГГМ или петрографического изучения
керна.
При трехфазном насыщении для чистого коллектора величину ки
определяют, решая уравнение
1-к„ -кг +кн ^кг
, Тв Тя тг
1-hn
тск
(VI.66)
218
где тг — среднее время жизни нейтронов в пластовых условиях. Ве-
личину тг рассчитывают по формуле
тг=129/рпл (VI.67)
которая справедлива для пластовой температуры t= 20-5-40 "С. Зна-
чение кг необходимо определять независимым путем, например, по
данным НМ.
Импульсные нейтронные методы используют для определения те-
кущего значения кн при контроле разработки крупнейших месторож-
дений, если пластовая и закачиваемая в нагнетательные скважины
вода является минерализованной. Если пластовая или закачиваемая
в нагнетательные скважины вода пресная или слабоминерализован-
ная, даже более простая задача разделения коллекторов нефтенос-
ных и водоносных не решается или решается ненадежно, поскольку
метод находится в зтом случае на пределе разрешающей способнос-
ти (тн=тв). Тем более неразрешимой становится задача определения
кн по данным ИННМ. В настоящее время ИННМ используется для
контроля за перемещением ВНК в условиях пресной законтурной
воды.
Перспективной является возможность определения кК про-
дуктивного коллектора по диаграммам ИННМ в длительно про-
стаивающих обсаженных скважинах на стадии разведки и особен-
но доразведки месторождения, что, как указывалось выше, при
комплексировании ИННМ и ННМ-Т нередко приводит к откры-
тию пропущенных ранее продуктивных пластов и целых залежей
нефти.
Раздельное определение коэффициентов
нефтенасыщения и газонасыщения
для коллекторов с трехфазным насыщением
по комплексу данных электрометрии и радиометрии
В последние годы обнаружено довольно много геологических
объектов с трехфазным насыщением — газовые залежи и газовые
шапки нефтяных месторождений с остаточной нефтью. В этом слу-
чае возникает задача раздельного определения параметров ки и кт.
Решается она по данным ГИС одним из следующих способов.
1. Определение параметра кит по данным метода сопротивлений.
2. Установление параметра кг по данным специальных ис-
следований ННМ-Т или параметра кн по данным специальных ис-
следований ИННМ в обсаженной скважине в условиях полностью
расформированной зоны проникновения.
3. Расчет величины ки при известных значениях кКГ и кг или вели-
чины кг при известных значениях кнг и кн по формулам
kH=kHr-/cr, к=киг-кК. (VI.68)
Реализация этих способов требует помимо материалов стан-
дартного комплекса результатов специальных повторных ис-
следований НМ или ИНМ в колонне.
219
§ 5. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ
ПО КОЛИЧЕСТВЕННЫМ КРИТЕРИЯМ
Выделение коллекторов по взятым прямо с диаграмм качест-
венным признакам — до настоящего времени основной способ обна-
ружения пластов-коллекторов в разрезах скважин геофизическими
методами. Однако эти методы не могут быть применимы в скважи-
нах, бурящихся на технической воде или нефильтрующемся раство-
ре. Часть методов можно использовать только в отдельных парамет-
рических скважинах, где геофизические исследования проводятся
расширенным комплексом.
Поэтому разработаны геофизические способы выделения коллек-
торов, основанные на использовании количественных критериев, т. е.
значений различных параметров, соответствующих границе коллек-
тор — неколлектор. В качестве таких параметров используют: а) ко-
эффициент проницаемости кпр и соответствующие ему значения ко-
эффициентов пористости кп и глинистости (Сгл, ктл или т]гл) для про-
дуктивных и водоносных коллекторов; б)коэффициенты фазовой
проницаемости по нефти и газу кир н, кпр г и соответствующие им зна-
чения коэффициентов нефтенасыщения кн, газонасыщения кт или
водонасыщения кв для продуктивных коллекторов; в)геофизические
параметры: относительные амплитуды на диаграммах собственных
потенциалов асп, гамма-метода Д7у для продуктивных и водоносных
коллекторов, удельное сопротивление рп и и параметр насыщения
Рн для продуктивных коллекторов.
Все эти способы, связанные с использованием граничных значе-
ний параметров, характеризующих коллекторские свойства (к^, кп)
и литологию пород (Сгл,кгл,т]гл ),а также сопряженных с ними значе-
ний соответствующих геофизических параметров, основаны на пред-
ставлении о нижнем пределе экономически рентабельного дебита
нефти <2н гр или газа Q .который принят для данного района.
Используя типичные значения эффективной мощности /гэф про-
дуктивного пласта в исследуемых отложениях, депрессии Др, при
которых производится опробование и в дальнейшем будет проводить-
ся эксплуатация залежи, рассчитывают граничное значение удель-
ного коэффициента продуктивности для нефтеносного коллектора
т1пргр> соответствующее QH rp по формуле
Ппр,гр= Qh.it/Др^эф (VI.69)
Зная Т)пр с учетом вязкости нефти рн в пластовых условиях рас-
считывают граничную величину knp , характеризующую границу
коллектор—неколлектор, по формуле
, Рн . К
Ч.гР=^пр.1рЬ-^, (VI.70)
г(с
где RK — радиус контура питания скважины; Rc — радиус сква-
жины.
Для газоносного коллектора knp гр вычисляют по формуле
220
, _ Г А^г.гр LnfR* /Rc) (VI71)
пр’,р 2ЛаТаЛф(Р2пл-р2заб)’
где цг—вязкость газа в пластовых условиях; z — коэффициент сверх-
сжимаемости газа; Тпл и Тат — абсолютные температуры пласта и на
устье скважины; рпл и рзаб —пластовое и забойное давления; a — эм-
пирическая константа.
Полученное таким образом граничное значение кпргр является
условным, соответствующим принятому коэффициенту т)пргр>т- е-
современному техническому уровню разработки месторождений не-
фти и газа и состоянию экономики нефтяной и газовой промышлен-
ности. С развитием совершенных методов разработки и изменением
экономических критериев граничные значения Qrp^np.rpAip.rp будут
изменяться. Однако для конкретных геологических объектов в раз-
личных районах зти значения могут быть на ближайшие 3—5 лет и
более приняты постоянными. Оценка величины кпргр, выполненная
таким образом для продуктивных отложений нефтедобывающих
районов, показала, что значение /с11ргр существенно ( приблизитель-
но на порядок) различается для нефтеносных и газоносных объек-
тов. Для нефтеносных коллекторов различных районов величина
/спр гр изменяется в пределах 2 — 10 мкм2. Так, например, для продук-
тивных отложений девона Ромашкинского месторождения /спр гр со-
ставляет 3 — 5 мкм2 для мезозойских отложений месторождений За-
падной Сибири 3—8 мкм2, Южного Мангышлака — 10 мкм2. Для га-
зоносных коллекторов большинства районов кпр гр равно 0,1 — 1 мкм2.
Граничные значения геофизических параметров устанавливают на
основе корреляционной связи между геофизическим параметром и
соответствующим параметром, характеризующим коллекторские
свойства (kn knp), с учетом глинистости (Сгл,/с1л,г)[л).
Корреляционную связь между геофизическими параметрами (Рн,
асп, А/у) коэффициентом проницаемости для изучаемых продуктив-
ных отложений устанавливают, сопоставляя величину kIip, рассчи-
танную по данным гидродинамических исследований скважин (по
кривой восстановления давления), с установленным для этого же
интервала значением геофизического параметра. Эти интервалы дол-
жны быть достаточно однородными по геофизической характерис-
тике. Получив корреляционную связь между Рн и кпр, асп и /спр и т. п.,
в соответствии с уравнением регрессии для заданного критического
значения кпркр определяют критическую величину Рн кр,аСГ1 кри т.д.
Для выделения коллекторов может быть использовано граничное
значение пористости пласта к„ гр. Для этого по диаграммам геофизи-
ческих методов определения пористости (интервального времени ДТ,
интенсивности, вторичного гамма-излучения 1пу, рассеянного гамма
излучения Lr/ и др.) выделяют в исследуемом интервале разреза кол-
лекторы, исходя из граничного значения кп гр и соответствующих ему
граничных значений ДТгр, относительной амплитуды — Д1пу гр на кри-
вой НГМ, объемной плотности Зпгр на диаграмме ГГМ. Величины ДТгр,
Д1пу гр, Зп_ находят соответственно по корреляционным связям меж-
221
ду АТ и /спА/П¥ и объемным водосодержанием гсцо (с учетом глинис-
тости), параметрами 5П и кп для изучаемых пород. На диаграммах
методов АТ, 1пу, в пределах исследуемого интервала разреза про-
водят линию, параллельную оси глубин, соответствующую гранич-
ному значению АТгр, или 5П, и разделяющую всю совокупность
Рис. 112. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе по критическому
(граничному) значению коэффициента пористости кп гр.
1 — продуктивный коллектор (кп>кпгр ); 2 — водоносный коллектор,
3 — неколлектор.
Заштрихованные участки кривых соответствуют коллекторам
222
пластов в разрезе на коллекторы (для них ДТ>Тгр, A/ny<Alny гр,
8П< 8 пгр) и неколлекторы. Если на диаграмму нанесена шкала кп, раз-
деляющую линию проводят непосредственно по значению кп=кп гр
на этой шкале (рис. 112).
Выделение коллекторов с использованием граничной величины
кП) гр получило распространение главным образом для карбонатных
разрезов.
Диаграммы геофизических методов (7спи 1у позволяющих расчле-
нить отложения по глинистости, широко используют для выделения
коллекторов в терригенном разрезе.
Терригенный разрез
При бурении скважин на пресном глинистом растворе (Рф>рв) кол-
лекторы выделяются в терригенном разрезе на диаграмме Ucn пони-
женными значениями потенциала (отрицательной аномалией АПСП по
отношению к линии глин).
При постоянстве минерализации пластовых вод, а также ли-
тологии вмещающих пород в изучаемом разрезе амплитуда анома-
лии АПсп отражает относительную глинистость т)гл:
•Пгл=кгл /(кгл+кп)
(VI.72)
Величина т)гл является комплексным параметром, объединяющим
параметры, характеризующие пористость кп и глинистость кгл
Сопоставление параметров по-
ристости и глинистости для терри-
генных продуктивных отложений
многих районов показывает, что
линии постоянных значений
т]гл=const делят совокупность то-
чек для пород в разрезе на коллек-
торы и неколлекторы, а область, со-
ответствующую коллекторам, —
на участки плохих и хороших кол-
лекторов (рис. 113). Критическая
величина рглкр > делящая породы на
коллекторы и неколлекторы, для
отложений различного возраста ко-
леблется от 0,3 до 0,6, возрастая с
уменьшением активности глинис-
того цемента и с ростом степени
эпигенетических преобразований
пород. Так, для большинства кай-
нозойских продуктивных отложе-
ний со значительным содержанием
монтмориллонитового цемента т]гл гр
составляет 0,3 — 0,4 (Северный
Кавказ) ; для большей части про-
дуктивных отложений мезозоя и
Рис. 113. Сопоставление значений кп
и Сгл для разделения терригенных
пород на коллекторы и неколлекто-
ры.
1 — хорошие коллекторы (кпр >0,2 мкм2);
2 — средние и плохие коллекторы
(кпр= 0,002—0,2 мкм2); 3 — неколлекто-
ры (кпр«0,002 мкм2).
Шифр кривых — дгя; fcnCK, % (в скобках)
223
верхнего палеозоя т]гл гр=0,4^0,5 (Волго-Урал, Западная Сибирь, Ман-
гышлак) при глубине залегания коллекторов не более 3—4 км; для глу-
бокозалегаюгцих пород (более 4 км) палеозоя и мезозоя величина т)гл гр
может достигать 0,5 — 0,6 и более (Днепровско-Донецкая впадина, Се-
верный Кавказ, Прикаспий).
При интерпретации диаграмм 17сп предпочитают использовать не
абсолютную величину Es а относительную амплитуду асп, которая
рассчитывается как отношение амплитуды в интерпретируемом пла-
сте Es к максимальной амплитуде Es max в исследуемом участке раз-
реза, соответствующей наименее глинистым коллекторам. Исполь-
зование асп вместо Es позволяет исключить влияние на результаты
интерпретации диаграмм Ucn сторонних факторов (погрешности в
масштабе напряжений диаграммы 17сп, различия в минерализации
бурового раствора в скважинах месторождения и др.)
Величина асп тесно связана с т)гл для отложений, удовлетворяющих
указанным выше условиям. Характер связи зависит от минерализа-
ции пластовых вод и активности глинистого цемента. Для отложений
с высокой минерализацией пластовых вод (Св> 100—150 г/л) и незна-
чительной активностью глинистого материала (цемент каолинитово-
гидрослюдистый) характерно выполаживание графика зависимости
для коллекторов в области небольших значений Т]гл и увеличение его
крутизны в области неколлекторов. В качестве примеров могут слу-
жить продуктивные отложения большинства месторождений Волго-
Урала, Мангышлака, Днепровско-Донецкой впадины.
С уменьшением минерализации пластовых вод и ростом активно-
сти глинистого материала зависимость acn=/(r]m) спрямляется, имея
примерно одинаковый наклон во
Рис. 114. Зависимость относительной
амплитуды асп по относительной гли-
нистости Т]гл для различных регионов
(разрез терригенный).
1 — Юго-восточная Татария; 2 — Юж-
ный Мангышлак; 3 — широтное Приобье;
4 — Северный Сахалин
всем диапазоне изменения т)гл
(большинство месторождений не-
фти и газа Западной Сибири); при
дальнейшем снижении минера-
лизации вод и повышении актив-
ности глинистого материала (не-
фтяные месторождения острова
Сахалин) зависимость ас11=/(т]гл)
становится вогнутой с ростом кру-
тизны в области коллекторов (рис.
114). Зная критическое значение
1)гл,кр Для изучаемых отложений,
по соответствующему графику
асп=/(т)гЛ) находят граничное зна-
чение асп гр. Коллекторам соот-
ветствуют области асп>аспгр и
'Пгл<т1гЛ,гр- Величина аспгр будет
различной для терригенных кол-
лекторов с рассеянной глинисто-
стью различного возраста и сте-
пени метаморфизма, изменяясь в
224
пределах от 0,3 до 0,8, причем при прочих одинаковых условиях ве-
личина асп гр для нефтеносных коллекторов будет выше, чем для газо-
носных. Для продуктивных отложений нефтегазоносных провинций
аси гр>0,5 в нефтеносных и асп гр^0,4 в газоносных коллекторах. Мень-
шие значения характерны главным образом для продуктивных кол-
лекторов со слоистой или смешанной глинистостью, где они могут
достигать 0,2 для газоносных и 0,3 для нефтеносных коллекторов.
Таким образом, наличие отрицательной (при рф> рв) аномалии СП
в пласте не является признаком коллектора, и к пластам-коллекто-
рам относят лишь те, для которых асп>асп,гр- Исключение составля-
ют песчаники и алевролиты с преобладанием карбонатного или си-
ликатного цемента, которые, обычно являясь неколлекторами или
Рис. 115. Сопоставление параметра
ОС11 с удельным коэффициентом про-
дуктивности Т)пр для определения
граничного значения ессп гр
плохими коллекторами, отмечаются максимальными для данного
разреза значениями Es и асп. Присутствие таких пластов, которые по
диаграмме СП можно ошибочно отнести к коллекторам, характерно
для продуктивных разрезов большинства нефтегазоносных районов
Волго-Урала, Западной Сибири, Мангышлака и др. Эти пласты ис-
ключают из числа коллекторов по диаграммам микрозондов и мето-
дов пористости, на которых они характеризуются как плотные по-
роды с низкой пористостью.
Критическое значение асп гр для изучаемых отложений можно най-
ти также одним из следующих способов, не пользуясь величиной т]гл гр
и зависимостью асп=/(т]гл). Для испытанных объектов сопоставляют
величину асп с удельным коэффициентом продуктивности т]^; для
заданного значения т]пр гр в соответствии с полученной зависимостью
находят асп ; если нижний предел т|пр гр для данного геологического
объекта не определен, асгр гр находят, продолжая график асп=/(Лпр) Д°
пересечения с осью ординат, т. е. для т]пр= (Рис-115).
Совмещают распределе-
ние асп для коллекторов с
распределением асп для не-
коллекторов, при этом абс-
цисса точки пересечения рас-
пределений определяет вели-
чину аспгр.
Диаграммы СП для выде-
ления коллекторов в терри-
генном разрезе нельзя ис-
пользовать в скважинах, про-
буренных с соленым буровым
раствором, с нефильтрую-
щимся раствором на нефтя-
ной основе, и в обсаженных
скважинах.
Преимущество гамма-ме-
тода заключается в возмож-
ности использования его для
выделения коллекторов в тех
15 — Добрынин В.М.
225
условиях, когда метод потенциалов собственной поляризации непри-
меним. Диаграммы ГМ, как и СП, применяют для качественного выде-
ления коллекторов в интервалах минимальных значений есте-
ственной гамма-активности. Однако с развитием способов ко-
личественной комплексной интерпретации данных промысловой
геофизики стало очевидно, что для надежного выделения коллекторов
по диаграммам ГМ (как и СП) необходимо для каждого конкретного
разреза знать граничное значение относительной амплитуды Л1у.
Величину Му гр находят: а) на основе корреляционной связи меж-
ду А/у и ктл, используя критическое значение krJlrp; б) путем сопос-
тавления Д/у с удельным коэффициентом продуктивности Т]пр для ис-
пытанных объектов; в) путем сравнения распределения Д1у для кол-
лекторов и неколлекторов. Приемы нахождения Д1, гр в последних
двух способах аналогичны рассмотренным для метода потенциалов
собственной поляризации, поэтому ограничимся пояснениями к при-
менению первого способа. В зтом случае основой для установления
AL. гр является связь между Д1у и объемной кгл или массовой Сгл
глинистостью. Критические значения кгл> гр или Сгл гр устанавлива-
ют обычно на основании сопоставления значений кгл или Сгл со зна-
чениями кпр, определенными на образцах, и использования величи-
ны /сгл или Сгл, соответсвующей принятому для изучаемых коллек-
торов значению кпр.
Применение диаграмм L, для выделения коллекторов имеет следу-
ющие ограничения. По диаграмме 1у, как и по диаграмме Ucn, можно
ошибочно выделить в качестве коллекторов плотные песчаники и алев-
ролиты с карбонатным цементом; избежать этой ошибки можно, учи-
тывая диаграммы микрозондов, кривые 1пу и ДТ (как и при анализе
диаграммы Псп). В разрезах с полимиктовыми песчаниками и алевро-
литами диаграмма L, в ряде случаев не обеспечивает однозначного
выделения коллекторов (Западная Сибирь, Мангышлак), поскольку
коллекторы с повышенным содержанием частиц полевого шпата ха-
рактеризуются повышенной радиоактивностью и нередко могут быть
ошибочно отнесены к сильноглинистым породам-не-коллекторам.
Наиболее надежное выделение межзерновых коллекторов в тер-
ригенном разрезе обеспечивается при комплексной интерпретации
геофизических диаграмм с использованием рассмотренных выше
критериев. Межзерновой коллектор в терригенном разрезе выделя-
ется по диаграммам метода ядерно-магнитного резонанса (ЯММ) в
модификации измерение сигнала свободной прецессии (ССП).
Для выделения коллекторов могут быть также использованы диа-
граммы продолжительности проходки и «фильтрационного метода»
(фиксирование количества жидкости, поглощаемого в процессе бу-
рения породами), регистрируемые специальными автоматическими
станциями контроля параметров бурения (АСПБ).
Рассмотренные приемы выделения межзернового коллектора эф-
фективны при изучении терригенных разрезов со слабой и сред-
ней уплотненностью и со слабой и средней степенью метаморфизма
пород на глубинах до 4—5 км при бурении на пресном глинистом ра-
226
створе. В практике все чаще приходится изучать терригенные отло-
жения, залегающие на глубине свыше 4—5 км, уплотненные, часто
не содержащие межзерновых коллекторов. Часть скважин бурится
с использованием в качестве промывочной жидкости технической
воды, нередко минерализованной. В зтих условиях задача выделе-
ния коллекторов, в частности межзерновых, существенно усложня-
ется. Основные способы выделения коллекторов для этих условий
по существу аналогичны тем, которые разработаны для выделения
и изучения карбонатных коллекторов сложных типов (они рас-
сматриваются ниже).
В скважинах, бурящихся с раствором на нефтяной основе, для
выделения межзерновых терригенных коллекторов можно исполь-
зовать лишь некоторые из перечисленных методов: 1) выделение кол-
лекторов по диаграмме 1у с использованием граничного значения кгл, гр
глинистости; 2) выделение коллекторов по графикам кп, составлен-
ным на основе интерпретации диаграмм Iny, 1Г/, ДТ с использованием
граничного значения fcnrp пористости. Диаграммы микрозондов и ка-
верномера в таких скважинах не дают информации о коллекторе, а
диаграмму Ucn в зтих условиях получить не удается.
Карбонатный разрез
Межзерновые карбонатные коллекторы
Особенность межзерновых карбонатных коллекторов по срав-
нению с терригенными заключается в более низком граничном зна-
чении пористости fcIirp (обычно 6—8 % вместо 10—18 % для терри-
генных и более низкие значения kn в целом для коллекторов). Другая
особенность межзерновых карбонатных коллекторов — их значи-
тельно меньшая в целом степень глинизации по сравнению с терри-
генными, что позволяет с большей надежностью использовать диаг-
раммы ядерных и акустических методов для выделения коллекто-
ров и определения их пористости.
Нижний предел коэффициента пористости ки, характеризующий
границу коллектор — неколлектор для карбонатных межзерновых
пород, изменяется в широких пределах (3—15 %), что отражает боль-
шое разнообразие в структуре порового пространства для различ-
ных видов карбонатных пород. Сопоставление коэффициента пори-
стости кп с коэффициентом остаточного водонасыщения кво для раз-
личных карбонатных пород с межзерновой пористостью показыва-
ет, что параметры эти довольно тесно связаны, линии регрессии
^во=/(^п) имеют примерно одинаковую форму, но существенно раз-
личаются по положению в системе координат квп — кп (рис. 116). По-
ложение графика kB0=f(kn) на координатной плоскости зависит глав-
ным образом от преобладающего размера пор карбонатных пород.
Наиболее низкими значениями кво в одном и том же диапазоне пори-
стости характеризуются наиболее крупнопористые рифовые отло-
жения Башкирии и доломиты межсолевых продуктивных отложе-
ний Белоруссии. Выше всех кривых расположен график kBO=f(k„) для
227
Рис. 116. Корреляционные связи
между кво и fcrl для карбонатных по-
род различных геологических объек-
тов.
1 — рифовые отложения Южной Башки-
рии; 2 — межсолевые отложения девона
Белоруссии; 3 — пермские отложения
Оренбургского Приуралья; 4 — мелопо-
добные мезозойские известняки Чечено-
Ингушетии
наиболее мелкозернистых и тон-
копористых мелоподобных изве-
стняков, способных даже при
значительной (до 20—25 %) по-
ристости удерживать большое
количество связанной воды. Про-
межуточное положение кривых
/сво=/(ки) характерно для боль-
шинства межзерновых карбо-
натных коллекторов, пре-
имущественно известняков. Кри-
вые /сво=f(kn) позволяют оценить
наиболее вероятный нижний
предел пористости кпгр если
предположить, что коллектор
имеет кво< 50%. Для рассмотрен-
ных видов пород найденная та-
ким образом величина кп гр изме-
няется от 2—4 % для рифовых
отложений и крупнопористых
доломитов до 15% для мелопо-
добных известняков; для боль-
шинства карбонатных межзер-
новых коллекторов (продуктивные отложения палеозоя Волго—
Уральской нефтегазоносной области, мезозоя Средней Азии) харак-
терны значения кп,гр= 6— 8 % (см. рис. 116).
Методика выделения межзерновых коллекторов в карбонатном
разрезе в основном аналогична той, которую применяют в терриген-
ном разрезе: используют комплекс признаков первой группы — ха-
рактерные показания микрозондов, каверномера при бурении на гли-
нистом растворе и диаграммы ДТ, I с учетом граничного значения
кпгр. Однако в связи с отмеченными особенностями карбонатного раз-
реза для выделения межзерновых коллекторов в карбонатном разре-
зе применяют дополнительно разработанные специальные методичес-
кие приемы. Наибольшее распространение получил способ нормализа-
ции, идея которого заключается в сопоставлении кривой удельного
сопротивления рп реальных пород в изучаемом разрезе с вычислен-
ной кривой рвп, полученной с учетом диаграмм 1^, ДТ или 1,г/.
Совпадение значений рп и рвп означает отсутствие коллектора,
расхождение кривых рп и рвп соответствует интервалам межзерно-
вых коллекторов. Практически способ реализуется следующим об-
разом. В качестве диаграммы рп используют кривую рэ экраниро-
ванного зонда, зарегистрированную или перестроенную в логариф-
мическом масштабе сопротивлений. Роль диаграммы метода
пористости обычно играет кривая кп нгм. Модуль логарифмическо-
го масштаба кривой рэ выбирают так, чтобы кривые рэ и кп нгм име-
ли одинаковый масштаб пористости,т. е. были бы нормализованы
по шкале пористости. Это позволяет наложить кривую рэ на кривую
228
/спнгм> играющую роль графика рвп, так, чтобы показания кривых
совпали в непроницаемых слабоглинистых участках разреза. Кол-
лекторы, как продуктивные, так и водоносные, при бурении на пре-
сном глинистом растворе выделяются в интервалах расхождения
кривых рэи кпНГМ. Аналогичный признак характеризует коллекто-
ры и при бурении на воде, если рр >рв. Если буровой раствор по ми-
нерализации не отличается от пластовых вод, в водоносных коллек-
торах кривые рэ и кпНгм совпадают, поскольку для них рп=рвп, а
продуктивные пласты по-прежнему отмечаются расхождением кри-
вых (рис. 117).
В качестве кривой рп для участков разреза с удельным со-
противлением пород, не превы-
шающим 50 Ом • м, можно ис-
пользовать диаграмму рэ индук-
ционного зонда также в логариф-
мическом масштабе сопротивле-
ний с соответствующим модулем.
Кривую рвп можно получить по
данным других методов — акус-
тического или гамма-гамма-мето-
да. При построении ее необходи-
мо учитывать минеральный со-
став скелета породы в различных
участках разреза.
При выделении в карбонатном
разрезе межзерновых кол-
лекторов способом нормализо-
ванных кривых рэ и 1пу необхо-
димо учитывать следующее. Рас-
хождение кривых может соот-
ветствовать непроницаемым гли-
нистым, загипсованным или би-
туминозным породам Такие пла-
сты исключают из коллекторов на
основании данных других геофи-
зических и гидродинамических
методов. Плотные участки разре-
за,против которых совмещают
кривые рэ и /пу, должны иметь
примерно одинаковую литологию
и химический состав,характери-
зоваться близкими зависимостя-
ми Рп=/(кп) и близкими нейтрон-
ными параметрами минерально-
го скелета. Если в изучаемом ин-
тервале разреза литология плот-
ных пород существенно меняется
(например, известняки переходят
мализованных кривых ГИС
229
в доломиты), совмещать кривые рэ и 1пу необходимо в пределах не-
больших участков разреза с одинаковой литологией, иначе в ряде
плотных участков при изменении литологии возникает системати-
ческое расхождение кривых, не означающее появление коллекторов.
Комплексное применение способов нормализации и критического
значения пористости для выделения межзерновых коллекторов в кар-
бонатном разрезе весьма эффективно и широко применяется в прак-
тике. При бурении на глинистом растворе коллекторы выделяют ука-
занным комплексом, учитывая прямые признаки коллектора по дан-
ным микрозондов и каверномера. При бурении на воде выделение
коллекторов обеспечивается только данным комплексом, поскольку
диаграммы микрозондов и каверномера малоинформативны.
Диаграммы I и Ucn используют в карбонатном разрезе как вспо-
могательные. Обычно по диаграммам 1уи Ucn исключают из рассмот-
рения участки с повышенной глинистостью кгл, точнее, с повышен-
ным содержанием нерастворимого остатка кно, рассматривая в каче-
стве потенциальных коллекторов только неглинистые отложения.
Карбонатные коллекторы со вторичной пористостью
и коллекторы смешанного типа (сложные)
Наиболее высокопродуктивные залежи нефти и газа в карбо-
натных породах связаны главным образом с коллекторами, имеющи-
ми вторичную эффективную пористость, или с коллекторами сме-
шанного типа. Методика выделения карбонатных коллекторов сме-
шанного типа зависит от того, какой тип пористости преобладает в
данном коллекторе. Если преобладает межзерновая эффективная
пористость, коллектор выделяется тем же комплексом признаков на
диаграммах геофизических методов, что и обычный межзерновой
коллектор. Трещинные и кавернозно-трещинные коллекторы с плот-
ной непроницаемой матрицей (межзерновая эффективная порис-
тость отсутствует или распределена в объеме коллектора в виде от-
дельных изолированных очагов) выделяются по следующим призна-
кам. При вскрытии на пресном глинистом растворе аномалия Ucn
отрицательная; величина ее может быть резко завышена за счет при-
сутствия значительной фильтрационной компоненты; на каверног-
рамме диаметр скважины номинальный или увеличенный; возмож-
но увеличение диаметра во времени.
При вскрытии на соленой воде коллекторы смешанного типа, со-
держащие трещины, часть которых сечет ствол скважины, отмеча-
ются участками резкого снижения показаний рэ нормализованной
диаграммы экранированного зонда при совмещении ее с кривой 1пу.
Характерные признаки трещинно-кавернозного коллектора — ин-
тенсивное поглощение бурового раствора и резкое снижение продол-
жительности проходки при бурении.
Карстовые коллекторы, развивающиеся в результате интен-
сивных процессов выщелачивания трещинно-кавернозных пород,
приурочены, как правило, к наименее глинистым по данным диаг-
рамм Ucn и 1у участкам карбонатного разреза. В процессе бурения от-
230
мечаются катастрофическим, вплоть до полной потери циркуляции,
поглощением бурового раствора и провалами бурового инструмента.
Характеризуются высокой общей пористостью на диаграммах кп нгм
при существенном превышении кп нгм над кп дг и изрезанным про-
филем скважины на кавернограмме.
В карстовых и высокопродуктивных трещинно-кавернозных кол-
лекторах при бурении скважины на глинистом растворе образуется
зона внутренней глинизации (кольматации) трещин, каверн, полос-
тей выщелачивания, которая может отмечаться некоторым повыше-
нием гамма-активности на диаграмме и отклонением кривой Ucn
вправо относительно уровня минимальных значений С7сп характер-
ных для чистых карбонатных пород.
Рассмотренные выше способы выделения коллекторов с вто-
ричной пористостью основаны на анализе материалов стандартного
комплекса и не всегда обеспечивают надежное решение задачи, а
также количественную оценку эффективной пористости. Поэтому
для повышения эффективности геофизических методов выделения
и изучения карбонатных коллекторов с вторичной пористостью раз-
работаны новые модификации геофизических исследований, связан-
ные главным образом с дальнейшим развитием способа временных
замеров.
Эффективность временных исследований при выделении и изу-
чении коллекторов можно существенно повысить, усилив роль фак-
тора времени сочетанием его с другими дополнительными фактора-
ми: а) изменением гидростатического давления в скважине; б) изме-
нением физических свойств бурового раствора. Давление в скважине
против изучаемого интервала разреза изменяют, увеличивая плот-
ность бурового раствора или создавая дополнительное давление на
устье скважины, оборудованном лубрикатором. Первый замер вы-
полняют зондом средней или большой глубинности, целесообразнее
экранированным или индукционным до воздействия на скважину,
второй замер (после увеличения давления) фиксирует изменение
показаний во всех интервалах разреза,представленных коллек-
торами независимо от их типа (рис. 118). Если вновь снизить давле-
ние в скважине и вызвать частичное расформирование зоны проник-
новения в коллекторах по материалам третьего замера, выполнен-
ного после снижения давления, можно получить дополнительные
сведения о характере насыщения коллекторов. Замер во времени эк-
ранированным зондом или ННМ-Т в условиях частичного или пол-
ного расформирования зоны в скрытом стволе с целью выделения и
изучения коллектора выполняют по методике исследование — ис-
пытание — исследование, регистрируя диаграмму экранированного
или индукционного зондов до и после воздействия на коллектор труб-
ным испытателем.
Физические свойства бурового раствора изменяют, добавляя в
него активаторы. С повышением минерализации раствора снижа-
ется его удельное сопротивление рв, с добавлением радиоактивного
изотопа повышается его удельная радиоактивность дуи т. п. Первый
231
замер выполняют при наличии в скважине обычного раствора. За-
тем вытесняют прежний раствор новым, содержащим активатор,
скважину промывают несколькими объемами нового раствора и про-
изводят второй замер. Совмещая диаграммы первого и второго за-
меров, которые следует регистрировать в одинаковом масштабе, вы-
деляют коллекторы по изменению показаний на диаграмме второго
замера, обусловленных дополнительным проникновением в коллек-
торы активированного раствора. Способ активаторов чаще при-
меняют в варианте осолонения бурового раствора с повторной ре-
гистрацией диаграммы рэ экранированного зонда (метод двух ра-
створов). В этом случае совмещение двух диаграмм зкранированного
зонда, зарегистрированных в одинаковом масштабе, позволяет вы-
делить трещиноватые участки разреза по четкому снижению ве-
личин рэ на диаграмме, полученной с минерализованным раство-
ром при практически одинаковых показаниях рэ в плотных поро-
дах, и рассчитать величину трещинной пористости кпт по данным
двух измерений р.э в коллекторе (рис. 119). Недостаток метода — его
Рис. 118. Выделение коллекторов по
данным повторных замеров экрани-
рованным зондом по схеме: иссле-
дование — давление — исследова-
ние.
1 — первый замер; 2 — повторный замер
Рис. 119. Выделение трещинных кол-
лекторов в карбонатном разрезе спо-
собом двух растворов.
1 — первый замер (р*= 0,19 Ом • м); 2 —
второй замер (рф= 0,470 Ом м)
232
громоздкость, необходимость смены раствора и дополнительного
простоя скважины.
Весьма перспективен способ двух растворов с использованием
нейтронных методов. Он может применяться в двух модификациях.
Первая модификация основана на закачке растворов, содержащих
вещества с высоким сечением поглощения нейтронов, и обнаруже-
нии пластов, поглотивших меченую жидкость (суспензию) путем
сравнения диаграмм ИНМ, зарегистрированных до и после закачки
активированного раствора. Вторая модификация основана на исполь-
зовании растворов (суспензий), содержащих элементы с высоким
сечением активации. Поглощающие пласты выделяются повторным
замером нейтронно-активационным методом. Преимущество указан-
ных способов перед способом двух растворов с различным удельным
электрическим сопротивлением заключается в меньшем влиянии
неэффективной блоковой пористости и в возможности использования
для изучения перфорированных интервалов обсаженных скважин
(например, после применения различных методов интенсификации
притока). В качестве нейтронно-поглощающих добавок используют
соединения кадмия и бора.
§ 6. ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ
Характер насыщения породы-коллектора оценивают, как прави-
ло, на основе материалов промысловой геофизики, полученных в не-
обсаженной скважине, для решения задачи о целесообразности спус-
ка колонны и опробования промышленных нефте- и газоносных
объектов.
Оценка характера насыщения коллектора и установление его про-
мышленной нефтегазоносности основаны на определении удельного
сопротивления рп породы в ее неизмененной части и сравнении по-
лученного значения рп и вычисленного значения параметра насыще-
ния Рн с критическими величинами рп кр и Рн кр этих параметров, ха-
рактеризующих для исследуемого типа коллектора границу между
коллекторами промышленно продуктивными и непромышленными.
Надежность определения величины рп зависит от комплекса зон-
дов, используемых для ее нахождения, и условий получения диаг-
рамм электрометрии в скважине. Надежное определение величины
рп по диаграммам БЭЗ возможно лишь в случае достаточно мощных
и однородных объектов. При наличии плотных прослоев неколлек-
тора высокого сопротивления в пласте-коллекторе, а также выше и
ниже пласта-коллектора величину рп необходимо определять по ди-
аграммам рэ индукционных и экранированных зондов, поскольку ди-
аграммы рк больших зондов БЭЗ (АО>2 м) искажены в этом случае
экранными эффектами.
Важнейшее благоприятное условие определения величины рп —
наличие зоны проникновения, глубина которой меньше глубины ис-
следования зондов с максимальным радиусом исследования. Если это
условие не соблюдается, разделить коллекторы на продуктивные и
водоносные по данным электрометрии без дополнительных сведений
233
(данных испытаний и др.) однозначно нельзя. Глубокие проникнове-
ния раствора, делающие неразрешимой задачу однозначной оценки
характера насыщения коллектора, являются обычно следствием на-
рушения технологии бурения (недопустимо большие репрессии на
пласт, применение бурового раствора низкого качества с большой во-
доотдачей) и технологии геофизических исследований — несо-
блюдение оптимального времени исследования. Наиболее су-
щественно эти факторы сказываются при проведении геофизических
исследований в скважинах на глубине более 4 км.
Критические значения рп кр и Рн кр, позволяющие установить про-
дуктивность коллектора, определяют: а) на основе статистического
анализа значений рп и Рн по большому числу испытанных нефтенос-
ных и непродуктивных коллекторов; б) на основе петрофизических
связей, полученных в лаборатории для изучаемых коллекторов, меж-
ду параметрами рп, Рн, фазовой проницаемостью для нефти fcnp н, газа
кпрг и воды кпр в, коэффициентами нефте-газонасыщения и водона-
сыщения — кя, кг, кв.
Для определения рп Рн кр первым способом составляют статис-
тические распределения значений рп и РК для двух классов коллек-
торов, давших при испытании промышленный приток нефти и газа
(продуктивные пласты) и чистую воду с признаками нефти или газа
(водоносные пласты). Каждое распределение выражает связь меж-
ду частотой встречи объектов в заданном диапазоне изменения рп
или Рн и значением рп или Рн параметра, для которого строится рас-
пределение. Совмещая кривые распределения для двух классов кол-
Рис. 120. Определение критического (граничного) значения
р„ кр наложением распределений рп для объектов, давших
приток нефти (J) и воды (2)
234
пересечения, которой соответствует определенное значение рп крили
Рн кр. Каждое из этих значений принимают за критическое, характе-
ризующее границу между продуктивными и непродуктивными кол-
лекторами. Чем меньше диапазон перекрытия распределений, тем
надежнее критерий рп_ крили Рн кр (рис. 120). Описанный способ мож-
но использовать только на стадии завершения разведки месторож-
дения, поскольку для его реализации необходимо иметь результаты
испытания хотя бы по нескольким десяткам пластов. Более универ-
сальным и физически обоснованным является второй способ установ-
ления рп> кр и Рн кр.
В случае если изучаемый геологический объект представлен од-
нотипными коллекторами, достаточно располагать усредненной за-
висимостью Рн=/(кв), полученной на образцах изучаемого коллек-
тора при изменении кв в пределах кв св< кв< 1 (fcB CB — содержание
связанной воды, характеризующее минимальное возможное для дан-
ного коллектора водонасыщение), и двумя кривыми к и=/(кв) и
/<пр B=f(kB) относительной фазовой проницаемости по нефти и воде
для данного коллектора, для системы нефть — вода в том же диапа-
зоне изменения кв (рис. 121). По кривым относительной фазовой про-
ницаемости выделяют три характерных интервала значений кв:
а) область однофазного течения нефти при квсв<кв<кв*; б) область
Рис. 121 Определение граничных значений параметров кв и Рн по кривым
относительной фазовой проницаемости knvK=f(kB), knBB=f(kB) п кривой
P„=f(kB).
1— нефть; 2 — нефть+вода; 3 — вода
235
двухфазного течения при кв*<кв</св**; в) область однофазного тече-
ния воды при кв**<кв<1 (см. рис. 121). Критические значения кв= кв*
и кв= кв** ограничивают область двухфазного течения (или с точки
зрения промысловой геофизики) область неоднозначной оценки ха-
рактера насыщения. Величинам кв* и кв** соответствуют критичес-
кие значения Рн* и Рн**, а величине кв св — максимально возможное
для данного коллектора значение. Рн тах (см. рис. 121). Очевидно, что
интервал значений Рн тах>Ри>Рн* характеризует коллектор, кото-
рый при опробовании дает чистую нефть; интервал РИ*>РН>РН** яв-
ляется зоной неоднозначного решения, а интервал РН**>РН>1 соот-
ветствует коллекторам, которые при опробовании дадут чистую воду.
Характер насыщения коллектора с помощью рис. 121 оценивают сле-
дующим образом. По диаграммам электрометрии скважин извест-
ными способами определяют значения рп и Рн для изучаемого плас-
та. Сравнивают величину Рн с известными для данного типа коллек-
тора значениями Рн*, Рн** и дают прогноз характера насыщения
коллектора в соответствии с интервалом, в который попадает най-
денное значение Рн.
В терригенных и высокопористых карбонатных отложениях при
значении рф, близком к рв, продуктивные коллекторы также выде-
ляют, совмещая кривые рэ экранированного зонда и экранированного
микрозонда, зарегистрированные в одинаковом масштабе сопротив-
лений. Продуктивным коллекторам соответствуют интервалы раз-
реза, где рэ экранированного зонда больше рэ экранированного мик-
розонда.
Для большей части продуктивных коллекторов характерно сни-
жение во времени показаний зондов со средним и большим радиуса-
ми исследования на диаграммах повторных измерений. По методике
исследование — испытание — исследование продуктивный коллек-
тор выделяется по значительному увеличению показаний рэ экра-
нированного и индукционного зондов на диаграмме, зарегистриро-
ванной после испытания в данном интервале.
Если определять характер насыщения отдельных пластов в раз-
резе данной скважины по геофизическим материалам не удается, для
установления продуктивности коллекторов используют данные пря-
мых методов — газометрии, испытателей пластов на трубах и кабеле.
Когда коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней ча-
сти, что наблюдается в «водоплавающих» нефтяных залежах по дан-
ным метода сопротивлений определяют положение водонефтяного
(ВПК) и газоводяного (ГВК) контактов. Контакт нефть — вода в при-
родных коллекторах не является четким поскольку переход от неф-
теносной и водоносной частей коллектора постепенный. Это объяс-
няется влиянием капиллярных сил на распределение воды в порах
нижней части нефтенасыщенного коллектора. Таким образом, при
пересечении коллектора скважиной в водонефтяной части залежи
характерно наличие зоны максимального нефтенасыщения
(максимальные значения рг1, кн и минимальные кв), переходной (зна-
чения рп, кн и кв меняются по разрезу от величин, характерных для
236
нефтеносной части, до их значений, характерных для водоносного
коллектора) и водоносной частей коллектора, для которой рп=рвп>
кн=0, кв=1. Границами переходной зоны являются подошва зоны
максимального нефтенасыщения коллектора и кровля водоносной ча-
сти коллектора — зеркало воды (рис. 122).
Границу расположенную в переходной зоне, выше которой при
испытании получают промышленный приток нефти с водой, прини-
мают за водонефтяной контакт (ВНК) Положение ВПК по диаграм-
мам метода сопротивлений определяют так: устанавливают грани-
цы переходной зоны, определяют значения pn тах в зоне максималь-
ного нефтенасыщения и рвп в водоносынем коллекторе. Исходя из
полученных значений pn тах, рвп и с учетом линейного закона изме-
нения удельного сопротивления переходной зоны (рзп) составляют
график рзп=/(Н). На основе анализа результатов опробования или
кривых фазовой проницаемости устанавливают критические значе-
ния рп_ кр и Рн кр для данного типа коллектора, которые соответству-
ют нижней границе интервала, дающего при испытании чистую
нефть и нефть с водой. Водонефтяной контакт проводят на глубине,
которой соответствует величина рзп=рп> кр на графике рзп
Мощность переходной зоны изменяется от 2—3 для чистых квар-
цевых терригенных коллекторов с высокой проницаемостью (основ-
ные продуктивные горизонты месторождений Волго-Урала)
до 20—30 мм для глинистых и полимиктовых коллекторов (Запад-
ная Сибирь); соответственно расстояние между зеркалом воды и ВНК
варьирует от долей до 5 м и более.
Газоводяной контакт определяют по данным метода сопро-
тивлений так же, как и водонефтяной.
ESI' EEEk
Рис. 122. Установление водонефтяного контакта в терригенном коллекторе
методами КС и СП при наличии переходной зоны.
I — нижняя граница зоны предельного нефтенасыщения; II — зеркало воды; 1 — зона
предельного нефтенасыщения; 2 — переходная зона, 3 — песчаный пласт; 4 — глина
237
Рис. 123. Определение ГНК и ВНК в
терригенном коллекторе при комп-
лексировании методов сопротивле-
ния и нейтронного гамма-метода (по
В. Н. Дахнову).
Песчаник: 1 — газоносный; 2 — нефте-
носный; 3 — водоносный; 4 — глина; 5 —
неколлектор.
Заштрихованные участки кривых соот-
ветствуют коллекторам
Газонефтяной контакт (ГНК)
устанавливают по данным комп-
лекса методов сопротивлений и
нейтронного. Метод сопротив-
лений не позволяет разделить
газо- и нефтенасыщенные кол-
лекторы, но дает возможность оп-
ределить насыщение всей мощно-
сти рассматриваемого объекта уг-
леводородами. Положение ГНК
устанавливают в результате спе-
циальных исследований одним из
стационарных нейтронных мето-
дов (НГМ или ННМ-Т), выполня-
емых по специальной программе:
первый замер до спуска колонны,
второй — непосредственно после
крепления скважины колоннами,
последующие замеры выполняют
через интервалы времени, обес-
печивающие появление и рост по-
вышенных показаний НГМ газо-
носной части коллектора по срав-
нению с нефтеносной. Иссле-
дования заканчивают при ста-
билизации повышенных показа-
ний в газоносной части коллекто-
ра. ГНК проводят по подошве
верхней части коллектора, отме-
чаемой повышенными показани-
ями НГМ (рис. 123).
§ 7. ВЛИЯНИЕ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ
УСЛОВИЙ ЗАЛЕГАНИЯ
ПОРОД НА ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА
Нефтяные и газовые скважины — наиболее глубокие горные выра-
ботки. Глубина разведочных скважин на нефть и газ достигает в на-
стоящее время 7 — 8 км. На этих глубинах геостатическое давление,
оказываемое массой вышележащих горных пород, достигает 150—
200 МПа, пластовое давление— 150 МПа, а температура превышает
200 °C.
Между тем наши представления о свойствах осадочных пород ос-
новываются, как правило, на результатах изучения кернов этих по-
род в атмосферных условиях. Давление и температура, которое от-
мечаются на глубине, могут существенно изменить физические свой-
ства пород и зависимости между ними. Изменение физических
238
свойств сцементированных осадочных пород, наблюдаемое без разру-
шения механических связей в скелете породы (например, при выно-
се керна из скважины на поверхность), обусловлено главным обра-
зом объемными деформациями порового пространства и породооб-
разующих материалов. Величины этих объемных деформаций
зависят от среднего нормального напряжения или всестороннего дав-
ления (аналог геостатического давления) а, порового давления р и
температуры t на глубине залегания породы.
При деформации породы, насыщенной жидкостью, давление жид-
кости в порах р противодействует всестороннему давлению на ске-
лет. Поэтому на деформацию породы наибольшее влияние оказыва-
ет разность между Стир, которая называется эффективным напря-
жением или эффективным давлением:
= (VI.73)
«=1
где 7г— мощность г-го литологически однородного интервала разре-
за, имеющего плотность бпг; 8вг — плотность жидкости (воды), насы-
щающей поры породы в этом же интервале; g — ускорение свобод-
ного падения.
Уравнение (VI.73) позволяет вычислить эффективное напряжение
на глубине залегания породы при условии нормального закона изме-
нения порового давления с глубиной. Температуру пласта по глуби-
не залегания определяют путем прямых измерений либо с использо-
ванием данных о среднем геотермическом градиенте в районе иссле-
дования.
Экспериментально влияние давлений и температуры на свойства
горных пород изучают на специальных установках. Для этого образец
породы, заключенный в эластич-
ную оболочку, помещают в каме-
ру, где создаются всестороннее
или разноосное напряжение G и
температура, подобные таковым
на глубине залегания породы. Од-
новременно в порах породы созда-
ется давление р, равное давлению
пластовой жидкости. Схема все-
стороннего сжатия изображена на
рис. 124. В установке имеются спе-
циальные приборы и устройства,
позволяющие определять измене-
ние пористости, проницаемости,
удельного электрического сопро-
тивления и скорости упругих волн
в зависимости от давлений и тем-
пературы.
На рис. 125 в качестве приме-
ра изображены результаты экс-
G
Рис. 124. Схема всестороннего сжа-
тия коллектора
239
Рис. 125. Экспериментальные кривые изменения удельного электрического
сопротивления рп (Ст—₽>/Рп и объема порового пространства AVn/Vn различ-
ных осадочных пород при всестороннем сжатии (частный случай, когда из-
быточное давление р = 0).
а — песчаник; б — аргиллиты и алевролиты; в — известняки. Шифр кривых — кп, %.
периментального изучения изменения объема пор и удельного элек-
трического сопротивления различных типов осадочных пород.
На рисунке хорошо видно уменьшение объема порового простран-
ства пород и резкое возрастание удельного сопротивления, происхо-
дящее главным образом за счет усложнения конфигурации токоп-
роводящих путей при увеличении эффективного напряжения и при
постоянном значении давления жидкости в порах.
В природных условиях объемные деформации осадочных пород
происходят не только за счет деформации скелета породы при из-
менении эффективного напряжения (о—р), но также за счет объем-
ной деформации зерен породообразующих минералов при измене-
нии порового давления р и температуры t. Другими словами, пол-
ная поправка в физическое свойство породы будет определяться
произведением
Xh=X0K;K2K3, (VI.74)
где Xh, — значение физического свойства породы, измеренное в есте-
ственных условиях на глубине h; Хо — то же, но измеренное в атмос-
ферных условиях; Kj — частное изменение физического свойства при
увеличении эффективного напряжения от нуля до (о— р) при р = const
и t=const; К2 — частное изменение физического свойства при изме-
240
нении порового давления от нуля до р при о—р = const и t=const; К3
— частное изменение физического свойства при изменении темпе-
ратуры от 20 °C до tnJL
Величина поправок при определении пористости и проницаемости
песчано-глинистых пород помимо давлений и температуры суще-
ственно зависит от относительной глинистости пород Т]гл, которая от-
ражает степень заполнения пор породы глинистыми минералами.
В табл. 10 и 11 даны пределы изменения и средние значения про-
изведения поправочных коэффициентов К1; К2, К3 для приведения
пористости и проницаемости песчано-глинистых пород к пластовым
условиям.
Анализ данных табл.10 с учетом формулы (VI.74) показывает, что
коэффициент пористости пород в пластовых условиях меньше ко-
эффициента пористости образцов, измеренной на поверхности. Од-
нако для чистых и слабоглинистых песчаных коллекторов это умень-
шение не превышает 1%.
Как показывают данные табл. 11, уменьшение проницаемости кол-
лекторов, происходящее в результате обратимых объемных дефор-
маций при увеличении давлений и температуры, весьма существен-
но и с этим нельзя не считаться при изучении коллекторов.
Изменение коэффициентов пористости и проницаемости трещин-
но-кавернозных коллекторов помимо давлений и температуры за-
висит от соотношения емкостей трещин и каверн.
Удельное электрическое сопротивление насыщенных элект-
ролитом коллекторов увеличивается при возрастании эффективного
давления, снижается при увеличении давления электролита в порах
и сложно зависит от температуры. Однако доминирующим является
влияние эффективного напряжения, которое приводит к увеличению
извилистости токопроводящих каналов в породе. В результате удель-
ное электрическое сопротивление породы в пластовых условиях на
десятки и даже сотни процентов выше удельного электрического со-
противления, измеренного в атмосферных условиях.
Увеличение удельного электрического сопротивления и уменьше-
ние коэффициента пористости породы при увеличении давления и
температуры могут существенно изменить характер зависимости
параметра пористости от коэффициента пористости, построенной без
учета пластовых условий (рис. 126). Неучет влияния пластовых ус-
ловий при построении эталонной кривой может привести к система-
тической погрешности при определении коэффициента пористости
по геофизическим данным.
Нефтенасыщенные слабоглинистые песчаники, электропроводность
которых определяется количеством и распределением пластовой ми-
нерализованной воды, увеличивают свое сопротивление при всесторон-
нем сжатии практически на ту же величину, что и полностью водона-
сыщенные породы этого же типа. Поэтому вид зависимости параметра
нефте-, газонасыщения от коэффициента нефте-, газонасыщенности
пород в зависимости от пластовых условий изменяется мало.
16 — Добрынин В.М.
241
Таблица 10. Произведения коэффициентов К2 К3 для приведения пористости песчано-глинистых коллекторов к пластовым условиям (для геотермического градиента Г= 3 ’С/100 м) Сильно глинистые коллекторы (Г]гл=0,7) Сред- нее зна- чение
Пределы изменения К,К2К3
Глинистые коллекторы (Пгл-0,5) Сред- нее зна- чение
Пределы изменения
Слабоглинистые коллекторы (Пгл=0,2) Сред- нее зна- чение
Пределы изменения KlK2K-t
Чистые коллекторы (Г)гл= 0) Сред- нее зна- чение
Пределы изменения KrK2Ks
Глубина залегания коллекто- ра, км
а
СМ со © а
© со GJ оо с
о с" о” © Г" м
ф
Е
С
а
о со СО см
© со О- О- ГН
с о о © 4
1 1 1 С
© см о £
© ел ел со *-
с о о ©
с
я
г
о со см © с
© ел © © <
с о © © Е
S
Б
с
С
?
о со © а
© ©_ со со
© с 5 о" © S
1 1
1 1 1 с
со © ю о.
© ел ел © е
о о о © СЕ
s S
S ®
с Г4
СО 1^— © 1(0 в
© ел ел © - и
о о о © С ео
в II
Е (-
1 я
со см Ь: я
© ел ел © М Ф
о © © © Ь: §
j 1 1
© со со О_ & £
© ел ел ел с -
© о © © с Б- О о
3 Й
S 0J
сг
S S
© © со © ел © -£ г g
о о ©" -£ г с £ о
<и
к
S
со © ю ю 5
© ел ел 1= 5
о 1 © о 1 ел © 1 ел © 1 © а в г S s к 5
ел ел ел © С
©" © © ©~ с с 11 с и
£
ст 3
1g
см © со »=
© ч
ст Е
Е-
Глинистые коллекторы (г|гл= 0,5) Среднее значение Ю М4 110 СО tn. -d* ©©*'©’'©
Пределы изменения К^Кз 0,78—0,72 0,67—0,61 0,58—0,42 0,41—0,45
Слабоглинистые коллекторы (Г]гл= ° > 2) Среднее значение 0,84 0,76 0,71 0,66
Пределы изменения К,К^2 0,87—0,81 0,81—0,71 0,76—0,66 0,71—0,61
Чистые коллекторы (г|гл= °) Среднее значение © © © ©^ СО СО^ с- ©" ©" ©” ©”
Пределы изменения ^К^з 0,94—0,86 0,91—0,78 0,88—0,72 0,86—0,68
Глубина залегания коллектора, км СМ © со
242
Рис. 126. Зависимость параметра
пористости Рл от коэффициента пори-
стости /сп при различном эффектив-
ном напряжении (о-p) в условиях
р=const, t=const (для среднесцемен-
тированных кварцевых песчаников и
алевролитов).
Шифр кривых — (п-р), МПа
Скорость распространения
продольных и поперечных волн в
коллекторах весьма существенно
зависит от термодинамической
обстановки, в которой залегают
коллекторы. Зависимости между
скоростью упругих волн и коллек-
торскими свойствами пород сле-
дует строить с учетом не только
литологии, но и конкретных усло-
вий залегания породы (глубины,
температуры, закономерности
изменения пластовых давлений).
§ 8. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ
ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
Поиски и освоение глубинных
залежей углеводородов во многих
случаях сопряжены с такими
трудностями при бурении глубо-
ких скважин, как аномально вы-
сокие пластовые давления
(АВПД) и высокие температуры.
Практика подавления высокой
энергии вскрываемого пласта с
применением переутяжеленных «с гарантией» растворов часто при-
водит к значительному поглощению промывочной жидкости и, как
следствие этого, к загрязнению призабойной зоны коллекторов, а в ряде
случаев и к неожиданным выбросам, тяжелым авариям. Вскрытие тех
же пластов на промывочной жидкости без утяжелителей также мо-
жет привести к выбросам и авариям. Выход из этого положения зак-
лючается в создании системы методов, позволяющих прогнозировать
и оценивать величину аномально высоких пластовых давлений до их
вскрытия и на этой основе проектировать конструкцию скважины, ре-
гулировать плотность промывочной жидкости в процессе бурения,
обеспечивая минимально допустимую репрессию на пласт
В зависимости от времени получения информации методы про-
гнозирования и оценки аномально высоких пластовых давлений мож-
но подразделить на следующие группы: до начала бурения, в про-
цессе бурения и после бурения скважин.
К первой группе относятся методы разведочной геофизики (пре-
имущественно сейсморазведки) и геолого-геофизические наблюде-
ния за процессом уплотнения толщи осадочных пород. Вторая груп-
па включает методы, основанные на наблюдениях за технологичес-
кими параметрами бурового процесса, свойствами глинистого
раствора и шлама пород, а также методы геофизических исследова-
243
ний скважин, которые могут проводиться до окончания бурения в
скважине как промежуточные исследования (например, при смене
долота), либо даже без остановки бурения с использованием специ-
альных автономных геофизических приборов. К третьей группе ме-
тодов относятся методы прямого измерения пластового давления
после бурения скважины (скважинные манометры, опробователь
пластов на трубах или на кабеле). В настоящем разделе мы остано-
вимся лишь на описании методов прогнозирования и оценки АВПД с
помощью геофизических методов исследования скважин.
Аномально высокое пластовое давление — та-
кое давление флюида в пласте-коллекторе, которое уравновеши-
вается столбом бурового раствора плотностью 1,3 • 103 кг/м3и бо-
лее (К А. Аникаев, 1971 г.). Таким образом, нижний предел АВПД
на 30% превышает давление, которое уравновешивает в скважи-
не столб пресной воды (условное гидростатическое давление), и
на 20 — 25 % —давление, оказываемое в скважине столбом плас-
товой минерализованной воды средней плотности (нормальное гид-
ростатическое давление). Верхний предел АВПД достигает вели-
чины среднего геостатического давления, создаваемого в недрах
массой осадочных горных пород с плотностью 2,3 — 2,4 • 103 кг/м3.
Давления, которые лежат в интервале между нормальным гид-
ростатическим и нижним пределом АВПД, часто называют повы-
шенными пластовыми давлениями. Частными случаями
повышенных давлений являются избыточные давления в газовых за-
лежах с высоким этажом газоносности или давления, создаваемые
пьезометрическим напором жидкости в больших гидродинамичес-
ких системах, где пластовые давления не имеют никакой аномаль-
ности и подчиняются законам гидростатики.
Особый интерес представляет изучение аномально высоких по-
ровых давлений (АВПоД), характерных для глинистых толщ — по-
крышек коллекторов с аномально высоким давлением флюилов. Ис-
следования показывают, что в большинстве случаев в закрытых гид-
родинамических системах поровое давление в глинистых покрышках
отражает пластовое аномально высокое давление в залежах. Это об-
стоятельство и используется при прогнозировании и оценке АВПД
геофизическими методами. Другими словами, аномально высокие по-
ровые давления в глинах, покрывающих коллекторы нефти и газа с
АВПД, являются как бы предвестниками этих высоких пластовых
давлений в коллекторах.
Для прогнозирования АВПД с помощью различных геофи-
зических методов исследования скважин используют три мето-
дики — эквивалентных глубин, кривых нормально уплотненных глин
и компрессионной кривой. Эти методики основаны на одной и той же
петрофизической предпосылке, смысл которой ясен из нижеследу-
ющего.
Физические свойства чистых глинистых пород на больших глуби-
нах, для которых характерно возникновение АВПД, определяются
главным образом степенью их уплотнения. Глинистые породы, покры-
244
вающие или вмещающие залежи
нефти и газа с аномально высоким
пластовым давлением, менее
уплотнены и имеют более высо-
кую пористость по сравнению с
аналогичными глинистыми поро-
дами, содержащими воду при
нормальном гидростатическом
давлении. Более высокая порис-
тость глин в зоне АВПД объясня-
ется влиянием повышенного дав-
ления поровой жидкости, препят-
ствующего уплотнению пород.
Чем выше давление поровой жид-
кости, тем меньше уплотнены
глинистые породы. Поскольку по-
ристость и плотность определяют
и другие физические параметры,
это свойство глин и положено в ос-
нову применения различных гео-
физических методов для опреде-
ления АВПД. Для изучения выби-
рают лишь чистые, без примеси
песчаного или карбонатного мате-
риала, глинистые породы. Свой-
ства чистых глинистых пород бо-
лее однозначно определяются ве-
I • l« --S* к—jg
EZD7
Рис. 127. Определение аномального
высокого порового давления с помо-
щью методики эквивалентных глу-
бин.
личиной геостатического или
внутрипорового давлений.
В методике эквива-
лентных глубин расчетное
уравнение выведено исходя из
предположения о том, что чистые
глины с равными (эквивалент-
ными) значениями физических
свойств на различных глубинах находятся под воздействием равных
1 — глина; 2 — глина песчанистая; 3 —
песчаник; 4 -— удельное сопротивление
глин; 5 — усредняющая кривая измене-
ния удельного сопротивления глин; 6 —
то же, приведенная к температуре 60 'С
на глубине 1550 м; 7 — вычисленное зна-
чение порового давления; 8 — пластовое
давление, измеренное глубинным мано-
метром
эффективных напряжений.
На рис. 127 изображен пример использования этой методики. Гли-
нистые породы, залегающие на глубине h, имеют аномально высокое
давление воды в порах, а глинистые породы на глубине hs — нор-
мальное гидростатическое давление. Перед определением глубины
h3 зависимость физического свойства глинистых пород от глубины
требуется привести к постоянной температуре.
Уравнение для определения аномального порового давления ра в
глинистых породах на глубине h породах имеет вид
Ра = gbnhh - gfSnha - бвЛэ )h3, (VI.75)
245
где 8nh и 5пц — средневзвешенные по мощности значения плотностей
толщ пород мощностью h и h3; бвц —- средняя плотность столба мине-
рализованной воды высотой h; g — ускорение свободного падения.
Графический характер решения, а также необходимость пе-
рестроения интерпретационной зависимости для приведения ее к
единой температуре создают затруднения при применении совре-
менной вычислительной техники. Аналитическое продолжение урав-
нения (VI.75) позволяет перейти к более общим решениям, в кото-
рых поправка за влияние температуры вводится в расчетном урав-
нении [3].
Методика, основанная на интерпретации кривых нор-
мально уплотненных глин, также основана на использова-
нии связи между уплотнением глинистых пород и величиной эффек-
тивного напряжения. Однако дополнительно к этому в ней использо-
вана еще одна закономерность — экспоненциальная зависимость
физических свойств нормально уплотненных глинистых пород от глу-
бины их залегания. В полулогарифмическом масштабе эти зависи-
мости преобразуются в прямые линии. Отклонение физического свой-
ства глин от этой закономерности свидетельствуют о наличии ано-
мально высокого порового давления в глинистых породах.
Уравнение для определения этого аномально высокого порового
давления ра на глубине h в общем виде имеет вид
Ра = Рн +-----------Е--------XlgX., /Хя, (VI.76)
а " lgX2/Xl+[a(X)/2,3]r^h * н а ' '
где рн — нормальное гидростатическое давление на глубине h; XY и
Х2 — значения физического свойства глинистых пород в зоне их нор-
мального уплотнения на глубинах hjH h2; а(Х) — температурный ко-
эффициент глинистых пород в интервале глубин Ah = hyj Хи иХа —
значения физического свойства глинистых пород при нормальном и
аномальном давлениях поровой жидкости; Г — геотермический гра-
диент в том же интервале глубин.
На рис. 128 приведены примеры выделения зон АВПоД по этой
методике. Можно видеть, что методика кривых нормально уплотнен-
ных глин позволяет выделять и определять АВПД только в тех слу-
чаях, когда в изучаемом разрезе имеется достаточное число глинис-
тых пластов, по которым можно надежно построить линию нормаль-
но уплотненных глин. Разработаны программы, с помощью которых
по данной методике можно определять АВПД на электронно-вычис-
лительных машинах.
В РГУ НГ им. И.М.Губкина разработана новая методика опреде-
ления аномально высоких поровых давлений в глинистых породах —
методика компрессионной кривой. Под компрессионной
кривой в данном случае, понимают экспоненциальную зависимость
между петрофизическими свойствами глинистых пород и эффектив-
ным напряжением в них. Зависимость характеризует уплотнение
глинистых пород. Эта методика является обобщением двух преды-
дущих методик.
246
Ё=]' F77F FF I \ 1д I • I71 ° Iff I e I-7
Puc. 128. Выделение глинистых пород с аномально высоким поровым давле-
нием по данным комплекса методов (БЭЗ, СЭЗ, ГГМ и НГМ) в скв. 1 площади
Уч-Курган (Ферганская нефтегазоносная область).
1 — глина; 2 — песок; 3 — алевролит; 4 — известняк; 5 — зона АВПД; 6 —- кривая
нормально углубленных глин; 7 — измеренное значение геофизического параметра;
8 — вычисленное значение аномального порового давления; 9 —- пластовое давление,
измеренное глубинным манометром
(VI.77)
Компрессионные кривые более универсальны. Они едины в зонах
залегания глинистых пород как с нормальным, так и с аномальным
поровым давлением. Отпадает необходимость построения кривой
нормально уплотненных глин; в то же время представляются более
широкие возможности для аналитического решения задачи и исполь-
зования ЭВМ в сложных геологических условиях.
Уравнение, по которому определяется аномальное поровое дав-
ление ра в глинах по этой методике, имеет вид
р = (У--------------
а К(Х)
где о — среднее нормальное напряжение (геостатическое давление
пород) на глубине h\ X — значение физического свойства глинистых
пород на глубине h; К(Х) и Ь(Х) — коэффициенты, определяющие
положение компрессионной кривой в пространстве (определяются
экспериментально); h t — глубина, на которой известно поровое дав-
ление в глинистых породах.
Описанные выше методики прогнозирования аномально высоких
пластовых давлений по данным геофизических исследований скважин
различными авторами успешно опробованы практически во всех рай-
онах России и странах СНГ (Добрынин В.М., Серебряков В.А., 1978).
Проведено массовое сопоставление полученных результатов с данны-
ми манометрических измерений пластовых давлений в пластах-кол-
лекторах, залегающих в зонах АВПД. Это сопоставление показывает,
что в большинстве случаев поровое давление жидкости в глинистых
породах, определенное по геофизическим данным, хорошо отражает
247
пластовое давление в коллекторах. Расхождение составило ±(5—8 %)
по данным электрических методов, ±7% по данным ультразвукового
метода, ±(12—15 %) по данным нейтронного гамма-метода и т. д. Од-
нако в некоторых районах поровые давления в глинах оказываются
существенно выше пластовых давлений в коллекторах. Причем это
соотношение может изменяться даже в пределах одной площади. Та-
кие явления известны в Южно-Каспийской впадине, в Терско-Сун-
женском районе, в Западно-Кубанской впадине (чокрак-караганские
и палеоценовые отложения). Эти обстоятельства объясняются нару-
шением элизионного водонапорного режима в этих районах в резуль-
тате интенсивного дренирования глин породами с более высокой про-
ницаемостью или другими геологическими явлениями (грязевой вул-
канизм, тектонические нарушения и др.). Детальное изучение
геологических причин, количественного несоответствия поровых и
пластовых давлений по разрезу и по площади конкретных районов
позволяет избежать нежелательных ошибок.
Другая причина, которая может привести к ошибочным заклю-
чениям, — возможное резкое изменение минерализации пластовых
вод с глубиной, а также битуминозность глин. Это обстоятельство
вызывает снижение эффективности электрических методов иссле-
дования скважин. Избежать ошибок в этом случае прогнозирования
АВПД можно путем комплексирования электрических методов с
другими методами, не зависящими существенно от минерализации
пластовых вод: ультразвуковым, рассеянного гамма-излучения, ней-
тронным гамма-методом.
Известны способы прогнозирования АВПД по геофизическим дан-
ным до бурения скважины. Для этой цели применяют главным обра-
зом сейсморазведку. Получение этих данных имеет чрезвычайно
важное значение при проектировании скважины, выборе ее конст-
рукции, для оптимизации технологического режима при бурении.
Физической основой применения сейсморазведки для прогно-
зирования АВПД является снижение плотности, а следовательно, и
скорости упругих волн в глинистых породах в зоне аномально высо-
ких поровых давлений.
Правильное применение методики определения аномальных
давлений позволяет при существующем уровне обработки сей-
смограмм в 60% случаев оценить глубину залегания кровли АВПД
в песчано-глинистом разрезе с точностью до ±150 м, а в 70% — с
точностью до ±300 м. Величина пластового давления определяет-
ся по данным сейсморазведки с меньшей точностью. Эта точность,
выраженная в плотности промывочной жидкости, составляет, как
показывает статистика, в 52% случаев ±0,23- 103 кг/м3 и в 75%
случаев ±0,34 • 103 кг/м3.
Аномалии скоростей упругих волн в осадочном разрезе могут быть
вызваны различными причинами. Помимо зон АВПоД, сложенных
недоуплотненными породами, аномалии скоростей могут быть свя-
заны с литологической изменчивостью пород, с наличием залежей
нефти и газа и с присутствием ореолов рассеяния углеводородов,
248
сопутствующих этим залежам. Для разделения указанных эффек-
тов необходимо располагать какими-то дополнительными признака-
ми. Например, снижение скорости упругих волн, связанное с нали-
чием аномальных давлений, обычно носит региональный характер.
В то же время снижение скорости в области залежей нефти и газа
является локальным и сопровождается усилением поглощения сей-
смических волн.
Детальное изучение влияния литологических изменений пород на
показания сейсморазведки требует, к сожалению, более высокой точ-
ности определения пластовых скоростей, чем это обеспечивается со-
временной обработкой сейсмических данных. Однако в отдельных бла-
гоприятных случаях (рифовые тела, мощные пачки литологических
однородных пород и др.) имеется возможность в настоящее время ис-
пользовать данные анализа скоростей упругих волн и для этой цели.
В недалеком будущем эффективность сейсморазведки безусловно
будет повышена за счет более полного изучения динамических ха-
рактеристик упругих волн при комплексировании продольных и по-
перечных волн.
Анализ скоростей отраженных волн, который используется для
прогнозирования АВПоД по данным сейсморазведки, заключается в
вычислении вертикальных спектров эффективных скоростей упру-
гих волн г?эф для различных отражающих горизонтов. Для повыше-
ния помехоустойчивости подвергают одновременной обработке на
ЭВМ несколько соседних общих глубинных точек. Величину эффек-
тивной скорости определяют по максимуму спектра эффективных
скоростей бХЩф). После введения поправок за наклон отражающей
границы и слоистость покрывающей среды определяют вначале ско-
рость цогт, а затем предельную эффективную скорость ипр, которую
истолковывают как среднюю скорость. Разность между предельны-
ми скоростями, вычисленная по специальному уравнению, дает
представление о пластовых скоростях продольных волн и их изме-
нении с глубиной.
На рис. 129 данные прогнозирования АВПоД по сейсморазведке
сопоставлены с результатами геофизических исследований сква-
жины, расположенной в непосредственной близости от профиля. В
этом примере скважина в принципе не нужна и полученные в ней
результаты служат для иллюстрации истолкования сейсморазвед-
ки. На рис. 129, а выполнено сравнение кривых средних скоростей
уср (определенных по ВСП), скоростей ^огт и предельных эффек-
тивных скоростей г?пр. Из-за слабой дифференциации разреза по
скорости кривые 2 иЗ очень близки. Как видно на рис. 129, бив,
кривые пластовых скоростей, полученные прямым измерением при
сейсмокаротаже и по данным обработки сейсмических данных, так-
же близки между собой, что подтверждает эффективность приме-
ненной методики.
В разрезе до глубины 2250 м наблюдается постепенное увеличение
пластовых скоростей песчано-глинистых пород с их глубиной. В по-
лулогарифмическом масштабе эта зависимость представлена пря-
249
Рис. 129. Прогнозирование АВПД по данным сейсморазведки сопоставлен-
В СКВ' 1 ПЛ°ЩадИ ^-^анская неф-
омощъю сейсморазведки; г — удельного электрического сопротивления^лин р с
дубиной по результатам ГИС; д - фактической плотности борового рас™ при
УР ™И скважины’ кривые: 1 — средних скоростей по данным ВСП; 2 — средних ско-
ростей по данным сейсморазведки (методом ОГТ); 3 — предельных средних скоростей
пр™ В°ЛН полученных пересчетом; 4 — нормально уплотненных глин- 5 —Изме-
ренное значение удельного сопротивления глин; 6 — глина; 7 — глина песчанистая-
АВПД СЧЭНИК непродуктивный: 9 — песчаник продуктивный; 10—мергель; 11 — зона
мои линиеи — линией нормального уплотнения. Отклонение от этой
линии в сторону уменьшения скорости объясняется меньшей плот-
ностью отложении в связи с влиянием аномально высоких поровых
давлении в преимущественно глинистом разрезе. По этим отклоне-
ниям с помощью уравнения (VI.76) определены наибольшие поровые
давления в двух интервалах разреза. Эти определения достаточно
хорошо согласуются с аналогичными определениями по методу со-
противлении (рис. 129, г) и с кривой изменения плотности бурового
раствора (рис. 129, д).
QOOO РассмотРенном примере мощность зоны АВПоД превышает
3000 м, а в ее строении участвуют мощные пачки глинистых пород
Это весьма благоприятные условия для применения сейсморазвед-
и- других случаях зона АВПоД может иметь меньшую мощность
что будет затруднять прогнозирование. В разрезе, кроме того, могут
присутствовать карбонатные и гидрохимические осадки, которые не-
обходимо исключить из рассмотрения. В сложных случаях давление
рекомендуется определять по формуле (VI77) давление
§9. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ОБРАБОТКИ
И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС
Процесс обработки и интерпретации данных ГИС представляет
собой сложную информационную систему. В то же время в момент
выдачи оперативного заключения по скважине интерпретатор дол
жен принимать решение о характере разреза за короткий промежу-
ток времени, не позволяющий реализовать все возможности полной
обработки данных. Для ускорения процесса интерпретации, увели-
чения надежности и объективности конечной информации, обобща-
ющих площадных построений и картирования используются ЭВМ.
Полный комплекс обрабатывающих и интерпретирующих программ
называется собственно системой. Для ввода в систему данные долж-
ны быть в цифровом виде. Диаграммы, полученные в аналоговом виде
преобразуются в цифровой код при помощи цифровых преобразо-
вателей или сканеров. Перед обработкой и интерпретацией каждая
цифровая запись проходит этап предварительного редактирования:
удаляются допустимые погрешности, оформляются физические мае
штабы и т.д. Подготовленные массивы исходных кривых, снабжен-
ные информацией о виде и условиях исследования обрабатываются
по выбранным в системе алгоритмам [8].
Обработка и интерпретация ГИС с помощью автоматизированных
систем осуществляется позтапно, согласно информационной модели
ГИС (рис. 130) [8]. Четыре блока данных (см. рис. 130) представляют
Интерпретация
Регистрация
диаграмм
Рис. 130. Информационная модель ГИС (а) и ее вид при изучении разрезов
скважин (б) [8].
Блоки- 1 — петрофизических параметров; 2 — физических свойств; 3 — кажущиеся
хапактеристики- 4 — характеристики, получаемые в процессе регистрации, А, В, С
соответствующие связи (петрофизические, зависимости кажущихся
от истинных и их связь с отклонением пишущего устройства), С , В , А — обратные
операции, проводимые в процессе интерпретации диаграмм
250
251
исходную, промежуточную и конечную информации об изучаемом в
скважине объекте (Г.Н.Зверев, 1965г.).
В первом блоке заключен комплекс петрофизических характе-
Иц Г°РНЫХ ПОРОД описывающих исследуемые отложения
( п, нгАгл.^п, эфф и ДР-)- Эти свойства пород нельзя измерить дистан-
ционно. Второй блок — физические свойства, на измерении кото-
рых основаны геофизические методы. Эти свойства могут быть из-
мерены дистанционно с использованием геофизических датчиков
но они не описывают разрез. Связи между свойствами первого и
второго блоков исследуются в лабораторных условиях и включа-
ются в блок обрабатывающих программ автоматизированных сис-
тем в аналитическом виде или в виде палеток (и используются при
ручной интерпретации). Физические свойства, на которых основа-
ны геофизические методы, не могут быть непосредственно измере-
ны в условиях скважины в большинстве случаев, поскольку они
характеризуют однородную безграничную среду, а измерения при
1 ИС проводятся в среде неоднородной и небезграничной (системе
«скважина—пласт»). Поэтому в третьем блоке показаны фактичес-
ки измеряемые характеристики, называемые кажущимися или
эффективными (рк, ак и др.). Для перехода от кажущихся к истин-
ным характеристикам используют аналитические решения и (или)
методы физического моделирования. Характеристики поля, изуча-
емые в скважине, изображают в виде диаграмм, где все изменения
кажущегося параметра фиксируются в отклонении пишущего уст-
ройства. Способ регистрации диаграмм вносит некоторые искаже-
ния в исходный сигнал (например, инерционность аппаратуры) и
для связи третьего и четвертого блоков используют систему попра-
вок (в палеточном или аналитическом виде) связывающих резуль-
тирующий и исходный сигнал. При регистрации диаграмм в сква-
жине этапы А, В, С не разделяются. Поэтому информационная мо-
Д«Лс приобретает вид, изображенный на рис. 130, б. Процесс
обработки и интерпретации диаграмм представляет собой обрат-
ное движение в заданной схеме на основе знаний техники регист-
рации диаграмм, теории методов и петрофизики.
Автоматизированная система обработки — это комплекс приклад-
ных обрабатывающих программ, предназначенных для решения оп-
ределенных научных и инженерных задач, объединенных специа-
лизированной организующей системой (СОС), которая управляет
процессом обработки данных. СОС и библиотека геофизических про-
грамм и разрабатываются составителем системы [6].
Работа с автоматизированной системой начинается с предвари-
тельной обработки и редактирования данных. При этом выполняет-
ся увязка геофизических кривых, перемещение, группировка и сор-
тировка обрабатываемых диаграмм, их редактирование (вставка и
«сшивка» фрагментов, удаление выбросов, устранение разрывов
изменение масштаба, шага квантования). Большинство отечествен-
ных программных средств обеспечивает создание ступенчатых кри-
вых интервальных значений, разбивку на пласты и снятие поплас-
товых отсчетов. Зарубежные автоматизированные системы поддер-
живают только поквантовый вариант обработки. Процедуры сопро-
вождаются просмотром кривых на экране.
Количественные оценки свойств пород производятся по алгорит-
мам, использующим показания одного-двух методов ГИС, или реали-
зующим решение систем линейных и нелинейных петрофизических
уравнений. В системе выполняют преобразования данных (инверти-
рование, реверсирование, логарифмирование, потенцирование, нор-
мирование, арифметические преобразования кривых, выполнение
заданной последовательности преобразований) для определения гео-
физических характеристик пластов, литологическое расчленение раз-
реза, определение глинистости, пористости, нефтегазонасыщенности.
Системы могут включать программные модули для обработки данных
кернового анализа: ввода и хранения результатов петрофизических
исследований керна, построения петрофизических связей, создания
альбомов палеток, увязки керна с ГИС. Некоторые системы позволя-
ют создавать по итогам интерпретации цифровую модель залежи.
Перечень обрабатывающих программ приводится в описании каждой
системы. По результатам интерпретации системы позволяют созда-
вать, редактировать, просматривать планшеты, выводить их на пе-
чать, формировать отчеты по имеющимся данным, создавать архивы.
Первые попытки создания автоматизированных систем (форма-
лизации «интерпретатора») относятся к середине 60-х годов. Это был
период становления машинной обработки в области промысловой
геофизики. Далее были созданы системы автоматизированной интер-
претации для ЭВМ второго поколения (ЭВМ типа БЭСМ на транзис-
торах): «Каротаж» (ВНИИгеофизика), «Цикл-ц» (ЦГЭ г. Москва),
ГИК-2М (г. Уфа) и др. С появлением ЭВМ на базе микроэлектроники
с применением интегральных схем (в бывшем СССР это — ЕС ЭВМ,
конструктивно близкая к IBM-360 и система малых ЭВМ (СМ ЭВМ),
сходная с американскими машинами PDP) было разработано следу-
ющее поколение автоматизированных систем интерпретации под
общим названием АСОИГИС (автоматизированная система обработ-
ки и интерпретации геофизических исследований скважин). Совре
менные автоматизированные системы интерпретации ориентирова-
ны на использование ЭВМ четвертого поколения (на основе интег-
ральных микросхем с большой степенью интеграции БИС) и
персональных компьютеров. Широко используются в настоящее вре-
мя системы: «Камертон» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина);
«Solver», «LogTools», «Экар» (Тверьгеофизика), «Гинтел» (г. Тверь),
«Подсчет» (Вниигеосистем); «FS», «ИНГИС» (ЦГЭ г. Москва),
«Бехх» (г. Москва); «Ингеф» (Белоруссия) и др.
Эти системы работают в операционной среде Windows («Под-
счет» _ в среде DOS) и различаются возможным комплексом обра-
батываемых методов ГИС. Например, обработку данных бокового
электрического зондирования включают только системы «Камертон»,
«Гинтел», «Solver», «Экар», система «Камертон» (в отличие от дру-
гих систем) обеспечивает визуализацию и обработку данных волно-
253
252
вого акустического каротажа и т.п. Важными характеристиками сис-
темы также являются совместимость форматов с другими програм-
мами и возможность экспортирования или импортирования данных.
Например, система FS позволяет производить операции с данными в
электронных таблицах EXCELL.
Остановимся более подробно на системе «Камертон», обладающей
принципиальным отличием от перечисленных систем. А именно —
она предназначена не только для интерпретации стандартного ком-
плекса ГИС в необсаженных скважинах, но и включает обработку
данных волнового акустического каротажа (ВАК), данных ГИС-кон-
троля, газо-гидродинамических исследований скважин и алгоритмы
оценки качества цементирования скважин.
Система состоит из отдельных программных модулей: «Редактор
ВАК» (для обработки, редактирования цифровых данных ВАК и вы-
числения акустических параметров среды); «Интерпретатор ГИС» (для
интерпретации данных ГИС в попластовом и в поточечном режимах об-
работки, включая методики комплексной интерпретации данных ВАК
и стандартных методов ГИС—кафедра ГИС ЦГУ НГ им. Губкина); «Це-
ментометрия» (для оценки качества цементирования обсадной колонны
по данным акустического каротажа с регистрацией полного волнового
сигнала); «Контроль» (для подготовки, предварительной обработки и ин-
терпретации результатов комплексных геофизических исследований
при решении задач контроля за эксплуатацией нефтяных и газовых
скважин—см. гл X); «Гидра» (включает комплекс алгоритмов для пре-
образования и количественной интерпретации методов изучения при-
тока-состава, текущего насыщения пластов и технического состояния
скважин и алгоритмы решения прямых и обратных задач гидродина-
мики). Наряду с традиционными алгоритмами система включает ориги-
нальные методики для решения задач:
— количественной оценки коэффициента текущего нефтенасы-
щения;
— выделения газонасыщенных интервалов;
— отбивки текущих ГНК и ВНК;
— выделения трещиноватых интервалов;
— оценки динамической пористости и проницаемости;
— оценки качества цементирования обсадной колонны;
— определения динамических и статических механических
свойств горных пород.
В схеме, представленной на рис. 131, перечислены задачи, реша-
емые в системе «Камертон» по данным волнового акустического ме-
тода и стандартного комплекса ГИС.
Система также включает набор алгоритмов для обработки резуль-
татов опробования скважин и решения сопутствующих промысло-
вых задач, позволяющих точно учитывать реальные условия иссле-
дуемой скважины.
Дальнейшее развитие программных средств для решения задач
нефтегазовой геологии связано с разработкой технологий комплекс-
ной интерпретации разных видов информации о районе работ — дан-
254
Рис. 131. Задачи, решаемые в системе «Камертон» по данным волнового аку-
стического метода и стандартного комплекса ГИС в открытых и обсаженных
скважинах с качественным цементированием.
ных полевой геофизики, геологических и промысловых сведений, гео-
физических исследований скважин на этапах разведки и разра-
ботки месторождения [6].
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Расшифруйте понятие «глинистость». Как влияет глинистость
на коллекторские свойства отложений? Приведите способы оценки
глинистости горных пород в петрофизической лаборатории и по дан-
ным методов ГИС.
2. Перечислите методы ГИС, используемые для оценки пористо-
сти коллекторов. Рассмотрите способы оценки пористости при инди-
видуальной интерпретации методов ГИС.
3. В чем состоят особенности оценки общей пористости и ее ком-
понент в коллекторах со сложным строением порового пространства
и сложным минеральным составом твердой фазы породы?
4. Приведите способы определения проницаемости коллекторов.
5. Рассмотрите методику оценки характера насыщения коллек-
торов по данным ГИС.
6. Рассмотрите схему оценки нефте- или газонасыщенности кол-
лекторов
а) с рассеянной глинистостью,
б) со слоистой глинистостью.
255
7. Перечислите качественные признаки коллекторов на диаграм-
мах ГИС. Какие количественные критерии используются для выде-
ления коллекторов?
8. Приведите способы выделения карбонатных коллекторов с вто-
ричной пористостью.
9. Каковы особенности определения коэффициента общей пори-
стости глинистых коллекторов?
10. Что такое эффективное напряжение (давление) и как его вы-
числить для условий всестороннего сжатия породы?
11. Как изменяются удельное электрическое сопротивление,
коэффициенты пористости и проницаемости в зависимости от вели-
чины эффективного напряжения (давления) на глубине залегания
песчано-глинистых пород? От чего зависят величины этих измене-
ний?
12. Расшифруйте понятия «аномально высокое пластовое давле-
ние» (АВПД) и «аномально высокое поровое давление» (АВПоД).
13. На каком свойстве горных пород основаны геофизические ме-
тоды прогнозирования аномально высоких пластовых давлений?
Поясните физическую сущность этих методов.
14. Приведите схему обработки и интерпретации данных ГИС.
15. Какие процедуры обработки и интерпретации данных ГИС
реализованы в автоматизированных системах интерпретации?
Глава VII
ОТБОР ОБРАЗЦОВ ГОРНЫХ ПОРОД
И ПРОБ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА
ИЗ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
§ 1. ОТБОР ОБРАЗЦОВ ГОРНЫХ ПОРОД
Изучение литологического состава горных пород, слагающих разрез
скважины, выделение коллекторов и оценка характера их насыщения
проводятся по материалам геофизических исследований скважин. Од-
нако в сложных геолого-технических условиях геофизические методы
не всегда обеспечивают однозначную интерпретацию. Поэтому желатель-
но полученные результаты подтвердить анализами керна. Отбор керна
требует дополнительных затрат времени. Кроме того, вынос керна из
высокопористых коллекторов, а также из интервалов, сложенных рых-
лыми или выщелоченными отложениями, часто недостаточен.
В связи с этим большое значение приобретает отбор образцов гор-
ных пород приборами, опускаемыми в скважину на кабеле, — боко-
выми грунтоносами. Отбор грунтов с помощью боковых грунтоносов
выполняют после окончания бурения скважины и проведения в ней
геофизических исследований. Это позволяет отбор грунтов сконцен-
256
трировать в интервалах, характеризующихся неоднозначностью ин-
терпретации геофизических данных, но в отношении продуктивнос-
ти представляющих интерес. Положение интервалов отбора образ-
цов в разрезе скважин устанавливают по материалам геофизичес-
ких исследований.
В настоящее время применяют боковые грунтоносы следующих
типов: стреляющие, сверлящие, дисковые.
Боковой стреляющий грунтонос. В этих грунтоносах отбор образ-
цов из стенок скважины производится бойками, которые внедряют-
ся в горную породу за счет давления газов, образовавшихся при го-
рении порохового заряда.
Стреляющий грунтонос представляет собой массивный ме-
таллический корпус, в котором размещено 30 гнезд — ствольных от-
верстий (рис. 132). К каждому стволу подведен монтажный провод 5
(электрический канал связи), который подключен к контактному дис-
ку 16. В ствольном отверстии размещаются контактный диск, боек 9,
пороховой заряд 11 и уплотняющие прокладки (13, 18).
Промышленностью выпускается несколько типов стреляющих
грунтоносов: МСГ90М, ГБС95-180/110М, ГБСН125-200/120, ГБС95-
250/1500. Применение каждого из перечисленных приборов опреде-
ляется скважинными условиями — давлением, температурой, диа-
метром скважины, характером разреза.
Так, например, приборы типа МСГ и ГБС рассчитаны для работы
в скважинах, гидростатическое давление в которых достигает
100 МПа и температура — 180 °C. Боек в этих грунтоносах состоит
(рис. 133) из полого наконечника 1, присоединяемого к основанию 2.
Пороховой заряд размещается в основании бойка. В приборах типа
ГБСН, которые позволяют проводить отбор грунтов диаметром 22 мм
при максимальном давлении в скважине до 150 МПа и температуре
до 250 °C, пороховой заряд помещается в корпусе грунтоноса.
Каждый боек металлическим тросиком, длина которого на 10—
12 см больше диаметра скважины, прикреплен к корпусу грунтоно-
са. На грунтоносе тросик крепится специальным стопором.
Снаряженный грунтонос присоединяют к одножильному брониро-
ванному кабелю, опускают в скважину и устанавливают против ниж-
ней точки интервала отбора грунтов. По команде с поверхности (по-
сылка импульса тока) электровоспламенитель накаляется и воспла-
меняет пороховой заряд. Под действием пороховых газов боек с
большей скоростью (свыше 120—150 м/с) и высокой кинетической
энергией выталкивается из ствола и врезается в горную породу. Что-
бы извлечь боек из пласта, кабель осторожно поднимают, контроли-
руя увеличение нагрузки по показаниям динамометра. Для извлече-
ния бойков требуются значительные усилия — несколько сот кило-
грамм. Величина этих усилий зависит от характера горных пород
(твердые они или мягкие), глубины проникновения бойка, его формы.
Для отбора образцов из горных пород средней твердости и твердых
используют боек с наконечником конической формы. Для отбора пород
мягких и средней твердости применяют боек со съемной насадкой.
17 — Добрынин В.М.
257
13
'////Л"
18
17
16
15
6
14
9
10
11
132. Боковой стреляющий грунтонос МСГ90М
Рис.
[по Н.Г. Григоряну].
1 — кабельная головка; 2 — переключатель; 3 — кожух пе-
реключающего устройства; 4 — контактная плата; 5 — элект-
ровводы; 6 — изоляция; 7 — корпус грунтоноса; 8 — трос; 9 —
боек; 10 — пятка бойка; 11 — пороховой заряд; 12 — электро-
воспламенитель; 13 — прокладка; 14— электрический контакт;
15 — гнездо для контакта; 16 — диск постоянного контакта; 17 —
изоляционное кольцо; 18 — прокладка
258
Чтобы буровой раствор в поло-
сти бойка не препятствовал вне-
дрению бойка в породу, в боковой
стенке бойка имеются отверстия
для выхода жидкости. Суммар-
ную площадь этих отверстий
обычно берут равной площади
входного отверстия бойка.
При подъеме грунтоноса силу
натяжения тросика, которым
боек крепится к корпусу грунто-
носа, можно разложить на верти-
кальную составляющую, с кото-
рой боек давит на горную породу,
и горизонтальную составляю-
щую, действующую на боек вдоль
его оси. Под действием этого уси-
лия извлекается боек из породы.
При глубоком проникновении
бойка в горную породу тросик мо-
Рис. 133. Боёк стреляющего грунто-
носа МСГ90М для отбора мягких и
твёрдых пород.
I — наконечник; 2 — основание
жет врезаться в стенку скважи-
ны, что влечет за собой затяжку бойка и обрыв тросика. Прочность
тросика на разрыв должна быть в 4 — 6 раз меньше прочности на
разрыв кабеля в месте соединения его с грунтоносом. Это обязывает
тщательно подбирать массу порохового заряда и тип бойка с учетом
физико-механических свойств пласта на заданной глубине и плот-
ности бурового раствора. Управляют грунтоносом с помощью
переключающего устройства, состоящего из панели переключения
и скважинного переключателя. Канал связи между ними — одно-
жильный бронированный кабель.
В скважинном переключателе имеются: запальный трансформа-
тор, электромагнит, редуктор с пружинным приводом, вращающийся
диск с подвижными контактами, контактная плата, к которой подсое-
динены контактные диски, установленные в ствольных отверстиях.
Перед началом работ специальным ключом заводят пружинный
привод переключателя, устанавливают распределительный кон-
такт на первую позицию и присоединяют скважинный пере-
ключатель к заряженному грунтоносу. С наземной панели управ-
ления в скважинный прибор подается постоянный ток напряжением
220 В для питания переключателя и переменный ток частотой 50 Гц
напряжением 10 — 25 В для питания схемы индикации. Переклю-
чение позиций в скважинном приборе контролируется наземной па-
нелью.
Управляющие команды на скважинный переключатель подаются
с панели управления путем нажатия клавиши «Огонь ». При первом
нажатии клавиши подается импульс тока на электровоспламенитель
и срабатывает первый пороховой заряд грунтоноса. После повтор-
ного нажатия клавиши распределительный контакт устанавливает-
259
ся на второй позиции и при этом срабатывает счетчик переключения
позиций на панели управления.
Интервалы исследования и общее число отбираемых образцов
определяются конкретными геологическими задачами. Для получе-
ния достоверной информации целесообразно отбирать в каждой точ-
ке не менее двух образцов. Из однородных по составу пластов отбор
керна производится через 0,5 м, в неоднородных пластах более час-
то— через 0,2—0,3 м.
При внедрении в горную породу боек оказывает давление как по
площади режущей кромки, так и по боковым поверхностям снару-
жи и внутри него. Под действием этих давлений горная порода раз-
рушается. Снаружи в стенке скважины образуются трещины и об-
разец выкалывается в виде характерной воронки. Внутри бойка по-
рода также растрескивается, сдавливается, спрессовывается. В ре-
зультате отобранные образцы пород значительно деформируются
и по ним можно только уточнить ли-
тологию, оценить характер насыще-
ния (по остаточному нефтенасыще-
нию). Это относится особенно к бойкам
малого диаметра — 14 мм. Образцы,
отобранные бойками, диаметр кото-
рых 22 мм, разрушаются в меньшей
степени. В них можно выделить кусоч-
ки с малонарушенной структурой и по
этим кусочкам дополнительно опреде-
лить коллекторские свойства пород
(пористость, плотность, проницае-
мость) и изготовить шлифы.
Сверлящий грунтонос (керноотбор-
ник). Отбор образцов горных пород в
данном случае производится путем
4 выбуривания их из стенок скважины.
Сверлящий грунтонос представляет
собой агрегат, в стальном корпусе ко-
торого (рис. 134) размещены следую-
щие основные узлы: бур с приводом от
электродвигателя; электродвигатель;
гидравлическая система.
Керн выбуривается коронкой, ввин-
ченной в торец бура 3, вращающегося
от силового электродвигателя 2 через
редуктор. Перед выбуриванием образ-
ца горной породы керноотборник при-
жимается к стенке прижимными рыча-
гами 4. Выдвижение прижимных рыча-
гов, подача бура и возврат его при
Рис. 134. Устройство сверля- отрыве керна осуществляются под дей-
гцего грунтоноса ствием давления рабочей жидкости,
260
которое создает гидронасос 1. Вращение гидронасоса также произ-
водится силовым электродвигателем 2.
Выбуриваемые керны, выталкивая друг друга, попадают в кассе-
ту 5. Осевую нагрузку на коронку в процессе выбуривания керна ре-
гулируют в зависимости от механических свойств горных пород с по-
мощью дистанционно управляемого регулятора дроссельного типа.
Выбуренная порода вымывается при возвратно-поступательном дви-
жении поршня промывочного насоса, верхняя полость которого со-
общена каналами с полостью бура.
В процессе бурения с пульта управления визуально контролируют
скорость выхода бура по изменению сопротивления датчика выхода.
Давление рабочей жидкости внутри керноотборника скомпенсиро-
вано со скважинным с помощью компенсатора поршневого типа.
Прибор предназначен для работы в скважинах диаметром 190—
214 мм. Диаметр отбираемого керна 22 мм при длине его до 45 мм;
число отбираемых образцов за один спуск достигает 10 Время выбу-
ривания одного керна составляет 3—5 мин. Номинальная мощность
электродвигателя 850 Вт; питается двигатель по кабелю рабочим то-
ком 1,5 —1,8 А. Рабочая температура составляет примерно 100 °C при
гидростатическом давлении 70 МПа. Диаметр прибора 124 мм, масса
—120 кг.
Образцы, выбуриваемые сверлящим грунтоносом, обладают ин-
формативностью керна, отобранного при колонковом бурении.
В частности, по ним можно выявить структурные и текстурные
особенности породы; измерить коллекторские и петрофизические
свойства; уточнить характер нефтенасыщенности и границы нефте-
носных пластов.
Одновременно с этим для грунтоносов характерны быстрота и опе-
ративность, присущие геофизическим методам исследования скважин.
Дисковый грунтонос (керноотборник). Отбор образцов горных по-
род основан на выпиливании их из стенок скважины. Этот принцип
отбора керна реализован в дисковом призматическом керноотборни-
ке ДПК-140. В этой аппаратуре режущими элементами являются два
диска, которые выпиливают образец в форме призмы. В поперечном
сечении образец представляет собой равнобедренный треугольник с
основанием 36 мм и высотой 42 мм. Длина образца до 600 мм.
Вращение на режущие диски 7 (рис. 135) передается от электро-
двигателя 1, одновременно включается гидронасос 2. При работе на-
соса рабочая жидкость подается под поршень прижимного устрой-
ства 5 и гидроцилиндра подачи 4. В полости прибора рабочая жид-
кость через компенсатор давления 3 воспринимает гидростатическое
давление бурового раствора в скважине. После прижатия корпуса
прибора к стенке скважины начинает перемещаться вверх поршень
гидроцилиндра подачи, увлекая за собой шпиндельную каретку 6,
которая перемещается по направляющим пазам и осуществляет вре-
зание дисков в стенку скважины и их продольное перемещение по
стволу. Перемещение режущих дисков контролируется на панели уп-
равления.
261
Рис. 135. Принципиальная схе-
ма дискового призматического
керноотборника
После окончания проходки выпи-
ленный керн направляется в приемную
камеру, электродвигатель выключает-
ся, гидронасос останавливается. Рабо-
чая жидкость из полости высокого дав-
ления перетекает в общую полость
прибора. В это время разделитель опе-
рации 5, представляющий собой пор-
шень, входящий в герметичную воз-
душную камеру, возвращает каретку в
исходное положение; в исходное поло-
жение возвращается и прижимное ус-
тройство. Прибор подготовлен для от-
бора следующего образца.
За один спуск прибор позволяет ото-
брать пять образцов. Время отбора од-
ного образца порядка 15 мин.
Дисковый керноотборник, как и все
приборы, спускаемые в скважину на
геофизическом кабеле, обеспечивает
привязку отобранного керна по глубине
и сопоставление его с материалами ГИС.
Кроме того, выпиленный образец позво-
ляет уточнить строение пласта, выде-
лить в нем текстурные и структурные
особенности, провести литолого-петрог-
рафические, стратиграфические, пет-
рофизические исследования, т. е. полу-
чить полную информацию о пласте.
На эффективность отбора и каче-
ство образца оказывают влияние геологические и технологические
условия. К геологическим факторам, неблагоприятно сказывающим-
ся на процессе отбора керна, следует отнести механические свойства
горных пород, их абразивность, трещиноватость. Из технических
факторов, влияющих на процесс выпиливания образца, существен-
ное влияние оказывают параметры бурового раствора и состояния
ствола скважины. С увеличением вязкости раствора снижается эф-
фективность работы прибора, поскольку при большой частоте вра-
щения дисков резко возрастают потери за счет трения. Проработке
ствола скважины в интервале отбора керна необходимо уделять осо-
бое внимание.
§ 2. ОТБОР ПРОБ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА
Оценку промышленного значения пластов, выделенных по ма-
териалам геофизических исследований и геологическим данным, вы-
полняют путем их опробования или испытания. В процессе опробо-
вания устанавливают характер насыщения, продуктивные характе-
ристики пластов, отбирают пробы пластового флюида. Повысить
262
эффективность опробования можно путем проведения испытаний
скважины в процессе бурения по мере вскрытия перспективных
объектов до спуска обсадной колонны и ее цементирования.
На практике опробование в необсаженных скважинах проводят с
помощью опробователей пластов на кабеле или испытателей плас-
тов на бурильных трубах.
Опробователь пластов на кабеле. Опробователь пластов опуска-
ют в скважину на кабеле и устанавливают против заданного интер-
вала. Принцип работы прибора следующий.
По команде с поверхности выдвигается рычаг прижимного уст-
ройства (рис. 136); герметизирующий элемент прибора 1 — башмак
со значительным усилием прижимается с помощью прижимного ус-
тройства 2 к стенке скважины и изолирует небольшой участок плас-
та от бурового раствора 4 в стволе скважины.
По следующей команде баллон 3, находящийся в приборе, со-
единяется с изолированным участком пласта. Давление воздуха в
баллоне равно атмосферному. Так как пластовое давление значи-
тельно превышает атмосферное, то возникает поток флюида из
пласта в баллон.
После заполнения баллона проба
герметизируется, убираются рычаги
прижимного устройства. Для беспре-
пятственного подъема прибора на по-
верхность давление на участке стенки
скважины под герметизирующим баш-
маком уравновешивается с гидростати-
ческим давлением в стволе скважины.
Для создания дренажного канала
может быть использован кумулятив-
ный заряд КМ. В обсаженных скважи-
нах такой заряд необходим для созда-
ния канала в металлической колонне и
цементном камне. При взрыве кумуля-
тивного заряда образуются газы слож-
ного состава, которые попадают в бал-
лон и затрудняют выполнение компо-
нентного анализа газов, отобранных из
пласта. Поэтому в большинстве случа-
ев в необсаженных скважинах пробы
флюида отбираются без выстрела
кумулятивного заряда.
При исследовании неглубоких сква-
жин (структурно-поисковых, гидроге-
ологических, углеразведочных) откры-
тие и закрытие прижимного устрой-
ства и клапана пробосборника осуще-
ствляются механическим устройством,
приводимым в действие управляющим
Рис. 136. Принципиальная схе-
ма опробователя пласта типа
ОПО с применением куму-
лятивного заряда
263
штоком. Перемещается шток с помощью реверсивного электродви-
гателя через редуктор.
При исследовании нефтяных и газовых скважин механические
операции (перемещение прижимных башмаков, открытие и закры-
тие клапана пробосборника) осуществляются с помощью давления
гидростатического столба жидкости в скважине.
На рис. 137, а показаны проотборники проточного типа двухкла-
панные (ОАО «Геотрон» — г. Тюмень) диаметром 38 мм СМПО-38 и
ПО-38:
— для работы совместно со скважинными приборами, обеспечи-
вающими измерение температуры, давления, состава скважинной
жидкости в предполагаемых интервалах обводнения продукции;
включает электрическое реле — рис. 137, а;
опускаемый в скважину на проволоке (диаметром 1,8 мм) или
на кабеле для отбора скважинного флюида из нефтяных обсажен-
ных скважин, оборудованных НКТ 2,5 »; включает рычажное реле
— рис. 137, б.
Рис. 137. Пробоотборники проточного типа СМПО-38 (а), ПО-38 (б).
Аппаратура АИПД-7-10 позволяет проводить многократное (до 25
раз) определение притока и измерение пластового давления без
подъема прибора на поверхность.
Приток пластового флюида из пласта в баллон возникает за счет
большего перепада давлений. Создаваемая депрессия воздействует на
окружающие горные породы и оказывает существенное влияние на
характер отбираемой пробы. Поток пластового флюида при больших
депрессиях выносит частицы горной породы, способствует очистке
прискважинной зоны пласта, удалению глинистой корки со стенок
скважины. Кроме того, при большой депрессии создается область де-
газации в зоне возмущения, и это позволяет даже при наличии глубо-
кого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт извлекать
углеводороды из остаточного пластового флюида и за счет этого полу-
чать информацию о характере насыщения пласта. Однако при иссле-
довании пластов с неглубоким проникновением раствора информация
о характере насыщения пласта получается более надежной.
Для анализа получаемых результатов используют индикаторные
диаграммы притока и давления; контрольные замеры давления в бал-
лоне; данные анализа отобранной пробы.
В отобранной пробе измеряют объем газа, воды, нефти. Опреде-
ляют компонентный состав газа, плотность, вязкость, люминесцент-
ную характеристику флюида, удельное сопротивление воды, фрак-
ционный состав нефти.
Диаграммы давления позволяют выделить в разрезе проницаемые
и непроницаемые пласты (рис. 138). Эти материалы могут дать так-
же предварительную информацию о характере насыщения.
При неглубоком проникнове-
нии фильтрата бурового раство-
ра в пласт интерпретация ре-
зультатов опробования затрудне-
ний не вызывает. Состав пробы
соответствует характеру насы-
щения пласта. Глубокое проник-
новение искажает картину. В
этих случаях фильтрат раствора
и пластовую воду различают по
данным химического анализа и
удельному сопротивлению пробы.
Характер насыщения оценивают
по составу и количеству газа, по-
ступившего в пробу из зоны с ос-
таточным нефтенасыщением.
Для оценки влияния зоны про-
никновения отбирают пробы из
пластов с известным насыщени-
ем. По этим пробам уточняют га-
зовый фактор, влияние условий
Рис. 138. Типичные диаграммы дав-
лений (по П.А. Бродскому).
I — отбор жидкости из ствола скважины
(контрольная проба); отбор из пласта: 2—
с высокой проницаемостью, приток жид-
кости (пластовая вода, фильтрат, нефть
с низким газовым фактором); 3 — с низ-
кой проницаемостью; 4 — непроницаемо-
го; 5 — с высокой проницаемостью, при-
ток газа; 6— с высокой проницаемостью,
приток нефти с большим газовым факто-
ром; 10 — стандарт-сигнал
вскрытия пласта на состав газа.
Пласт продуктивный — газо-
вый фактор Gp в пробе превы-
шает предельное значение ра-
створимости газа в воде, харак-
терное для водоносных пластов
при конкретных термобариче-
ских условиях. Предельное зна-
чение растворимости газа в воде
для Волго-Уральской нефтегазо-
носной провинции и Поволжья
показано на рис. 139.
Достаточный признак нефтенасыщенности пласта — наличие не-
фти в отобранной пробе, газоносного пласта — наличие конденсата
или существенно большой газовый фактор. При больших размерах
зоны проникновения рассматривается компонентный состав газа. Для
нефтеносных пластов содержание метана в газах пробы менее 70%,
264
265
(7р,см3/см3
Рис. 139. Предельные значения ра-
створимости природного газа в воде
в зависимости от глубины залегания
минералов и минерализации вод (по
П.А. Бродскому)
Рис. 140. Функциональная схема ап-
паратуры АГИП-К.
1 — компьютер IBM; 2 — контроллер
АГИП-К; 3 — блок управления силовым
узлом скважинного прибора и блок пита-
ния модуля электроники; 4 -— сельсин-
датчик; 5 — модуль электроники с узлом
привязки ГМ; 6— скважинный прибор
ГДК-ОПК
присутствуют тяжелые угле-
водороды. Для газоносных плас-
тов содержание метана более 80%
мало тяжелых углеводородов.
В настоящее время в стадии
опробования находится компью-
теризированная аппаратура для
гидродинамических исследова-
ний и опробования пластов —
АГИП-К (ОАО НПП «ВНИИ-
ГИС», НПЦ «Тверьгеофизика»).
Аппаратура состоит из скважин-
ного прибора и наземной части,
соединенных трехжильным каро-
тажным кабелем. Наземная часть
содержит персональный компью-
тер IBM (1), контроллер АГИП-К
(2), блок питания модуля электро-
ники и блок управления силовым
узлом скважинного прибора (3)
(см. рис. 140).
По сети управления от кон-
троллера поступают команды на
включение и выключение блоков,
задается уровень выходных токов
и напряжений, считываются в
персональный компьютер данные
о режиме работы блоков. На кон-
троллер также поступают им-
пульсы от сельсин-датчика глу-
бины (4). Скважинный прибор
включает модуль электроники
АГИП-К, совмещенный с узлом
гамма-метода для привязки ре-
зультатов работ к глубинам (5).
Сквозь модуль электроники про-
ходит провод питания силового
узла скважинного прибора (6). Со
стороны наконечника к модулю
подходят соединительные прово-
да от преобразователей давления
и температуры.
Обмен информацией между скважинным прибором и наземной
частью осуществляется по телеметрическому каналу связи в циф-
ровой форме. Специальная программа обеспечивает взаимодействие
оператора с пользовательским интерфейсом в виде меню.
Испытатель пластов на трубах. Предназначен для проведения ис-
пытаний в стволе скважины в процессе бурения.
266
Испытатель пластов спускают в скважину на бурильных трубах
и устанавливают против исследуемого интервала. При помощи па-
керующего устройства (см. гл. IX) этот интервал перекрывается в
стволе скважины, что позволяет изолировать его от гидро-
статического давления, создаваемого буровым раствором. После
этого открывается впускной клапан и затрубное пространство, ог-
раниченное пакерами, сообщается с полостью бурильных труб.
Бурильные трубы частично заполнены буровым раствором или
пустые. Под действием перепада давлений бурильные трубы запол-
няются пластовым флюидом и поднимаются на поверхность. Процесс
заполнения регистрируется глубинными манометрами.
Основные узлы прибора пока-
заны на рис. 141. Узел опоры
предназначен для удержания ис-
пытателя на заданной глубине.
Пакеры, механические или гид-
равлические, служат для изоля-
ции интервала испытания. Они
представляют собой массивные
резиновые цилиндрические эле-
менты с металлической основой.
Фильтр служит для механичес-
кой очистки поступающего флю-
ида от частиц горных пород и
шлама. Испытатель пласта (один
из основных элементов) пред-
ставляет собой сложную гидроме-
ханическую систему клапанов,
обеспечивающих уравнение дав-
лений, необходимое при спуске-
подъеме прибора, ив процессе ис-
пытания. Запорный клапан изо-
лирует полость бурильных труб
от подпакерного пространства
Ясс гидравлический (гидромеха-
нический узел) срабатывает при
превышении расчетных растяги-
вающих усилий и предназначен
для освобождения прихваченно-
го инструмента.
В процессе испытания с помо-
Рис, 141. Схема компоновки испыта-
теля пласта на трубах с опорой на
забой.
1 — бурильная труба; 2 — циркуляцион-
ный клапан; 3, 10, 12 — манометры; 4 —
запорный клапан; 5 — испытатель пла-
ста с пробоотборником; 6 — ясс; 7 и 11 —
пакеры; 8 — фильтр; 9 — автономный
пробоотборник, 13 — опорный башмак
щью глубинных манометров снимают диаграммы изменения давле-
ний; характер изменения давлений показан на рис. 143, а; (рг—р2) —
рост гидростатического давления в процессе спуска прибора в сква-
жину; (р2—р'%) — давление равно гидростатическому; (р2—р3) — рез-
кое уменьшение давления в момент срабатывания впускного клапана
и соединения межпакерного пространства с полостью бурильных труб;
(Рз—Рз) — увеличение давления в процессе притока пластового флю-
267
ида; (р'3—рпл)— период восстановления давления, запорный клапан
закрыт, межпакерное пространство изолировано от полости буриль-
ных труб, давление возрастает и приближается к пластовому рпл;
(Рпл—Р"г)—открывается уравнительный клапан, давление в межпа-
керном пространстве равно гидростатическому; (р"2—р'х)— сниже-
ние давления в процессе подъема инструмента на поверхность.
Для испытания нефтяных и газовых скважин на приток и проведе-
ния различных технологических операций в настоящее время выпус-
Фильтр
Испытатель
пластов
Пробоотборники
секционные
Головка
устьевая
Ясс
механический
Замок
безопасный
Клапан
циркуляционный
Клапан
запорночюворотный
штуцерный
Пакер
сраздвижной
металлической
опорой
Рис. 142. Комплекс типа
ИГ-ЕС для испытания сква-
жин
кается испытатель пластов с реле вре-
мени и нагрузки (ИПГН-146 — НПФ
«Пакер »), что исключает преждевре-
менное срабатывание впускного клапа-
на при спуске испытательного оборудо-
вания с посадками. Открытие впускно-
го клапана происходит только после
создания заранее отрегулированной
осевой сжимающей нагрузки. Испыта-
тель выдерживает давление до 100 мПа
и температуру до 100 °C.
Для исследований обсаженных сква-
жин по методике «каротаж в процессе
испытания» выпускается комплект
оборудования со сквозным осевым ка-
налом, выполненным во всех скважин-
ных узлах комплекта (КИД и КОИС —
ООО «Союзпромгеофизика»). Канал по-
зволяет производить геофизические
исследования в течение всего периода
испытаний или воздействий на пласт
для оперативной коррекции технологий
и методик измерений.
На рис. 142 приведена схема комплек-
са ИГ-ЕС для исследования пласта на
трех разных режимах притока со сменой
штуцеров на забое и записью кривой вос-
становления давления (КВД). Комплекс
позволяет проводить испытание пласта
при трех разных депрессиях с записью
трех КВД и отбором трех герметизиро-
ванных проб пластового флюида. Такой
режим, в частности, позволяет опреде-
лить степень снижения проницаемости
призабойной зоны пласта и максималь-
ный возможный дебит после ее очистки.
Исследования, проводимые испыта-
телем пластов, позволяют не только
определить характер насыщения ис-
следуемого интервала, но и оценить
268
параметры пласта, в частности, найти эффективную мощность кол-
лектора йэф, вычислить пластовое давление рпл, коэффициенты про-
ницаемости кпр, гидропроводности.
Эффективную мощность коллектора определяют по материалам
геофизических исследований. Однако наиболее достоверные ре-
зультаты при оценке суммарной мощности интервалов, отдающих
пластовый флюид в процессе проведения испытания, получают в
сочетании геофизических исследований с испытанием пласта. Уточ-
нить интервалы притока пластового флюида можно по материалам
геофизических исследований, проведенных до и после испытаний.
Вычислить пластовое давление рпл можно из уравнения для ра-
диального потока при упругом режиме:
р = рпл-[183(фцВ)/к11рЬэф] • lg(t + t')/t', (VII. 1)
где р — текущее давление, МПа; Q — средний дебит флюида за вре-
мя притока, м3/с; Ц — динамическая вязкость флюида в пластовых
условиях, МПа • с; В — объемный коэффициент, учитывающий вли-
яние пластовых условий; кпр — коэффициент средней эффективной
проницаемости отдающего интервала, мкм2; t — время притока флю-
ида, с; t' — текущее время восстановления давления.
По результатам замеров строят график с координатами р и
lg(t + t’Slt’- В полулогарифмическом масштабе зависимость имеет вид
прямой (рис. 143, б). Точка пересечения этой прямой с осью р соот-
ветствует пластовому давлению р11Л.
При установившемся режиме испытания в случае наличия одно-
фазного флюида в однородной среде величины Q, ц, В, кпр и Ьаф яв-
ляются постоянными и выражение (VII. 1) можно записать в виде
(pnjI-p)/[ig(t+t')/t']= 183фцВ/кпДф = М. (VII. 2)
Постоянную М также определяют по кривой восстановления дав-
ления. Для этого построенную прямую давления (см. рис. 143, б) Про-
p. МПО
18
16 Sajh Рц
р
1h '
I
12 - I
I
10 ________I__________I____1____
С4 0,8 . i+t'
19 —
Рис. 143. Определение пластового давления рпл по результатам испытания
пласта на трубах.
а — схематическое изображение изменения давления в процессе испытания;
б — обработка кривой с целью определения пластового давления
269
должают до значения lg(t + t')/t'= 1 и находят р; М = рпл~р. Величина
М характеризует интенсивность притока.
Дебит пласта Q определяют так: Q=V/t, где V — объем флюида,
поступившего за время t.
Принимая В = 1 в формуле (VII. 2), можно определить гидропро-
водность пласта: /спр/гЭф/ц = 380 • Q/М. Зная по материалам ГИС йЭф,
можно вычислить коэффициент проницаемости.
Работы с испытателями пластов на трубах требуют согласо-
ванности служб бурения и геофизической. Поэтому проведению ра-
бот предшествует составление подробного плана с указанием задач,
которые требуется решить, методики проведения работ, техничес-
кой оснащенности, технологии проведения испытания.
Автоматизированная обработка результатов измерений. Появ-
ление компьютеризированной аппаратуры типа АГИП-К явилось
стимулом для развития программных средств обработки данных гид-
родинамических исследований и опробования пластов. Например, си-
стема «Комар » (ОАО НПП «ВНИИГИС ») обеспечивает ввод, редак-
тирование, хранение, обработку диаграмм давления и выдачу резуль-
татов интерпретации (отредактированных кривых, таблиц ре-
зультатов, профилей гидростатического и пластового давлений, ко-
эффициента гидропроводности). Автоматизированная система
обработки данных работает в среде WINDOWS и предназначена для
обработки в интерактивном режиме диаграмм давления, записанных
отечественной аппаратурой (АГИП-К, АГИП, ОИПК-1, АИПД).
Извлекать информацию о характеристиках пласта и его приза-
бойной зоны по данным ИПТ, ОПК, гдиродинамических исследова-
ний в открытом стволе и в обсаженной скважине позволяет система
АРМ «Испытание » (ООО «Союзпромгеофизика »). Выходные данные
системы включают пластовое давление, гидропроводность, пьезоп-
роводность, радиусы ближней, средней и удаленной зон пласта, ко-
эффициенты продуктивности, данные о режиме фильтрации, для
трещиноватых коллекторов: относительные упругоемкости трещин,
относительную проницаемость блоков и другие параметры (в зави-
симости от входной информации). Интерпретация проводится мето-
дом итерационного математического моделирования на основе точ-
ных аналитических решений прямых задач подземной гидромеха-
ники для одно- и многозональных пластов с учетом условий на стенке
скважины и внешней границы пласта.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Для решения каких задач целесообразно проводить отбор образ-
цов горных пород?
2. Сопоставьте возможности и ограничения стреляющих, сверля-
щих и дисковых грунтоносов.
3. Испытатели пластов на кабеле — устройство, назначение, ре-
шаемые задачи.
4. Испытатель пластов на трубах — решаемые задачи, регистриру-
емые параметры.
270
Глава VIII.
ИЗУЧЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
СКВАЖИН
Геофизические методы применяют для изучения технического со-
стояния бурящихся и эксплуатационных скважин. Для этого разра-
ботаны скважинные приборы, специальные методики проведения ис-
следований, которые реализуют принципиальные возможности раз-
личных геофизических методов.
В настоящее время геофизическими методами возможно решение
следующих задач: контроль положения ствола скважины в простран-
стве (инклинометрия); измерение диаметра и профиля ствола скважи-
ны (кавернометрия и профилеметрия); исследование состояния цемен-
тного камня за обсадной колонной; контроль за состоянием обсадных
Рис. 144. Виды геофизических исследований, выполненных для изучения тех-
нического состояния скважин
271
колонн; определение мест притоков и поглощений; установление зат-
рубной циркуляции; определение мест прихвата бурового инструмен-
та в скважине; установление местоположения искусственного забоя,
уровня воды, нефти в скважине; исследование зон гидроразрыва плас-
та; определение местоположения металлических предметов в скважи-
не; установка цементных мостов, разобщающих пакеров и т. д.
Информация о техническом состоянии скважин, получаемая гео-
физическими методами, необходима для успешной проводки и за-
вершения строительства скважины; для контроля за разработкой ме-
сторождения; для проведения ремонтных работ в эксплуатационных
и нагнетательных скважинах.
Кроме того, данные о техническом состоянии скважин спо-
собствуют повышению эффективности геологической интерпретации
геофизических исследований. Виды геофизических исследований,
которые проводятся в бурящихся и обсаженных скважинах с целью
изучения их технического состояния, и решаемые при этом задачи
показаны на схеме, изображенной на рис. 144.
§ 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН
В проектах на бурение проводка скважин предусматривается вер-
тикальной или в заданном направлении (наклонно-направленные).
Направленное бурение проводят в тех случаях, когда кровлю пласта
необходимо вскрыть в точках, проекция которых на земную поверх-
ность смещена относительно устья скважины. Это требуется при ку-
стовом бурении (рис. 145, а) в случае, когда невозможно разместить
оборудование непосредственно над объектом бурения (рис. 145, б),
при вскрытии крутопадающих пластов (рис. 145, в) и т. п.
Однако и при бурении вертикальных скважин за счет изгиба бу-
рильных триб и вскрытия пластов различной твердости, залегаю-
щих под некоторым углом к горизонтальной поверхности, происхо-
дит отклонение ствола от вертикали, называемое искривлени-
ем скважины.
Информацию о фактическом положении ствола скважины необхо-
димо иметь прежде всего технологам, с тем чтобы предотвратить зна-
чительные отклонения ствола от вертикали или заданного направле-
ния. Необходимо выявлять участки с резкими искривлениями, в кото-
рых может образоваться система желобов, приводящих к осложнениям
при бурении, проведении геофизических исследований, при спуско-
подъемах бурового инструмента, спусках обсадных колонн, фильтров.
Кроме того, данные об искривлениях необходимо учитывать при
геологических построениях, при определении месторасположения за-
боя, абсолютных отметок вскрываемых пластов и их нормальной мощ-
ности. Пространственное положение любой точки ствола скважины ха-
рактеризуется двумя углами: углом искривления 5 (кривизны
скважины) — отклонением оси скважины от вертикали (рис. 146, а) и
дирекционным углом [3 (рис. 146, б) — углом между горизон-
тальной проекцией элемента оси скважины, взятой в направлении уве-
личения глубины скважины, и географическим меридианом.
272
Рис. 145. Примеры применения на-
клонно-направленного бурения.
а — кустовое бурение; б — вскрытие плас-
та под препятствием; в — вскрытие круто-
падающего пласта под надвигом
Рис. 146. Проекция участка ствола скважины на вертикальную (а) и гори-
зонтальную (б) плоскости
Обычно вместо дирекционного угла пользуются магнитным ази-
мутом <р, т. е. углом, отсчитываемым по ходу часовой стрелки между
направлением на магнитный север См и горизонтальной проекцией
элемента оси скважины.
18 — Добрынин В.М.
273
Определение искривления скважины сводится к замерам положе-
ния в пространстве оси скважины, следующим один за другим. Причем
в пределах каждого отрезка ось скважины отождествляют с прямой
линией. Измерения в скважинах выполняют по точкам. В вертикаль-
ных скважинах расстояние между точками наблюдения I (шаг измере-
ния) принимают равным 25 м, в наклонно-направленных — 5 м.
При определении проекции ствола скважины условно принима-
ют, что углы 5 и <р, полученные в нижней точке интервала исследова-
ния, остаются постоянными до следующей точки измерения. Плос-
кость, проходящую через вертикаль, и прямую линию, принимае-
мую в данном интервале за ось скважины, называют плоскостью
искривления. Истинные значения угла отклонения 5, а также ве-
личину горизонтальной проекции заданного интервала глубин опре-
деляют в плоскости искривления.
Проекцию интервалов ствола скважины на вертикальную плос-
кость (рис. 146, а) определяют как
ZiBep = ZiCOsSo (VIII. 1)
где ZiBep= hf + j - hj и — глубина нижней и верхней точек измерения).
Для определения абсолютной отметки вскрываемого г-го пласта
И, вычисляют сумму вертикальных проекций от устья скважины до
изучаемого интервала:
h h
(VIII. 2)
Горизонтальная проекция г-го интервала скважины &lit от-
клоненного на угол 5, (рис. 147, б),
AZi= lt sinS,
(VIII. 3)
Рис. 147. Пример построения инкли-
нограммы — горизонтальной проек-
ции ствола скважины.
По данным измеренных углов
и вычисленных значений гори-
зонтальных проекций строят ин-
клинограмму — проекцию оси
скважины на горизонтальную
плоскость (рис. 147). Инклино-
грамму получают путем последо-
вательного построения всех вы-
численных значений AZi( начиная
с наименьшей глубины, и откла-
дывают их в направлении изме-
ренного угла <р. Соединив началь-
ную точку первого интервала с
конечной точкой последнего, по-
лучают общее смещение оси сква-
жины от вертикали а на исследу-
емом участке. Величину смещения и его направление указывают на
плане. Инклинограммы строят, как правило, в масштабе 1:200.
Углы и азимуты отклонения в скважинах измеряют специ-
альными скважинными приборами — инклинометрами. В зави-
274
Рис. 148. Схема конструкции изме-
рительной части инклинометра на
сопротивлениях.
симости от системы измерения все инклинометры можно объединить
в три группы.
Первая группа объединяет приборы, в которых для измерения
азимута служит магнитная стрелка (буссоль), а датчиком угла явля-
ется отвес. Показания датчиков с помощью градуированных сопро-
тивлений (потенциометров) преобразуются в электрические сигна-
лы и по жиле кабеля передаются на поверхность (инклинометр на
сопротивлениях).
Во вторую группу входят фотоинклинометры. В качестве указа-
теля азимута служит буссоль, указателя угла — сферическое стек-
ло с нанесенной сеткой углов наклона и шарик, свободно перемеща-
ющийся по этой сферической поверхности. Замеры проводят по точ-
кам. Регистрация осуществляется в скважинном приборе путем
фотографирования показаний датчиков на кинопленку.
Третья группа — это гироскопические инклинометры. В качестве
датчика азимута используют гироскоп, который при вращении со-
храняет заданное направление оси в пространстве Датчиком угла
искривления служит отвес. Измерения выполняют непрерывно по
стволу скважины.
Приборами, в которых датчиком азимута служит буссоль, измере-
ния азимута можно проводить только в открытом стволе скважины.
Гироскопические инклинометры
позволяют измерять азимут в
скважинах, обсаженных металли-
ческой колонной, а также в разре-
зах, в которых естественное маг-
нитное поле Земли аномально ис-
кажено местными полями.
В практике геологоразведоч-
ных работ на нефть и газ наибо-
лее широко применяются инкли-
нометры с дистанционным элек-
трическим измерением, в кото-
рых датчиками служат градуи-
рованные электрические сопро-
тивления. К таким прибора отно-
сятся инклинометры ИТ-200, И-7,
КИТ, КИТА. Все перечисленные
приборы различаются конструк-
тивными особенностями; принцип
их действия сохраняется неиз-
менным.
Основная часть инклиномет-
ра — вращающаяся рамка, кине-
матическая схема которой пока-
зана на рис. 148. Центр тяжести
рамки смещен, в результате чего
при любом положении скважин-
275
ного прибора в пространстве плоскость рамки устанавливается пер-
пендикулярно к плоскости искривления скважины. В рамке разме-
щен указатель азимута и угла. Указатель азимута состоит из маг-
нитной стрелки 1 и градуированного электрического сопротивления
2 (кругового реохорда).
Круговой реохорд смонтирован на изоляционной панели и уста-
новлен под магнитной стрелкой. Магнитная стрелка выполнена из
двух намагниченных стерженьков, которые закреплены в дюралю-
миниевом колпачке с агатовым подшипником. Подшипник насажен
на острие оси 5. Стрелка снабжена изолированными от нее пружин-
ными контактами 4.
Корпус, в котором смонтирован указатель азимута, закреплен на
двух полуосях и под действием груза 5 занимает положение, при ко-
тором ось магнитной стрелки всегда ориентирована вертикально.
Датчик угла искривления состоит из отвеса 6, стрелки 1 и граду-
ированного электрического сопротивления (углового реохорда) 8.
Плоскость качания отвеса перпендикулярна к плоскости рамки и со-
впадает с плоскостью искривления скважины.
В инклинометре установлен электромагнит, который по команде
с поверхности фиксирует или освобождает магнитную стрелку и от-
Рис. 149. Принципиальная электри-
ческая схема инклинометра.
ЦЖК — центральная жила кабеля; ОК —
оплетка кабеля
вес. С помощью коллектора с тре-
мя контактными кольцами 9 и
двумя парами щеток 10 к измери-
тельной цепи подключаются с по-
мощью переключателя П
(рис. 149) либо реохорд угла на-
клона, либо датчик азимута.
При изменении азимута маг-
нитная стрелка пружинными
контактами 4 закорачивает часть
реохорда. Сопротивление незам-
кнутой части ДД„ пропорцио-
нально азимуту (р. При измерении
угла стрелка указателя угла от-
клонения, жестко скрепленная с
отвесом, переместится на дугу 5
и закоротит реохорд. Сопротив-
ление незакороченного участка
реохорда ДКЙ пропорционально
углу 5.
Углы отклонения измеряют
при фиксированном положении
всех чувствительных элементов.
Для замеров ДД^ и ДДЙ исполь-
зуют мостовую схему. Принципи-
альная электрическая схема из-
мерения инклинометром изобра-
жена на рис. 149.
276
Три плеча моста имеют постоянное сопротивление и установлены
на поверхности в панели управления. Сопротивления RL и Rz вклю-
чаются при измерении углов, сопротивления К4 и R5 — при измере-
нии азимута; Rs — общее сопротивление моста. Четвертое плечо сла-
гается из сопротивления жилы кабеля, переменного сопротивления
К7, предназначенного для компенсации изменения сопротивления
жилы кабеля, и сопротивлений реохорда угла наклона R6 или маг-
нитной буссоли Еф.
В одну диагональ моста АВ подключен источник тока Е, в другую
диагональ моста MN — гальванометр G. Переменное сопротивление
Re служит для компенсации моста при измерении ДЕ6 или Дй^.
В настоящее время выпускаются инклинометры как для исполь-
зования на одножильном кабеле (рис. 150, а), так и сбрасываемые в
бурильную колонну (извлечение производится после подъема бу-
Рис. 150.
а) . Компьютеризированный многоточечный
магнитный инклинометр типа ИМТ-2М.
ЭП — электромагнитный привод, РСС — регулятор
скорости спусковой с переключателем мгновенного
действия, МПСК — многоцепной переключатель со
скользящими контактами, АМЭ — арретирующий
механизм электромагнитный, ИС — измерительная
система
б) . Универсальный забойный инклинометр
ЗИ-6 с механическим методом регистрации па-
раметров искривления ствола скважины (пу-
тем фиксации стрелок чувствительных эле-
ментов относительно измерительных шкал).
1 —измерительная система, 2 — арретирующее ус-
тройство с часовым механизмом, 3 — дифференци-
альный сильфонный уплотнительный элемент, 4 —
мембранный компенсатор давления, 5 — компенси-
рованный охранный кожух, 6 -— пружинный амор-
тизатор, 7 — ударник, 8, 9 — предохранительные
муфты
277
рильной колонны либо с помощью овершота съемной грунтоноски). —
рис. 150, б (ЗАО «Газпромгеокомсервис», ЗАО «Геотермприбор»).
Для контроля за проводкой стволов наклонно-направленных и го-
ризонтальных скважин разработана навигационно-технологическая
компьютеризированная система (НТКС) «Волна» (рис. 151). НТКС
включает в себя сбрасываемый инклинометр (ЗИ-48) с двумя сква-
жинными приборами диаметром 48мм, магнитный инклинометр
(ИМТ-2М-01) с двумя скважинными приборами диаметром 60мм, ги-
роинклинометр (ИГМ 1-42/120-80) с двумя скважинными прибора-
ми, модуль гамма-метода, датчики глубины и веса бурильной колон-
ны, датчик давления, спускоподъемное устройство с одножильным
геофизическим кабелем, персональный компьютер и другое обору-
дование по согласованию с предприятием.
Рис. 151. НТКС «Волна» для контроля за проводкой наклонно-направлен-
ных и горизонтальных стволов скважин:
1 — ввод геофизического кабеля на отводе вертлюга; 2 — одножильный геофизичес-
кий кабель; 3,4 — ролики; 5 — каротажная лебедка; б—измерительная система ТЛС-
19 на основе компьютера Pentium с сопутствующим оборудованием; 7 — буровая ко-
лонна; 8 — турбобур с отклонителем; 9 — долото; 10 — гидравлический ориентатор;
11 — скважинный навигационный прибор (например, сборка «гироинклинометр+мо-
дуль ГМ»),
НТКС позволяет пронозировать и корректировать траекторию
ствола скважины по данным механического каротажа для формиро-
вания волнообразного горизонтального участка ствола и обеспечи-
вает проведение инклинометрии с построением плана и профиля
ствола скважины с полным комплексом навигационных параметров
(смещение забоя, интенсивность искривления, кручение и др.).
§ 2. ИЗМЕРЕНИЕ ДИАМЕТРА И ПРОФИЛЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
В процессе бурения скважины ее диаметр не остается постоянным;
он изменяется с глубиной и во времени. Диаметр скважины может
278
быть номинальным, т. е. соответствовать диаметру долота, быть боль-
ше или меньше номинального. Изменения диаметра определяются
литолого-петрографическими свойствами горных пород и зависят
также от технологии бурения.
Номинальный диаметр dH сохраняется в плотных, непроницаемых
породах. Увеличение диаметра dc>dH наблюдается при разбурива-
нии глин, аргиллитов, каменной соли, трещиноватых и кавернозных
известняков. Уменьшение диаметра скважины по сравнению с но-
минальным происходит при проникновении фильтрата бурового ра-
створа в проницаемые отложения и образовании на стенках скважи-
ны глинистой корочки. Нарастание глинистой корочки, образование
каверн в толщах соли и аргиллитов в значительной мере определя-
ются параметрами бурового раствора. Скважины никогда не бывают
строго вертикальными. Поэтому при спуско-подъемных операциях
буровой инструмент движется всегда по одной и той же образующей
стенке скважины. При этом замковые соединения врезаются в гор-
ную породу, разрушают ее, образуют желоб и асимметрично увели-
чивают диаметр.
Измерение фактического диаметра скважины называется кавер-
нометрией. Эти измерения выполняют специальными приборами —
каверномерами и профилемерами. Каверномеры обеспечивают не-
прерывную запись усредненного диаметра по глубине, называемую
кавернограммой. Профилемеры позволяют проводить измерения ди-
аметра или радиуса скважины в двух или нескольких плоскостях.
Такие измерения проводят непрерывно по стволу скважины, и по-
лучаемая при этом диаграмма называется профилеграммой;
они могут быть выполнены по отдельным точкам.
Кавернометрия
Все скважинные приборы по конструкции измерительных эле-
ментов подразделяются на циркульные, фонарные, ромбические
(рис. 152).
Кинематическая схема ромбовидного каверномера приведена на
рис. 152, б. В этой конструкции используются коленчатые рычаги,
соединенные в верхней части осями 2 с корпусом прибора 1; в ниж-
ней части осями 4 они соединены с подвижным фланцем 5, скользя-
щим по хвостовику 6. Пружина 7 стремится шарнирные соединения
8 измерительных рычагов прижимать к стенке скважины. В схеме
каверномера фонарного типа (рис. 152, в) измерительными элемен-
тами являются упругие рессоры, верхний конец которых соединен с
корпусом, а нижний — с подвижным фланцем.
В приборах циркульного типа (рис. 152, а) измерительными эле-
ментами являются рычаги 5, которые осью 2 соединяются с корпу-
сом прибора.
Измерительные рычаги имеют длинные (За) и короткие (36) пле-
чи. С короткими плечами механически связан шток-толкатель 9. С
помощью пружин 7 шток-толкатель прижимает измерительные
щупы к стенкам скважины. При уменьшении диаметра скважины
279
Рис. 152. Механические схемы циркульного (а), ромбического (б)и рессорного
(в) каверномеров
рычаги перемещают штоки внутрь прибора, сжимая при этом пру-
жины.
Во всех приборах для измерения диаметра скважины линейное
движение штока, расположенного в корпусе прибора, преобразуется
в электрический сигнал. Движение штока приводит к изменению ка-
Рис. 153. Принципиальная электри-
ческая схема измерения диаметра
скважины прибором с омическим
датчиком на трехжильном кабеле
кого-либо электрического датчи-
ка, чаще всего омического. Прин-
ципиальная электрическая схема
измерения диаметра скважины
прибором с омическим датчиком
на трехжильном кабеле приведе-
на на рис. 153.
Каверномер представляет со-
бой градуированное сопротив-
ление (реохорд). Датчик питает-
ся постоянным током. В цепи ус-
тановлено балластное сопротив-
ление R6 для регулировки силы
тока 1г, миллиамперметр мА, эта-
лонное сопротивление R3T для из-
мерения силы тока в питающей
цепи. На поверхности измери-
тельным прибором РП регистри-
руется разность потенциалов ДП.
Масштаб регистрации устанав-
ливается сопротивлением RM. Из-
280
меряемая разность потенциалов пропорциональна сопротивлению
части реохорда ЛКХ между его концом N и ползунком М, который свя-
зан со штоком. В результате регистрируемая разность потенциалов
AU пропорциональна диаметру скважины. Диаметр скважины (в см)
определяется по формуле
dc=d0+CMJ/I
где d0 — начальный диаметр скважины; С — постоянная кавер-
номера, см/см.
Приборы, в которых используются измерительные рычаги ром-
бического или рессорного типа, удобны при проведении исследований.
Они свободно перемещаются по стволу скважины вверх и вниз, что
дает возможность повторять измерения. Приборы этого типа могут
быть использованы в конструкции скважинных снарядов, предназ-
начаемых для регистрации нескольких параметров.
Измерительные рычаги циркульного типа позволяют измерять
диаметр скважины только при подъеме прибора. Спуск прибора в
скважину осуществляется со сложенными измерительными рыча-
гами. Однако приборы этого типа широко применяются, так как обес-
печивают лучшую дифференциацию разреза. Техническая харак-
теристика наиболее распространенных каверномеров приведена в
табл. 12.
Таблица 12. Техническая характеристика некоторых типов скважинных
каверномеров
Параметр СКС-4 СКО-11 КСУ
Диаметр прибора, мм 80 80 70
Длина, мм 1736 1619 1918
Тип кабеля Трехжильный Одножильный Трехжильный
Диапазон измерений, мм 80—760 80—760 70—760
Допустимая погрешность 15 15 10
измерения, мм
Число мерных рычагов 4 4 3
В приборах типа С КС, предназначенных для работы на трех- или
одножильном кабеле, четыре измерительных рычага, расположен-
ных в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Конструкция ка-
верномера показана на рис. 154.
Длинное плечо каждого измерительного рычага 1 прижимается к
стене скважины отдельными пружинами 2. Это обеспечивает незави-
симое перемещение измерительных рычагов. Короткое плечо закан-
чивается фигурным кулачком. Форма кулачка подобрана такой, что-
бы обеспечить линейное соотношение перемещения штока 3 при из-
менении диаметра скважины.
Перемещение всех рычагов суммируется с помощью непод-
вижных 5 и подвижных 4 роликов, огибаемых тросиком 8. По-
281
Рис. 154. Конструкция каверномера
типа СКС
движные ролики установлены на
штоках, неподвижные — укреп-
лены на стойках. Тросик одним
концом закреплен на корпусе
прибора, другим — на барабане,
расположенном на одной оси с
ползунком реостата 7. Пружина
6 обеспечивает натяжение троси-
ка и обратный ход ползунка рео-
стата.
Каверномер заполнен маслом и
снабжен компенсатором давле-
ния, что обеспечивает герметиза-
цию прибора. Спуск в скважину
прибора осуществляется со сло-
женными измерительными рыча-
гами, которые удерживаются в
этом положении бандажом из не-
скольких слоев изоляционной лен-
ты или тонкой проволоки. Рычаги
раскрываются на забое с помощью
металлического хвостовика или
запального устройства. Металли-
ческий хвостовик в верхней своей
части имеет коническую форму;
при ударе прибора о забой он сме-
щается вверх и, нажимая своей
конусной частью на концы рыча-
гов, разрывает бандажи.
В каверномерах типа КСУ
имеются три мерных рычага, рас-
положенных через 120° вокруг
корпуса. Гидравлическая система
обеспечивает неоднократное раскрытие и закрытие рычагов непос-
редственно в скважине, что позволяет проводить повторные изме-
рения без извлечения прибора на поверхность.
Кавернометрия входит в стандартный комплекс геофизических
исследований, и регистрация диаметра скважины является обяза-
тельной во всех скважинах. Данные кавернометрии используют при
литологическом расчленении разреза, при вычислении удельного со-
противления горных пород, при истолковании диаграмм микрозон-
дов, определении пористости, глинистости по данным радиоактив-
ных методов и т. п.
Кроме того, данные кавернометрии широко используют для ре-
шения технических задач.
Необходимое количество цементного раствора при цементи-
ровании обсадных колонн определяют по формуле
282
V4=(7tH/4)(dc2-d2) (VIII. 4)
где H — высота подъема цементного кольца в затрубном пространстве
(по проекту); dc— средневзвешенное значение диаметра скважины,
определяемое по кавернограмме; dK— внешний диаметр обсадной ко-
лонны.
Данные каверномера используют при выборе наиболее благопри-
ятного участка скважины для установки башмака промежуточной
колонны, пакера при испытании скважин, интервалов отбора керна
боковыми грунтоносами, интервалов установки пробоотборника на
кабеле. Кавернограммы позволяют технологам выделять участки ос-
ложненного ствола скважины. Допустимая погрешность измерения
диаметра скважины каверномерами с омическими датчиками ±1 см.
Профилеметрия
В бурящихся скважинах несоответствие формы открытого ствола
круглому сечению свидетельствует о наличии желоба. Образуется
желоб (рис. 155, в) в результате разрушения горных пород буровым
инструментом и его замковыми соединениями в процессе бурения
(особенно когда бурение ведется роторным способом) и при спуске-
Рис. 155. Примеры выделения в разрезе скважин желоба.
а — профилеграмма, полученная прибором СКП; б —диаграммы поперечного сечения
скважины, построенные по результатам измерения прибором СПР; в — схема образо-
вания желоба. 1 — песчаник; 2 — глина; 3 — азимут желоба
283
подъеме инструмента. Развитие желобов осложняет бурение сква-
жины и разработку месторождений. В этих зонах наблюдаются за-
тяжки бурового инструмента, которые могут привести к прихватам;
возникают трудности при спуске обсадных колонн; могут возникнуть
заколонные перетоки.
Только в разведочном бурении четверть всех аварий связана с
прихватами инструмента в желобах. На ликвидацию этих прихва-
тов расходуется до 50% аварийного времени.
Желоб в разрезе скважины выделяют с помощью профилемеров.
В приборах этого типа в отличие от каверномеров раздельно регист-
рируются показания каждой пары рычагов, расположенных в одной
плоскости.
Скважинный каверномер-профилемер СКП позволяет одно-
временно непрерывно регистрировать три кривые: кавернограмму
и две кривые для диаметров скважины в двух взаимно пер-
пендикулярных плоскостях. Диаметры скважин определяют по ве-
личине раскрытия двух пар независимо перемещающихся из-
мерительных рычагов. Информация передается по одножильному
кабелю с использованием схемы частотного разделения сигналов
Пример профилеграммы приведен на рис. 155, а.
После обнаружения желоба, протяженность которого превышает
размер свечи, проводят детальное изучение поперечного сечения
скважины. Для этой цели применяют аппаратуру СПР — скважин-
ный профилемер-радиусомер с восемью измерительными рычага-
ми. Замеры в скважинах проводят дискретно по точкам. Прибор ус-
танавливают в исследуемом интервале и затем последовательно сни-
мают показания с каждого из восьми измерительных рычагов.
Замеры, привязанные по азимуту, позволяют построить диаграммы
поперечного сечения скважины (рис. 155, б).
Желоб считается прихватоопасным, если глубина его превышает
половину диаметра замкового соединения; если развился он в вер-
тикальной плоскости направления скважины, приурочен к местам
зенитного перегиба ствола скважины и стабилен во времени.
Для предупреждения прихвата и ликвидации опасного лечения
профиля скважины выполняют торпедирование (см. гл. IX, § 2).
§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Основные факторы, определяющие качество цементирования об-
садных колон, это — фактическая высота подъема цемента в зат-
рубном пространстве и ее соответствие проектной высоте; равномер-
ность распределения цемента в затрубном пространстве и отсутствие
в нем трещин, пустот и других дефектов; схватывание цементного
камня с обсадной колонной и горной породой.
Качество цементирования нефтяных и газовых скважин конт-
ролируют с помощью геофизических методов — термометрии, ра-
диоактивных изотопов, акустического, рассеянного гамма-излу-
чения.
284
Термометрия
Температурные измерения долгое время были единственным мето-
дом контроля качества цементирования обсадных колонн. Затвердева-
ние цементного раствора — реакция экзотермическая. Время, по исте-
чении которого цементный раствор достигает максимальной темпера-
туры, зависит от типа и качества цемента и обычно составляет 8—16 ч.
Тепло, выделяемое цементным раствором, вносит изменения в тепло-
вое поле скважины, и эти изменения могут быть зафиксированы.
При благоприятных условиях на термограмме, зарегистри-
рованной через 12—36 ч после окончания заливки цемента, наличие
цемента за колонной, а также его верхняя граница подъема устанав-
ливаются достаточно четко по увеличению температуры по стволу
скважины (рис. 156).
Рис. 156. Определение верхней гра-
ницы подъема цемента методами
термометрии и радиоактивных изо-
топов.
1 — геотермограмма; 2 — термограмма
после цементирования скважины; кри-
вые гамма-активности: 3—естественной,
4 — после цементирования с введением
радиоактивных изотопов
Однако методу присущи ограничения, основными из которых яв-
ляются следующие. Незначительный радиальный градиент темпе-
ратуры в скважине не позволяет контролировать равномерность рас-
пределения цемента за колонной. Время проведения исследований в
скважине ограничено периодом затвердевания цемента.
Метод радиоактивных изотонов
Выделить цемент за колонной можно путем добавления в цемен-
тный раствор активаторов — веществ, обладающих характерными
свойствами, резко отличающимися от таковых в горных породах. При
выборе активатора для промышленного использования необходимо
соблюдать основное требование — возможность последующего изу-
чения разреза скважины с целью контроля за ходом разработки ме-
сторождения. Этим требованиям в наибольшей степени отвечают ра-
диоактивные изотопы.
285
Метод радиоактивных изотопов для изучения качества це-
ментирования скважин был предложен и опробован в 1939 г. (К. П. Ко-
зин, В.Н. Дахнов, Г.С. Морозов, А. А. Коржев, Г.Н. Строцкий). В це-
ментный раствор добавляли минерал карнотит. Однако карнотит об-
ладал большим периодом полураспада и надолго изменял общую
картину естественной радиоактивности разреза скважин. После по-
явления короткоживущих изотопов тот же коллектив авторов в
1941 г. получил авторское свидетельство на способ активации цемен-
тного раствора любыми радиоактивными элементами.
По этой методике в цементный раствор добавляют радиоактивные
изотопы. Регистрируют кривые гамма-излучения в скважине до и
после закачки раствора. По изменившимся значениям активности оп-
ределяют фактическое положение цемента за колонной и характер
его распределения в затрубном пространстве.
В качестве активаторов обычно применяют изотопы с отно-
сительно небольшим периодом полураспада и достаточно жестким
гамма-излучением. Характеристика наиболее часто применяемых
изотопов приведена в табл.13.
Таблица 13. Характеристика радиоактивных изотопов, используемых
для контроля качества цемента за колонной
Название Символ Соединение Энергия гамма- излучения, МэВ Период полураспада
Кобальт С0Со СоС12 1,1 —1,3 5,3 года
Цинк 6sZn ZnCL, 1,14 250 дней
Цирконий 95Zr Zn(C2O4) 0,39—1,0 65,3 дня
Железо 58Fe FeCl3 1,1 —1,3 45 дней
Йод 131J Nal, KI 0,08—0,5 8,1 дня
Для того чтобы уверенно выделить цемент в затрубном про-
странстве, радиоактивность цементного раствора следует довести до
такого значения, чтобы обеспечивалось двух-трехкратное увеличе-
ние гамма-активности по сравнению с фоновыми значениями.
При интерпретации диаграмму, полученную в скважине, со-
поставляют с контрольной кривой гамма-активности, записанной до
введения радиоактивных изотопов. Интервал заливки цемента вы-
деляется по увеличению активности (см. рис. 156).
Работы с радиоактивными изотопами требуют соблюдения правил
безопасного ведения работ, исключающих облучение обслуживающего
персонала и загрязнение окружающей среды и оборудования. Поэто-
му в настоящее время применение метода ограничивается контролем
при повторных заливках, при ремонтных работах на скважине. При
этих работах в скважину закачивают небольшие порции цемента и
требуется проследить, как происходит заполнение трещин, каналов и
других нарушений цементного камня.
286
Метод рассеянного гамма-излучения
Рис. 157. Плотностная характеристи-
ка среды в прискважиной зоне.
1 — буровой раствор; 2 — цементный ка-
мень; 3 — металлическая колонна; 4 —
песчаник; 5 — глина; плотность 8 дана в
103 кг/м3
Широко распространены в настоящее время исследования це-
мента за колонной с помощью гамма-гамма-метода. В этом случае не
требуется применение радиоактивных изотопов; показания ГГМ не
зависят от температуры, времени схватывания цемента и обуслов-
лены только плотностью среды, окружающей скважину.
При изучении обсаженных скважин плотностная характеристика
среды в общем случае определяется занимаемым объемом и плотно-
стью бурового раствора 8Р, цементного камня 8Ц, обсадной колонны
8К, горных пород 8П (рис. 157).
Если измерения в скважине
выполнять зондом малой длины
и использовать источник мягко-
го гамма-излучения, то глубин-
ность исследования будет незна-
чительной и измеряемые значе-
ния интенсивностей будут опре-
деляться главным образом тол-
щиной обсадной колонны. Прибо-
ры такого типа служат для конт-
роля технического состояния
скважин и называются гамма-
гамма-толщиномерами (ГГТ).
Размер зонда в них менее 10 см;
источником гамма-излучения
служит изотоп тулий-170. Полу-
чаемая диаграмма — гамма-гам-
ма-толщинограмма позволяет:
измерять толщину стенок обсад-
ной колонны; определять место-
положение муфт, пакеров, це-
ментирующих фонарей; выяв-
лять дефекты в обсадных трубах.
Применение источника сред-
них энергий гамма-излучения, а
также увеличение размера зонда позволяют увеличить глубинность
исследования. В этом случае на показания прибора будет оказывать
влияние плотностная характеристика среды в затрубном простран-
стве. Так как плотность цементного камня [5Ц порядка (1,8—1,9) • 103
кг/м3] отличается от плотности бурового раствора [8р= (1,0—1,3) • 103
кг/м3] и горных пород [Зп= (2,3—2,8) • 103 кг/м3], то различие это ис-
пользуют для контроля качества цементирования скважин методом
рассеянного гамма-излучения.
Для изучения плотностной характеристики среды в затрубном
пространстве разработаны измерительные установки двух типов.
287
Рис. 158. Схема размещения де-
текторов в гамма-гамма-цементоме-
ре (а) и гамма-гамма-дефектомере (б)
Г амма-гамма-цементомер
(ГГЦ) содержит источник гамма-
излучения и несколько (обычно
три) детекторов, расположенных
равномерно по периметру прибо-
ра и симметрично по отношению к
его оси (рис. 158, а). Детекторы 1
изолированы друг от друга свин-
цовыми экранами 2, имеющими
боковые прорези — щели 5. Благодаря такой конструкции рассеянное
гамма-излучение поступает на счетчик лишь с той части скважины,
куда обращена соответствующая боковая прорезь в экране. Прибор ре-
гистрирует независимые кривые рассеянного гамма-излучения с каж-
дого счетчика. Получаемая диаграмма называется цементограм-
м о й. Для уменьшения влияния бурового раствора прибор в скважине
центрируют.
В практике работ применяют аппаратуру ЦМТУ-1, предна-
значенную для исследования цементного камня в затрубном про-
странстве нефтяных и газовых скважин диаметром от 190 мм и бо-
лее, обсаженных эксплуатационной колонной. Регистрируются три
кривые ГГМ зондом 40 см. В качестве источника гамма-лучей исполь-
зуется цезий-137, в качестве индикатора — газоразрядные счетчи-
ки по одному в канале. Прибор рассчитан на стабильную работу при
температуре окружающей среды до 120 °C.
Гамма-гамма-дефектомер основан на принципе рассеянного гам-
ма-излучения. Он включает источник и один детектор, рас-
положенный вдоль оси прибора (рис. 158, б). Детектор 1 помещен в
кольцевой свинцовый экран 2 с радиальной щелью 3. Экран с помо-
щью электродвигателя и редуктора равномерно вращается с часто-
той порядка 0,1 с-1, Это обеспечивает регистрацию изменения ин-
тенсивности рассеянного гамма-излучения по периметру колонны.
Если измерения выполняют по точкам, то такая кривая называется
круговой цементограммой. Непрерывная кривая, записан-
ная по стволу скважины прибором с вращающимся экраном, назы-
вается дефектограммой. Измерительные установки такого типа
используют аппараты типа СГДТ.
На результатах измерения цементомерами и дефектомерами (по-
мимо плотностной характеристики среды в затрубном странстве) ска-
зывается влияние состояния обсадной колонны. При интерпретации
цементограммы и особенно при количественной обработке получае-
мых материалов влияние обсадных колонн необходимо учитывать.
С этой целью создан прибор СГДТ-2, в котором скомплексированы
дефектомер и толщиномер. Блок-схема прибора СГДТ-2 приведена
на рис. 159.
Зонд дефектомера расположен в нижней части прибора. Включа-
ет он источник 7 жесткого гамма-излучения (цезий-137) и индика-
тор 6, помещенные во вращающийся свинцовый экран с коллимаци-
онными окнами а и аР Экран вращается электродвигателем 5. Ко-
288
манды на электродвигатель по-
ступают по жиле кабеля с пульта
управления ПУ.
Зонд толщиномера располо-
жен в верхней части прибора и
включает источник мягкого гам-
ма-излучения (тулий-170), инди-
катор 3 и свинцовый экран 1 с
двумя коллимационными окнами
б и 6j, направленными навстречу
друг другу под углом 45° относи-
тельно оси прибора.
В качестве индикаторов гам-
ма-излучения 3 и 6 используют
сцинтилляционные счетчики, со-
стоящие из кристаллов Nal(Tl), и
фотоэлектронный усилитель
(ФЭУ).
Питание прибора осуществля-
ется от источника постоянного
тока Г по жиле кабеля. Сигналы
ФЭУ индикаторов в электронном
блоке 4 преобразуются в стандар-
тизованные по амплитуде и про-
должительности импульсы раз-
ной полярности для каждого ка-
нала и поступают по жиле кабеля
на измерительную панель ИП, где
они разделяются по каналам и
преобразуются в постоянный ток,
пропорциональный интенсивнос-
ти рассеянного гамма-излучения
соответствующего зонда. С пане-
ли ИП постоянный ток подается
на регистрирующий прибор РП, где при непрерывном подъеме при-
бора в масштабе глубин записываются дефектограмма и толщиног-
рамма.
Прибор СГДТ-2 стабильно работает при температуре до 120 °C и
давлении до 59 МПа.
Контроль за качеством цементирования обсадных колонн гамма-
гамма-методами осуществляют в остановленных скважинах после
извлечения технологического оборудования. Для интерпретации по-
лучаемых материалов необходимо иметь информацию о состоянии
скважины. Надо знать диаметр скважины и колонны, толщину сте-
нок обсадных колонн, количество и плотность закачиваемого цемен-
та, способ и дату заливки, плотность промывочной жидкости в пе-
риод цементирования, местоположение цементирующих фонарей,
интервалов перфорации. Все эти сведения наряду со стандартной
Рис. 159. Блок-схема дефектомера-
толщиномера
19 — Добрынин В.М.
289
информацией о радиоактивных методах указываются в заголовках
диаграмм. При интерпретации цементо- и дефектограмм рассмат-
ривают регистрируемые значения рассеянного гамма-излучения 1-п
и величины расхождения кривых в исследуемом интервале Imax//min.
Характер кривых определяется положением колонны в скважине и
средой, заполняющей затрубное пространство. Возможны следую-
щие основные случаи.
1. Диаметр скважины увеличен, колонна центрирована, вещество
в затрубном пространстве однородно. В этих случаях расхождение
кривых невелико и определяется статистическими флуктуациями.
Регистрируемые значения гамма-активности определяются плотно-
стью среды в затрубном пространстве. Если каверна заполнена бу-
ровым раствором (I), то регистрируемые значения будут макси-
мальными по разрезу, и по ним проводят линию бурового раствора
(рис. 160). Если каверна заполнена цементным камнем (IV), то регис-
трируемые значения рассеянного гамма-излучения I значительно
меньше I и отражают плотность цементного камня — линия цемента
(см. рис. 160).
2. Диаметр скважины номинальной, положение колонны эксцен-
трично. При эксцентричном положении колонны плотность среды
по различным радиальным направлениям будет неодинаковой и это
приведет к значительному расхождению кривых. Плотность гор-
ных пород выше плотности цементного камня и бурового раствора.
Рис. 160. Примеры выделения на цементе и дефектограммах показаний, соот-
ветствующих буровому раствору 1р, цементу 1ц, горной породе 1п.
1 — буровой раствор; 2 — цемент
290
Поэтому показания счетчиков, регистрирующих рассеянное гамма-
излучение, со стороны горных пород /пп будет иметь наименьшее
значение по разрезу — линия горных пород. При заполнении зат-
рубного пространства буровым раствором показания счетчиков
изменяются от I— линии бурового раствора до 1Пп — линии горных
пород (см. рис. 160, II). При заполнении затрубного пространства це-
ментом показания изменяются от — линии цемента от 1г/]] — ли-
нии горных пород (см. рис. 160, III).
Выделение на диаграммах значений интенсивностей, отра-
жающих плотность бурового раствора, цемента и горных пород, по-
зволяет судить о характере распределения цемента за колонной.
Если кривые рассеянного гамма-излучения имеют небольшую
дифференциацию, то это свидетельствует об однородности среды в
затрубном пространстве. Характер среды, заполняющей затрубное
пространство, определяется по величинам зарегистрированных зна-
чений гамма-активности.
На участке I (рис. 161) кривые слабо дифференцированы и по
значениям интенсивностей приближаются к 1^. Это свидетельству-
ет об отсутствии цемента за колонной. На участке II кривые слабо
дифференцированы и по значениям интенсивностей близки к зна-
чениям 1Г(Ц. Это зона хорошего цементирования. На участке III зна-
чения интенсивностей меньше 1т, но больше 1^п. Это тоже зона хо-
рошего цемента, но толщина цементного кольца невелика и на ней
Рис. 161. Примеры определения качества цементирования обсадных колонн
по данным цементограмм, деффектограмм и круговых цементограмм.
1 — буровой раствор; 2 — цемент
291
сказывается плотность горных пород. В случае эксцентричного поло-
жения колонны, односторонней заливки, наличия пустот и каналов в
цементном камне плотностная характеристика среды в затрубном
пространстве по диаметру скважины будет изменяться.
Поэтому регистрируемые кривые рассеянного гамма-излучения
будут иметь значительную дифференциацию.
На рис. 161 участке IV изображены диаграммы при некачествен-
ном цементировании колонны, центрированной в скважине. Регист-
рируемые значения гамма-активности изменяются от 1^ до 1пц. По
круговой цементограмме можно судить о раскрытости трещины. Уча-
сток ааг диаграммы соответствует периметру окружности — 360°.
Участок ЪЪ1 отражает незацементированную часть скважины и мо-
жет быть выражен в градусах.
Случаи эксцентричного положения незацементированной и заце-
ментированной колонны показаны на рис. 160 (случаи II и III).
Материалы гамма-гамма-цементометрии дают принципиальную
возможность количественной оценки качества цементирования. Для
этого необходимо точно учитывать толщину стенки труб обсадной
колонны. Эталонировать скважинные приборы следует в специаль-
ных эталонировочных устройствах.
Гамма-гамма-цементометрия дает уверенные результаты при
исследовании скважин большого диаметра (250 — 295 мм), об-
саженных колонной диаметром 146 мм, т. е. когда величина це-
ментного камня достаточна для внесения заметных изменений в
плотностную характеристику среды в затрубном пространстве. При
малой толщине цементного камня (диаметр скважины 190 мм, диа-
метр обсадной колонны 146 мм), а также при закачке цемента об-
легченных марок интерпретация получаемых материалов неодноз-
начна. В этом заключаются ограничения гамма-гамма-цементомет-
рии.
Акустический метод
Оценка качества цементирования обсадных колонн в скважинах
акустическими методами основана на различии в скорости рас-
пространения упругой волны и на изменении ее амплитуды в за-
висимости от механических свойств окружающей среды; на высокой
чувствительности акустического сигнала к жесткости контакта на
границе между двумя средами и к разрывам механической сплош-
ности среды. Проводят акустические измерения путем возбуждения
в скважине импульсов упругих колебаний и их регистрации приемни-
ком, удаленным на фиксированное расстояние от источника ко-
лебаний, времени прихода преломленной продольной волны и ее ам-
плитуды. По мере распространения упругой волны от источников
колебаний к приемнику происходит перераспределение ее энергии
между контактирующими средами: обсадной колонной, цементным
камнем и горной породой.
Если колонна обсадных труб свободна, не связана с цементом, то
упругая волна распространяется непосредственно по металлу колон-
292
ны со скоростью порядка 5200 м/с и с малой потерей энергии. Ампли-
туда волны Ак сохраняется максимальной.
В случае жесткого сцепления колонны с цементом упругие коле-
бания, распространяясь по колонне, возбуждают колебания в цемен-
тном камне. Прохождение волны по цементу характеризуется сни-
жением скорости распространения волны и значительными потеря-
ми энергии. В результате возрастает время прохождения волны и
снижается амплитуда проходящей волны. При сцеплении цемент-
ного камня со стенками скважины время прихода волны определя-
ется свойствами горных пород.
Динамические характеристики упругих волн изменяются в широ-
ких пределах и зависят от свойств цемента, а также от условий кон-
тактов цементного камня с обсадной колонной и горными породами.
Амплитуда волны, распространяющейся по свободной колонне
(трубная волна), зависит от диаметра обсадных труб. На рабочей ча-
стоте 25 кГц при изменении диаметра труб от 127 до 203 мм ампли-
туда волны уменьшается до 40%. При изменении толщины стенок
труб амплитуда изменяется не более чем на 10—15 %.
Амплитуда волны, распространяющейся по цементному камню,
зависит от его толщины. В диапазоне изменения толщины цемента
от нуля до 30 мм затухание амплитуды происходит по экспоненци-
альному закону. Контакт цементного кольца с поверхностью колон-
ны через материалы (глина, парафин, мазут и др.) приводит к сни-
жению амплитуды на 25 — 30 % по сравнению с амплитудой в неза-
цементированной колонне. Аналогичное влияние оказывают микро-
зазоры в 30—50 мкм, заполненные жидкостью. Кривая амплитуды
чувствительна также к вертикальным каналам и разрывам в цемен-
тном кольце.
Для контроля качества цементирования разведочных и экс-
плуатационных скважин широко применяются серийные аку-
стические цементомеры АКЦ—1, АКЦ-2, АКЦ-4. Блок-схема такого
прибора приведена на рис. 162.
Аппаратура состоит из наземной панели управления и сква-жин-
ного прибора и обеспечивает с помощью регистраторов 3— 5 регист-
рацию следующих параметров: Ак — амплитуды волны, распрост-
раняющейся по колонне; Ап — амплитуды волны, распространяю-
щейся по породе; tn — времени первого вступления продольной волны
(в мкс).
Скважинный прибор представляет собой двухэлементный акус-
тический зонд с электронной схемой. В середине герметизированно-
го корпуса размещен электронный блок, в верхней и нижней частях
— магнитострикционные излучатель и приемник, изолированные
друг от друга и корпуса прибора акустическими изоляторами.
Магнитострикционный излучатель 9 возбуждается генератором
токовых импульсов 10. Управление генератором осуществляется че-
рез возбудитель 11 и фильтр 8 тактовыми импульсами частотой
12,5 Гц от формирующего устройства 1 панели управления. Так как
собственная частота излучателя составляет примерно 25 кГц, то при
293
Рис. 162. Блок-схема акустического
цементомера
1 — металлическая колонна; 2 — цемен-
тный камень; 3 — горная порода
возбуждении короткими импуль-
сами излучатель посылает в окру-
жающее пространство короткий
пакет затухающих колебаний
ультразвуковой частоты также
порядка 25 кГц.
Колебания, вызванные излу-
чателем, распространяясь по бу-
ровому раствору, колонне и зат-
рубному пространству, достига-
ют магнитострикционного при-
емника 13, который расположен
на расстоянии 2,5 м от излучате-
ля. В приемнике колебания пре-
образуются в электрические сиг-
налы. Электрические сигналы
усиливаются усилителем 12 и че-
рез фильтры 8, 1 подаются на
распределительное устройство 6
панели управления, а затем в со-
ответствующие каналы регист-
рации. Параметры волны, хара-
стеризующие свойства цемента,
измеряют с учетом времени про-
хождения сигнала специальной
схемой задержки.
Для контроля работы и калиб-
ровки прибора в аппарате пре-
дусмотрен имитатор сигналов 2.
Цементомер в скважине центри-
руется с помощью сменных обойм
с резиновыми стержнями.
Для работы в действующих
скважинах под давлением созда-
на малогабаритная аппаратура
АКЦ-36. Помимо уменьшения наружного диаметра скважинного при-
бора до 36 мм аппаратура отличается от стандартных цементомеров
более высокой радиальной и вертикальной чувствительностью. Это
достигнуто в результате повышения частоты излучателя и умень-
шения базы измерения.
Диаграммы акустического цементомера дают качественное пред-
ставление о состоянии цементного кольца и его герметичности. Уста-
новить характер дефектов (каналы, разрывы или микрозазоры) по
полученным материалам в большинстве случаев нельзя. Поэтому
любые дефекты или их сочетания выражаются через чисто услов-
ный термин сплошность контакта.
Для характеристики контактов цементного камня с колонной или
горной породой можно ввести три вида контактов.
294
Сплошной контакт — имеется жесткий контакт цементного камня
с колонной или горной породой по всей поверхности прилегания.
Частичный контакт — есть
контакт на отдельных участках
поверхности цементного камня с
колонной; имеются каналы в це-
ментном камне размером не более
половины периметра колонны,
разрывы — не менее 1,5 м; отме-
чается чередование участков
размером 0,5—1,5 м с хорошим
или плохим сцеплением цемент-
ного камня с колонной.
Отсутствие контакта — в пре-
делах базы измерения колонна
свободна или имеет зазор на гра-
нице колонна — цементный ка-
мень.
Таким образом, акустический
метод позволяет определять сте-
пень сцепления цементного камня
с колонной. Сцепление цементного
камня со стенками скважины ус-
танавливают при сопоставлении
данных акустического цементоме-
ра с замерами, полученными в не-
обсаженной скважине.
Пример интерпретации дан-
ных акустического цементомера
приведен на рис. 163. По диаграм-
ме акустического цементомера до
глубины 880 м контакта цемента
с колонной нет. Об этом свиде-
тельствуют значения Аи и Ак, на
диаграммах которых четко про-
слеживаются замковые соедине-
ния труб. В интервале 880 —
1188 м контакт частичный или
плохой. Ниже глубины 1183 м
сцепление цемента с колонной хо-
рошее.
Для получения более полной
информации о состоянии це-
ментного камня целесообразно
акустический метод комплекси-
ровать с гамма-гамма-цементо-
метрией. В рассмотренном слу-
чае (см. рис. 163) по гамма-гамма-
Гамма-гамма- Ве/ректомер Акустический цементе мер
«3 з: i СГДТ-2 /п ,усл.еЗ 0 60 120
moo то izooo 600 900 £„гыкс
Рис. 164. Пример выделения цемен-
та за колонной по диаграммам акус-
тического цементомера и гамма- гам-
ма-дефектомера. Контакт цементно-
го камня с колонной (или породой):
I — хороший; II — плохой; III — частич-
ный; IV — свободная колонна
295
дефектограмме верхняя граница цемента выделяется на глубине
255 м. До глубины 980 м в затрубном пространстве гельцемент. Ниже
(за исключением интервала 1125—ИЗО м) за колонной цемент.
Комплексирование акустического цементомера и гамма-цемен-
томера реализовано в аппаратуре ЦМГА-2, которая включает два
автономных скважинных цементомера: акустический АК-1 и гам-
ма-плотномер-толщиномер СГДТ-3. Механическое и электричес-
кое сочленение скважинных приборов осуществляется с помощью
стыковочного устройства, расположенного в приборе АК-1. Для пи-
тания приборов и передачи информации на поверхность служит
трехжильный бронированный кабель.
В аппаратуре АК-1 установлены низкочастотные преобразователи,
собственная частота которых 12—14 кГц на 2—3 кГц ниже резонанс-
ной частоты 146-миллиметровых обсадных труб. Благодаря этому уве-
личилась глубинность исследований и аппаратура стала более чув-
ствительной к изменению параметров цементного кольца.
Акустический прибор оснащен трехэлементным зондом, что по-
зволяет дополнительно к параметрам, регистрируемым серийной
аппаратурой, записывать: ДТ — интервальное время прохождения
продольной волной расстояния между двумя элементами прибора;
ак — коэффициент затухания волны, распространяющейся по ко-
лонне; ап — коэффициент затухания волны, распространяющейся
по горной породе.
Регистрация дополнительных параметров, относимых к базе зон-
да, т. е. расстоянию S' между двумя приемниками, дает возможность
уменьшить влияние ряда искажающих фактов (в частности, цент-
рирование скважинного прибора) и повысить достоверность интер-
претации материалов.
Коэффициент затухания а* характеризует распространение уп-
ругих волн в цементном камне и отражает жесткость сцепления ко-
лонны с цементом. Интервальное время ДТ и коэффициент затуха-
ния ан отражают распространение упругих волн в горных породах;
они позволяют характеризовать качество сцепления цементного кам-
ня со стенками скважины.
§ 4. КОНТРОЛЬ ЗА ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Техническое состояние обсадных колонн изучают в течение всего
времени эксплуатации. Первые замеры выполняют непосредственно
после выхода скважины из бурения. Эти измерения позволяют выя-
вить возможные дефекты колонн; они служат также фоновыми зна-
чениями для последующих измерений. Исследования, проводимые
в процессе эксплуатации скважины, позволяют регистрировать ди-
намику образования различных дефектов и обеспечивают контроль
за качеством ремонтных работ.
Для контроля состояния обсадных колонн широко применяют ме-
тод, основанный на регистрации рассеянного гамма-излучения.
В скважинном приборе, предназначенном для проведения этих ис-
296
следований, гамма-гамма-тол-
щиномер в качестве источника
мягкого гамма-излучения ис-
пользует изотоп тулий-170,
энергия гамма-излучения кото-
рого порядка 100 кэВ. Размер
зонда, т. е. расстояние от источ-
ника до индикатора, менее
10 см. Блок-схема комплексного
прибора дефектомера-толщи-
номера, реализованная в аппа-
ратуре СГДТ-2, приведена на
рис. 159. Этот прибор позволяет:
измерять толщину стенок об-
садной колонны; определять ме-
стоположение муфт, пакеров,
центрирующих фонарей; выяв-
лять дефекты в обсадных тру-
бах, образовавшиеся в резуль-
тате механического воздей-
ствия или коррозии.
Примеры интерпретации
толщинограмм приведены на
рис. 164. На диаграмме четко вы-
деляются соединительные муф-
ты колонны 1, места установок
центрирующих фонарей 2, раз-
рывы колонны 3, которые могут
быть приурочены к интервалам
перфорации 5, участки коррозий-
ного износа 4.
Для количественной интер-
претации получаемого материала
требуется снятие контрольных
отсчетов в специальных эталони-
ровочных стендах 1ет. Характер
зависимости между показаниями
прибора Ix/I.jt и толщиной стенки
трубки обсадной колонны hK,
представленный в виде семейства
кривых ZX/I3T= f(hK), показан на
рис. 165. Используя приведенные
графики, можно нанести на диаг-
рамму шкалу hK с шагом через
1 мм. Точность определения сред-
ней толщины стенок ±0,5 мм.
Толщиномер целесообразно
комплексировать с приборами,
Рис. 164. Пример определения техни-
ческого состояния обсадных колонн по
гамма-гамма-толщинограмме (а), по
кривой локатора муфт (б)
Рис. 165. График для определения
толщины стенки обсадной колонны
диаметром 146 мм по данным гамма-
га мма-толщиномера.
Шифр кривых — h, мм
297
позволяющими измерять внутренний диаметр труб: профилемером,
микрокаверномером.
Трубчатый профилемер ПТС предназначен для измерения внут-
реннего диаметра и профиля обсадных колонн. Прибор снабжен две-
надцатью измерительными рычагами. Профиль определяется парой
рычагов, расположенных в одной плоскости и перемещающихся не-
зависимо от других пар. Прибор центрируется в скважине. Переме-
щение каждой пары рычагов связано с отдельным реостатом. Для
преобразования механических перемещений в электрические реос-
таты от общего генератора питаются переменным током частотой
20 кГц. Для одновременной регистрации шести измеряемых парамет-
ров по жиле кабеля используют временную импульсную телеизмери-
тельную систему с амплитудной модуляцией. Прибор рассчитан для
работы с трехжильным кабелем и восьмиканальным регистратором.
Максимальная рабочая температура 120 °C; давление до 8 • 107 Па; ди-
аметр измеряемых колонн 190 — 300 мм; погрешность измерения
± 1,5 мм.
Измерения, выполненные трубчатым профилемером, позволя-
ют выявить эксцентриситет обсадной колонны, обусловленный не-
равномерным сжатием, выделить интервалы на внутренней повер-
хности колонны, нарушенные коррозией.
Рис. 166. Электрическая схе-
ма локатора муфт
Дополнительная информация о со-
стоянии обсадных колонн может быть
получена с помощью локатора муфт
(рис. 166). Локатор муфт представляет
собой многослойную индуктивную ка-
тушку со стальным сердечником. Ка-
тушка расположена между двумя по-
стоянными магнитами. Полюсы магни-
тов (N, S) направлены навстречу друг
другу. Прибор помещен в антимагнит-
ный корпус. Т аким образом, многослой-
ная катушка находится в магнитном
поле, создаваемом постоянными магни-
тами.
В условиях скважины напряжен-
ность магнитного поля, пронизываю-
щего индуктивную катушку, зависит от
сопротивления цепи магнитопровода, в
которую входит обсадная колонна. При перемещении прибора по ство-
лу скважины изменение магнитного сопротивления среды приводит к
изменению напряженности магнитного поля вокруг катушки, которое
возбуждает электродвижущую силу индукции. Возникающая раз-
ность потенциалов ДП передается на поверхность по жиле кабеля на
регистрирующий прибор (см. рис. 166).
Диаграммы, записанные локатором муфт, позволяют уточнить
положение муфтовых соединений обсадной колонны или насосно-
компрессорных труб, уточнить интервалы перфорации. По положе-
298
нию муфтовых соединений осуществляют точную привязку показа-
ний различных приборов по глубине.
С помощью прихватоопределителя — локатора муфт, выпол-
ненного без магнитов, можно определить место прихвата бурильных
или насосно-компрессорных труб. Прихватоопределитель (рис. 167)
состоит из индуктивной катушки 4,насаженной на сердечник 5 и зак-
люченной в корпус 6 из немагнитной стали. Катушка одновременно
является и электромагнитом, башмаками у которой служат головка
2 и днище 7. Питание прибора и снятие полезного сигнала осуществ-
ляются по одножильному бронированному кабелю через свечной
электроввод 1 и пружинный контакт 3.
Рис. 167. Электромагнитный прихватоопределитель
Работы по определению места прихвата выполняют следующим
образом. Записывают контрольную кривую магнитной индукции в
предполагаемом интервале при-
хвата (рис. 168,1). Затем в трубах
устанавливают магнитные метки
1 на расстоянии 10 — 15 м друг от
друга. Выполняют второй замер
прихватоопределителем, на кото-
ром фиксируется положение маг-
нитных меток (рис. 168, II). После
этого к колонне труб прикладыва-
ют максимально допустимые на-
грузки — растяжение или скру-
чивание. Затем вновь записывают
кривую магнитной индукции (рис.
168, III). В свободной части труб,
которые испытали упругие де-
формации, магнитные метки ис-
чезнут или значительно изменят-
ся по величине. Ниже глубины
прихвата 2 колонна нагрузок ис-
пытывать не будет и магнитные
метки сохранятся.
Изучить характер дефектов
обсадных колонн можно путем их
фотографирования. В скважин-
ный прибор помещают фото-
Рис. 168. Пример определения мес-
та прихвата бурильных или насосно-
компрессорных труб
299
камеру, управление которой оператор осуществляет с поверхности.
Скважинный прибор типа ФАС-1 состоит из оптической части,
лентопротяжного механизма электрической части и кожуха со смот-
ровым окном диаметром 60 мм. Фотографирование — боковое оди-
ночными кадрами или серией кадров при движении прибора. Раз-
мер изображения 11,4 мм в масштабе 1:5.
Фотографирование стенок скважины возможно только в прозрач-
ных средах. Поэтому перед спуском прибора скважину необходимо
промыть чистой водой. Это резко ограничивает область возможного
применения метода.
Если скважина заполнена непрозрачной жидкостью — глинистым
раствором, нефтью, минерализованной водой, то получить изобра-
жение стенок обсадной колонны или открытого ствола скважины
можно с помощью скважинного акустического телевизора (см. гл. III).
Изображение получают методом ультразвуковой эхолокации.
В скважинном приборе установлен вращающийся вокруг про-
дольной оси пьезоэлектрический преобразователь, который сов-
мещает функции излучателя и приемника ультразвуковых им-
пульсов. За один оборот вокруг оси прибора излучатель посылает
около 400 посылок импульсов. Посылаемые импульсы имеют форму
узкого акустического луча, сфокусированного в точке на поверхнос-
ти скважины. Амплитуда отраженного импульса зависит от состоя-
ния поверхности. Отраженный импульс воспринимается приемни-
ком и передается на поверхность. Изображение отраженного сигна-
ла по одному витку высвечивается в виде одной строки переменной
яркости на экране кинескопа и регистрируется на фотопленку, дви-
жущуюся синхронно с протяжкой кабеля (рис. 65).
§ 5, ПРИТОКОМЕТРИЯ
Притокометрия включает определение мест притоков и поглоще-
ний в бурящихся скважинах, установление мест притоков, заколон-
ных перетоков, поглощений в обсаженных скважинах. Решают эти
задачи с помощью дебитомеров, термометров, резистивиметров, ра-
диоактивных изотопов.
Большое распространение для решения этих задач получила тер-
мометрия. Ее применение основано на различии температур пласто-
вого флюида и бурового раствора, заполняющего скважину. Исполь-
зование дебитометрии ограничивается случаями, когда происходит
перемещение флюида по стволу скважины. Резистивиметры позво-
ляют выделять интервалы притока только пластовых вод или зоны
поглощения бурового раствора.
Рассмотрим методики выделения мест притока и затрубной цир-
куляции в обсаженных скважинах.
Выделение мест притока
В эксплуатируемых скважинах интервал притока уверенно вы-
деляется по замерам дебитомеров. Методика исследования ана-
логична описанной в гл. X.
300
Если пластовое давление уравновешено давлением столба жид-
кости в скважине, а статический уровень установился ниже устья
скважины, то применяют термометрию и резистивиметрию. При этом
для определения местоположения притока изменяют противодавле-
ние на пласт. Изменить давление можно путем понижения уровня
жидкости в скважине (метод оттартывания) или повышения давле-
ния на пласт (метод продавливания).
При проведении исследований методом оттартывания скважину
заполняют жидкостью, которая по свойствам, температуре, сопро-
тивлению отличается от свойств пластового флюида. Снимают конт-
рольную кривую. Затем, последовательно снижая давление на пласт,
вызывают приток пластового флюида и одновременно проводят се-
рию замеров. Место притока выделяется по характерным изме-
нениям показаний прибора, которые по мере отбора жидкости рас-
пространяются вверх по стволу скважины.
Примеры выделения мест притока жидкости методом от-
тартывания по данным резистивиметрии и термометрии приведены
на рис. 169.
Рис. 169. Определение места притока пластовых вод в сква-
жину методом оттартывания по данным резистивиметрии (а)
и термометрии (б).
К — контрольная кривая; остальные кривые зарегистрированы в
процессе снижения уровня; 1 — температура пластовой воды и бу-
рового раствора равны; 2 — температура пластовой воды выше тем-
пературь бурового раствора
При определении местоположения притока методом продав-
ливания скважину заполняют однородной жидкостью и снимают кон-
трольный замер.
301
После этого в скважину порци-
ями закачивают жидкость, кото-
рая по свойствам (температуре
или сопротивлению) отличается
от жидкости в скважине. Переме-
щение закачиваемой жидкости
происходит на участке от стати-
ческого уровня до места наруше-
ния колонны, и это перемещение
контролируется серией замеров.
Пример выделения места при-
тока по показаниям термометра и
механического расходомера ме-
тодом продавливания приведен
на рис. 170.
Выделение интервалов
затрубной циркуляции
Затрубная циркуляция, т. е.
движение флюида по стволу
скважины за обсадной колонной,
возможна при некачественной
цементации. Нарушение целост-
ности цемента может быть связа-
Рис. 170. Выделение места притока
пластовых вод расходомером РГД и
термометром по методу продавлива-
ния.
Замер термометром: 1 — контрольный;
2 — после закачки 4 м3 жидкости; 3 —-
после продавливания 10 м3; 4 — после
продавливания 14 м3, 5 — результаты
измерений расходомером РГД
из одного пласта в другой без вых
но с неудачной первоначальной
заливкой или изменениями це-
ментного камня под воздействи-
ем механических или физико-
химических процессов, протека-
ющих в прискважинной зоне в
процессе испытания скважин и
разработки месторождения.
Перетоки могут наблюдаться
ja в скважину; в скважину из пла-
ста, залегающего выше или ниже интервала перфорации; из сква-
жины в пласт, не вскрытый перфорацией.
При выделении интервалов перетока обязательно проведение ис-
следований по контролю качества цементирования скважины.
Внутреннюю циркуляцию, т.е. циркуляцию пластового флюида
без выхода в скважину, определяют главным образом с помощью тер-
мометра. С этой целью скважину промывают и через 3—5 сут при
установившемся тепловом режиме регистрируют температуру по
всему стволу скважины. Схема выделения интервалов затрубной
циркуляции пластовой жидкости приведена на рис. 171.
На общем фоне изменения температур, соответствующем геотер-
мическому градиенту, выделяются два интервала, в пределах кото-
рых градиент температуры практически равен нулю. На участке аб
температура сохраняется постоянной, а в точке б она ниже окружа-
302
Рис. 171. Схема выделения затруб-
ной циркуляции по данным термо-
метрии.
1 — цемент; 2 — порода
Рис. 172. Пример выделения ин-
тервала затрубной циркуляции воды
в нагнетательной скважине по дан-
ным термометрии.
1 — интервал перфорации; 2 — интервал
заколонной циркуляции
ющей среды. Такая картина наблюдается при перетоке жидкости за
колонной сверху вниз. В интервале вг выделяется положительная
аномалия. В точке в температура выше окружающей среды. Это обус-
ловлено движением жидкости в затрубном пространстве снизу вверх.
Выделение затрубной циркуляции в нагнетательных скважинах
можно показать на примере, приведенном на рис. 172. Скважина после
вскрытия трех пластов в интервале 1580 —1600 м продолжительное
время использовалась как нагнетательная. Измерения показали, что
температура по скважине на уровне 13' С сохраняется ниже интер-
вала перфорации до глубины 1612 м. Следовательно, на участке
1600 —1612 м имеется затрубная циркуляция и закачиваемая жид-
кость не поступает в пласты, вскрытые перфорацией.
Заколонные перетоки газа без выхода в скважину выделяются по
данным термометрии так же, как и перетоки воды. Но в случае ин-
тенсивного выхода газа из пласта может проявиться дроссельный эф-
фект и тогда на термограмме отдающий пласт выделится понижени-
ем температуры.
Перетоки воды, интенсивность которых превышает 5 м3/сут, мо-
гут быть выделены методом наведенной активности кислорода —
МНАК. Для активации кислорода необходим источник быстрых ней-
тронов. В настоящее время для этой цели используют импульсный
303
Рис. 173. Характер изменения пока-
заний МНАК (1) в зависимости от
скорости потока (v). при движении
жидкости снизу вверх.
1 — для зонда 1=-25 см; 2 — для зонда
1=50 см; а, б — значения соответствую-
щих зондов при отсутствии потока
генератор нейтронов ИНГ-36-2. Индикаторы гамма-излучения рас-
полагаются по обе стороны от источника нейтронов.
Размер прямого зонда 50 см, обратного — 25 см.
Поскольку реакция активации кислорода *gO+Jn—»1®N + p + y
протекает при энергиях нейтронов свыше 10 мэВ, а скважинный ге-
нератор ИГН-32-2 вырабатывает нейтроны энергией 14 мэВ, то ак-
тивация кислорода происходит только вблизи источника нейтронов,
т. е. в той области, где они сохраняют высокую энергию. В результате
метод имеет сравнительно небольшую глубину исследования, но пе-
ретоки вод за колонной могут быть выделены.
При измерениях МНАК ин-
формацию получают в виде ин-
тенсивностей гамма-излучений,
регистрируемых прямым 150 и об-
ратным 1_25 зондами, а также в
виде безразмерного параметра
т] = 150/1_25. Для вычисления т] ин-
тенсивность зондов замеряют по
точкам.
Интерпретация метода осно-
вывается на следующем. При от-
сутствии потока показания мало-
го зонда превышают показания
большого зонда
(рис. 173). При движении жидко-
сти перемещаются также и ак-
тивированные атомы кислорода.
Если поток жидкости движется
снизу вверх, то показания мало-
го зонда, расположенного ниже
источника нейтронов, уменьшаются, а показания большого зонда,
расположенного выше источника нейтронов, сначала увеличи-
ваются, а затем с увеличением скорости потока также начинают
снижаться (см. рис. 173).
При исследовании скважин, в которых поток воды движется
сверху вниз, в частности в нагнетательных скважинах, измерения
выполняют обращенной зондовой установкой, т. е. нижний зонд име-
ет размер 50 см, а верхний —- 25 см.
Процесс выделения интервалов перетоков включает следующие
операции. В исследуемом интервале регистрируют диаграммы ГМ и
ИННМ-Т при времени задержки т = 800 мс. Проводят непрерывную
регистрацию МНАК прямым и обратным зондами. Если по непрерыв-
ным диаграммам МНАК интервал перетока уверенно не выделяет-
ся, то проводят измерения по точкам с вычислением параметра тр
Шаг измерений составляет 1 м.
Пример интерпретации диаграмм МНАК по выделению интервала
затрубной циркуляции в нагнетательной скважине приведен на
рис. 174. Основной поток жидкости по скважине, который приурочен
304
Рис. 174. Пример выделения заколонного перетока в нагнетательной сква-
жине по данным МНАК, ИНГМ.
I — интервал перфорации; 2 — заколонный переток; 3 — глина; 4 — песчаник
к интервалу перфорации, четко выделяется по непрерывным диаг-
раммам МНАК: значения 150 превышают 1_25. Ниже зоны перфора-
ции в интервале 1666 —1684 м по значениям относительного пара-
метра Т), а также по данным термометрии фиксируется переток жид-
кости в затрубном пространстве.
Применение радиоактивных изотопов
для изучения технического состояния скважин
С помощью радиоактивных изотопов может быть решен ряд за-
дач, связанных с изучением технического состояния скважин, в час-
тности: а) локализация мест нарушения колонны; б) определение за-
колонной циркуляции; в) выделение поглощающих горизонтов.
Изотопы, предназначаемые для проведения этих исследований,
должны удовлетворять двум основным требованиям: иметь неболь-
шую продолжительность жизни; не адсорбироваться горными поро-
дами, глинистой коркой, буровым раствором, эксплуатационным и
геофизическим оборудованием.
Практически этим требованиям отвечает изотоп натрия 24Na, пе-
риод полураспада которого 15 ч, и изотоп радона 222Rn, период полу-
распада 3,7 дня. Для приготовления изотопа 24Na непосредственно
на месте его применения разработана транспортная активационная
установка ТАУ-1.
Активационная камера установки заполняется порошком соды
NaHCOs в объеме 65—70 кг и заливается водой. После помещения в
рабочий канал стандартного источника быстрых нейтронов начина-
ется процесс активации
jjNa + оП—>24Na
Распад радиоактивного натрия-24 сопровождается излучением
2 — 3 гамма-квантов, энергия которых 1,37 и 2,75 мэВ. Для защиты
20 — Добрынин В.М.
305
обслуживающего персонала от нейтронного облучения активацион-
ную камеру окружают блоками защиты, содержащими водород.
Для активации всего материала требуется примерно 30 ч. После
этого порошок, содержащий радиоактивный изотоп 24Na, под дей-
ствием потоков воды растворяется, вымывается из активационной
камеры и с помощью насосов подается к устью скважины. За один
цикл активации приготовляется 0,7 —1,5 м3 радиоактивного раство-
ра. За счет малого содержания в растворе изотопа 24Na по сравне-
нию со стабильным изотопом 23Na практически исключается его ад-
сорбция в колонне и горных породах.
При проведении исследований с изотопами руководитель гео-
физической партии и представитель геологической службы конт-
ролируют последовательность выполнения всех этапов в соответствии
с технической инструкцией. Методика работ предусматривает выпол-
нение следующих операций: проверку готовности скважины к прове-
дению исследований; запись контрольной кривой ГМ в интервале ис-
следования; приготовление радиоактивного раствора, ввод и продав-
ливание его в скважину; проведение непрерывных замеров ГМ в
процессе продавливания радиоактивного раствора.
Проверка готовности скважины — это проверка ее приемистости
и соответствующего оборудования устья. При отсутствии приемис-
тости исследования не проводятся. Если гидростатический уровень
ниже устья, то скважину заполняют глинистым раствором или во-
дой. Особых требований к физико-химическим параметрам раство-
ра не предъявляется.
Оборудование устья скважины должно обеспечить: герметизацию
насосно-компрессорных труб и затрубного пространства; подключе-
ние насоса агрегата для продавливания жидкости через насосно-ком-
прессорные трубы или затрубное пространство; установку лубрика-
тора для проведения замеров под давлением в процессе закачки ра-
створа.
В скважину опускают насосно-компрессорные трубы, башмак ко-
торых устанавливают на 100—200м выше интервала исследования.
Оборудование башмака НКТ обеспечивает прохождение скважин-
ного прибора.
После проверки готовности скважины в интервале исследования,
намеченном к проведению, регистрируют диаграмму ГМ, которая
служит контрольным замером. Кривая ГМ регистрируется двумя
гальванометрами, чувствительность которых 1:5 в масштабе глубин
1:200. При установке масштаба регистрации необходимо учитывать,
что в процессе перемещения радиоактивного раствора интенсивность
возрастает.
Замеры в скважине проводят при движении прибора снизу-вверх;
в интервал замера должны войти нижняя и верхняя границы столба
жидкости с радиоактивным раствором. Кривые регистрируются пос-
ле закачки очередной порции жидкости.
Пример выделения интервала заколонной циркуляции по данным
радиоактивных изотопов приведен на рис. 175. Замер I — зафикси-
306
Рис. 175. Выделение зон заколонной циркуляции жидкости и поглощающих
пластов в обсаженной скважине методом радиоактивных изотопов.
1 — интервал перфорации; 2 — заколонный переток; 3 — цемент; 4 — обсадная колон-
на; 5 — проникновение активированной жидкости в интервале перфорации; 6 — гли-
на; 7 — песчаник; К — контрольный замер ГМ
ровал положение нижней границы радиоактивного раствора на глу-
бине 2150 м. Замеры II, III, IV свидетельствуют, что в интервале пер-
форации жидкость проникает в пласты, залегающие на глубинах
2162—2170 ми 2180—-2185 м, а в интервале 2185—2230 м регистри-
руется зона заколонной циркуляции жидкости.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Как контролируется положение ствола скважины в простран-
стве?
2. Объясните построение горизонтальной проекции ствола сква-
жины.
3. Используя электрическую схему инклинометра (рис. 149),
объясните, как производят измерения угла и азимута искривления
скважины.
4. Для решения каких задач нужно знать фактический диаметр
скважины?
307
5. Перечислите геофизические методы контроля качества цемен-
тирования обсадных колонн и объясните физические основы этих ме-
тодик.
6. В скважине после непродолжительного периода эксплуатации
возникла необходимость проверить качество цементного камня за ко-
лонной. Какими методами зто лучше сделать, почему?
7. Каким геофизическим методом лучше проконтролировать ка-
чество цементного камня за колонной после проведения в скважине
ремонтных работ, почему?
8. В скважине произошел прихват бурового инструмента. Как гео-
физическими методами определить место прихвата?
9. В процессе эксплуатации продуктивного горизонта стала во все
большем объеме поступать пластовая вода. Какие исследования сле-
дует провести в скважине, чтобы:
а) установить место притока,
б) установить источник поступающей воды?
10. Объясните методику выделения заколонного перетока воды
методом МНАК, когда вода поступает из ниже залегающего гори-
зонта.
Глава IX.
ПЕРФОРАЦИЯ И ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН
Все работы в скважинах, связанные с применением взрывчатых
веществ (ВВ), выполняются геофизической службой с использо-
ванием стандартного оборудования — подъемника, лебедки, кабеля.
Основное назначение прострелочно-взрывных работ — вскрытие
пласта и восстановление или создание гидродинамической связи в
системе скважина — пласт. Однако применение ВВ в скважинах не
ограничивается решением только этих задач. С помощью взрывных
работ выполняют различные операции, способствующие ликвидации
аварии, ускорению ремонтных работ, повышению дебита скважин,
более полной выработке месторождения.
§ 1. ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН
В процессе бурения скважины глинистые частицы бурового рас-
твора проникают в поры и ухудшают коллекторские свойства в при-
скважинной части пласта (зона кольматации). После окончания бу-
рения в скважину опускают колонну стальных труб, затрубное про-
странство цементируют. Для восстановления гидродинамической
связи необходимо создать систему каналов, трещин, обеспечиваю-
щую поступление пластового флюида в скважину.
Создание в стальной колонне, цементном камне и горной породе
каналов (отверстий) называется перфорацией. Перфорационные ка-
308
налы должны иметь достаточный диаметр, обеспечивающий необхо-
димый дебит; глубину, позволяющую вскрыть пласт за зоной кольма-
тации. Желательно также, чтобы вокруг каналов создавались трещи-
ны, способствующие повышению проницаемости. Необходимо исклю-
чить засорение каналов глинистыми частицами; перед перфорацией
ствол скважины должен быть тщательно промыт и заполнен раство-
ром, не содержащим глинистых частиц.
Перфорация должна быть также высокопроизводительной, не тре-
бовать значительных затрат времени и обеспечивать целостность ко-
лонны и цементного камня выше и ниже интервала вскрытия пласта.
Наиболее полно этим требованиям отвечают стреляющие перфо-
раторы, которые позволяют создать в горной породе каналы глуби-
ной 70 — 200 мм, диаметром 8—25 мм при плотности перфорации
10—20 отверстий на 1 м. Размеры перфорационного канала опреде-
ляются физическими свойствами горных пород, техническим состо-
янием скважины, пластовым давлением и типом применяемой аппа-
ратуры.
По принципу действия стреляющие перфораторы подразделяют-
ся на пулевые и кумулятивные (рис. 176). Ранее применялись также
торпедные (снарядные) перфораторы.
Рис. 176. Типы стреляющих перфораторов
309
Пулевые перфораторы. При пулевой перфорации вскрытие плас-
та производится пулями, выстреливаемыми специальными аппара-
тами — перфораторами. По своему устройству пулевые перфорато-
ры делятся на перфораторы с горизонтальными и вертикально-кри-
волинейными стволами. Кроме того, перфораторы подразделяются на
аппараты залпового и селективного действия. Перфораторы с верти-
кально-криволинейными стволами только залпового действия.
Проникновение пули в различные преграды определяется ее на-
чальной скоростью, массой и формой. При выстреле пороховые газы
совершают работу
i
A = fp(l)Sndl
о
где р(1) — давление в стволе перфоратора; *5П — площадь сечения
пули; I — длина канала ствола. Придать пуле большую скорость и,
следовательно, увеличить ее пробивную способность можно путем
повышения давления в стволе или увеличения длины ствола.
Давление в стволе повышается за счет увеличения массы поро-
хового заряда. Это достигается применением большого объема камо-
ры и прессованного пороха. Однако даже увеличенный заряд в пер-
фораторах с горизонтальными стволами, длина которых ограничена
диаметром скважины, не обеспечивает достаточной пробивной спо-
собности. Аппараты этого типа, несмотря на высокую производитель-
ность и низкую стоимость работ, в настоящее время в нефтяной и
газовой промышленности практически не применяются.
Для повышения пробивной способности пули необходимо удлинить
ствол. Это реализовано в перфораторах типа ПВН. В аппаратах этого
типа вертикальный удлиненный ствол проложен в теле перфоратора.
На конце каждого ствола имеется криволинейный желоб, который
изменяет движение пули и направляет ее в сторону стенки скважины.
Применение крупнозернистого пороха позволяет поддерживать вы-
сокое давление пороховых газов при движении пули в стволе. В ре-
зультате пуля приобретает высокую скорость (до 900 м/с), что при
значительной массе (около 200 г) обеспечивает большую пробивную
способность. Перфораторы успешно используются при вскрытии пла-
стов, перекрытых двумя и даже тремя обсадными колоннами.
Конструкция перфоратора показана на рис. 177. Основные части
перфоратора: пиропатрон 1, головка 2 с электровводом, две секции
4, переходник 8, наконечник 9. Головка обеспечивает подсоединение
прибора к кабелю. В ней проложен герметизированный электроввод;
здесь же помещается пиропатрон и верхний пороховой заряд 7. Пи-
ропатрон воспламеняет самый верхний заряд, а от него по системе
огнепроводных каналов воспламеняются остальные заряды.
Секции на концах имеют резьбу для соединения с головкой, нако-
нечником или переходником. Герметизация осуществляется рези-
новыми кольцами. Вдоль оси секции в двух взаимно перпендикуляр-
ных плоскостях расположены четыре ствола оканчивающиеся кри-
волинейными желобами.
310
Стволы идут попарно от общих
пороховых камор навстречу друг
другу, в результате чего устраня-
ется отдача на корпус перфора-
тора. Стволы герметизируются
стальными и резиновыми прок-
ладками. Пороховая камера отде-
лена от ствола паронитовой про-
кладкой. Пули 3 изготовляются из
легированной стали. В наконеч-
нике размещен пороховой заряд,
с помощью которого производит-
ся выстрел из стволов нижней
секции. Обтекаемая форма нако-
нечника способствует лучшей
проходимости прибора по стволу
скважины.
В обозначениях пулевых пер-
фораторов с вертикально-криво-
линейными стволами ПВ90Т,
ПВТ73, ПВК70 цифрами указан
наружный диаметр (мм). Пере-
численные перфораторы рабо-
тоспособны при давлениях до
100 Мпа, плотность перфорации
составляет 4, 2 и 1,5 отв/м соот-
ветственно, длина пробиваемого
канала — 230, 265 и 365 мм.
В настоящее время для пуле-
вого префоратора ПВН-90 раз-
работаны термостойкие заряды
блочной конструкции (ТЗБК)
(ОАО «ВНИПИвзрывгеофизи-
ка »). Заряды ТЗБК представля-
ют собой смеси горючесвязыва-
ющего материала и частиц на-
полнителя, изготавливаются на
основе термостойкого окислите-
ля — перхлората аммония и ди-
винилстирольного каучука. За-
ряды ТЗБК имеют большую ско-
Рис. 177. Пулевой перфоратор
ПВН90Т [по Н.Г. Григоряну].
1 — пиропатрон; 2 — головка, 3 — пуля,
4 — секция, 5 — опорный диск, 6 — рези-
новая пробка, 7 — пороховой заряд, 8 —
переходник, 9 — наконечник.
рость пули по сравнению с зарядом из штатного зерненного пороха
Заряды изготовляются прессованием в виде шашек с внутренним
каналом и разработаны для использования также в кумулятивных
перфораторах и пороховых генераторах давления.
Кумулятивные перфораторы. При кумулятивной перфорации
пласт вскрывается под действием узкой струи раскаленных газов и
металла, сконцентрированной в поток большой плотности и огром-
311
ной скорости. В головной части скорость струи достигает 6 — 8 км/с.
Такой поток образуется при взрыве кумулятивного заряда.
При такой скорости кумулятивная струя оказывает на преграду
значительное давление. В реальных средах это давление составляет
несколько сотен мегапаскалей.
Максимальная эффективность действия кумулятивного заряда с
выемкой, облицованной металлом, достигается при расположении
заряда от преграды на определенном расстоянии, которое называ-
ется фокусным. Фокусное расстояние должно быть заполнено воз-
душной средой.
Механизм образования кумулятивной струи из облицовки пока-
зан на рис. 178. В струю обычно переходит примерно 10% массы об-
лицовки. Остальная часть, обжимаясь, формируется в стержень си-
гарообразной формы — пест, движущийся вслед за струей. Скорость
струи от головной части к хвостовой снижается примерно в 3—4 раза,
благодаря чему струя в полете растягивается и одновременно сужа-
ется в диаметре. После достижения некоторого критического значе-
ния целостность струи нарушается и она распадается на определен-
ное число фрагментов, летящих друг за другом. Скорость хвостовой
части струи составляет 2 км/с; пест имеет скорость около 1 км/с.
Рис. 178. Последовательные фазы образования кумулятивной струи при
взрыве заряда с облицованной выемкой [по Н. Г. Григоряну].
а — заряд до взрыва; б — фронт волны детонации подходит к вершине выемки; в -—
детонация закончилась, металлическая облицовка деформируется с образованием
кумулятивной струи и песта; г — образование струи и песта закончилось; д — струя
разрывается на фрагменты; е — струя проникает в преграду, пест движется следом
за струёй
312
При встрече с преградой кумулятивная струя создает канал, диа-
метр которого больше диаметра струи. Дно канала имеет полусфери-
ческую форму. Фрагменты хвостовой части струи, не принимавшие
участие в пробивании канала, скапливаются на дне канала.
Летящий вслед за струей пест в зависимости от соотношения его
диаметра и диаметра канала может достичь дна или застрять где-то
в канале. Это снижает эффективность перфорации. Поэтому стре-
мятся в зарядах создать такие условия, чтобы диаметр пробиваемо-
го канала был как можно больше, а пест имел бы малый диаметр или
не образовывался бы вовсе.
Горные породы в тонком слое вокруг стенок канала несколько уп-
лотняются, что приводит к снижению их проницаемости до 20%.
Материал струи (металл) и ее высокая температура влияния на
коллекторские свойства практически не оказывают. Металл распы-
ляется по стенкам канала тончайшим слоем. Высокая температура
струи, которая составляет порядка 1000 °C, не успевает сплавить гор-
ную породу из-за кратковременного воздействия. Весь процесс про-
текает 100 мкс.
Кумулятивный заряд перфоратора (рис. 179) представляет собой
прессованную шашку бризантного ВВ цилиндрической, конической
или овальной формы — кумулятивная выемка, в которую вставлена
металлическая воронка. В основании заряда находится детонатор.
Инициирование взрыва снаряда производится от взрыва общего гиб-
кого детонирующего шнура, который, в свою очередь, возбуждается
от соответствующего взрывного устройства, чаще взрывного патрона.
Форма заряда позволяет уменьшить массу ВВ, не участвующую
непосредственно в образовании кумулятивной струи, благодаря чему
уменьшается вредное воздействие взрыва на корпус перфоратора
или обсадную колонну.
По способу герметизации кумулятивных зарядов перфораторы
делятся на две группы; корпусные и бескорпусные. Корпусные, в свою
очередь, подразделяются на перфораторы с многократным исполь-
зованием корпуса, обозначение которых ПК, и однократного исполь-
зования — ПКО, ПКОС, ПНК. Бескорпусные перфораторы выпус-
Рис. 179. Кумулятивные заряды.
а — заряд ЗПРВ для перфоратора ПРВ, б — заряд ЗКПРУ для разрушающего усо-
вершенствованного перфоратора КПРУ; 1 — кумулятивная воронка; 2 — крышка; 3 —
заряд ВВ; 4 — детонатор промежуточный; 5 — корпус
каются частично разрушающимися — ПКС, ПКР и полностью раз-
рушающимися — КПР, ПР. Техническая характеристика основных
кумулятивных перфораторов приведена в табл. 14.
Таблица 14. Технические характеристики применяемых перфораторов
[по СА. Ловле]
Типоразмеры перфораторов Способ спуска Допустимое давление, МПа Глубина пробития, мм
Цельнотянутые облицовки Порошковые облицовки, полученные (ожидаемые) результаты
Бескорпусные кумулятивные перфораторы* Ленточные ПКСУЛ80, 100 | На кабеле | 80 | 280,410 550 (750)
С извлекаемым каркасом
ПРК42, 54, 65 На кабеле 100 140, 180, 2
ПРК42М, 54М, 65М через НКТ 120 40 150, 190, 2
ПРКУ40, 50, 62 100 50 200, 300, 4, 50 300 (320, 500)
Полностью разрушающиеся
ПР43, 54, « 80 120, 150, 2
КПРУ65 40
ПР100 На кабеле 80 350
ПР43, 54, « 80 120, 150, 2
КПРУ65 40
ПР100 На кабеле 80 350
Корпусные кумулятивные перфораторы**
ПК85, 80, 95, 105 Многоразового использования
На кабеле | 80 | 95, 185, 255, 250 Однократного использования 590
ПКОС32, 38 На кабеле 100 75, 90
ПМИ48 через НКТ 80 160
ПКО 73, 89, 102 60, 8 155, 250 450, 650
ПКОТ 73, 89 На кабеле 0. 120 250—300 450, 650
ПНКТ.ПКТ, пмт « На НКТ 60—120 240—450 450—650
‘Предельная температура всех, исключая спускаемые на трубах перфораторов,
150 °C
“Предельные утлы наклона скважины до 45', за исключением перфораторов, спус-
каемых на НКТ, не имеющих ограничений по этому показателю
314
В корпусных перфораторах заряды и средства взрывания (дето-
нирующий шнур и взрывной патрон) изолированы от внешней сре-
ды стальным корпусом, который выдерживает высокие гидростати-
ческие давления. Стальной корпус позволяет применять перфора-
торы зтого класса в скважинах на больших глубинах при высоких
температурах и давлениях. Кроме того, корпусные перфораторы не
загрязняют ствол скважины после перфорации и не оказывают раз-
рушающего влияния на обсадную колонну и цементный камень в зат-
рубном пространстве.
Кумулятивные корпусные перфораторы многократного ис-
пользования типа ПК имеют толстостенный стальной герметичный
корпус, в стенках которого против каждого заряда расположены гнез-
довые отверстия для прохождения кумулятивной струи. Каждое от-
верстие герметизируется металлической пробкой и резиновым уп-
лотнением. Оси соседних зарядов и гнездовые отверстия располага-
ются с шагом, обеспечивающим необходимую плотность перфорации,
и сдвинуты относительно соседнего заряда на 90°. Минимальное рас-
стояние между соседними зарядами 75—85 мм. В одном корпусе раз-
мещено 10—12 зарядов. Для увеличения числа зарядов, одновремен-
но опускаемых в скважину, корпусы перфораторов можно соединить.
Один корпус выдерживает до 40 групповых взрывов.
В корпусных перфораторах однократного использования (ПКО,
ПКОТ) корпус изготовляется из сплошной тонкостенной трубы, про-
стреливаемой кумулятивными струями. Для изготовления корпу-
сов Могут быть использованы насосно-компрессорные или буриль-
ные трубы. Преимущество перфораторов этого типа — возможность
применения более мощных зарядов. Преимущество заключается
также в том, что они позволяют спускать в скважину одновременно
до 100 зарядов, а за одну операцию простреливать интервал мощ-
ностью до 10 м.
Недостатки перфораторов ПКО: невозможность применения их
на небольших глубинах (при гидростатических давлениях менее
10 МПа корпус разрушается); большой расход металла на одну опе-
рацию.
Все перфораторы, как правило, спускают в скважину на кабеле.
Исключение составляют перфораторы ПНК и ПМТ89, спускаемые в
скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах.
Перфораторы ПМТ-89 предназначены для вскрытия за один спуск
больших по мощности (сотни метров) нефтегазоносных объектов, при
необходимости с пропусками в интервале перфорации. Предусмотре-
на возможность перед выстрелом перфоратора провести промывку
ствола скважины и закачки в интервал перфорации активной жидко-
сти. Контролируемое устье скважины позволяет вскрытие объекта
проводить при депрессии на пласт. Перфораторы ПМТ-89 поставля-
ются полностью снаряженными и спресованными на максимальное
рабочее давление 21-зарядными модулями. Диаметр модуля — 60 мм,
длина — 1,5 м. Ориентация зарядов спиральная с различными углами
фокусировки. Перфораторные модули помещаются по 4 — 5 штук
315
Рис. 180. Секция модульного
перфоратора:
1 — корпус; 2 — передающий де-
тонацию кумулятивный заряд;
3 — шашка ВВ; 4 — детонирую-
щий шнур; 5 — кумулятивные за-
ряды
встык в негерметичные контейнеры, изготовляемые на месте из НКТ
невысокой категории прочности (в том числе из бывших в употребле-
нии) диаметром 89 мм и толщиной стенки 6,5мм. Между модулями,
снабженными центраторами, и контейнером имеется кольцевой про-
ход шириной 8 мм, по которому сквозь перфоратор проходит жидкость
при промывке скважины в интервале перфорации перед выстрелом.
Снаряженные модулями контейнеры соединяются на устье в процес-
се спуска перфоратора по обычной технологии свинчивания НКТ, об-
разуя сборку любой длины. Предусмотрены холостые передаточные
модули для обеспечения пропусков в интервале перфорации. Подрыв
перфоратора осуществляется с помощью спускаемой вместе с перфо-
ратором взрывной головки. Взрывная головка срабатывает путем про-
качивания через колонну НКТ резинового шара. Факт срабатывания
перфоратора регистрируется на поверхности акустическими метода-
ми. Перфораторы ПНК и ПМТ-90 позволяют проводить вскрытие пла-
стов в наклонно-направленных скважинах при больших углах искрив-
ления ствола и при горизонтальном бу-
рении. Поскольку для их спуска не
требуется кабель и геофизический
подъемник, этот метод получил распро-
странение при испытании и освоении
скважин в труднодоступных районах
Крайнего Севера, Сибири.
В настоящее время разработаны
технологии и стали больше применять-
ся прогрессивные технологии спуска
перфораторов на трубах и через НКТ.
Модульные перфораторы поступают с
завода секциями. Окончательная их
досборка перед спуском в скважину сво-
дится к соединению секций в гирлянду.
На рис. 180 дана схема секции перфо-
ратора [10]. Инициирование перфорато-
ров спукаемых на НКТ производится
безопасным адиабатическим взрывате-
лем, не содержащим инициирующих
взрывчатых веществ [В.М. Тебякин-
ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика»].
К перфоратору в потоке промывочной
жидкости доставляется резиновый шар.
Шар, попадая в седло взрывателя, пе-
рекрывает циркуляцию и при избыточ-
ном давлении 3—5 Мпа запускает пор-
шень адиабатического механизма, что
вызывает поджигание ВВ.
В бескорпусных перфораторах гер-
метизируется индивидуальной оболоч-
кой каждый отдельный заряд. Оболоч-
316
ка выдерживает гидростатическое давление, но разрушается при
взрыве. Материал герметизирующих оболочек — стекло, керамика,
ситалл, алюминий. Заряды собирают в длинные гирлянды. Взрыва-
ние производится детонирующим шнуром, срабатывающим от
взрывного патрона.
В зависимости от вида механической сборки бескорпусные пер-
фораторы могут быть частично или полностью разрушающимися.
В бескорпусных частично разрушающихся перфораторах заряды
монтируются в стальной ленте или в стальных проволочных карка-
сах. После срабатывания зарядов деформированный каркас вместе
с грузом извлекается из скважины.
В бескорпусных полностью разрушающихся перфораторах заря-
ды собираются в длинные гирлянды с помощью звеньев разнообраз-
ной конструкции, которые при взрыве разрушаются и остаются в
скважине. На поверхность поднимается кабель с наконечником.
Бескорпусные перфораторы имеют свои недостатки. Прежде всего
это значительное воздействие взрыва зарядов на обсадную колонну
и цемент в затрубном пространстве. Кроме того, в скважине после
взрыва остается значительное количество осколков оболочек и зве-
ньев конструкции гирлянды. Однако эти перфораторы имеют и важ-
ные преимущества, основные из которых— возможность проводить
работы в скважинах через насосно-компрессорные трубы, опущен-
ные с открытым концом, вскрывать значительные по мощности ин-
тервалы. Это позволяет сократить время, затрачиваемое на испыта-
ние скважины и в конечном счете на освоение месторождения.
Большое разнообразие стреляющих перфораторов дает воз-
можность выбрать оптимальные режимы вскрытия пласта и соот-
ветствующую этим условиям стреляющую аппаратуру.
Если пласт обладает хорошими коллекторским и свойствами, мало
загрязнен при бурении и способен самоочищаться, то вскрытие пла-
ста можно осуществлять при репрессиях, т. е. когда давление в сква-
жине выше пластового. При этом необходимо скважину заполнять
растворами, не засоряющими перфорационные каналы, растворами
с добавлением поверхностно-активных веществ, нефти, растворами
на нефтяной основе. Перепад давления не должен превышать 3 —
5 МПа. Вскрытие пласта при депрессии, т. е. когда давление в сква-
жине ниже пластового (или при равенстве давлений), проводят при
значительном снижении проницаемости в прискважинной зоне; при
отсутствии притока после перфорации из интервалов, рекомендо-
ванных геофизической службой к испытанию; при аномальных
пластовых давлениях.
Перфорацию при депрессии проводят при герметизированном ус-
тье скважины. Депрессию на пласт создают путем применения облег-
ченных растворов или снижения уровня в скважине. В этих условиях
предпочтение следует отдать малогабаритным разрушающимся ку-
мулятивным перфораторам, опускаемым на компрессорных трубах.
Выбор типа перфоратора определяется геологической ха-
рактеристикой объекта испытания и техническим состоянием сква-
317
жилы. Следует учесть, что пулевые перфораторы позволяют полу-
чать длинные каналы большого диаметра с сеткой трещин вокруг них.
Применять их целесообразно в пластах с плохими коллекторскими
свойствами при большой зоне загрязнения, образовавшейся в про-
цессе бурения. Необходимое условие успешного применения пуле-
вых перфораторов — горные породы малой или средней твердости
(рш<4,0 МПа). В твердых отложениях более эффективны кумуля-
тивные перфораторы.
Для избирательного повторного вскрытия тонких нефтенасыщен-
ных пластов, расположенных рядом с водонасыщенными породами,
и для создания отверстий в многоколонных скважинных конструк-
циях при ремонте скважин без ударного воздействия применяют
сверлящую перфорацию. Разные модели сверлящих перфораторов
(табл. 15) позволяют производить вторичное вскрытие коллекторов
в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах. При не-
обходимости сверления нескольких отверстий в одной плоскости при-
боры комплектуют модулем углового ориентирования, который осу-
ществляет поворот перфоратора вокруг его оси на заданный угол.
Таблица 15. Некоторые современные типы сверлящих перфораторов
и их характеристики (по данным НПФ «Перфотех»)
Тип перфоратора Плотность перфорации, отв/м Ср. размеры канала перфорации
Глубина, мм Диаметр, мм
ПРК-42С 12 311 7
SHL1 11/16 12 428 6,6
ПМИ-8 8 140 10
Альфа-Джет 13 937 13
ПКТ-89СМ 16 660 11
IIKO-102DN 12 789 13,2
ПК-105С 12 680 10
В настоящее время также развиваются технологии, совмещающие
вторичное вскрытие продуктивных пластов кумулятивной перфора-
цией и одновременную обработку (разрыв) пласта продуктами горе-
ния твердотопливных зарядов (В.М. Тебякин — ОАО «ВНИПИ-
взрывгеофизика »). При этом образуемые кумулятивными зарядами
каналы и трещины сразу расширяются давлением газов пороховых
зарядов. Перфорационные каналы углубляются в 1,5 — 2 раза «маги-
стральной » трещиной и происходит разрыв уплотненной стенки ка-
нала «боковыми » трещинами. Одновременно за счет пульсаций га-
зового пузыря, создаваемого пороховым генератором, обеспечивает-
ся очистка перфорационных каналов от шлама. Для вскрытия плас-
тов и интенсификации притока в колонне выпускаются комбиниро-
ванные аппараты: МКАВ-150/100 (спуск через НКТ), ПГК-102, ГП105
318
«Перфоген » с плотностью перфорации 12 отв/м. В последнем все ос-
колки от зарядов и шлам из породы собираются в нижней пороховой
камере и не засоряют скважину.
§ 2. ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН
В процессе бурения скважин взрывные работы выполняют с це-
лью его ускорения, предупреждения и ликвидации аварий. Основ-
ные виды проводимых работ приведены в табл. 16.
В процессе бурения могут появиться препятствия, затрудняющие
нормальную проводку скважин. Так, могут встретиться твердые гор-
ные породы, валуны, металлические предметы, упавшие в скважи-
ну или оставленные на забое в процессе бурения — шарошки, долото
и т. п. Устранить эти препятствия можно с помощью взрывных ра-
бот. В скважинах небольшой глубины для разрушения валунов или
твердых горных пород могут быть использованы заряды для куму-
лятивных перфораторов собранные в специальные приспособления.
Таблица 16. Прострелочно-взрывные работы в бурящихся скважинах
Назначение работ Решаемые задачи Рекомендуемый метод Тип аппаратуры
Ускорение Разрушение валу- Взрывы кумуляти- Заряд ПКС;
бурения скважин нов, твердых гор- ных пород Очистка забоя сква- жины от металла вных зарядов Осевое торпедиро- вание торпеды ТКО Торпеды ТКО, ТКОТ
Предупрежу- Очистка ствола сква- Фугасное Торпеды ТШ,
ение аварий жины от металли- ческих предметов Исправление ствола скважины, разруше- ние желобов торпедирование Фугасное торпеди- рование торпедами в негерметичном корпусе ТШТ Торпеды ТШ, ТШТ
Ликвидация Освобождение буро- Встряхивание Торпеды типа
аварий вого инструмента от прилипания к стен- кам скважины Ослабление резьбо- вых соединений при развинчивании инструмента Обрыв бурового инструмента Восстановление циркуляции инструмента Т орпедирование торпедами малой мощности Торпедирование фугасное, кумуля- тивное Кумулятивная перфорация ТДШ Торпеды типа ТДШ Торпеды типа ТШ, ТШТ, ТРК
319
Рис. 181. Торпеда кумулятивная осе-
вого действия ТКОТ
I — инициатор; 2 — заряд ВВ; 3 — кор-
пус; 4 — кумулятивная воронка.
Для разрушения металличес-
ких предметов на забое, а также
при работах в глубоких скважи-
нах применяют торпеды кумуля-
тивные осевого действия ТКО
(рис. 181). Основной заряд тор-
педы, который имеет кумулятив-
ную воронку, помещен в корпус.
Груз крепится на кабеле выше
торпеды, с которой он соединен
переводником. Поставляются
торпеды снаряженными, но без
взрывного патрона. Разборка тор-
пед запрещена. Взрывной патрон
устанавливают непосредственно
перед спуском в скважину.
Выпускают торпеды двух ти-
пов: ТКО — предназначенные
для работ в скважинах при тем-
пературах до 120 °C и ТКОТ — в
термостойком исполнении для
скважин с температурами до
200—230 °C. Корпусы нового по-
коления кумулятивных торпед
изготавливают из алюминиевого
сплава, а силовые элементы из
чугуна, что позволяет использо-
вать их при давлении до 100 МПа
и выше при толщине оболочки не
более 15 мм (по данным ВНИПИ-
взрывгеофизика).
У нижнего торца торпед нового
поколения размещают дополни-
тельный фугасный заряд, который
срабатывает после взрыва основого заряда и воздействует на уже ос-
лабленный металл при непосредственном контакте с ним. Это оказыва-
ет высокое дробящее действие.
Опыт показал, что разрушение металлических предметов на от-
дельные куски требует использования нескольких торпед Для спуска
в скважину и одновременного подрыва трех торпед применяют спе-
циальные кассетные головки.
Осколки предметов, разрушенных взрывом, извлекаются на по-
верхность магнитом, шламометаллоуловителем, механическими, гид-
равлическими, имплозийными и другими ловителями или разбури-
ваются на забое фрезой.
Условие успешного проведения работ — установка торпеды на раз-
рушаемом объекте. Для этого ее спускают в скважину на кабеле или
на бурильных трубах. При спусках на бурильных трубах посадку тор-
320
пед непосредственно на разрушаемый металл обеспечивают путем
очистки (промывки) ствола скважины и забоя от шлама. Промывку
проводят до прекращения выхода шлама и установления постоянной
величины разгрузки инструмента. При спуске на бурильных трубах
может быть использовано устройство взрывания торпед (под маркой
ВУКТ), позволяющее вести промывку ствола. В устройстве ВУКТ ис-
пользуется инициатор адиабатического действия без инициирующих
взрывчатых веществ и прямого контакта поршня со вторичным ВВ,
что обеспечивает высокую степень безопасности при обращении с тор-
педами ТКОТ. При спуске на кабеле над торпедой крепят груз.
При бурении глубоких и сверхглубоких скважин наиболее рас-
пространенный вид осложнений — прихваты бурового инструмента.
Причины прихватов могут быть различными, и от этого зависит вы-
бор средства их предупреждения и ликвидации.
При подъеме инструмента в местах образования желоба наблю-
даются затяжки, которые могут привести к прихвату инструмента.
С целью профилактики желоб1 может быть разрушен с помощью
взрыва. Для этого используют удлиненные торпеды с разгруженным
(негерметичным) корпусом или торпеды из детонирующего шнура.
Для негерметичной торпеды корпус изготовляют из дюралюми-
ниевой трубы, в которую помещают ВВ. В качестве ВВ используют
цилиндрические шашки соответствующего диаметра. Оптимальный
диаметр заряда 0,2—0,4 номинального диаметра скважины.
Прихват, связанный с «прилипанием » бурового инструмента, мо-
жет произойти в результате интенсивной фильтрации бурового ра-
створа; образования на стенках скважины вязкой глинистой короч-
ки; неподвижности бурового инструмента в скважине; отсутствия
циркуляции промывочной жидкости.
Считается, что в процессе бурения промывочная жидкость охва-
тывает бурильные трубы со всех сторон и поэтому они не прижима-
ются к стенке скважины. При неподвижном инструменте и отсут-
ствии циркуляции промывочной жидкости инструмент прижимает-
ся к стенке скважины; глинистая корочка препятствует поступлению
новой порции жидкости в зону контакта колонны с горной породой.
В результате под действием гидростатического давления, которое
обычно выше пластового, труба прижимается к стенке скважины. Это
усилие может быть настолько значительным, что буровой инстру-
мент как бы «прилипает» к стенке скважины.
Чтобы восстановить свободное перемещение инструмента в сква-
жине, необходимо нарушить цельность глинистой корочки, дать воз-
можность промывочной жидкости проникнуть в зону контакта поро-
ды с трубой.
Существует ряд способов ликвидации прихватов, один из которых
основан на применении ВВ и называемый методом встряхивания.
! Выделение в разрезе скважин желобов по материалам геофизических исследо-
ваний описано в гл. VIII
21 — Добрынин В.М.
321
При взрыве ударная волна в момент прохождения через ме-
таллическую колонну кратковременно снимает усилия, прижимающие
трубу к стенке скважины. В результате буровой раствор проникает в
пространство между трубой и стенкой скважины. Для повышения
эффективности проводимых работ по ликвидации прихвата одновре-
менно со взрывом на устье скважины к буровому инструменту прила-
гают усилие, растягивающее или скручивающее колонну.
Взрывное устройство должно обеспечить сохранность бурильной
колонны и по возможности перекрыть зарядом интервал прихвата.
Этим требованиям лучше всего отвечают торпеды типа ТДШ, в ко-
торых в качестве бризантного ВВ использован детонирующий шнур.
Торпеда ТДШ состоит из головки, в которой помещен взрывной пат-
рон, груза и троса, соединяющего головку с грузом; к нему крепится
основной заряд — детонирующий шнур. Заряд в зависимости от гид-
ростатического давления и состояния бурового инструмента может
состоять из нескольких отрезков детонирующего шнура.
Выбрать величину заряда можно по номограммам, приведенным
на рис. 182. Прямой линией соединяются точки, соответствующие гид-
ростатическому давлению в интервале работ и толщине стенки тру-
бы 5. Точку а — пересечения с промежуточной шкалой соединяют со
значением наружного диаметра трубы £>тр. По шкале п получают ис-
комое число ниток детонирующего шнура.
Выпускаются торпеды в двух вариантах. Торпеда ТДШ предназ-
начается для работы в скважинах при температуре до 100 °C и дав-
лении до 49 МПа; диаметр головки и груза — 24 мм, длина заряда —
до 100 м. В торпедах ТДШТ50 применяются термостойкие марки де-
тонирующего шнура и они предназначены для работ в средах, тем-
пература которых достигает 200 °C, давление -— до 98 МПа; диаметр
головки с грузом 50 мм, допустимая длина заряда 50 м.
Рис. 182. Номограммы для определения числа ниток торпеды типа ТДШ для
ликвидации прихвата бурильных труб стальных (а) и из алюминиевого сплава
Д16Т(б)
322
Торпеды типа ТДШ используют также для развинчивания при-
хваченного инструмента в заданном месте. Резьбовое соединение раз-
ворачивается, если наносить по нему легкие удары.
В скважинных условиях роль ударного инструмента выполняет
взрывная волна, образующаяся при взрыве торпеды ТДШ. Величину
заряда определяют в зависимости от диаметра труб и гидростати-
ческого давления в скважине.
Работы по развинчиванию прихваченного инструменту с при-
менением торпеды ТДШ проводят после того, как буровой бригаде,
несмотря на все усилия, не удалось извлечь инструмент. Технология
работ следующая. Скважину шаблонируют с тем, чтобы убедиться в
беспрепятственном прохождении торпеды и приборов по всему ство-
лу. Проверяют готовность наземного оборудования. Уточняют место
прихвата, т. е. глубину, до которой с поверхности по инструменту пе-
редаются усилия растягивающие или скручивающие. Место прихва-
та определяют прихватоопределителем. Выбирают глубину, на ко-
торой колонна будет развинчена. Это место должно быть располо-
жено выше интервала прихвата на участке скважины, имеющем
номинальный диаметр. Затягивают ротором все резьбовые соедине-
ния колонны труб. Максимально допустимое число оборотов ротора
зависит от диаметра труб, глубины прихвата; его определяют по со-
ответствующим таблицам.
Прикладывают к колонне отвинчивающий момент, величина ко-
торого должна составлять одну треть затягивающего момента. Раз-
гружают резьбовое соединение в месте отворота от давления, созда-
ваемого массой верхней части инструмента. Это состояние фиксиру-
ется оборудованием скважины.
В скважину спускают торпеду. Длина отрезка детонирующего
шнура должна быть порядка 11м, чтобы перекрыть хотя бы одно
резьбовое соединение. Если установку торпеды контролировать по
показаниям локатора муфт, то ее длина может быть сокращена до
2 м. Торпеду взрывают, с помощью ротора доразворачивают инст-
румент и одновременно интенсивно промывают ствол скважины.
После этого инструмент соединяют с оставшейся в скважине ко-
лонной труб и, повторяя весь цикл работ, отворачивают инструмент
с помощью взрыва на большей глубине. Последовательное прове-
дение этих операций позволяет в ряде случаев ликвидировать при-
хват. Развинчивание инструмента с применением торпед ТДШ —
способ более производительный, дешевый и надежный по сравне-
нию с развинчиванием колонны с помощью бурового инструмента с
левой резьбой.
Торпедирование с целью обрыва бурового инструмента вы-
полняют при ликвидации сложных аварий, связанных с обвалом гор-
ных пород, заклиниванием долота, и которые, как правило, сопро-
вождаются потерей циркуляции. При этом другие способы борьбы с
осложнением не дали положительных результатов. Для обрыва ин-
струмента применяют шашечные торпеды типа ТШ и кольцевые ку-
мулятивные труборезы типа ТРК.
323
В торпедах шашечных типа ТШ основной заряд ВВ в виде от-
дельных цилиндрических шашек соответствующего диаметра раз-
мещается в негерметичной оболочке (корпусе), изготовленной из
дюралюминиевой трубы. В скважину торпеды спускают на кабе-
ле. Для подрыва взрывного патрона, детонация которого переда-
ется на основной заряд ВВ, через герметизированный электроввод
взрывной патрон подсоединяют к токоведущей жиле кабеля. Груз
устанавливают над торпедой и после взрыва извлекают на повер-
хность.
Торпеда ТШ84 предназначена для работы в скважинах с гидро-
статическим давлением до 49 МПа и температурой до 100 °C. Осталь-
ные типы выполнены в термостойком исполнении и имеют индекс
ТШТ. Предназначены они для работы в скважинах с гидростатичес-
ким давлением до 147 МПа и температурой 220—230 °C.
Для перерезания бурильных труб, имеющих гладкое проходное
отверстие, а также насосно-компрессорных труб и обсадных колонн
успешно применяют кольцевые кумулятивные труборезы типа ТРК.
В торпедах этого типа при взрыве основного заряда ВВ образуется
кольцевая кумулятивная струя, движущаяся в горизонтальной плос-
кости, которая, пройдя стенки корпуса и промывочную жидкость, пе-
ререзает трубу. Поскольку кумулятивная струя имеет ограничен-
ный радиус действия, то зазор между корпусом торпеды и трубой
должен быть минимальным. По этой причине кольцевые труборезы
не могут быть использованы для обрыва бурильных труб с высажен-
ными внутрь кольцами. Особенность этой операции — минимальное
повреждение колонны.
§ 3. ВЗРЫВНЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПРИСКВАЖИННУЮ ЗОНУ.
ДРУГИЕ ВЗРЫВНЫЕ РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ
В отдельных случаях стреляющие перфораторы не обеспечива-
ют создания надежной гидродинамической связи в системе скважи-
на — пласт. Это может наблюдаться при вскрытии низкопористых
отложений, коллекторские свойства которых контролируются сис-
темой микротрещин. Особенно часто такие ситуации возникают при
вскрытии пластов, залегающих на больших глубинах, в условиях,
когда бурение ведется на утяжеленных растворах.
Бурение в сложных геологических условиях с применением
утяжеленных растворов приводит к значительному снижению
фильтрационных свойств пласта в прискважинной зоне. Для вос-
становления проницаемости в призабойной зоне, что необходимо
для правильной оценки продуктивности пласта и увеличения его
дебита, вокруг ствола скважины следует создать систему трещин,
которые выходили бы за зону с ухудшенными коллекторскими
свойствами.
Создать такую систему трещин можно путем торпедирования
скважин или с помощью пороховых генераторов давления.
324
Торпедирование скважин
Наиболее рациональный и эффективный метод воздействия на при-
забойную зону пласта с целью расширения естественных и создания
новых трещин — торпедирование пласта. Торпедирование может осу-
ществляться относительно небольшими зарядами ВВ, большими фу-
гасными зарядами, внутрипластовыми взрывами, ядерным взрывом.
При торпедировании радиус трещин и каверн зависит от свойств
горных пород, энергии ВВ, гидростатического давления и определя-
ется массой взрываемого заряда на единицу длины скважины. По-
лучить технологический эффект от торпедирования, т. е. создать зону
вокруг ствола скважины с развитой системой трещин, можно только
в плотных отложениях. На характер действия взрыва, в частности
на радиус трещин, значительное влияние оказывает гидростатичес-
кое давление. С увеличением глубины радиус трещин резко умень-
шается и эффективность метода снижается.
В обсаженных скважинах для вскрытия пласта применяют тор-
педы с небольшим зарядом ВВ (до 5 кг) при отношении диаметра за-
ряда d3 к диаметру скважины dc порядка 0,2—0,3. При таких соот-
ношениях торпеды получаются достаточно большой длины (больше
6 • dc) и действие взрыва направлено преимущественно радиально.
Колонна деформируется только в интервале установки торпеды.
В металлической колонне образуется раздутие с системой вертикаль-
ных трещин, которые распространяются на цементный камень и ухо-
дят в горную породу.
Торпедирование небольшими зарядами с целью увеличения де-
бита скважины целесообразно проводить только на небольших глу-
бинах. Для увеличения проницаемости призабойной зоны применя-
ют торпедирование большими зарядами ВВ. При взрыве такого за-
ряда ВВ колонна в месте взрыва разрушается полностью, а в горной
породе может образоваться каверна до четырех диаметров заряда и
система трещин.
В обсаженных скважинах взрывы больших зарядов ВВ проводят
в исключительных случаях, поскольку в интервал торпедирования
невозможно опустить инструмент для проработки ствола скважины.
Кроме того, колонна может быть повреждена на участках, удален-
ных от места взрыва. Как правило, торпедирование выполняют толь-
ко в открытом стволе скважины.
Торпеды большого заряда ВВ типа ТШБ собирают из шашек, ди-
аметр которых берут максимально большим для данной скважины.
Шашки изготовляют из сплавов гексогена со сквозным отверстием в
центре шашки. Торпеды ТШБ собирают на скважине в гирлянду тре-
буемой длины. В верхней и нижней частях торпеды размещают взры-
ватели замедленного действия с часовым механизмом. Шашки вы-
пускают диаметром 126; 166; 206 и 236 мм, что обеспечивает плот-
ность заряда 19,4— 60,4 кг на 1 м.
Для проведения торпедирования собранную гирлянду на кабеле
опускают в скважину и оставляют на забое. Если интервал торпеди-
325
рования несколько выше забоя, то необходимо создать искусствен-
ный забой. После этого кабель извлекают на поверхность, а для за-
щиты верхней части ствола скважины от действия взрывной волны
над торпедой устанавливают цементный мост мощностью 20—30 м.
Время взрыва, устанавливаемое на взрывателе замедленного дей-
ствия, должно обеспечить цементирование скважины и затвердение
цементного раствора. Обычно оно равно 4—6 сут.
Применение пороховых генераторов давления
Один из эффективных методов восстановления проницаемости в
прискважинной зоне пласта — воздействие на нее пороховыми газа-
ми. Используемые для этой цели скважинные аппараты называются
пороховыми генераторами давления (ПГД). Генераторы позволяют
увеличивать производительность скважин путем разрыва пласта и
термохимической обработки прискважинной зоны.
При нормальных условиях в процессе горения 1 кг пороха обра-
зуется 0,8—1,0 м3 газа и выделяется тепло. В аппаратах ПГД масса
одновременно сжигаемого порохового заряда в зависимости от глу-
бины скважины и решаемой задачи составляет 80—160 кг. Сгорание
такой массы пороха сопровождается большим выделением газа и по-
вышением температуры, которые оказывают на горные породы ме-
ханическое, тепловое и физико-химическое воздействие.
Образование газов приводит к увеличению давления в скважине.
Характер изменения давления во
времени показан на рис. 183.
Интенсивное нарастание дав-
ления происходит в первую се-
кунду. Под действием этого дав-
ления прискважинная зона плас-
та очищается от мелких механи-
ческих частиц, продуктов корро-
зии, твердых отложений. При оп-
ределенных соотношениях дав-
лений в скважине, пласте и боко-
вого горного давления создаются
условия для образования трещин; происходит разрыв пласта. По этим
трещинам буровой раствор и пороховые газы с большой скоростью
«врываются » в пласт, давление в скважине снижается.
Время от начала горения пороха до падения давления составляет
порядка 2 с. После этого происходит затухающая пульсация и давле-
ние в течение 12—20 с восстанавливается до гидродинамического.
Продукты горения, начальная температура которых в очаге го-
рения достигает 2500 °C, проникая в пласт, способствуют расплавле-
нию парафиновых, асфальтосмоловых и других твердых отложений,
снижению вязкости нефти. Поскольку продукты горения содержат
в основном углекислый газ, азот и хлористый водород, то они оказы-
вают физико-химическое воздействие на горную породу. В резуль-
тате такого комплексного воздействия на горную породу трещины,
мПа
Рс
60
40
20
0 2 4 6 7 10 12 t, с
Рис. 183. Изменение давления рс в
скважине во времени t при горении
порохового заряда генератора типа
ПГДБК
326
образовавшиеся в пласте, не смыкаются и создают условия для вы-
сокой проницаемости в прискважинной зоне.
Применяемые в настоящее время пороховые генераторы давления
подразделяются на корпусные и бескорпусные. Бескорпусные
(ПГДБК) выпускаются двух типов: герметичные и негерметичные ак-
кумуляторы давления (АДС). Генераторы типа ПГДБК состоят из не-
скольких трубчатых пороховых зарядов, каждый из которых изоли-
рован от жидкости, заполняющей скважину, тонкой неметаллической
оболочкой. Давление окружающей среды воспринимается пороховым
зарядом и опорными трубками, расположенными по центру заряда.
Поджигание пороховых зарядов производится пиропатроном, уста-
новленным в кабельном наконечнике, и пиротехническим воспламе-
нителем, который имеется в каждом пороховом заряде. Длина поро-
хового заряда 1 м, наружный диаметр 98 мм, масса 10,5 кг. В зависи-
мости от глубины интервала обработки (гидростатического давления)
генераторы собирают из 5—12 пороховых зарядов.
На стадии опытно-промышленного опробования находится новая
конструкция ПГД универсального типа (ПГД100 и ПГДЦ) для одно-
импульсного и импульсно-волнового режимов обработки присква-
жинной зоны пласта (рис. 184) с электровоспламенителями (типа
ВТЗ 200/100). В генераторах используются заряды с различной ско-
ростью газообразования массой от 0,76 до 9,26 кг. Количество заря-
дов одновременно спускаемых в скважину — от 2 до 25 в ПГД100 и от
2 до 10 зарядов ЗБСЮОТр в ПГДЦ. Сочетание основных зарядов с
трубчатыми позволяет управлять режимом газообразования В ПГДЦ
имеется возможность регулирования импульсов давления в зависи-
мости от характеристик скважины и состояния эксплуатационной
колонны. Основные элементы конструкции генераторов показаны на
рис. 184 (по данным ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика »). Воспламене-
ние зарядов инициируется воспламенителем и передается по огне-
проводному шнуру (см. рис. 184 б). Амплитуда каждого импульса за-
висит от массы заряда, а частота импульсов — от расстояния между
зарядами.
В генераторах давления АДС заряды находятся в контакте с бу-
ровым раствором; они соединяются между собой с помощью сталь-
ного троса и поддона. Воспламеняются заряды посредством элект-
рической спирали накаливания, вмонтированной в верхний и ниж-
ний заряды. Продолжительность горения заряда в генераторе АДС 5
составляет несколько минут. Эти генераторы применяют для очист-
ки прискважинной зоны эксплуатационных и нагнетательных сква-
жин от механических примесей и отложений парафина смол.
Аппарат АДС6 генерирует более высокие давления при меньшей
продолжительности горения. Эти аппараты целесообразно исполь-
зовать для комбинированного воздействия на пласт — механическо-
го и термогазохимического.
Интересными возможностями обладает «Малогабаритный комплек-
сный аппарат воздействия» МКАВ 42-150/100. Наружный диаметр
прибора — 42 мм позволяет осуществлять спуск в скважину через
327
a
б
Рис. 184. Пороховые генераторы давления одноимпульсного (а) и цикличес-
кого (б) действия [по данным ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика»].
а — ПГД100: 1 — геофизический кабель, 2 — заряд основной, 3 — воспламенитель
ВТЗ 200/100, 4 — ограничитель, 5 — наконечник, 6 — заряд, 7 — подвеска;
б — ПГДЦ: 1 — заряды основные, 2 — заряд воспламенительный, 3 — стопоры, 4 —
огнепроводный шнур, 5 — геофизический кабель. 6 — воспламенитель ВТЗ 200/100.
насосно-компрессорные трубы. Прибор совмещает операции вскрытия
пласта и обработки прискважинной зоны пласта ПГД. Максимальная
мощность интервала вскрываемого и обрабатываемого за 1 спуск — 20
м. Масса ВВ одного кумулятивного заряда до 8 кг, масса ВВ одного по-
рохового заряда — 1100 г. Допускается за один спуск одновременно
применять до 20 пороховых зарядов. Совместное воздействие на пласт
кумулятивного заряда и пороховых газов способствует более эффек-
тивному воздействию на прискважинную зону пласта.
Генераторы давления корпусные и бескорпусные создают высо-
кие давления в скважине и используются для разрыва пласта. При
этом корпусные аппараты целесообразно применять для обработки
маломощных пластов, залегающих на небольших глубинах. Ап-
параты ПГДБК рекомендуется использовать для обработки пластов
большой мощности, залегающих на значительных глубинах.
Работы с пороховыми генераторами давления требуют специальной
подготовки скважины. Намеченный к обработке интервал необходимо
328
дополнительно вскрыть с помощью перфорации. Суммарная плотность
прострела должна составлять 30—40 отверстий на 1 м. Чтобы исклю-
чить засорение ствола скважины, перфорацию выполняют корпусны-
ми перфораторами. После этого скважину промывают и заполняют
раствором, который не засоряет образующиеся трещины: нефтью,
хлористым кальцием или технической водой, обработанной поверх-
ностно-активными веществами. Генератор устанавливают выше наме-
ченного интервала обработки на 15—20 м.
Определить характер и место воздействия пороховых газов на
пласт можно путем регистрации изменений теплового поля в сква-
жине. Основано это на следующем. При сгорании пороха выделяе-
мые газы имеют высокую температуру. После образования трещи-
ны промывочная жидкость и газы проникают в пласт. Место куда
проникли газы, нагревается и затем прогревает раствор в скважине.
В качестве примера на рис. 185 приведены диаграммы по скв. 34
Вэнга-Яхинского месторождения. В этой скважине сжигание поро-
ховых зарядов производили в интервале перфорации 2672—2681 м
и в пласт под давлением пороховых газов проникло около 0,2 м3 жид-
кости. Дебит скважины возрос с 0,8 до 125 м3/сут.
На термограмме наибольшее увеличение температуры приурочено
к среднему и нижнему участкам пласта в интервале 2674,5 — 2680 м.
Увеличение температуры над перфорированным интервалом связа-
но, по всей вероятности, с прорывом пороховых газов через затруб-
ный цемент в каверну в интервале 2677 — 2678 м. Температуру изме-
Рис .186. Пример контроля за воздействием пороховых газов на пласт [по дан-
ным Б. М. Беляева].
J—4 — последовательные замеры температуры через каждые 2ч после применения
ПГД; 5 — интервал перфорации
329
Рис. 186. Изменение сцепления це-
ментного камня с обсадной колонной
под воздействием генератора ПГДБК.
J — интервал перфорации; 2 -— интервал
установки порохового генератора; 3 — пло-
хое качество цементирования; 4 — наруше-
ние сцепления цементного камня с колон-
ной
ряли последовательно через
каждые 2 ч после сжигания по-
рохового заряда.
Были опасения, что приме-
нение пороховых генераторов
приведет к нарушению герме-
тичности обсадных колонн.
Контрольные замеры акусти-
ческим цементомером, прове-
денные до и после применения
ПГД, показали, что герметич-
ность колонны сохраняется.
Нарушение сцепления цемент-
ного камня с колонной наблю-
дается только в интервалах, в
которых до применения ПГД
фиксировалось плохое каче-
ство цемента (рис. 186).
В таблице 17 даны примеры
пороховых генераторов и акку-
муляторов давления, выпуска-
емых в стране.
Новым этапом интенсифика-
циии притока в эксплуатацион-
ных скважинах стала разработ-
ка комплексной технологии об-
работки пласта с использовани-
ем генераторов давления совме-
стно с активными жидкостями
(кислотами, поверхностно-ак-
тивными и другими вещества-
ми) [10]. Один из вариантов вы-
полнения работ связан с ис-
пользованием порохового гене-
ратора давления (ПГД 42Т), ди-
аметр которого 42 мм, позволя-
ет спускать его через НКТ, а
масса единичного порохового
заряда достаточна для образо-
вания небольших трещин в пла-
сте. Операция выполняется в
двух вариантах. Первый — ге-
нератор спускается на интервал применения через НКТ, после чего
он сжигается в слабоактивной жидкости. После подъема кабеля осу-
ществляется задавливание жидкости через НКТ поверхностными аг-
регатами. По второму варианту генератор также сжигается в сква-
жине в среде активной жидкости, но в отличие от первого, по второ-
му в пласт почти сразу задавливается горячий кислотный раствор.
330
Таблица 17 Пороховые генераторы и аккумуляторы давления
[по СА. Ловле]
№ Наименование и шифр аппарата Максимально допустимые условия применения
Давление Температура
1 Генератор давления малогабаритный (Спускается через НКТ) ПГД-42Т 30 МПа 100 °C
2 Генератор с регулируемым импульсом давления ПГРИ-100 80 МПа 100 °C
3 Аппарат малогабаритный комплексного воздействия МКАВ-150/100 100 МПа 150 °C
4 Пороховой генератор давления ПГД 100 100 МПа 100 °C
5 Аккумуляторы давления АДС5, АДС6 не менее 30 МПа 70 °C
6 Аккумуляторы давления АДС-200У 58 МПа 100 °C
7 Генератор давления ПГДБК-100М 58 МПа 100 °C
8 Генератор давления ПГДБК-100/50 58 МПа 100 °C
9 Генератор давления ПГДБК-150 58 МПа 100 'С
10 Генератор давления ПГДБК-150М 58 МПа 100 °C
Существуют и другие варианты использования генераторов в ком-
бинации с активными жидкостями. Совершенствование технологий
шло и идет по линии повышения безопасности работ, улучшения ка-
чества зарядов и средств их воспламенения и попыток экранировать
участок разрыва.
Другие взрывные работы, проводимые в скважинах
Взрывные работы в скважинах проводят также с целью очистки
фильтра, удаления остатков цемента со стенок скважины. При про-
ведении этих работ должна быть сохранена целостность труб, зам-
ковых и муфтовых соединений, фильтов, т. е. целостность всей кон-
струкции скважины. Осуществляют их, как правило, с помощью тор-
пед типа ТДШ.
Очистка фильтра. В процессе освоения и эксплуатации сква-
жин фильтр загрязняется. Это мешает нормальному перемещению
флюида.
Загрязнение может произойти за счет глинистых частиц бурово-
го раствора, которые в процессе бурения проникли в поры пласта или
отложились на стенках скважины. В действующих скважинах
фильтр загрязняется песчаными и глинистыми частицами, выноси-
мыми из пласта, осадками, выпадающими из жидкости. Из воды вы-
падают соли Са2+, Mg2+, соединения Fe3 + , из нефти — парафин и
другие соединения. Обычные методы очистки фильтров — интенсив-
ное свабирование. Промывки связаны с большими затратами време-
ни и не всегда дают положительные результаты. Более эффективны
взрывные методы.
331
Рис. 187. Раскрывающийся
взрывной пакер [по С.А. Ловле].
1 — обсадная колонна, 2 — центра-
торы, 3 — кабель, 4 — пробка (зон-
Для очистки фильтров широко применяют торпеды из детониру-
ющего шнура. Чтобы сохранить целостность фильтра, число ниток
шнура обычно ограничивают одной. Только для очистки проволоч-
ных фильтров, которые более устойчивы к действию взрывной вол-
ны, число ниток шнура увеличивают до двух-трех. Торпеды с помо-
щью простейших центраторов устанавливают по центру скважины.
Длину торпеды выбирают такой, чтобы весь фильтр был перекрыт.
Узел инициирования, масса ВВ в котором на единицу длины больше
чем в торпеде, выносят за пределы фильтра на 0,5 —1,0 м.
Применение взрывных пакеров. Для разобщения отдельных ин-
тервалов в обсаженных скважинах в последние годы стали широко
применяться взрывные пакеры. Используют их на различных ста-
диях разведки и разработки месторождений.
Взрывные пакеры позволяют создавать искусственные забои, изо-
лировать нижние горизонты при переходе к вышезалегающим объек-
там при испытании пластов, разработке месторождения или закач-
ке жидкости в нагнетательные скважины, изолировать обводненные
пласты.
Применение взрывных пакеров по
сравнению с установкой цементных
мостов дает возможность существен-
но сократить время проведения работ.
Кроме того, они позволяют изолиро-
вать пласты, близко расположенные
друг к другу.
Взрывные пакеры представляют
собой цилиндрическое полое устрой-
ство из сплава алюминия, несущее за-
ряд пороха. После установки пакера в
заданном интервале пороховой заряд
поджигается. Образующиеся газы нео-
братимо деформируют корпус, впрес-
совывая его в обсадную колонну. В на-
стоящее время выпускают несколько
типов пакеров для различного диамет-
ра скважин. Взрывной пакер типа ВП
предназначен для работ в скважинах
с гидростатическим давлением до
59 МПа и температурой до 120 °C. При
эллипсности колонны взрывной пакер
может спускаться в скважину с гру-
зом — желонкой, несущей цементный
раствор. Негерметичность в этом слу-
чае ликвидируется созданием цемен-
тной пробки.
Взрывной пакер ПВР-48 спуска-
ется через через НКТ в сложенном
виде, позволяя выполнять работы без
332
Рис. 188. Положение в сква-
жине запресованного пакера
ВПШ [по С.А. Ловле].
1 — корпус, 2 — манжета, 3 —
шашки, 4 — обсадная колонна [по
С.А.Ловле].
их подъема. Разобщение осуществляется зонтиками из металличес-
ких пластин, при раскрытии которых перекрывается ствол (рис. 187).
После спуска в скважину и установки пакера в заданном месте ство-
ла, по сигналу с поверхности зонтики раскрываются и на них из рас-
положенных выше желонок выливается небольшая порция цемент-
ного раствора [10].
Герметизирующим элементом может служить сжимаемая рези-
новая манжета, приводимая в движение энергией порохового заря-
да. Этот принцип используется в шлипсовом взрывном пакере ВПШ.
Пакер устанавливается в скважине с помощью специального, из-
влекаемого после осуществления посадки, устройства, которое со-
единяется в контакт с пакером перед спуском в скважину. Поса-
дочное устройство несет небольшой заряд медленно горящего по-
роха. Чугунные шлипсы позволяют обеспечивать высокую надеж-
ность выполнения работы. При необ-
ходимости пакер может быть разбу-
рен. Посадочное устройство к пакеру
может использоваться повторно. На
рис. 188 приведена схема расположе-
ния в скважине запрессованного в об-
садную колонну шлипсового пакера
ВПШ. Поджигание заряда осуществ-
лялось с устья скважины подачей им-
пульса тока по кабелю. Шлипсовый
взрывной пакер типа ВПШ использу-
ется для работы в скважинах с гидро-
статическим давлением до 147 МПа и
температурой 200 °C. Кольцевой
взрывной пакер типа КВП предназна-
чен для изоляции части пласта в экс-
плуатационных и нагнетательных
скважинах и позволяет проводить ра-
боты при давлениях до 29 МПа и тем-
пературе до 100 °C [10].
С помощью пакеров решается зада-
ча выборочного цементирования зако-
лонного пространства. Пакер спускает-
ся в скважину перед цементажом ко-
лонны, образуя защищенный от кон-
такта с цементным раствором участок ствола. Технология позволяет
сохранять коллекторские свойства пласта. Установка заколонного па-
кера существенно понижает опасность обводнения продуктивных го-
ризонтов в ходе эксплуатации и при цементаже скважины, делает
скважину менее чувствительной к импульсным воздействиям при
торпедировании и перфорации. На рис. 189 приведены варианты ис-
пользования разных взрывных пакеров в скважинах. В настоящее
время используются пакеры ПВ-5 (заколонный взывной пакер), ПВ-
14 (межколонный взрывной пакер), ПВ-10 (пакер для герметизации
333
1
Рис. 189. Варианты установок пакеров по технологии пакера ПВ-5 [по Леви-
ну]-
1 — заколонный взывной пакер ПВ-5; 2 — межколонный взрывной пакер ПВ-13; 3 —
взрывной пакер ПВ-10 для герметизации головы хвостиков; 4 — взрывной пакер ПВ-9
для селективного цементирования заколонного пространства.
головы хвостиков), ПР-9 (пакер для селективного цементирования за-
колонного пространства) [10].
В настоящее время выпускаются пакеры (НПФ «Пакер ») для гид-
роразрыва пласта, длительного разобщения пластов и изоляции эк-
сплуатационной колонны от воздействия среды без упора на забой
(ПРО-ЯМО2-ЯГ1(М), ПРО-ЯМЗ, ПРО-ЯМ и др.) и с упором на забое
(типа ПРО-Ш, ПРО-Ш-К, ПРО-Ш-М). Первые устанавливаются в
скважине вращением колонны труб вправо на 1 /4 оборота с одно-
временным перемещением вниз без вращения НКТ и выдерживают
перепад давления до 100 мПа. Пакеры с упором на забой не имеют
нижнего заякоривающего устройства. Однако они также снабжены
шпонкой и обеспечивают передачу крутящего момента на колонну
труб, установленных под пакером.
Для интенсификации притока и поглощения скважин в настоящее
время применяют также водосодержащие горюче-окислительные со-
ставы (ГОС) для разрыва пласта. В состав смесей, в отличие от поро-
ховых бескорпусных генераторов давления (ПГДБК), входит окисли-
тель (аммиачная селитра), горючее — карбамид, глицерин, или ряд
других веществ, вода (смягчающая режим горения). Отличие ГОС от
рассмотренных ранее пороховых генераторов давления в составах,
массе одновременно сжигаемого заряда и времени его горения. В сква-
жину одновременно закачивается и сжигается 500—1500 кг мало-
вязкого состава из водорастворимых окислителя и горючего, приго-
товляемого непосредственно на месте работы. Состав, спущенный в
скважину, в зону использования, поджигается. Для поджигания ис-
пользуют заряды пороховых генераторов. Воздействие продуктов сго-
рания ГОС позволяет длительнее держать в зоне разрыва высокое
давление, и увереннее получать протяженные трещины в породе.
334
Состав ГОС помещают в скважину, заполняя им ствол в обрабатыва-
емом интервале. Закачка ведется с поверхности, используя оборудо-
вание нефтяников, из емкостей, где готовится состав. Подается он в
скважину по трубам, спущенным до интервала закачки. Существует
два варианта сжигания ГОС — с извлечением труб и при спущенных
НКТ. После размещения заряда в скважине к нему, на каротажном
кабеле спускают воспламенитель, которым обычно служит шашка
ПГДБК соответствующего размера. В отличие от ПГДБК, время сго-
рания которого близко к секунде, время сгорания ГОС — десятки се-
кунд. Протяженность получаемых трещин у него больше по сравне-
нию с получаемыми при использовании ПГДБК [10].
Для количественной оценки результатов работы ПГД, АДС и ГОС
в скважинах в настоящее время разрабатываются скважинные ре-
гистраторы давления (СРД). В ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика » про-
шел стендовые испытания автономный компьютерный СРД не тре-
бующий электрического соединения с геофизическим кабелем. Ди-
апазон регистрируемого давления — 1 -г- 165 Мпа. В качестве
источника питания в приборе используются литиевые батареи, в
качестве датчиков давления — малогабаритные тензопреобразова-
тели. Внутренняя полость тензопреобразователя через канал сооб-
щается со скважинной средой. Сигналы тензопреобразователя об-
рабатывает электронный блок по программе загружаемой с персо-
нального компьютера и сохраняет данные в энергонезависимой
памяти. Программа работы прибора загружается в регистратор дав-
ления, смонтированный в защитном кожухе и соединенном с гео-
физическим кабелем. Регистрация данных в процессе горения
(взрыва) производится с высокой скоростью записи, в процессе спа-
да давления — с низкой скоростью записи. После записи регистра-
тор давления подключается к компьютеру для считывания данных
из памяти и последующей обработки. Максимальная ударная на-
грузка для СРД — 15 000 g. На рис. 190 приведены кривые давления
при сжигании опытного заряда МЗПГД-42/200 в сосудах высокого
давления (СВД) при поджиге электровоспламенителем и патроном.
Рис. ISO. Зависимоста P(t) при сжигании опытных зарядов в СВД при под-
жиге электровоспламенителем ВТЗ-200/100 (а), взрывным патроном ПГ-170
(б) [по данным ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика»].
335
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ.
1. Перечислите типы перфораторов, которые применяются для
продуктивных горизонтов в нефтяных и газовых скважинах.
2. Объясните механизм действия кумулятивного заряда.
3. Торпедирование скважин — назначение, типы применяемых
торпед.
4. Перечислите методы воздействия на прискважинную зону пла-
ста с целью восстановления и улучшения проницаемости отложений.
5. Пороховые генераторы давления: назначение, принцип дей-
ствия, контроль за местом воздействия на пласт.
Глава X.
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
При контроле разработки нефтяных и газовых месторождений
геофизическими методами решают следующие задачи.
1. Контроль за изменением положения водонефтяного и га-
зожидкостного контактов и за обводнением пластов.
2. Выделение в перфорированной (или необсаженной) части сква-
жины 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, газа
и воды в скважину и для выяснения других технологических вопро-
сов.
4. Изучение режимов работы эксплуатационных скважин путем
определения положения и изменения во времени 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.
Использование геофизических исследований при контроле раз-
работки месторождений наиболее эффективно, если они сочетаются
с геолого-промысловыми исследованиями.
§ 1. КОНТРОЛЬ ЗА ИЗМЕНЕНИЕМ ПОЛОЖЕНИЯ
ВОДОНЕФТЯНОГО И ГАЗОЖИДКОСТНОГО КОНТАКТОВ
И ЗА ОБВОДНЕНИЕМ ПЛАСТОВ
Изменение положения водонефтяного ВНК и газожидкостного ГЖК
контактов, а также возникновение избирательного обводнения плас-
тов в процессе разработки залежей нефти и газа могут контролиро-
336
ваться электрическими методами при бурении новых эксплуатацион-
ных скважин в той части залежи, где предполагается текущее поло-
жение контакта. В пластах, в которых нефть и газ вытеснены пласто-
вой водой, значительно уменьшается электрическое сопротивление.
При замещении нефти пресной водой, закачиваемой при закон-
турном или внутриконтурном заводнении пластов, определить кон-
такт по изменению сопротивления не удается; но иногда обводнение
пласта удается обнаружить по изменению аномалий Ucn.
При обводнении пласта, залегающего среди глин, по всей мощности
форма кривых Псп зависит от соотношения электрических удельных
сопротивлений пресной воды рпр и фильтрата бурового раствора Рф.
Если рПр<Рф, аномалия Uai против пласта отрицательная (относитель-
но линии глин), а при рпр > рф — положительная. Потенциал Ucn во вме-
щающих глинах (линия глин) при этом одинаков (рис. 191, а).
Если обводняется лишь подошвенная (кровельная) часть од-
нородного пласта, примыкающего к глинам, потенциал Ucn против всего
пласта одинаков, но наблюдается смещение линии глин относительно
опресненной части пласта в отрицательную сторону (рис. 191, б).
Форма аномалии кривой Псп против однородного пласта с несколь-
кими обводняющими слоями определяется лишь тем, какая вода на-
ходится на контактах с вмещающими глинами. Характер обводне-
ния внутренних прослоев мало влияет на форму аномалии Ucn
Число новых бурящихся на месторождении в течение года скважин,
в.которых можно следить за контактом электрическими методами,
Рис. 191. Кривые 17сп в интервалах, обводняемых пресной
водой (по А. П. Анпилогову).
а — обводнение нижнего песчаного пласта, отделённого от необ-
воднённого песчаного пласта глинистой перемычкой; б — обвод-
нение подошвы однородного песчаника мощностью h (шифр кри-
вых — h, м); песчаники, насыщенные: 1 — минерализованной во-
дой (рвп); 2 — пресной водой (рПР); 3 — глина: 1 — рР>р1ф>рвп;
11 Рф Рлр^РвП’ 111' Рпр> Рф''" Рвп
22 — Добрынин В.М.
337
сравнительно невелико, а после их крепления стальными колоннами
дальнейшее наблюдение за перемещением контактов электрически-
ми методами становится невозможным. Правда, эти наблюдения воз-
можны при креплении скважин не проводящими электрический ток
колоннами и применении индукционного и дизлектрического методов,
однако такие обсадные колонны в настоящее время не имеют массово-
го применения. Наконец, положение газонефтяного контакта электри-
ческими методами определить не удается. Основными методами кон-
троля за перемещением ГЖК и ВНК в обсаженных интервалах в на-
стоящее время являются нейтронные методы.
Определение водонефтяного контакта в большинстве модификаций
нейтронных методов основано на аномальных нейтронных свойствах
хлора, содержащегося в пластовых водах. Различие в показаниях ней-
тронных методов против нефтеносного и водоносного пластов умень-
шается с уменьшением хлоросодержания, т. е. с уменьшением пористо-
сти пласта или минерализации пластовой воды.
Достаточно надежно определить водонефтяной контакт по данным
ННМ-Т и НГМ можно лишь в высокопористых коллекторах (кп> 15—
20 %) при минерализации вод не менее 150— 200 г/л. При этом приме-
нять лишь один НГМ (или один ННМ-Т) можно только в пластах, од-
нородных по пористости и глинистости. В зтом случае эффект на во-
донефтяном контакте, обусловленный различием содержания хлора,
не маскируется колебаниями показаний за счет изменения водородо-
содержания (пористости и глинистости) пород. Совместное примене-
ние НГМ и ННМ-Т позволяет выделить водонефтяной контакт в бо-
лее неоднородных пластах. Это связано с тем, что изменение водоро-
досодержания вызывает на диаграммах НГМ и ННМ-Т изменение
одного знака, тогда как цри изменении содержания в породах хлора
изменение на диаграммах может быть разного знака (рис. 192, а).
Рис. 192. Определение ВНК в неоднородных пластах путем сопоставления
нормированных диаграмм ННМ-Т и НГМ (а) и диаграмм НГМ, зареги-
стрированных в разное время (б).
Кривые: I, III — Inn; II, IY — I,rl; пласт: 1 — нефтеносный; 2 — водоносный или об-
водненный
338
Другой способ учета и исключения влияния колебаний пористости
или глинистости пласта на показания — это сравнение кривой НГМ
(или ННМ-Т), зарегистрированных в разное время. Поскольку пори-
стость и глинистость пород в процессе разработки месторождения
не меняются, то правильно проэталонированные диаграммы, заре-
гистрированные в разное время, расходятся лишь против интерва-
лов, которые обводнились за время между двумя замерами. Если
кривые не эталонированы в сопоставимых единицах; их совмещают
против явно непродуктивного интервала путем изменения масшта-
ба и смещения одной из кривых. Пример выделения обводнявшихся
интервалов таким способом приведен на рис. 192, б, где совмещены
два замера НГМ с двухлетним интервалом. В промежутке между дву-
мя замерами обводнился интервал 1815—1817,5 м.
Для повышения надежности выделения пластов, изменивших свое
насыщение между двумя замерами, проводят графическое сопостав-
ление показаний двух замеров (рис. 193). По совокупности 20—30 то-
чек для пластов с существенно различными показаниями НГМ и
ННМ-Т и явно одинаковым насыщением проводят среднюю линию I
и подсчитывают среднеквадратическое отклонение точек от нее о.
Ниже и выше средней линии на расстоянии двух значений о прово-
дят еще две линии II и III. Если точка для исследуемого пласта ле-
жит в полосе между линиями II и III, то считается, что его насыще-
ние между двумя линиями II и III, то считается, что его насыщение
между двумя разновременными из-
мерениями не изменилось. Если точ-
ки для них лежат выше (для НГМ)
или ниже (для ННМ-Т) этой поло-
сы, то с вероятностью 95% пласт
считается обводненным.
Импульсные нейтронные методы
обладают большей чувствитель-
ностью к содержанию хлора в поро-
да и позволяют определять ВНК при
минерализации пластовых вод вы-
ше 40 — 50 г/л, а в благоприятных
условиях — даже при минерализа-
ции 20—30 г/л.
На рис. 194 приведен пример оп-
ределения ВНК по данным импуль-
сного нейтрон-нейтронного метода
(ИННМ) через три года после нача-
ла разработки. Положение контак-
та (на глубине 1857 м) четко отме-
чается как по кажущемуся средне-
му времени жизни нейтронов т, так
и непосредственно по показаниям
ИННМ при большом времени задер-
жки (1,1 мс). Однако показания 1пп
Рис. 193. Выделение обводненных
пластов путем сопоставления по-
казаний НГМ при повторных за-
мерах.
1 — непроницаемые пласты, исполь-
зованные для проведения средней ли-
нии; 2 — пласты, не изменившие сво-
ей характеристики между двумя за-
мерами; 3 — пласты, в которых между
двумя замерами произошло измене-
ние показаний
339
больше, чемт, подвержены влия-
нию изменений «ближней зоны»
и литологии пласта.
Диаграммы методов кажуще-
гося сопротивления и ПС, приве-
денные на рис. 194 получены в не-
обсаженной скважине до начала
разработки. Интервал 857—875 м
представлял собой продуктивный
пласт, а три года спустя — обвод-
ненный пласт. Это устанавлива-
ется по показаниям ИННМ (изме-
рения проведены через три года
эксплуатации), промежуточным
по отношению к показаниям в
коллекторах выше и ниже этого
интервала, и особенно надежно —
по данным сопоставления заме-
Рис. 194. Определение перемещений
ВНК по данным ИННМ.
I — глина; песчаник; 2 — нефтеносный;
3 — водоносный; 4 — интервал обводне-
ния
ров ИННМ с выполненными рань-
ше исследованиями электромет-
рии (кривые рк и Псп), которые
фиксировали водонефтяной кон-
такт на глубине 875 м.
При больших колебаниях пористости или глинистости пород
ИННМ комплексируют с методами НГМ и ННМ-Т (или ГМ и СП).
Так, при резких изменениях кп его значения по данным ННМ, ГГМ
или другого метода ГИС сопоставляют с декрементом затухания
плотности поля тепловых нейтронов А (рис. 195). По совокупности
точек для пластов с известным насыщением проводят линию А, раз-
Рис. 195. Разделение нефте-
носных (1) и водоносных или
обводнённых (2) пластов путём
сопоставления декремента за-
тухания поля тепловых нейт-
ронов А и коэффициента пори-
стости кп
деляющую продуктивные и водонос-
ные пласты. Менее точно такую линию
можно провести и теоретически, рас-
считав зависимость АВП=/(АП) для водо-
носных пластов и отклонение ДА — за
счет изменения состава скелета и
погрешностей измерений.
Для выделения пластов, обводняе-
мых пресной водой (ниже 20 г/л при
кл - 30% и50—70г/л при кл ~ 10%), опи-
санные способы непригодны. Такие
пласты могут быть обнаружены путем
закачки активированных растворов,
избирательно проникающих в водонос-
ную и нефтеносную части пласта (см.
гл. II, § 5).
Другой способ выделения нефтенос-
ных пластов, находящихся в процессе
разработки, — резкое снижение забой-
340
ного давления с целью разгазирования нефти в прискважинной зоне
пласта. При снижении давления ниже давления насыщения часть ра-
створенного газа выделяется из нефти и образует пузырьки. Содер-
жание водорода в единице объема породы снижается, пласт по су-
ществу становится нефтегазовым и на кривых нейтронных методов
отмечается более высокими показаниями по сравнению с нефтенос-
ными и водоносными пластами. Надежность выделения возрастает,
если сравнивать две диаграммы, зарегистрированные до и после раз-
газирования нефти в прискважинной части пласта. Против этих пла-
стов показания при повторном замере увеличиваются.
Во вновь бурящихся скважинах пласты с нефтью и пресной во-
дой иногда могут быть разделены по скорости расформирования зоны
проникновения фильтрата бурового раствора, если бурение прово-
дить на соленом растворе.
В пластах, обводненных пресной водой, фильтрат соленого раство-
ра, контактирующий с пресной пластовой водой, опресняется быст-
рее по сравнению с нефтеносными пластами, в которых соленая вода
в зоне проникновения сохраняется гораздо дольше. Поэтому, прово-
дя измерения ИННМ или ИНГМ через время, достаточное для оп-
реснения зоны проникновения в обводненных пластах, можно выде-
лять нефтеносные части пласта по обратному эффекту, т. е. по более
низкому значению среднего времени жизни нейтронов по сравнению
с обводненными пластами.
На месторождениях с достаточно высокой минерализацией плас-
товых вод выделение интервалов, обводненных закачиваемой пре-
сной водой, нередко возможно и по замерам ИННМ при регулярных
наблюдениях в контрольных скважинах. Поскольку фронт закачи-
ваемой до 200—300 м воды часто осолоняется солями, вымываемы-
ми из пород-коллекторов, то при достаточно частых наблюдениях по
данным нейтронных методов сначала улавливается вытеснение не-
фти соленой водой; лишь затем появляется пресная вода и нейтрон-
ные свойства пластов опять становятся близкими к свойствам нефтя-
ного пласта.
Определение газонефтяного и газоводяного контактов нейтрон-
ными методами основано на меньшем содержании водорода в газе по
сравнению с водой и нефтью. Благодаря этому на диаграммах всех
нейтронных методов газоносный пласт отмечается повышенными по-
казаниями по сравнению с нефтеносными или водоносным пластами
(рис. 196). Однако повышенными показаниями на диаграммах нейт-
ронных методов отмечаются также и низкопористые (плотные) по-
роды. Чтобы отличить их от более пористых газонасыщенных кол-
лекторов, можно использовать данные других методов, зависящие
от пористости (ГГМ-П или AM).
Если определить газожидкостный контакт из-за резкой неодно-
родности разреза трудно, иногда проводят временные исследования
нейтронными методами. Сначала скважину исследуют до спуска об-
садной колонны или непосредственно после цементирования, когда
в газоносных пластах имеется зона проникновения фильтрата буро-
341
Рис. J96. Определение газонефтяно-
го и водонефтяного контактов нейт-
ронными методами:
Песчаник: 1 — газоносный; 2 — нефте-
носный; 3 — водоносный; 4 — глина
вого раствора. При повторном
замере по истечении времени, не-
обходимого для расформирова-
ния зоны проникновения и подхо-
да газа непосредственно к сква-
жине, показания против газонос-
ных пластов возрастут. При даль-
нейшем контроле разработки ме-
сторождения перемещение кон-
тактов или прорыв вод выше кон-
такта также определяют путем
сопоставления диаграмм нейт-
ронного метода с более ранними
замерами этим методом. Если
подбором масштабов совместить
две диаграммы против всех плас-
тов явно продуктивней части раз-
реза, то пласты, обводнившиеся
между двумя замерами, будут ха-
рактеризоваться понижением по-
казаний последующего замера по
сравнению с первым.
Аномалия на диаграммах нейт-
ронных методов против газоносных
пластов уменьшается и определе-
ние ГЖК затрудняется по мере
уменьшения коэффициентов по-
ристости и газонасыгцения, а так-
же с увеличением их глинистости и пластового давления. При высоких
пластовых давлениях плотность газа приближается к плотности нефти
и различие в водородосодсржании газоносных и нефтеносных пластов
сглаживается. В таких случаях определение ГНК по данным однократ-
ных замеров может оказаться затруднительным, а установление ГВК
возможно при тех же условиях, что и ВНК, и по той же методике (одно-
родный пласт, высокая минерализация пластовых вод).
Разрабатываются методы, эффективность которых не зависит от
минерализации вод, хотя имеются другие ограничения в их приме-
нении. К ним относится низкочастотный акустический метод. Влия-
ние крепления скважины колоннами зависит от отношения толщи-
ны колонны, цементного кольца и длины волны акустических коле-
баний. Это влияние меньше для волн с относительно большой длиной
волны (низкой частотой). Поэтому для определения контактов в об-
саженных скважинах применяют аппаратуру с источником, излу-
чающим колебания с более низкой частотой (порядка единиц кило-
герц), чем при обычном акустическом методе (см. гл. Ill, § 1). Увели-
чивают также мощность излучателя упругих волн.
Скорость распространения волн для нефте-, газо- и водонасыщен-
ных пластов заметно различается лишь в случае рыхлых отложе-
342
ний, залегающих на небольшой глубине (менее 1 — 2 км). Более зна-
чительно различаются коэффициенты затухания волн, причем осо-
бенно заметно для продольных и поперечных волн. Для продольных
волн коэффициент затухания упругих колебаний растет (амплиту-
да 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 возрастает). Поэтому кривые изменения амплитуд
продольных Ар и поперечных Ах волн в пределах пласта с постоян-
ным коэффициентом пористости, но с различным насыщением име-
ют вид приведенных на рис. 197.
На ряде месторождений в обводняющихся интервалах разреза
отмечается радиогеохимический эффект, заключающийся в некото-
ром обогащении пластовых вод радием в процессе вытеснения ими
нефти из пласта с последующей сорбцией цементным камнем радио-
активных элементов из обогащенных пластовых вод.
Благодаря этому, повторные измерения радиоактивности в эксп-
луатационных скважинах ряда месторождений позволяют обнару-
жить обводненные участки разреза, отмечающиеся значительным
повышением гамма-активности по сравнению с ее величиной к мо-
менту сооружения скважины (рис. 198, интервал 2209,2 — 2210,5 м).
Рис. 197. Пример кривых изменения амплитуд продольных
и поперечных As волн в обсаженной скважине, пересекающей
водонефтяной контакт (по О.Л. Кузнецову).
Песчаник: 1 — водоносный; 2 — нефтеносный; 3 — глина; 4 —
алевролит; 5 — участки диаграмм, соответствующие нефте-
носному пласту
343
Рис. 198. Выделение обводняющих-
ся интервалов по радиохимическому
эффекту.
1 — глина; 2 — алевролит; 3 — продук-
тивный песчаник; 4 — интервал обводне-
ния; диаграммы ГМ, зарегистрирован-
ные: I — во вновь пробуренной скважи-
не; II — после обводнения скважины в
процессе эксплуатации
В благоприятных условиях (от-
носительно чистые коллекторы,
хорошее техническое состояние
скважины и т. п.) нейтронные ме-
тоды позволяют (не только опре-
делять контакты и выделять об-
водненные пласты, но также коли-
чественно оценивать коэффиенты
газонасыщения кт (любым нейт-
ронным методом) и нефтенасыще-
ния кн (ИННМ или ИНГМ в райо-
нах с высокой минерализацией
пластовых вод). Эти данные ис-
пользуют для уточнения текущих
запасов и оценки коэффициента
извлечения нефти и газа из недр.
Небольшие снижения коэффи-
циентов нефте- и газонасыщения
дают возможность предсказать
скорое обводнение пласта в данной
скважине и принять необходимые
меры по регулированию отбора
или проведению ремонтно-изоля-
ционных работ в скважине.
Из-за малого размера зоны ис-
следования ядерными методами определение газожидкостных и во-
донефтяных контактов, тем более количественная оценка коэффици-
ентов газо- и нефтенасыщения, возможны лишь в скважинах, где за-
кончилось расформирование зоны проникновения против исследуе-
мых пластов. Для этого неперфорированные интервалы исследуют
через значительное время после крепления скважины колоннами, ко-
леблющееся от нескольких дней для высокопроницаемых однородных
коллекторов до многих месяцев или даже лет для пластов с низкими
коллекторскими свойствами.
Условия неперфорированных скважин, достаточно долго просто-
явших после крепления колоннами, наиболее благоприятны для про-
слеживания за изменением контактов, обводнением отдельных про-
слоев и определения коэффициентов газо- и нефтенасыщения. По-
этому на крупных месторождениях бурят специальные наблюдатель-
ные скважины, в которых обсадную колонну оставляют неперфори-
рованной, и по результатам периодических измерений в таких
скважинах контролируют процессы обводнения пластов. Если мес-
торождение многопластовое и имеется несколько отдельных объек-
тов эксплуатации со своими сетками эксплуатационных скважин, то
скважины, эксплуатирующие одну из залежей, могут служить на-
блюдательными для контроля за неперфорированными пластами
другой залежи. При исследовании перфорированных интервалов
определение контактов затрудняется возможным проникновением
344
жидкости из ствола скважины в пласт. В частности, на забое сква-
жины может накопиться вода, в том числе против газо- или нефте-
отдающих интервалов. После остановки скважины такие пласты мо-
гут частично поглотить эту воду. Особенно сильное обводнение при-
скважинной зоны происходит при «задавливании » фонтанирующих
скважин соленой водой или глинистым раствором, поскольку в этих
случаях забойное давление обычно больше пластового. Для умень-
шения искажений эту разность давлений желательно сделать как
можно меньшей. В таких случаях лучше применять импульсные ней-
тронные методы, обладающие большей глубиной исследования. Од-
нако наиболее радикальное уменьшение таких помех при исследо-
вании перфорированных пластов достигается при проведении изме-
рений в действующей скважине (см. Главу 11 § 3).
Надежность разделения продуктивных и обводненных зон повы-
шается, если диаграмму, полученную в действующей скважине, срав-
нить с диаграммой, зарегистрированной в той же задавленной сква-
жине.
На рис. 199 показан пример диаграмм НГМ, зарегистрированных
в задавленной и действующей скважинах. Сравнение двух диаграмм
позволяет выявить относительное понижение показаний в интерва-
лах 1618—1625,5 м и 1630—1636,5 м, обусловленное вытеснением
нефтью соленой воды из зоны проникновения. Обводненная часть
пласта (1625,5—1630 м) выделяется относительно повышенными по-
казаниями НГМ.
Рис. 199. Выделение обводненного интервала (1625—1629 м) путем сопостав-
ления диаграмм НГМ, зарегистрированных в скважине задавленной водой
(1), и после возбуждения ее компрессором (2) (по И.Л. Дворкину)
345
§ 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИТОКА И ПОГЛОЩЕНИЯ
ЖИДКОСТИ И ГАЗА В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
Для уточнения положения, мощности и вертикальной неоднород-
ности коллекторов, определения эффективности перфорации, гид-
роразрыва, солянокислотной обработки, оценки коэффициента про-
дуктивности отдельных прослоев, а также для решения других за-
дач в разрезе, вскрытом эксплуатационной скважиной, необходимо
выделить интервалы, отдающие жидкость, определить дебит из каж-
дого пласта. В нагнетательных скважинах соответственно необходи-
мо выделить интервалы, принимающие жидкость, и определить
объем жидкости, поглощаемой, каждым интервалом.
Аналогичные исследования необходимо проводить также до и пос-
ле мероприятий по интенсификации пластов (солянокислотной об-
работки, гидроразрыва, дополнительной перфорации, и т. п.) с целью
выяснения эффективности обработки.
В результате исследований получают график изменения сум-
марного (для всех пластов ниже заданной глубины) или поинтерваль-
ного дебитов по глубине скважины, называемых профилями прито-
ка (поглощения) жидкости или газа.
Профили притока получают следующими методами: 1) измере-
нием скорости движения жидкости в стволе скважины с по специ-
альных приборов, называемых дебитомерами и расходомерами (пер-
вые предназначены для исследования эксплуатационных скважин,
вторые — нагнетательных); 2) определением скорости движения по
стволу скважины некоторой «метки », например радиоактивных изо-
топов, нагретой воды: и т. п., добавленных в поток флюида, или части
флюида, отличающейся радиоактивностью, температурой или дру-
гими свойствами; 3) изучением изменений температуры флюида в
месте его истечения (эффект Джоуля-Томсона).
Для выделения поглощающих интервалов в нагнетательных сква-
жинах может быть использован также эффект поглощения пласта-
ми радиоактивных или иных индикаторов. Поглощение индикатора
приводит к изменению их радиоактивности, температуры (при за-
качке воды с низкой или высокой температурой) или нейтронных
свойств (при закачке жидкостей, меченных соединениями хлора,
бора, кадмия и т. п.).
Определение интервалов притока и поглощения
скважинными дебитомерами (расходомерами)
Скважинный дебитомер или расходомер состоит из следующих
основных узлов: датчика, воспринимающего движение флюида и вы-
рабатывающего электрический сигнал, величина которого функци-
онально связана со скоростью потока; пакера, перекрывающего про-
странство между дебитомером и колонной труб (стенками скважи-
ны) для направления всего потока флюида через канал, в котором
расположен датчик; механизма управления пакером, служащего для
346
дистанционного раскрытия и закрытия пакера после спуска приоора
на заданную глубину.
Дебитомеры и расходомеры могут быть с местной регистрацией и
дистанционные. В приборах с местной регистрацией измеренная ве-
личина регистрируется устройством, помещенным в самом скважин-
ном снаряде. Их пакеры обычно раскрываются однократно с помо-
щью спускового механизма, также размещенного в скважинном сна-
ряде. В дистанционных приборах измеряемая в виде электрического
сигнала величина передается на поверхность по кабелю и там регис-
трируется обычными регистраторами станций.
Наиболее распространены дебитомеры и расходомеры с ди-
станционной передачей показаний. Их преимущества перед при-
борами с местной регистрацией параметров заключаются в воз-
можности непосредственного наблюдения за результатами ис-
следования. Они позволяют осуществлять многократное раскрытие
и закрытие пакера, а следовательно, проводить за один спуск иссле-
дования на различных глубинах и в разных интервалах.
Преимущество дебитомеров с местной регистрацией — простота
конструкций; они не требуют специального оборудования (каротаж-
ных станций). Измерения с ними обычно выполняет персонал про-
мыслов.
Дебитомеры различаются также способом пакеровки. Дебитоме-
ры с абсолютной пакеровкой обеспечивают проход всего потока че-
рез измерительный канал. Дебитомеры с пакерами зонтичного типа
лишь частично перекрывают пространство между стенкой скважи-
ны и дебитомером.
Для лучшего перекрытия зазора между дебитомером и стенками
обсадной колонны материал абсолютного пакера должен быть эла-
стичным. Его обычно делают из маслостойкой резины или специ-
альной эластичной ткани. Он имеет форму цилиндрической трубки
с продольными гофрами, концы которой плотно крепятся к корпу-
су прибора. При движении прибора по скважине пакер складыва-
ется так, что его диаметр не превышает диаметра остальной части
скважинного прибора. Для раскрытия пакера внутрь его насосом
закачивают буровой раствор; пакер раздувается и, приобретая
овальную форму, прижимается к колонне. В некоторых дебитоме-
рах пакер управляется электромеханическим приводом. Пакер рас-
крывается за счет сгибания нескольких пар пластин, к которым
прикреплена ткань пакера.
Зонтичные пакеры не полностью перекрывают зазор между при-
бором и колонной. Их преимущество — более простая система рас-
крытия. Зонтичные пакеры раскрываются с помощью специального
микродвигателя, питаемого током по кабелю. В дебитомерах с мест-
ной регистрацией пакеры раскрываются с помощью спускового ме-
ханизма и реле времени.
Существуют также более простые дебитомеры без пакеров. Их
применение целесообразно при измерении больших расходов жид-
кости или газа, а также при стационарной установке прибора в сква-
347
электрическим.
Рис. 200. Принципиальная схема де-
битомера турбинного типа (а) и маг-
нитного прерывателя (б)
жине, когда доля флюида, проходящего через датчик, остается при-
мерно постоянной. Введение пакеров в конструкцию дебитомеров
вызывает значительное усложнение их конструкции, но в то же вре-
мя повышается точность определения дебитов.
По принципу действия основного элемента — датчика наиболее
распространенные скважинные дебитомеры и расходомеры относят-
ся к одному из двух типов: турбинным (вертушечным) или термо-
На рис. 200, а изображен деби-
томер-расходомер первого типа.
Измерительным элементом слу-
жит разгруженная гидромет-
рическая турбинка. Поток жидко-
сти, проходя через окна 8 и 11,
вращает турбинку 9, на общей оси
с которой установлен постоянный
П-образный магнит 7. Этот магнит
через стенку герметичной каме-
ры (из немагнитного материала)
управляет установленным в ка-
мере магнитным прерывателем
тока 6. Принцип действия преры-
вателя следующий (рис. 200, б).
При вращении магнита 7, укреп-
ленного на турбинке, магнитная
стрелка 12 совершает колеба-
тельные движения вокруг оси 16,
замыкая и размыкая электричес-
кую цепь через подвижный кон-
такт 15. Таким образом, в цепи,
подключенной к кабелю 1, возни-
кают электрические импульсы,
число которых, очевидно, совпа-
дает с числом оборотов турбинки.
Амплитуда колебаний стрелки
ограничивается контактом 15 и
упором 13. Магнит 14 увеличи-
вает время стояния стрелки на
контакте. Преимущество магнитного прерывателя — незначитель-
ная мощность, требуемая для его работы, а отсюда весьма неболь-
шое тормозящее действие на турбинку.
Пакер 10 рассматриваемого прибора представляет собой чехол из
ткани, натянутой между парами пластинчатых пружин. Раскрытие
пакера осуществляется электрическим приводом, состоящим из
электродвигателя и ходового винта 3. Винт с, ввинчиваясь в травер-
су 4, двигает подвижную трубу 5 относительно корпуса 2 вниз. При
этом труба 5, нажимая на пластинки пакера, выгибает их наружу, и,
расправляя ткань пакера, перекрывает кольцевое пространство меж-
348
ду дебитомером и колонной. Одновременно с этим окно 8 на трубе 5
совмещается с соответствующим окном в корпусе 2, открывая путь
для движения всего потока жидкости через струенаправляющую
трубу дебитомера, где установлена турбинка. При обратном направ-
лении вращения ходового винта 3 пластинки пакера распрямляются
и ткань складывается вокруг прибора.
Импульсы тока от прерывателя 6 по кабелю передаются на по-
верхность, специальным блоком частотомера преобразуются в по-
стоянный ток, который пропорционален числу импульсов (аналогично
интеграторам радиометров, см. гл. II, § 6) и регистрируется регист-
ратором геофизической станции. Частота вращения турбины пропор-
циональна скорости потока. Коэффициент пропорциональности оп-
ределяется градуировкой прибора на специальных стендах или не-
посредственно на скважине.
Термоэлектрический скважинный дебитомер СТД работает по
принципу термоанемометра. На рис. 201 показана упрощенная элек-
трическая схема дебитомера. Со-
противление датчика дебитомера Кд
нагревается проходящим по нему
током (120—150 мА) и его темпера-
тура становится выше температуры
среды в скважине. В местах прито-
ка жидкости (газа) датчик охлаж-
дается, в результате чего изменяет-
ся его сопротивление. Это изменение
сопротивления фиксируется мосто-
вой схемой, в одно из плеч которой
включен датчик. Измеряемый пара-
метр в виде напряжения разбалан-
са моста регистрируется измери-
тельным прибором или фоторегис-
тратором каротажной станции.
Переход от приращений сопро-
тивления к скорости движения
жидкости (газа) осуществляют по
эталонной кривой, получаемой в
результате эталонирования прибо-
ра, т. е. измерения его показаний
при различных скоростях потока в
трубе того же диаметра, что и диа-
метр обсадной колонны.
Конструктивно прибор СТД по-
хож на скважинный электротер-
мометр (см. гл. III, § 2). Сопротивле-
ние датчика помещают в металли-
ческую трубку диаметром 8 мм и
длиной 300 мм; для уменьшения по-
стоянной времени свободное про-
Рис. 201. Принципиальная элект-
рическая схема термодебитомет-
ра СТД.
Е — источник тока; П — переключа-
тель (1 — эталон; 2 — температура,
3 — дебитомер); ЦЖК — жила кабе-
ля; ОК — его броня
349
странство в трубке заливают металлическим сплавом с температу-
рой плавления 80—130 °C.
Исследования дебитомерами, как правило, проводят в дей-
ствующих скважинах. Лишь при необходимости установления меж-
пластовых перетоков иногда исследуют остановленные скважины.
В скважинах, эксплуатируемых фонтанным или компрессорным
способом, а также в наблюдательных скважинах приборы опускают
через специальное устройство — лубрикатор (см. гл. 11 § 3), позволя-
ющее проводить работы без остановки скважины при буферном дав-
лении на устье.
Исследование дебитомерами, опускаемыми через насосно-комп-
рессорные трубы (НКТ), возможно лишь в части разреза, располо-
женной ниже НКТ. В скважинах, эксплуатируемых глубинными на-
сосами, дебитомеры можно спускать в межтрубье (см. гл. 11 § 3). Спуск
приборов через лубрикатор, особенно при высоком буферном давле-
нии, относится к числу опасных работ и должен проводиться соглас-
но специальным инструкциям для каждого типа лубрикатора.
Исследования могут проводиться при непрерывном движении
прибора в скважине либо «по точкам», т. е. на отдельных глубинах
при неподвижном приборе. Последний способ наиболее типичен для
пакерных дебитомеров с абсолютным пакером. При обработке ре-
зультатов, используя данные эталонировки прибора, от импульсов
в минуту переходят к абсолютным величинам — дебиту в кубичес-
ких метрах в сутки. При отсутствии градуировочного графика де-
бит выражают в относительных величинах — долях от полного де-
бита выше интервала перфорации или фильтра. Рассчитанные та-
ким образом величины откладывают по абсциссе диаграммной
бумаги против соответствующих отметок глубины. Обычно из-за не-
устойчивости потока, различных помех и погрешностей измерений
точки на графике имеют некоторый разброс, поэтому через них
проводят усредняющую кривую. Крупные погрешности, связанные
с засорением турбинки и т. п., исключают путем повторных иссле-
дований.
Полученная кривая, показывающая количество (долю) жидкости,
проходящей через сечение скважины на различных глубинах, на-
зывается интегральной дебитограммой (рис. 202, а, кривая 1). Она по-
казывает суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже дан-
ной глубины. В интервалах притока на такой дебитограмме наблю-
дается рост показаний, а в интервалах поглощения -— их уменьшение.
Приращение показаний в определенном интервале пропорциональ-
но количеству жидкости, отдаваемой (поглощаемой) этим интерва-
лом. Так, на рис. 202 притоки жидкости наблюдаются в четырех ин-
тервалах, отмеченных стрелками, причем наибольшая часть прито-
ка (7 м3/сут, или около 40%) связана с верхним интервалом
(1529—1539 м). Далее по интегральной дебитограмме строят
дифференциальную дебитограмму (см. рис. 202, а, кривая 2),
показывающую интенсивность притока (поглощения) на единицу
мощности пласта. Для получения абсцисс зтой кривой приращения
350
Рис. 202. Примеры дебитограмм,
зарегистрированных турбинным
(а) и термоэлектрическим (б) де-
битомерами.
J — интегральная дебитограмма; 2 —
дифференциальная дебитограмма
показаний на интегральной кривой делят на мощность интервала, в
котором наблюдается соответствующее приращение.
Непрерывную регистрацию диаграмм изменения дебита с глубиной
осуществляют беспакерными дебитомерами или дебитомерами с не-
полной пакеровкой. Замеры можно проводить как при подъеме, так и
при спуске прибора в скважину. При обработке дебитограмм необхо-
дима вводить поправку на скорость движения прибора, так как из-
меряемая прибором скорость есть скорость относительного движения
жидкости (газа) и прибора и отличается от истинной скорости потока
на скорость движения прибора. Если прибор движется навстречу по-
току, чувствительность турбинных дебитомеров возрастает. Скорость
движения: должна быть выше стартовой скорости вертушки (той ско-
рости потока, ниже которой он не в состоянии стронуть вертушку).
На рис. 202, б изображена схематическая дебитограмма, по-
лученная термодебитомером. При переходе через интервал, на ко-
тором в скважину поступает жидкость, следовательно, изменяется
скорость движения потока, за счет изменения теплообмена изменя-
ется сопротивление чувствительного элемента. По этому изменению
и выделяют отдающий интервал. Вследствие более сильного влия-
ния потока жидкости, перпендикулярного к оси прибора (радиаль-
ного потока), по сравнению с потоком вдоль оси скважины в кровле
отдающих жидкость интервалов (но не всегда) наблюдается мини-
мум, выше которого отмечается некоторый рост показаний. Подошва
интервала поступления жидкости в скважину отмечается по началу
спада кривой (при движении прибора снизу вверх), а кровля — по
минимуму или (при его отсутствии) по точке перегиба кривой. Коли-
чественное определение дебита проводят по разнице 5Т между
показаниями ДТ ниже интервала и выше интервала притока (после
прохождения указанного выше переходного участка непосредственно
после минимума). Переход от значений 5Т к дебиту осущестляют по
351
градуировочной кривой. Поскольку теплопроводность нефти, газа и
воды различна, приращение сопротивления для трех сред при од-
ной и той же скорости потока различна. Поэтому эталонировочная
кривая должна быть получена для каждой из этих сред. Из-за разли-
чия теплопроводности сред термодебитомер показывает изменение
показаний при переходе через раздел вода -— нефть или вода — газ.
Аналогично производят построение интегрального и дифферен-
циального профилей по данным механической расходометрии. Ин-
тегральный профиль притока может быть описан формулой [7]:
Q= J дЛ
ь,
где hK hn — глубины залегания кровли и подошвы исследуемого ра-
ботающего интервала, qz — удельный расход. Если движение флюи-
да происходит вниз по стволу, то получаемый профиль расхода бу-
дет являться уже профилем приемистости. Зависимость расхода
флюида от глубины описывается выражением
z
Qz = J QA
дифференцирование которого дает профили расхода отдельных ин-
тервалов. Для г-го объекта дифференциальный профиль может быть
построен по удельным расходам дг:
_(QImax-Q1nlin)
9< AL
где QF1™, QJ”*” расходы в верхней и нижней точках изучаемого ин-
тервала глубин AL (рис. 203).
Чувствительность показаний к характеру флюида затрудняет
выполнение количественной интерпретации термодебитограммы
(расходограммы), если в скважине движется многофазная смесь, и
часто дебитограммы (расходограммы) позволяют лишь выделять ин-
тервалы притока без количественного определения их дебитов. Но в
комплексе с дебитограммой, полученной механическими дебитоме-
рами, зависимость показаний от состава флюида часто позволяет су-
дить о его составе и может рассматриваться даже как преимущество.
Надежное определение работающей толщины, коэффициентов ох-
вата и действующей толщины возможно по комплексу методов при-
тока и состава.
Основные помехи при дебитометрии следующие: 1) неполнота па-
керовки из-за нарушения пакера или неплотного прилегания его
к трубе; 2) изменение внутреннего диаметра обсадных труб, обуслов-
ливающее погрешность в определении дебита при исследованиях с
беспакерными приборами или с приборами с неполной пакеровкой;
3) нарушение герметичности цементного кольца, приводящее к тому,
что часть жидкости (газа) движется по заколонному пространству;
влияние этого фактора особенно велико при замерах пакерными при-
борами; 4) образование столба жидкости в забое, частично или пол-
352
Гпуби- Конструкция
на, м скважины
Расходограмма -----мэ/сут.
Скоростеерамма —- м/с
Удельный
расход, м3/сут.
Рис. 203. Профиль притока по расходометрии [по А.И. Ипатову, М.И. Креме-
нецкому].
ностью перекрывающего интервалы поступления нефти или газа;
влияние этого фактора особенно существенно для беспакерных де-
битомеров. Наконец, скорость потока меняется в зависимости от поло-
жения прибора относительно стенки скважины. Эта зависимость осо-
бенно сильна для приборов малого диаметра, поэтому они должны
снабжаться центрирующими фонарями.
Профили расхода, полученные при расходометрии, целесообраз-
но дополнять результатами обработки других методов, дающих ин-
формацию о заколонных и межколонных перетоках. Комплексный
подход позволяет в ряде случаев обнаружить обводнение продук-
тивных пластов и образование техногенных залежей газа. Данные
по профилю притока могут быть использованы для оценки работа-
ющей толщины пласта. Работающей считается та часть эффектив-
ной толщины пласта, в пределах которой происходит движение
флюидов при разработке месторождения. Отношение суммарной
работающей толщины к суммарной эффективной мощности назы-
вается коэффициентом охвата. Этот коэффициент используется для
обоснования мероприятий по регулированию процесса вытеснения.
Для сравнения работы пластов в разных скважинах или в разное
время применяется коэффициент действующей толщины, равный
отношению работающей толщины к эффективной толщине перфо-
рированного интервала. При герметичном затрубном пространстве
и надежном гидродинамическом разобщении пластов этот коэффи-
циент определяется изменением проницаемости в пределах коллек-
тора.
23 — Добрынин В.М.
353
Определение интервалов притока и поглощения
с помощью термометрии
Расширение газа при поступлении из пласта в скважину обычно
сопровождается его охлаждением (зффект Джоуля-Томсона). В ре-
зультате против газоотдающих интервалов наблюдается темпера-
турная аномалия. Степень охлаждения газа при поступлении в сква-
жину растет с ростом перепада давления (депрессии) между плас-
том и скважиной, составляя обычно несколько сотых долей градуса
на 1 МПа. Однако против газоотдающих интервалов (за исключени-
ем самого нижнего) температура изменяется меньше из-за смеше-
ния газа, поступающего из данного интервала, с газом, идущим сни-
зу и успевающим частично согреться за счет теплообмена со стенка-
ми скважины. Схематическая кривая изменения температуры в
стволе скважины с тремя газоотдающими интервалами (I—III) по-
казана на рис. 204 (кривая 2). Кривой 1 на этом рисунке отмечено
изменение с глубиной ненарушенной температуры горных пород до
начала эксплуатации скважины.
Кривая 4, показывающая температуру газа, поступающего из пла-
стов, сдвинута относительно кривой 1 на величину ДТ, равную ох-
лаждению газа из-за дроссельного эффекта. (На рис. 204 предпола-
гается, что эта величина, а следовательно, и депрессия для всех пла-
стов одна и та же). Кривая 4 против газоотдающих пластов показывает
температуру газа, поступающего из пласта в скважину.
Характер кривой 2, описывающей изменение температуры газа
по стволу действующей скважины, объясняется следующим обра-
зом. В подошве самого нижнего газоотдающего пласта температура
в стволе скважины совпадает с температурой газа, поступающего из
пласта (кривые 2 и 4 совпадают). Ниже этой точки температура при-
ближается к температуре горных пород, а выше она несколько сни-
Рис. 204. Схематические термо-
граммы в действующих добыва-
ющей газовой (а) и нагнетатель-
ной (б) скважинах
354
жается за счет смешения газа с более холодным газом, поступающим
из верхней части пласта. Выше нижнего газоотдающего пласта газ
нагревается за счет теплообмена с более теплыми стенками скважины.
Чем выше дебит нижнего пласта, тем медленнее происходит этот на-
грев.
В интервале второго газоотдающего пласта температура умень-
шается из-за смешения идущего снизу газа с газом, поступающим
из второго пласта. Чем больше отношение дебитов второго и нижне-
го пластов, тем больше это снижение температуры против второго
пласта.
Аналогичная картина наблюдается в интервале третьего пласта.
Снижение температуры здесь зависит от отношения его дебита к сум-
марному дебиту залегающих ниже пластов.
Итак, самый нижний газоотдающий пласт JV выделяется на тер-
мограмме 3 отрицательной температурной аномалией, причем амп-
литуда аномалии (относительно геотермы, т. е. ненарушенной тем-
пературы пласта) пропорциональна депрессии на пласт и не зависит
от его дебита.
Против остальных пластов, кроме нижнего, наблюдается сниже-
ние температуры с градиентом, большим, чем для естественной тем-
пературы горных пород. Зная температуру газа, подходящего снизу
(в подошве пласта), температуру смеси в кровле пласта и темпера-
туру газа, поступающего из пласта (рассчитывают по известной тем-
пературе пород и известному значению депрессии на пласт), можно
получить относительные дебиты всех пластов, а этого (с учетом де-
бита всей скважины, измеряемого на устье) достаточно для опреде-
ления абсолютного дебита отдельных пластов. Однако практически
точность этого определения не очень высока, поскольку депрессия
на разные пласты обычно различна и бывает известна лишь прибли-
женно.
При длительной работе скважины прискважинная часть газоотда-
ющих пластов успевает охладиться практически до температуры по-
ступающего газа, т. е. до величины, соответствующей диаграмме 4.
Поэтому после остановки скважины в течение значительного време-
ни против этих пластов наблюдается отрицательная аномалия темпе-
ратуры. Это позволяет их выделять также по термограмме, получен-
ной после остановки скважины (кривая 3 на рис. 204). Более того, пла-
сты с относительно малыми дебитами при этом могут выделяться даже
четче, чем на термограмме действующей скважины.
Эффект Джоуля-Томсона наблюдается и при истечении жидко-
сти (нефти и воды). В отличие от газа эти жидкости при поступлении
в скважину нагреваются. Однако величина эффекта здесь в несколько
десятков раз ниже, чем для газа. Для его использования требуются
более высокоточные термометры.
Термический метод для выделения газоотдающих пластов имеет
следующие преимущества.
1. Возможность выделения пластов, перекрытых насосно-компрес-
сорными трубами. Механическими дебитомерами такие пласты в на-
355
стоящее время не выделяются, поскольку спуск приборов в затрубье
в газовых скважинах более сложен и пока не освоен. При выделении
газоносных пластов термометр опускают через насосно-компрессор-
ные трубы, а скважину эксплуатируют по затрубному пространству.
Как показывает опыт, колонны и трубы, находящиеся между термо-
метром и газовым потоком, почти не влияют на передачу тепла, а рас-
пределение температур внутри труб практически не отличается от
распределения температур в потоке газа в затрубье.
2. Надежное выделение самого нижнего интервала притока неза-
висимо от дебита, поскольку величина аномалии зависит только от
депрессии на пласт, а мешающего влияния эффекта смещения для
нижнего интервала нет.
3. Возможность определения отдающих пластов в остановленных
скважинах, поскольку температурная аномалия против них сохраня-
ется в течение некоторого времени и после остановки скважины. Это
особенно важно в тех случаях, когда по каким-либо причинам не уда-
ется провести исследования в процессе работы скважины. Кроме того,
некоторые пласты, из-за небольшой величины дебитов не выделяю-
щиеся в действующей скважине, могут отметиться четкой аномалией
в остановленной скважине, когда нет помехи за счет смешения с пото-
ком газа, идущим из более мощных нижележащих интервалов.
Поглощающие пласты в нагнетательной скважине могут выде-
ляться по данным термических исследований в процессе ее работы
или же после ее остановки (см. рис. 204, б).
При закачке с небольшой скоростью жидкость во время ее дви-
жения вниз по скважине нагревается. Хотя температура жидкости и
отстает от температуры пород, постепенно градиент ее изменения
становится близким к естественному градиенту температуры горных
пород. Поскольку поглощающий пласт IV уже охлажден предыду-
щими порциями воды, жидкость при движении мимо этого пласта не
меняет своей температуры и поглощающий пласт выделяется прак-
тически постоянной температурой (кривая 2 на рис. 204, б). Ниже по-
дошвы нижнего поглощающего пласта температура в скважине бы-
стро растет до температуры пород.
После остановки скважины температура в стволе скважины уве-
личивается за счет тепла, идущего от пластов, причем в охлажденном
поглощенным флюидом пласте этот рост значительно отстает. В ре-
зультате против поглощающего пласта через некоторое время обра-
зуется аномалия относительно низких (по сравнению с подстилаю-
щими и перекрывающими пластами) температур (кривая 3 на
рис. 204, б). Существенно, что аномалия образуется непосредственно
против пластов, поглотивших воду, а не против интервалов ухода
жидкости из колонны.
На рис. 205 показан пример использования данных термометрии
в комплексе с расходо- и влагометрией (см. § 3) для определения про-
филя притока с учётом заколонного перетока воды [7].
Недостатки метода: 1) сложность количественной интерпретации
результатов; 2) малая точность определения дебитов отдельных про-
356
Рис. 205. Определение профиля притока с учетом заколонного перетока воды
[по А.И.Ипатову, М.И.Кременецкому]
слоев; 3) невозможность надежного выделения пропластков с малым
дебитом (за исключением случаев, когда такой пласт является са-
мым нижним или когда исследования проводятся в остановленной
скважине); 4) низкая вертикальная разрешающая способность,
вследствие чего близко расположенные пласты не расчленяются и
выделяются как один более мощный пласт.
Все современные электротермометры имеют частотный выход.
Сигнал достаточно стабилен и может обеспечить высокую точность
регистрации. Основные потери информации происходят в процессе
ее преобразования в аналоговую форму. Для повышения точности
термограмм аналоговые записи термометров ТЭГ-36, ТЭГ-60, ТР-7
и т.п. дублируются отсчетами по цифровому периодомеру в задан-
ных опорных точках. Принцип регистрации электротермометров со-
временных комплексных приборов (АГДК, Глубина, Напор) — циф-
рово-аналоговый [7].
§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ФЛЮИДА В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
Комплекс ГИС для оценки состава флюидов в стволе действую-
щей или простаивающей скважины включает: резистивиметрию (см.
Гл. III, § 4), влагометрию, метод активации кислорода нейтронами,
гамма-плотномер, барометрию.
При эксплуатации объектов большой мощности часто встречаются
с избирательным обводнением отдельных прослоев. В этих случаях
интервалы поступления воды в скважину могут быть часто (при от-
сутствии заколонной циркуляции) обнаружены по изменению состава
флюида в стволе скважины. Для изучения таких изменений разра-
ботаны приборы, основанные на различных принципах работы: вла-
гомеры, плотномеры и др. Весьма важно то, что интервалы обводне-
357
ния этими приборами определяют в перфорированных пластах, где
их установление нейтронными методами часто затруднено, особен-
но в случае пресных вод.
К определению соотношения воды, нефти и газа в скважинном
флюиде сводится также ряд других промысловых задач, как-то: оп-
ределение нефтеводоразделов, интервалов разгазирования, мест
поступления воды через дефекты в колонне, наличие осадка на за-
бое и т. п.
Влагомерами определяют процентное содержание воды во флю-
иде, заполняющем ствол скважины. Их чувствительным элементом
является проточный конденсатор, между обкладками которого при
движении прибора по скважине протекает исследуемый флюид. По-
скольку диэлектрическая проницаемость воды (е= 81) гораздо боль-
ше, чем нефти (е = 2) и газа (значение е близко к единице), то емкость
конденсатора растет с ростом содержания воды в продукции сква-
жины.
Рис. 206. Принципиальная схема
влагомера ВГД (а) и его электронная
блок-схема (б)
На рис. 206 схематически по-
казано устройство одного из вла-
гомеров (типа ВГД), выпускаемых
отечественной промышленнос-
тью. Его чувствительный элемент
представляет собой проточный
цилиндрический конденсатор с
отверстиями 5 и 6 для прохода
жидкости. Центральный элект-
род 7 конденсаторов покрыт фто-
ропластом 8. Вторым электродом
служит часть корпуса 2 — струе-
направляющая труба. Прибор
обеспечен пакером 4 той же кон-
струкции, что и рассмотренный
выше дебитомер (см. рис. 200).
Пакер управляется механизмом
10 через подвижную трубу 3.
В герметичной камере 9 разме-
щена злектрическая схема влаго-
мера, служащая для определения
емкости конденсатора и передачи
ее по кабелю 1на поверхность в
виде переменного тока, частота
которого пропорциональна емко-
сти конденсатора, а следователь-
но, и влагосодержанию продук-
ции скважины. Электрическая
схема влагомера показана на рис.
206, б. Конденсаторный датчик С
включен в колебательный контур
измерительного генератора ИГ.С-
358
мена флюида приводит к изменению выходной частоты генератора.
Второй аналогичный генератор ОГ является опорным. Разность час-
тот двух генераторов усиливается двухкаскадным усилителем-сме-
сителем СУ на транзисторах и подается на поверхность по кабелю.
Приборы описанного типа позволяют определять содержание воды в
нефти в пределах от нуля до 60%.
Пример диаграммы влагомера показан на рис. 207, а. Искажения
диаграмм влагомеров обусловлены чаще всего наличием водяного
столба на забое скважины. Если обводняющийся пласт находится
выше малодебитных пластов, отдающих чистую нефть с водой, то
против последних образуется столб жидкости с гораздо большим со-
держанием воды, чем в продукции, отдаваемой пластами, залегаю-
щими в этом интервале. Некоторое искажение вносится также при
отсутствии пакера или при недостаточно полной пакеровке, так как
состав жидкости, движущейся по центру скважины, часто не совпа-
дает с составом жидкости у стенки колонны.
Поскольку кислорода в углеводородах нефти и природного газа
очень мало, то по его концентрации в продукции скважин можно су-
дить о содержании в ней воды. Содержание кислорода во флюиде
определяют методом активации кислорода нейтронами по реакции
16О(п, p)16N. Содержание кислорода в различных горных породах и
цементном кольце меняется в очень узких пределах, поэтому актив-
ность образующегося при этом изотопа 16N определяется содержа-
нием кислорода в скважинном флюиде и увеличивается с ростом со-
держания в нем воды. Методика исследований принципиально не от-
личается от методик активационных исследований при изучении
горных пород (см. гл. II, § 5). Есть отличия лишь в интерпретации
а
В7 iiiiiiiiilib
Рис. 207. Исследования добывающих скважин дебитомерами в комплексе с
влагомером (а) и с гамма-плотномером (б).
Дебитограммы: I — интегральная; II — дифференциальная; диаграммы: III — влаго-
мера; IV—гамма-плотномера; V—резистивиметра; VI — метода наведенной активно-
сти кислорода; интервалы, отдающие: 1 — нефть; 2 — нефть с водой; 3 — воду
359
результатов, связанные с тем, что активируемая среда в действую-
щих скважинах движется вдоль скважины. В связи с этим необхо-
димо вносить поправку на скорость движения, которую находят по
данным исследований дебитомерами.
Метод активационного анализа по кислороду (КАНГМ) позволя-
ет не только выявить скопление кислородосодержащих флюидов
(воды) в стволе скважины и в затрубном пространстве, но и опреде-
лить направление и скорость их движения благодаря наличию в при-
боре прямого и обращенного измерительного зондов. Излучатель в
двухзондовой аппаратуре помещается между датчиками и расхож-
дение в их показаниях характеризует скорость «уноса» активиро-
ванной жидкости. Установление факта и скорости движения воды в
затрубном пространстве является основным достоинством метода.
Отношение показаний прямого и обращенного зондов в условиях
движущейся среды связано с дебитом скважин. Это отношение нор-
мированное на аналогичное отношение в статичных условиях назы-
вается относительным параметром. Связь относительного парамет-
ра и дебита скважин в диапазоне малых расходов (до 50 м3/сут) близ-
ка к линейной.
О содержании воды в нефти или газе можно судить также по их
плотности. Для измерения плотности используют в основном прибо-
ры двух типов: гамма-плотномеры, основанные на измерении интен-
сивности гамма-излучения, рассеянного флюидом или прошедшего
через заданный объем флюида; дифференциальные манометры, оп-
ределяющие разность давлений в двух близких точках по оси сква-
жины.
Гамма-плотномер (ГГП) состоит из источника гамма-излучения
(обычно тулий-170) и детектора излучения, расположенного внутри
соответствующих коллиматоров. Между источником и детектором
имеется камера с окнами для свободного протекания флюида, запол-
няющего скважину. Чем больше плотность флюида, тем меньше за-
регистрированная интенсивность излучения. Для количественного
определения плотности требуется предварительное эталонирование
прибора в среде с известной плотностью, например, в чистой воде.
Выпускаемые промышленностью приборы типа ГГП-1 и ГГП-3 по-
зволяют определять плотность с точностью 10 — 20 кг/м3.
Гамма-плотномер применяется в нефтяных скважинах для опре-
деления флюидальных контактов нефть-вода, вода-буровой раствор
и для определения содержаний фаз (вода-нефть).
Другим прибором для измерения плотности флюидов является
градиент-манометр. Можно видеть, что приращение давления Др
между глубиной Н1 и Н2
АР = Р2 “ Рщ (н2 ~ )98,
где 5 — плотность флюида; pt и р2 — давления на глубинах Нг и Н2;
д — ускорение свободного падения.
Если выразить Д иН2 в м; pj и р2 в МПа, то плотность флюида 3
(в кг/м3) может быть найдена по формуле
360
Рис. 208. Схема градиент-
манометра
5=105 • Др/£= 105 grad р,
где 1=Н2~Н1 — расстояние между точками определения давления.
В принципе для определения плотности можно использовать из-
мерения давления на различных глубинах обычными манометрами.
Однако точность таких определений невысока. Более точные данные
дает непосредственное определение разности показаний двух чув-
ствительных элементов, удаленных на небольшое расстояние (0,5—
1 м). Такие приборы называются градиент-манометрами (рис. 208).
Два датчика давления 6 и 7, размещенные на разных глубинах,
присоединены соответственно к измерительному датчику 5 и к изо-
лированной от скважины камере 4,
внутри которой находится измеритель-
ный датчик. Давление внутри изме-
рительного датчика определяется дав-
лением на глубине, где расположен пер-
вый датчик 6, а давление вне изме-
рительного датчика — давлением на
глубине расположения второго датчика
7. Поэтому деформация измерительно-
го датчика определяется разностью дав-
лений на этих глубинах.
От степени деформации датчика за-
висят состояние дифференциального
трансформатора 3 и напряжение на вы-
ходе последнего. Это напряжение уси-
ливается злектронной схемой 2, переда-
ется по кабелю 1 на поверхность и реги-
стрируется. Полученная диаграмма—
это изменение градиента давления с
глубиной, т. е. в определенном масшта-
бе — плотности флюида. Строго говоря,
точное значение плотности получают
лишь при неподвижном положении при-
бора в скважине. Значение плотности
при движении прибора вниз несколько
завышается вследствие сжатия нижне-
го датчика, а при движении вверх — занижается. Поэтому необхо-
димо вводить небольшую поправку за скорость движения прибора.
На рис. 207 показаны примеры выделения обводненных интерва-
лов и решения ряда задач с помощью методов определения влажно-
сти и плотности флюида в комплексе с дебитометрией.
По данным дебитограмм на рис. 207, а выделяются четыре интер-
вала с притоком. Из них верхний и два нижних отдают нефть, а чет-
вертый — воду. Высокая влажность ниже глубины 1658 м связана с
накоплением воды в зумпфе. Приток чистой нефти из двух нижних
интервалов надежно устанавливается практически нулевой влаж-
ностью флюида против них (в действующей скважине).
361
На рис. 207, б дебитограмма (кривая II) показывает наличие прито-
ков жидкости в интервалах глубин 1751 —1756 и 1764—1768 м. По
данным плотномера (кривая IV) в нижней части последнего интерва-
ла плотность флюида (5= 1,18 г/см3) практически совпадает с плотно-
стью соленой пластовой воды. Эта часть разреза отдает воду, что вид-
но также по увеличению наведенной активности кислорода на глуби-
не 1768 м (кривая VI). Прикровельная часть нижнего интервала отдает
воду с нефтью, что приводит к некоторому росту показании плотно-
мера; на глубине 1764 м они соответствуют плотности 1,11 г/см3, про-
межуточной между плотностью нефти и пластовой воды.
Интервал 1751 — 1756 м отдает нефть, благодаря чему показания
плотномера растут до значений, соответствующих плотности
0,9 г/см3, а показания метода наведенной активности резко умень-
шаются. Диаграмма резистивиметра показывает изменение фазового
состояния флюида на глубине 1756 м. Ниже этой глубины его прово-
димость высокая вследствие нахождения нефти в виде изолирован-
ных капель в воде. Выше глубины 1756 м, наоборот, жидкость в сква-
жине представляет собой нефть с каплями воды, поэтому имеет вы-
сокое сопротивление. Очень низкие показания плотномера ниже
глубины 1774 м (плотность 1,5 г/см3) связаны с наличием осадка на
забое скважины.
Следует отметить, что для количественной, а иногда и каче-
ственной оценки обводнения продукции пласта данных плотносте-
метрии или влагометрии недостаточно. Для этого названные методы
следует комплексировать с дебитометрией.
Такое комплексирование в принципе позволяет определять от-
дельно объемы воды <2В и нефти QH, отдаваемые каждым интерва-
лом. Пусть В, и В2 — доля воды в скважинном флюиде в подошве и
кровле исследуемого интервала, a Qj и Q2— суммарный дебит сква-
жины на тех же глубинах. Пусть далее В — доля воды в продукции
исследуемого интервала. Тогда соотношения для балансов нефти и
воды приводят к уравнению
<Э2В2 — QjBj + В(<22 — Qu-
Отсюда доля воды в продукции данного интервала
(<Э2В2 — QiBj)
1з =----------,
(Q2 — Qi)
объем воды отдаваемый данным интервалом,
QB = B(Q2 ~ <2i)>
а объем нефти —
<2Н=(1 ~B)(Q2 — Q1).
К сожалению, точность определения величин Qlt Q9, Bj иВ,в на-
стоящее время недостаточно высокая, и поэтому удовлетворитель-
ное определение QB и <ЭН возможно лишь, когда они сравнимы с вели-
чиной дебита <Э2 нижележащих интервалов.
362
§ 4. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ РЕЖИМА
РАБОТЫ СКВАЖИНЫ И ПРОЦЕССОВ
ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТОВ
Для повышения проницаемости призабойной части пласта при-
меняют гидравлический разрыв пластов, солянокислотную или гли-
нистокислотную обработки, обработку поверхностно-активными ве-
ществами, акустическое воздействие, торпедирование и другие ме-
тоды воздействия на пласт.
В результате воздействия на пласт происходит изменение упру-
гих характеристик пород, которое проявляется в параметрах упру-
гих волн. Анализ замеров волновой акустики, выполненных до и после
воздействия на пласт дает комплексную характеристику результа-
тов обработки. В частности, определяется фактический интервал
Рис. 209. Акустический контроль по воздействию на пласты (по В.М. Добры-
нину, А.В. Городнову, В.Н. Черноглазову)
I — глина; II — алеврит; III — песчаник
363
воздействия, характер изменения свойств пород, техническое состо-
яние колонны и цемента. На рис. 209 приведены данные по скважи-
не, где был применен пороховой генератор давления с последующей
обработкой интервала горюче-окислительной смесью. До и после воз-
действия выполнены замеры волновым акустическим методом (ВАК).
Показателем гидродинамической сообщаемости пласта со скважи-
ной является уменьшение интервального времени пробега волны
Лэмба-Стоуна — ДТЬ. По сопоставлению данных двух замеров ВАК
(ДТЬ1 и ДТЬ2) выделены интервалы улучшения сообщаемости пласта
со скважиной 2617—-2652 м (ДТЬ1>ДТЬ2), а также интервалы, где
произошло уплотнение породы в результате проведенного воздей-
ствия 2600 — 2606 м (ДТЫ<ДТЬ2).
Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в создании
трещин в пласте под действием высокого давления на забое, возни-
кающего при закачке вязких жидкостей. Жидкость при фильтрации
в пласт при высоком давлении создает перенапряжение в породе,
расширяет существующие и образует новые трещины. Чтобы
образующиеся при этом трещины остались открытыми после сня-
тия давления, в них вместе с жидкостью-песконосителем нагнетают
крупнозернистый песок.
Для обнаружения возникших трещин и для выяснения других осо-
бенностей гидроразрыва пластов применяют методику контроля про-
цесса гидроразрыва с использованием изотопов (метод меченых ато-
мов). Сущность его состоит в следующем. Последние порции песка
(200 — 250 кг), закачиваемого в трещины, равномерно смешивают с
небольшим количеством (2—5 кг) песка, активированного радиоак-
тивным изотопом — излучателем гамма-квантов. До и после гидрав-
лического разрыва проводят измерения в скважине гамма-методом.
На второй диаграмме против трещин, поглотивших активированный
песок, будет наблюдаться повышение гамма-активности по сравнению
с активностью на диаграмме, зарегистрированной до гидроразрыва.
Для активации песка обычно используют радиоактивный изотоп
железа 59Fe. Раствор изотопа смешивают с песком и затем прокалива-
ют при температуре 200—300 °C. При этом на поверхности песчинок
образуется несмываемая пленка гидрата окиси активированного же-
леза. Активность песка выбирают равной 75—100 МБк на 1 кг песка.
Для активации песка могут быть использованы также некоторые
другие изотопы (цирконий-95, цинк-65, иридий-92 и др.), хорошо сор-
бирующиеся на поверхности песка. Равномерное добавление акти-
вированного песка к последней порции обычного песка осуществля-
ют с помощью небольшого бачка с диафрагмой подвешенного над сме-
сителем, в котором песок смешивают с жидкостью-песконосителем.
Для исключения ложных аномалий создаваемых песком, остающимся
в стволе скважины, его остатки перед проведением повторного из-
мерения гамма-активности удаляют из скважины путем тщатель-
ной промывки.
Пример контроля за гидроразрывом методом радиоактивных изо-
топов показан на рис. 210. На нем представлены диаграммы ГМ заре-
364
гистрированные до и после гидро-
разрыва. Для разрыва песчаника
на глубине 1620—1640 м было за-
качано 23 т неактивированного
песка, а затем 0,2 т песка, смешан-
ного с 5кг активированного песка,
с общей активностью 300 МБк.
Сравнение кривых Iy (I и II а), за-
регистрированных соответствен-
но до и после гидроразрыва в раз-
ных масштабах), показывает на-
личие трещин, поглотивших ак-
тивированный песок, на глубинах
1631 и 1635 м.
Для выяснения направления
трещин (горизонтальное или вер-
тикальное) применяют приборы с
несколькими счетчиками, экра-
нированными друг от друга, и об-
ращенными в разные стороны.
Можно применять, например,
приборы с расположением детек-
ШР БЕЗ*
Рис. 210. Пример определения поло-
жения трещин при гидроразрыве
пласта методом изотопов.
Кривые ly .I—до гидроразрыва; Па, Пб —
после гидроразрыва от двух детекторов,
обращённых в разные стороны (масштаб
кривой I в 10 раз крупнее масштаба кри-
вых IIa, II б); 1 — глина; 2 — известняк; 3 —
песок
торов, как у цементомеров.
В примере, приведенном на рис. 210, кривые Iy (II а—II б), полу-
ченные двумя счетчиками (обращенными в противоположные сто-
роны), идентичны, что указывает на горизонтальность трещин.
Для более точного определения глубины трещин и особенно раз-
деления аномалий в случае близко расположенных трещий необхо-
димо пользоваться детекторами небольшого размера, например сцин-
тилляционными счетчиками.
Помехи при контроле гидроразрыва пласта методом радио-
активных индикаторов могут создаваться вследствие наличия каверн
за колонной (в породе или цементном кольце), заполненных активи-
рованным песком. Для их учета необходимо проводить исследования
цементомерами.
Для контроля за результатами гидроразрыва иногда используют
также и термометрию. Если температура жидкости гидроразрыва зна-
чительно отличается от температуры пластов, то против трещин, по-
глотивших значительное количество жидкости, в течение некоторого
времени после гидроразрыва будет наблюдаться температурная ано-
малия (отклонение от геотермы). Преимущество термометрии в этом
случае — простота методики и безопасность работ, но она значитель-
но уступает методу изотопов по своей разрешающей способности.
Для контроля гидроразрыва полезно также проведение двукратных
замеров дебитомерами. Образовавшиеся трещины при повторных за-
мерах отмечаются ростом дебита на соответствующей глубине.
Солянокислотную обработку в скважинах применяют для повы-
шения проницаемости прискважинной части коллекторов, сложен-
365
ных известняками и доломитами или песчаниками с карбонатным
цементом, для растворения отложений солей или парафино-смоли-
стых веществ.
При действии соляной кислоты карбонатный скелет или цемент
породы растворяется, а образующиеся при этом растворимые хло-
риды кальция и магния легко удаляются из пласта. В результате про-
исходит расширение фильтрующих каналов в горной породе и по-
вышается ее проницаемость.
Процесс солянокислотной обработки заключается в нагнетании в
пласт раствора соляной кислоты специальными насосами. Если же
пластовое давление низкое, то соляная кислота поступает самоте-
ком через насосно-компрессорные трубы. После продавливания кис-
лоты в пласт скважину на несколько часов оставляют в покое для
реагирования кислоты с породой. Обычно на каждый метр мощности
пласта закачивают 0,4—1,5 м3 раствора соляной кислоты с концент-
рацией 8—15 %. В раствор, кроме того, добавляют различные веще-
ства, предназначенные для уменьшения воздействия кислоты на обо-
рудование и обсадных колонн и облегчения удаления продуктов вза-
имодействия кислоты с породой.
Для контроля процессов солянокислотной обработки в раствор,
закачиваемый в пласт, добавляют некоторое количество радиоак-
тивного изотопа, например, йода-131. Повторные замеры гамма-ме-
тодом до и после закачки активированной кислоты позволяют оп-
ределить интервалы разрыва, в которые она проникла. Широкий
выбор изотопов (в виде химических соединений) с разной энергией
гамма-квантов делает целесообразным использование гамма-спек-
трометрии для этих целей. Набор различных радиоактивных изо-
топов позволяет раздельно «метить» рабочий флюид, расклинива-
ющий агент и закачиваемую жидкость и, посредством ГМ-С раз-
дельно определять места их концентрации в обрабатываемом пласте
и скважине. Оборудование спектрометра вращающимися коллима-
торами позволяет сканировать стенки скважин и получать ориен-
тированные по странам света изображения мест концентрации ра-
диоактивных изотопов.
Для снижения радиационной опасности контроль может осуще-
ствляться также повторными замерами импульсным нейтронным
методом. Интервалы поглощения соляной кислоты отмечаются сни-
жением показаний повторных замеров по сравнению с фоновым за-
мером до начала солянокислотной обработки.
При проведении селективной солянокислотной обработки, выпол-
няемой с целью закачки кислоты в строго определенный пласт, не-
обходимо следить, чтобы положение границы раздела между кисло-
той (закачиваемой через трубы) и нефтью, заполняющей межтруб-
ное пространство выше уровня кислоты, оставалось постоянным во
времени. Для этого положение уровня кислоты (предварительно ак-
тивированной радиоактивным изотопом) контролируют радиомет-
ром, спущенным внутрь насосно-компрессорных труб.
366
Рис. 211. Расходогораммы, зарегис-
трированные до (1) и после (2) соля-
но-кислотной обработки.
О результативности солянокислотной обработки можно судить
путем сравнения дебитограмм, полученных в данной скважине до и
после ее обработки соляной кислотой.
На рис. 211 представлен пример таких дебитограмм по одной из
скважин Вуктыльского газоконденсатного месторождения. На рисун-
ке видно, что до солянокислотной обработки в исследованной части
разреза приток газа регистрировался лишь в интервале глубин
3071 — 3079 м. После обработки появились притоки еще в интерва-
лах 3053—3060 и 3089—3091 м.
Методы промысловой гео-
физики применяют также для
контроля режима работы от-
дельных скважин, эксплуати-
рующихся насосным способом.
Так, например, для выбора оп-
тимального режима работы по-
гружных центробежных насо-
сов с помощью геофизических
методов определяют динами-
ческий и статический уровни,
а также структуру газожидко-
стной смеси в кольцевом про-
странстве между насосно-ком-
прессорными и обсадными тру-
бами. Для этого проводят ис-
следования нейтронными или гамма-гамма-методами со спуском при-
боров внутрь насосно-компрессорных труб.
Уровень жидкости за трубами отмечается резким изменением ди-
аграмм обоих методов (показания гораздо больше выше уровня). Из-
менения показаний ниже уровня зависят от количества свободного газа
в смеси: чем больше пузырьков газа в флюиде, заполняющем меж-
трубное пространство, тем выше показания ГГМ и НГМ. Эти же мето-
ды позволяют определять также отложения парафина в межтрубном
пространстве. Для этого измерения НГМ и ГГМ проводят после сни-
жения уровня жидкости в затрубье ниже интересующего интервала.
Чтобы учесть возможное влияние изменений свойств горных по-
род, необходимо эти замеры сравнить с диаграммами ГГМ и НГМ,
зарегистрированными непосредственно после завершения бурения
скважины.
Большую помощь геофизические методы оказывают также в оп-
ределении положения технологического оборудования: пакеров,
муфтовых соединений, воронки лифтовых труб и т.п. Для решения
этих задач чаще всего применяют гамма-гамма-метод.
Наконец, неотъемлемой частью контроля за разработкой место-
рождений является контроль технического состояния скважины, ме-
тоды которого рассматриваются в отдельной главе. Эти исследова-
ния состояния скважины важны не только сами по себе, но и как вспо-
могательное средство при определении ВНК и ГНК, интервалов
367
обводнения и т. п. Если качество цементирования обсадных колонн
неизвестно и возможна затрубная циркуляция жидкости, интерпре-
тация указанных исследований часто становится неоднозначной.
§ 5. КОМПЛЕКСНЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ
ДЛЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН
В настоящее время для исследований в эксплуатационных и на-
гнетательных скважинах используют не только отдельные измери-
тельные устройства, но и комплексные информационно-измеритель-
ные системы. В последнем случае скважинный прибор включает мо-
дуль для привязки диаграмм по глубине (гамма-метод, локатор муфт)
и несколько специальных независимых модулей, направленных на
решение определенной задачи (определение состава флюида в ство-
ле скважины, мест затрубной циркуляции и т.п.). В некоторых слу-
чаях глубинная аппаратура оснащена специальным оборудованием:
центраторами, раскрывающимися пакерами и др. Наземная часть
включает стандартную цифровую или аналоговую каротажную стан-
цию с набором специальных регистрирующих панелей для получе-
ния первичного материала. Ниже приведены измеряемые парамет-
ры и состав аппаратуры некоторых отечественных комплексных из-
мерительных систем [7].
Таблица 18. Некоторые комплексные измерительные системы ГИС-кон-
троля [по А.И. Ипатову, М.И. Кременецкому]
Название Назначение, решаемые задачи Состав аппаратуры
ГРАНИТ (НПО «Союзпромгео- физика» г. Тверь) Комплекс информацио- нного обеспечения испытаний скважин и контроля эксплуатации нефтяных и газовых скважин. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 12 Наземный компьютизированный блок, набор совместимых скважинных модулей: 1 — термометр; 2 — расходомер; 3 — индикатор ГМ; 4 — индикатор минера- лизации
ПРИТОК-2 (ВНИГИС ОЗГА г. Октябрьский) Аппаратурно-методичес- кий комплекс для кон- троля испытания и кон- троля за разработкой месторождений на базе аппаратуры ПРИТОК-2. 2, 3, 6, 7, 9, 11, 12 Наземный пульт ТЕСТ и скважинный прибор состоящий из модулей: ЛМ, термометра, мано- метра, индикаторов притока, влажности, шума. Аппаратура совместима с аналоговой, цифровой и компьютизированной станциями.
368
Название Назначение, решаемые задачи Состав аппаратуры
ЛГДК (АО «Газпромгео- физика» г. Кимры) Информационно-измери- тельная система для газовых месторождений и ПХГ 1, 2, 9, 10 Пульт оператора и комплексный скважинный прибор, состоящий из модулей: 1 — телесистемы, 2 — газодинамический каротаж, 3 — гамма-каротаж, 4 — измерителя скоро- сти газового потока
К2-321М (Тюменское СКТБ) Г идродинамико-геофизи- ческие исследования наблюдательных и эксплуатационных скважин. 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10 Скважинный прибор включает методы: — термометрию, — гамма-метод, — термокондуктивную расходометрию, — диэлькометрическую влагометрию. Аппаратура допускает подключение дополни- тельных модулей
НАПОР (КСА-Р5-36-120/60) (ВНИИ Нефтепром- геофизики) Гидродинамико-геофизи- ческие исследования газлифтных скважин. 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10 Скважинный прибор включает методы: — механическую расходометрию, — термометрию, — барометрию, — диэлькометрическую влагометрию, — термокондуктивную расходометрию, — локатор муфт. Прибор оснащен стыко- вочным устройством для пакерных расходо- меров.
Условные обозначения — коды решаемых задач:
1 — привязка к разрезу; 2 — измерение давления и температуры
в стволе; 3 — интервалы нарушения колонн, уточнение зон перфо-
рации; 4 — выявление негерметичности колонн, пакеров; 5 — оценка
коллекторских свойств и качества вскрытия пластов; 6 — определе-
ние интервалов притока; 7 — определение дебитов (дифференциаль-
ных и суммарного); 8 — измерения индикаторных кривых; 9 —- от-
24 — Добрынин В.М.
369
бивка уровней воды/нефти/газа; 10 — оценка состава флюида в ство-
ле скважины; 11 — выявление интервалов притока воды в ствол; 12 —
выявление заколонных перетоков.
§ 6. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ОБРАБОТКИ
И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС-КОНТРОЛЯ
При контроле за разработкой месторождений углеводородов опе-
рируют с большим объемом геолого-геофизической и промысловой
информации. При этом отдельные виды деятельности могут быть ре-
ализованы с использованием ЭВМ. Методики обработки зависят от
типа отложений, свойств пластового флюида, назначения скважины
(добывающая, нагнетательная, наблюдательная, пьезометрическая
и т. п.), особенностей конструкции скважины, подземного оборудова-
ния, обводнения скважины и других факторов. К середине 90-х го-
дов было разработано несколько систем автоматизированной интер-
претации, применяемых в промышленности.
В связи с разнообразием геологических и технологических усло-
вий измерений, системы интерпретации должны обладать большой
гибкостью и использовать разнообразные подходы. Так, например, в
системе «Прайм», ориентированной на нефтяные месторождения,
предусмотрены три варианта интерпретации:
— практически полностью автоматизированная интерпретация с
пакетным режимом обработки информации,
— визуальная интерпретация, когда ЭВМ под контролем интерпре-
татора выполняет ряд технических операций (визуализация и преоб-
разование диаграмм, хранение данных, заполнение форм отчетности),
— использование экспертной подсистемы, осуществляющей ин-
терпретацию по признакам и правилам, соответствующим различ-
ным состоянием пласта и скважины.
Общие принципы организации автоматизированной обработки
данных ГИС-контроль определяют следующие факторы [7]:
— большой объем информации, включающей, кроме интерпре-
тируемых диаграмм, другие геофизические, а также технологичес-
кие данные по скважине, по истории ее эксплуатации. Многократ-
ный рост информации происходит из-за необходимости выполнения
периодических измерений на разных режимах работы скважины;
— комплексность решаемых информационно-измерительной си-
стемой задач: от хранения, преобразования и визуализации данных
до собственно интерпретации, представления результатов и их вы-
вода на разнообразные внешние устройства (в формах, требуемом
разными заказчиками);
— интерпретация непосредственно на скважине для немедлен-
ного использования промысловыми службами, например, для выбо-
ра мероприятий капитального ремонта скважины, перфорации ко-
лонн и т. п.
В связи с этим обрабатывающая система должна допускать ее ис-
пользование не только опытными интерпретаторами, но и персона-
лом производственных партий.
370
Основные задачи интерпретации данных ГИС-контроля:
— контроль за изменением газо- и нефтенасыщения пластов; ко-
личественная оценка фильтрационно-емкостных параметров, в том
числе значений текущих коэффициентов насыщения;
— выделение интервалов притока и поглощения флюида (рабо-
тающих пластов); определение фазовых дебитов в этих интервалах,
построение профилей притока и поглощения;
— определение пластовых давлений;
— оценка истинных и расходных характеристик газожидкостной
смеси в стволе скважины;
— контроль технического состояния скважин: герметичность за-
колонного пространства и подземного оборудования; выявление и
оценка заколонных перетоков; работа фильтров и перфорированных
интервалов и т.п.
В таблице 19 перечислены некоторые отечественные информа-
ционные комплексы, предназначенные для работы с промыслово-гео-
физическими данными, получаемыми при контроле разработки ме-
сторождений нефти и газа.
Таблица 19. Некоторые информационные комплексы ГИС-контроля
[по А.И. Ипатову, М.И. Кременецкому]
Название, разработчик Используемая информация Решаемые задачи
Автоматизированное рабочее место геофи- зика АРМ-Г (НПО «Контакт» — г. Кимры) Аналоговые и циф- ровые диаграммы методов ГИС-буре- ние, ГИС-контроль Оцифровка диаграмм; ввод в базу данных; обработка, редактирование и опера- тивная интерпретация цифровых данных; построение планшетов
Автоматизированная система обработки на ПЭВМ данных ГИС при контроле за разрабо- ткой нефтяных место- рождений (ГП «Тюмен- нефтегеофизика» — г. Тюмень) Данные термоме- трии, методов со- става притока, ГМ, нейтронных методов Интерпретация предвари- тельно отредактированных данных ГИС. Предварительная обработка исходных кривых осуществляется комплексом «СИАЛ-ГИС.»
Подсистема КОНТРОЛЬ (ПО «Сургутнефте- геофизика») База данных резу- льтатов интерпре- тации данных ГИС- контроля. По БД осуществляются выборки о работающих мо- щностях, текущем со- стоянии элементов конс- трукции скважин и т.д.; готовятся заключения о профилях притока, обвод- нении, текущем нефте- насыщении и т. п.
371
При интерпретации данных геофизических исследований в про-
цессе разработки месторождения важна принципиальная комплек-
сность подхода для решения той или иной задачи. Примером комп-
лексного подхода к решению задач контроля разработки является
обрабатывающая система «Геккон», ориентированная на обработ-
ку данных по эксплуатационным и наблюдательным скважинам га-
зовых, газоконденсатных, газонефтяных и нефтяных месторожде-
ний, а также подземных хранилищ газа (ПХГ). Примеры типичных
задач, решаемых интерпретатором в системе «Геккон» с исполь-
зованием комплекса методов [А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий]:
1 Определение дебитов работающих пластов по результатам ме-
ханической (или термокондуктивной) расходометрии с привлечени-
ем термо- и барометрии. В автоматическом режиме определяется
распределение плотности и состава двухфазного потока в стволе
скважины по барометрии, влагометрии и плотностеметрии.
2, Определение поинтервальных дебитов, пластовых давлений и
коэффициентов дросселирования по измерениям расходомера, ма-
нометра и термометра на нескольких установившихся режимах от-
бора.
3. Определение пластовых давлений и фильтрационных парамет-
ров пластов по измерениям расходомера и манометра с привлечени-
ем термометрии при нескольких установившихся режимах эксплу-
атации.
4. Определение по комплексу газогидродинамических исследова-
ний:
— расходных параметров и состава многофазного потока;
— емкостных и эксплуатационных параметров потока;
— дебита газа по расходограмме.
5. Оценка плотности и состава двухфазной смеси по барометрии
(или плотностеметрии) с привлечением термометрии.
6. Оценка плотности и состава трехфазной смеси по градиенту дав-
ления (или плотностеметрии) и влагометрии.
7. Совместная обработка данных расходометрии и барометрии (или
плотностеметрии) с привлечением термометрии для газожидкостного
потока.
Интерфейсом программы предусмотрены запросы у пользовате-
ля значений ряда параметров, используемых при решении отдель-
ных задач (давление, температура, минерализация вод, коэффици-
енты пористости и насыщения для опорных пластов, минералогичес-
кий состав продуктивных пластов и др.). Данные могут быть
заимствованы системой из результатов работы блоков, предназна-
ченных для интерпретации других методов или даже тех же мето-
дов, но зарегистрированных в другое время — например, до начала
их обводнения или после обводнения.
На рис. 212 показан пример представления результатов некото-
рых видов обработки.
Система «Геккон» является универсальной программой, обеспе-
чивающей не только сложные алгоритмы интерпретации, но и ре-
372
Рис. 212. Выделение работающих интервалов и оценка их дебита в системе
«Геккон» [по Н.Н. Марьенко].
дактирование диаграмм (учет результатов метрологии датчиков,
увязка глубин, масштабирование цифро-аналоговых диаграмм), их
преобразование (дифференцирование, сглаживание, нормализацию
и т. и.). Развитие системы автоматизированной обработки данных
ГИС-контроля позволило сделать их частью общей системы интер-
претации данных ГИС с использованием стандартных технических
возможностей по хранению, поиску и оформлению информации.
К такого рода системам нового поколения относятся: «DV-конт-
роль» (Центральная Геофизическая Экспедиция — г. Москва); мо-
дули системы «Камертон»: «Контроль» и «Гидра-Тест» (РГУ НГ
им. И.М. Губкина); усовершенствованная система «Прайм» в сово-
купности с модулем «Гидрозонд» (БГУ); зарубежные аналоги:
«SPRInt» и «ВогFlow» компании Шлюмберже, обрабатывающие
комплексы фирмы «Карра Engineering» и др.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Какие задачи решают геофизические методы при контроле раз-
работки месторождений нефти и газа?
2. Какие геофизические методы эффективны при контроле обвод-
нения нефтяных пластов в скважинах, обсаженных стальными тру-
бами? Газовых пластов?
373
3. В каких случаях для контроля обводнения могут быть исполь-
зованы методы электрического сопротивления?
4. Какие методы пригодны для количественной оценки текущего
коэфициента нефте- и газонасыщения пород во вновь бурящихся
скважинах? В скважинах, обсаженных диэлектрическими трубами?
В скважинах, обсаженных стальными трубами?
5. Какие методы используются для определения состава среды в
обсадной колонне? На чем они основаны?
6. Какие методы дают возможность количественной оценки поин-
тервальных дебитов?
7. Какова область применения термометрии при выделении рабо-
тающих пластов и оценке их дебита?
8. Какова специфика автоматизированных систем для решения
задач по контролю разработки месторождений нефти и газа?
Глава XI.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
Успешное выполнение геофизических исследований в значитель-
ной мере определяется состоянием скважины и бурового обору-
дования. Скважину для проведения геофизических исследований и
работ готовит недропользователь. Требования к состоянию скважи-
ны и оборудования регламентированы «Техническими условиями на
подготовку бурящихся скважин для проведения геофизических ра-
бот» , «Техническими условиями на подготовку скважин для прове-
дения промыслово-геофизических исследований и других работ при-
борами на кабеле в действующих скважинах » (2001 г.) и действую-
щими нормативными документами по охране труда на эти виды работ.
Требования к технологии проведения геофизических работ должны
учитываться при составлении проектов на строительство и ремонт
нефтяных и газовых скважин, а также планов по контролю за состо-
янием окружающей среды [15].
§ 1. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ И БУРОВОГО
ОБОРУДОВАНИЯ К ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ
Прежде всего должны быть подъездные пути, обеспечивающие
беспрепятственный подъезд транспорта с геофизическим оборудо-
ванием к рабочей площадке и его удаление в случае аварийной эва-
куации геофизической станции. В отдельных случаях, когда буре-
ние ведется на удаленных участках в труднодоступных районах, обо-
рудование геофизической партии может быть заблаговременно
доставлено и оставлено там на все время бурения скважины. Эти ус-
луги оговариваются договором и оплачиваются заказчиком.
374
Должна быть подготовлена рабочая площадка размером 10x10 м
с шириной прохода не менее 3 м, на которой устанавливаются подъем-
ник и лаборатория. Место для площадки выбирают с таким расче-
том, чтобы была хорошая видимость устья скважины и отсутствова-
ли предметы, затрудняющие спуск прибора и кабеля в скважину.
Обычно площадка выбирается перед мостками. На искусственных
сооружениях (эстакадах, морских буровых установках — МБУ) гео-
физическое оборудование, аппаратура и материалы размещаются
согласно схемам, разработанным и утвержденным совместно недро-
пользователем и геофизическим предприятием с учетом размеров и
конструктивных особенностей МБУ [15].
Все посторонние предметы между рабочей площадкой и устьем
скважины, мешающие или затрудняющие проведение геофизичес-
ких работ, должны быть удалены. Пол должен быть очищен от буро-
вого раствора, нефти, смазочных материалов. Если пол влажный или
скользкий, то его необходимо посыпать песком. Сходни приемных
мостков должны иметь ребристую поверхность и поперечные рейки,
предотвращающие скольжение обслуживающего персонала; к устью
скважин, бурящихся на глинистом растворе, с помощью гибкого
шланга должна быть подведена техническая вода (горячая вода или
пар при работе в условиях отрицательных температур и при буре-
нии на промывочных жидкостях с нефтяной основой).
Буровой инструмент и инвентарь должны быть закреплены и раз-
мещены таким образом, чтобы не мешать проведению ГИС. Ротор
после установки на него блок-баланса следует надежно закрепить,
закрыть на задвижку во избежание его поворота; верхний ролик под-
весного блок-баланса надо прочно укрепить на крюке талевого блока
над устьем скважины; нижний ролик на специальном приспособле-
нии крепится к основанию буровой установки; направляющий и под-
весной ролики и кабель во время спуско-подъема должны находить-
ся в одной плоскости.
Для подключения станции к силовой сети должен быть смонти-
рован силовой щит с трехфазной розеткой, заземляющим контак-
том и рубильником. В темное время суток геофизические работы про-
водятся при достаточном освещении рабочих мест. В эксплуатаци-
онных нефтяных и газовых скважинах устье должно освещаться
прожектором. При освещении устья скважины ниже нормы произ-
водство геофизических работ запрещается.
На буровой должно быть оборудовано помещение для хранения
источников ионизирующих излучений и радиоактивных веществ обо-
значенное знаками радиационной опасности. Помещение (площадка)
для работ с радиоактивными веществами при использовании метода
меченых веществ должно иметь легко съемное и дезактивируемое
покрытие и обустроено стоками дезактивационных отходов в специ-
альные емкости или грунтовые приемники для жидких отходов. Ме-
роприятия по подготовке скважины для выполнения методов радио-
метрии должны соответствовать требованиям по установлению режи-
ма радиационной безопасности.
375
В процессе проведения геофизических исследований на скважине
должна находиться вахта буровой бригады, которая по согласова-
нию может привлекаться к выполнению вспомогательных работ.
При проведении геофизических исследований другие работы бу-
ровой бригады, связанные с ремонтом бурового оборудования, вклю-
чением лебедки и других силовых агрегатов, выполнением электро-
сварки (в радиусе 400 м), могут осуществляться только с согласия
начальника геофизической партии (отряда). Переносить и передви-
гать по полу тяжелые предметы и буровое оборудование, перекаты-
вать трубы вблизи соединительных проводов, кабеля, станции зап-
рещается.
От водопроводной магистрали с помощью резинового шланга к ус-
тью скважины должна быть подведена вода. При работах в зимнее
время и в районах с суровыми климатическими условиями к устью
скважины подводят пар или горячую воду.
Особое место занимает подготовка ствола скважины. Перед гео-
физическими работами ствол скважины должен быть подготовлен
надлежащим образом, чтобы обеспечить безопасное проведение ра-
бот и беспрепятственное прохождение геофизических приборов по
всему стволу скважины до забоя в течение времени, необходимого
для выполнения всего запланированного комплекса.
Для подготовки ствола скважины необходимо: проработать ствол
скважины долотом номинального диаметра с целью ликвидации ус-
тупов, резких переходов от одного диаметра скважины к другому, мест
сужения, интервалов развития желобов; привести параметры буро-
вого раствора в соответствие с требованиями геолого-технического
наряда, обеспечить стабильность свойств бурового раствора в услови-
ях высоких давлений и температур, присущих данной скважине (в
частности, удельное сопротивление не должно изменяться от момен-
та вскрытия пласта до завершения электрометрических работ более
чем на 25%); обеспечить однородность раствора по всему стволу сква-
жины, для этого после бурения промывка скважины (циркуляция бу-
рового раствора) должна составлять не менее 2 ч на каждые 1000 м
глубины скважины. Вышеуказанные мероприятия по подготовке сква-
жины должны обеспечить беспрепятственный спуск (подъем) сква-
жинных приборов и прострелочно-взрывной аппаратуры.
Запрещается проведение геофизических исследований в сква-
жинах, заполненных промывочной жидкостью содержащей боль-
ше 5% песка или обломков твердых пород, в поглощающих (с пони-
жением уровня более 15 м/ч), переливающих или газирующих сква-
жинах. Работы в скважинах переливающих или газирующих, а
также в скважинах заполненных нефтью или промывочной жид-
костью с примесью нефти больше 10%, а также при наличии других
осложнений, могут проводиться лишь по особому согласованному
решению руководства геофизического предприятия и недрополь-
зователя.
Подготовленность скважины в соответствии с требованиями тех-
нических условий оформляется актом о готовности скважины за под-
376
писями бурового мастера и геолога. В акте, помимо сведений о конст-
рукции скважины, параметрах бурового раствора, конструкции бу-
рильного инструмента и НКТ, приводятся данные о проработке ство-
ла скважины, о наличии в ней уступов, обвалов, пробок. В акте дол-
жно быть указано, как проходили последние спуски и подъемы
инструмента, были ли остановки, посадки, затяжки; состояние назем-
ного оборудования. В этом документе регламентируется максималь-
ный диаметр приборов спускаемых в скважину и максимально раз-
решенная глубина спуска прибора. Акт вручается начальнику партии
(отряда) перед началом работ. Начальник партии не имеет права
приступать к производству геофизических исследований, не имея в
руках акта о готовности скважины.
§ 2. ТЕХНОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ
РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
Геофизические исследования разрезов нефтяных и газовых сква-
жин всех категорий (каротаж) подразделяют на общие и детальные.
Общие исследования выполняют во всех скважинах по всему раз-
резу, вскрытому бурением. Они обеспечивают:
— разделение разреза на литолого-стратиграфические комплек-
сы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный,
кристаллический), внутри- и межплощадную корреляцию разрезов;
— расчленение разреза на пласты, их привязку по относитель-
ным и абсолютным отметкам глубин, привязку по глубине интерва-
лов отбора керна, интервалов опробований, испытаний, перфорации;
— определение пространственного положения и технического со-
стояния стволов скважин.
В зависимости от решаемых задач исследования подразделяют
на промежуточные и заключительные, которые выполняют полным
комплексом в заданных интервалах, и привязочные, назначаемые по
мере необходимости.
Промежуточные исследования проводят по завершению разбу-
ривания интервалов, намеченных для перекрытия кондуктором, тех-
ническими (технической) колоннами, а также эксплуатационной ко-
лонной выше первого продуктивного или перспективного интервала.
Заключительные исследования проводят по окончании бурения
скважины. В глубоких скважинах исследования выполняют в интер-
валах, не превышающих 1000 м.
Привязочные исследования проводят с целью оценки положения
текущего забоя относительно стратиграфических реперов, а также
привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований и испы-
таний. Для этого используют один-два метода из следующего переч-
ня: СП, ГМ и СНМ, БК (или ИК), профилеметрия.
В таблице 20 приведен комплекс общих исследований единый
для всех районов страны. В эксплуатационных скважинах при кус-
товом бурении полный комплекс выполняют в вертикальных сква-
жинах, в наклонных скважинах из него могут исключаться БК, АК,
ГГМ-П.
377
Детальные исследования выполняют в продуктивных и перспек-
тивных на нефть и газ интервалах для:
— расчленения изучаемого разреза на пласты толщиной до 0,4 м,
привязку пластов по глубине скважины и абсолютным отметкам;
— детального литологического описания каждого пласта, выде-
ления коллекторов всех типов (поровых, трещинных, каверновых и
смешанных) и определения их характера насыщения и фильтраци-
онно-емкостных свойств;
— обоснования коэффициентов извлечения и прогнозирования
потенциальных дебитов;
— составления технологических схем и проектов пробной и опыт-
но-промышленной эксплуатации и проектов разработки;
— получения исходной информации для мониторинга залежей и
месторождений.
Полный комплекс детальных исследований включает постоянную
(для всех категорий скважин кроме опорных и параметрических, в
разных районах страны) и изменяемую части (табл. 20). Изменяемая
часть определяется конкретной геолого-технологической ситуацией
в скважине. Детальные исследования выполняют в минимальный (не
более 5 суток) срок после разбуривания продуктивного или перспек-
тивного на нефть и газ интервала. При большой толщине продуктив-
ных (перспективных) пород интервал исследований не должен пре-
вышать 400 м.
При заполнении скважины непроводящей жидкостью (ИБР,
БИЭР, нефть) из комплексов ГИС, предусмотренных в таблице, ис-
ключают ПС, БКЗ, БК, магнитный каротаж, МБК, наклонометрию,
ЭК-сканирование [15], выполнение которых невозможно на непро-
водящей жидкости, а также ЯММ, если промывочная жидкость не
содержит достаточного количества ферромагнитных веществ, подав-
ляющих сигнал от нее.
Специальные исследования (табл. 20) выполняют для изучения
коллекторов сложного строения, которые не удается полностью
охарактеризовать материалами обязательного комплекса. Они вклю-
чают повторные измерения при смене скважинных условий:
— методами БК и ИК в процессе формирования зоны проникно-
вения на высокоминерализованной и пресной промывочных жидко-
стях, соответственно, а также при создании избыточного давления
на устье скважины;
— на двух промывочных жидкостях, удельные сопротивления ко-
торых отличаются на порядок и более, или когда одна из них содер-
жит нейтронно-поглощающие вещества;
— при продавливании в породы жидкостей, содержащих ис-
кусственные короткоживущие радионуклиды (изотопы);
— в газоносных объектах — повторные измерения НК в течение
нескольких месяцев в обсаженной скважине по мере расформиро-
вания зоны проникновения.
Геологическую интерпретацию данных общих и детальных иссле-
дований выполняют непосредственно по завершении скважинных
378
ческих и технических задач (по данным [15])
Эксплуатационная , КС (1—2 зонда из КЗ), БК3, ГМ, СНМ, -П3, профилеметрия, езистивиметрия СП, БКЗ, БК, ИК, МКЗ3, МБК, профилеметрия, ГМ (ГМ-С)3, СНМ, АК, ГГМ-П (ГГМ-С)3-4 ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, ЭК — сканирование, АК — сканирование, ЯММ ГДК, ОПК, ИПТ, ИНМ, ЯМК L, ИПТ, СКО, специа- ледования со сменой скважин
ГТИЗ, СП, состава Б1 АК3, ГГМ- X i ГДК, ОПТ ЛЬНЫР исс 1 условий в
Категория скважин Структурная, поисковая, оценочная, разведочная ГТИ, СП, КС (1—2 зонда из состава БКЗ), БК, ГМ, СНМ, АК, ГГМ-П, профилеметрия, инклин., резистивиметрия, -ч J к S а - 2 о S сх 0J ь СП, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГМ (СГМ), НК, АК, ГГМ-П (ГГМ-ЛП)4, наклонометрия5. ные исследования): ДК, ГДК. ОПК, ИПТ, ЭК — сканирование, АК — сканирование, ЯММ ГДК, ОПК, ИПТ, ИНМ, ЯММ Отбор образцов пород сверля- щим керниотоорниким । ГДК, ОПК, ИПТ, СКО, спе- циальные исследования со | сменой условий в скважине |
эрная, параметрическая !П, КС (1 —2 зонда из i БКЗ), БК, ГМ, СНМ, 'М-П, профилеметрия, г., резистивиметрия, тетрил, ВСП СЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, профилеметрия, ГМ 1, НМ, ИНМ, АК, ГГМ-П 2), наклонометрия, каротаж магнитной имчивости ^следований (дополнитель [К, ОПК, ИПТ сканирование, сканирование, ЯММ MIK, ИПТ, ИНМ образцов пород сверля- ^рноитоорником | )ПК, ИПТ, СКО, льные исследования со i условий в скважине
к О ГТИ, С состав: АК, П 1 □ гх 1) н “ W й 1 оиЬЬки ЬНЫХ ИС ^1 1 WWW а Рч Отбор й я ГО ’й Й- си oj р С S С-i и о
Структура комплекса Общие исследования (по всему разрезу скважин) Постоянная часть де- тальных исследований Изменяемая часть детал; — в сложных (трещин- ных, глинистых, биту- минозных) коллекторах — для определения межфлюидальных контактов — при низком выносе керна — при неоднозначной и нтрпппетя т тии
Примечания: 1 — в нескольких скважинах на площади (месторождении); 2 — во всех поисково-оценочных скважинах, в разведоч-
ных скважинах — при близком расположении сейсмопрофилей; 3 — при кустовом бурении — в вертикальных скважинах кустов; 4 — в
разрезах с карбонатными коллекторами; 5 — в поисковых, оценочных и разведочных скважинах при наклоне границ пластов более 5" к
оси скважины.
379
работ (оперативная интерпретация) и на этапе подсчета запасов не-
фти и газа (сводная интерпретация).
§ 3. ПРОВЕДЕНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
В СКВАЖИНАХ
Геофизические работы в скважинах должны проводиться с уче-
том требований «Правил геофизических исследований и работ в не-
фтяных и газовых скважинах» ([1]).
Подготовка к проведению геофизических исследований начина-
ется на базе конторы (экспедиции) с момента получения «Наряда на
производство геофизических работ ». Начальник партии уточняет
объем работ, знакомиться с результатами выполненных ранее гео-
физических исследований, проверяет комплектность скважинных
приборов, результаты их градуировки, состояние оборудования и
кабеля, наличие материалов, необходимых для выполнения работ,
уточняет маршрут следования к месту работ.
Проведение геофизических работ предусматривает [15]:
— выбор скважинного прибора или сборки приборов (определя-
ется совместно недропользователем и геофизическим предприяти-
ем и указывается в наряд-заказе);
— тестирование наземных средств и приборов;
— формирование описания объекта исследований;
— полевые калибровки скважинных приборов перед исследова-
ниями;
— проведение спускоподъемных операций для регистрации пер-
вичных данных;
— полевые калибровки приборов после проведения исследований.
Существенное место в общем комплексе геофизических работ зани-
мают переезды на скважину и возвращение на базу. Геофизическое
оборудование и аппаратура транспортируются к месту работ и возвра-
щаются на базу. Основной вид транспорта — автомобили высокой про-
ходимости. Скважины, особенно разведочные, могут располагаться вда-
ли от основной дорожной сети. Поэтому водителям геофизических
партий приходится водить автомашины в сложных дорожных услови-
ях при любых погодных условиях, в любое время суток При этом необ-
ходимо своевременно прибыть к месту работы и сохранить оборудова-
ние и аппаратуру в исправном состоянии. Все это требует высокой ква-
лификации водителей геофизических машин, четкой организации труда
и большого внимания со стороны начальника партии.
Желательно, чтобы геофизическая партия прибыла на скважину
за 2 ч до окончания подъема инструмента. Подъемник устанавлива-
ют на подготовленной площадке на расстоянии 20 — 50 м от устья
скважины и затормаживают —- под колеса подкладывают клинья. Ла-
бораторию и подъемник подключают к сети, заземляют, соединяют
между собой соединительными проводами. К кабелю подсоединяют
скважинный прибор и проверяют работу всей станции в целом.
Получив «Акт о готовности скважины к производству геофизичес-
ких работ », начальник партии дает распоряжение о начале работ. На
380
устье скважины надежно закрепляют блок-баланс. Скважинный при-
бор опускают в скважину с помощью лебедки. На счетчике глубин
устанавливают соответствующие показания и начинают спуск при-
бора в скважину.
Скорость спуска прибора контролируют по тахометру и регули-
руют торможением барабана лебедки. Движение прибора по стволу
скважины контролируют по натяжению кабеля и по изменению по-
казаний скважинного прибора. Опасны остановки прибора при про-
должающемся спуске кабеля. Это может привести к завязыванию
«узлов » и к аварии. При спуске кабеля необходимо соблюдать сле-
дующие меры предосторожности: осторожно пропускать утолщен-
ные части кабеля через ролики блок-баланса; не допускать слишком
большой скорости спуска (не более 8000 м/ч, спуск сборок ведут со
скоростью не более 5000 м/ч, за 50 м до забоя скважины скорость
спуска необходимо уменьшить до 350 м/ч и задействовать привод
лебедки); не допускать резких торможений барабана лебедки; не ре-
комендуется проводить спуск при выключенном двигателе подъем-
ника.
При спуске кабеля в открытом стволе бурящейся скважины мо-
гут встретиться затруднения, связанные с наличием пробок, саль-
ников, обвалов стенок скважины, уступов. Необходимо четко разгра-
ничивать причины осложнений и в соответствии с этим принимать
меры.
Если прибор останавливается на одной и той же глубине, то это,
как правило, связано с уступом. Преодолеть это препятствие удает-
ся путем применения удлиненных грузов, центрирующих устройств,
резиновых или пружинных амортизаторов. Запрещается предпри-
нимать попытки преодоления уступов путем увеличения скорости
спуска прибора. Этот прием неэффективен и может быть причиной
выхода из строя прибора или создания аварийной ситуации.
Остановки прибора на различных глубинах, затяжки в процессе
подъема свидетельствуют об образовании пробок, сальников. Пре-
одолевать такие препятствия путем увеличения массы прибора или
скорости спуска категорически запрещается. Такие действия могут
привести к авариям. В этих условиях работы должны быть прекра-
щены, прибор извлечен на поверхность. Возобновление работ разре-
шается только после повторной подготовки ствола скважины.
В особо трудных случаях по согласованию буровой и геофизичес-
кой организаций прибегают к проведению исследований через бу-
рильные трубы. Для этого буровой инструмент, на нижний конец ко-
торого навинчена воронка, спускают до забоя и скважину интенсив-
но промывают. Затем буровой инструмент поднимают до такой
глубины, чтобы перекрыть участок скважины, в котором затрудне-
но прохождение геофизических приборов. Спуск прибора в скважи-
ну осуществляют через буровой инструмент.
Если исследования необходимо провести в интервале осложнения,
то прибор устанавливают в открытом стволе ниже башмака буриль-
ных труб, насколько позволяет скважина. После этого буровой инст-
381
румент поднимают на одну свечу, оставляя неподвижным геофизи-
ческий прибор, и в интервале открытого ствола выполняют измере-
ния. Затем кабель и прибор извлекают на поверхность, выбрасывают
свечу бурильных труб и операцию повторяют в следующем интерва-
ле. Если интервал исследования находится ниже зоны осложнения,
то измерения проводят без подъема бурильных труб.
В скважинах, в которых выявлены нарушения колонн, прово-
дилось разбуривание цементного камня или наблюдались другие ос-
ложнения, перед началом работ необходимо выполнить контрольный
спуск шаблона на геофизическом кабеле.
При выбросах, значительных газопроявлениях и интенсивном пе-
реливании жидкости из скважины производство геофизических ра-
бот прекращается. В процессе проведения геофизических исследо-
ваний могут произойти прихваты, заклинивание глубинных прибо-
ров. Подобные осложнения классифицируются как аварии. Аварии
в зависимости от последствий разделяются на простые и сложные.
Простые аварии ликвидируются силами работников партии. Пос-
ле этого работы следует прекратить для повторной подготовки ство-
ла скважины и сообщить об этом руководству предприятия. Слож-
ными авариями считаются прихваты приборов, не поддающиеся ос-
вобождению силами геофизической партии, оставление в скважине
геофизических приборов, кабеля. Ликвидация таких аварий требу-
ет значительных затрат времени буровой бригады и может привес-
ти к необходимости забуривания нового ствола.
О сложных авариях немедленно извещаются вышестоящие орга-
низации, органы горнотехнического надзора. Составляется акт, кото-
рый утверждается главным инженером предприятия и подписывает-
ся начальником партии (отряда) и представителем организации, про-
водящей бурение. В акте указываются причины аварии и ее виновники.
В случае расхождения в установлении причины аварии между пред-
ставителями геофизической и технологической служб прибегают к
технической экспертизе. Экспертиза проводится представителем вы-
шестоящей организации, и решение ее обязательно для обеих сторон.
Ликвидация сложной аварии проводится по специальному пла-
ну, составленному и согласованному буровой и геофизической орга-
низациями. В процессе ликвидации аварии па скважине должен при-
сутствовать представитель геофизической партии.
По завершении спуско-подъемных работ на скважине выполня-
ют первичное редактирование данных. Оно включает [15]:
— увязку электронных и магнитных меток в рабочих файлах од-
ной спуско-подъемной операции;
— увязку по глубинам данных, зарегистрированных при разных
спуско-подъемах;
— совмещение точек записи разных приборов по глубине;
— придание кривым масштабов, выраженных в физических еди-
ницах;
— формирование для каждого метода единого файла недрополь-
зователя (количество файлов соответствует количеству методов).
382
По окончании работ на скважине составляется «Акт о проведении
геофизических работ », который подписывает представитель заказ-
чика.
При возвращении на базу материалы геофизических иссле-
дований сдаются в контрольно-интерпретаторскую группу для вто-
ричного контроля и обработки. Наряд-заказ, путевой лист и акт о
выполнении работ сдаются в диспетчерскую группу, которая произ-
водит нормирование и расчет стоимости выполненных работ.
Особенности подготовки и проведения геофизических
исследований в действующих скважинах
Промыслово-геофизические исследования для решения задач
контроля разработки проводят в скважинах в режиме их функцио-
нирования при спущенном технологическом оборудовании и в оста-
новленных на ремонт скважинах при наличии в них технологичес-
кого оборудования или без него. Для исследований применяют сква-
жинные приборы диаметром 28, 36 и 42 мм [15].
Особенности проведения ГИС в эксплуатационных и нагнетатель-
ных скважинах [2]:
1. Специальное оборудование устья (лубрикатор (до 20 м) и выш-
ка для его монтажа);
2. Геофизические кабели с малым диаметром (4,5 мм), иногда ис-
пользуют приборы на проволоке (диаметром 1,8 мм) с автономной
регистрацией;
3. Специальные грузы для уменьшения действия выталкивающей
силы;
4. Максимальный диаметр глубинной аппаратуры не должен пре-
вышать 42 мм;
5. Для уменьшения влияния динамической погрешности и особен-
ностей потока в стволе скважины необходимы повторные замеры.
Скважины, эксплуатирующиеся насосным способом, исследуют
путем спуска малогабаритных приборов в пространство между эксп-
луатационной и насосно-компрессорными колоннами (рис. 213, а). При
измерениях через затрубье НКТ смещают к одной из стенок скважи-
ны. В добывающих скважинах, эксплуатирующихся с применением
штанговых глубинных насосов, НКТ должны быть подвешены на экс-
центричной планшайбе. Штанговый насос должен быть оборудован
хвостовиком в виде диска с эксцентричными отверстиями для прохож-
дения скважинного прибора под корпус насоса. Эксцентричная план-
шайба и хвостовик должны быть установлены так, чтобы прижатие
НКТ к обсадной колонне обеспечивало создание в межтрубном про-
странстве максимального зазора. Эксцентричная планшайба должна
иметь отверстие, предназначенное для спуска в скважину приборов,
закрываемое во время работы скважины герметичной пробкой; обвязка
устья скважины должна обеспечить «разрядку» межтрубного
пространства до атмосферного. При проведении геофизических иссле-
дований и работ в добывающих и нагнетательных скважинах с давле-
нием на буфере запорной арматуры более 7 МПа, при применении
383
Рис. 213. Схема спуска приборов внутрь насосно-компрессорных труб (а)
и в межтрубное пространство (б).
1 — направляющие ролики (блок-баланс); 2 — кабель; 3 — скважинный прибор; 4 —
обсадная колонна; 5 — колонна насосно-компрессорных труб; 6 — фонтанная армату-
ра; 7 — лубрикатор; 8 — сальник (уплотнитель) лубрикатора; 9 — штанга глубинного
насоса; 10 — эксцентричная планшайба; 11 — отверстие для насосно-компрессорной
трубы; 12 — отверстие для спуска скважинного прибора; 13 — отклонитель; 14 — по-
рода
приборов массой более 50 кг или при их длине более 4 м, а также при
выполнении работ по свабированию на скважине должен быть уста-
новлен агрегат с грузоподъемной вышкой или мачтой, для чего обору-
дуется дополнительная площадка размером 5x10 м.
Скважины под давлением должны быть оборудованы фонтанной
арматурой и превентором, опрессованы и подключены к сборному
коллектору и выкидной линии. Для измерения буферного давления
и давления в затрубном пространстве на арматуре устанавливают
манометры с трехходовыми кранами.
При снятом роторном столе, когда фланец обсадной колонны бо-
лее чем на 0,5 м выше пола вышки, а также при измерениях через
трубы фонтанно-компрессорной арматуры, над устьем скважины не-
обходимо оборудовать рабочую площадку размером не менее
2,5 х 2,5 м. Настил площадки должен находиться выше фланца колон-
ны или установленной на ней арматуры. При работах через фонтан-
384
но-компрессорную арматуру настил площадки должен находиться
выше маховика буферной задвижки не менее чем на 20 см.
В фонтанирующих скважинах прибор спускают внутрь насосно-
компрессорных труб через специальное устьевое оборудование —
лубрикатор. Лубрикаторы предназначены для обеспечения спуска и
подъема скважинных приборов на кабеле или проволоке без разгер-
метезации устья (рис. 213, б). Основные элементы лубрикатора [15]:
переходник для соединения с буферной задвижкой, превентор для
аварийного перекрытия скважины с кабелем, сигнализирующее ус-
тройство для индикации входа прибора в лубрикатор (и аварийного
отрыва от кабеля), уплотнительное устройство для герметезации
кабеля, камера для размещения прибора с грузами. Грузы исполь-
зуют для предотвращения выталкивания кабеля из скважины по-
вышенным давлением. Вес груза [2]:
Qrp>S-P — Qnp
где Р — давление в скважине, S — се-
чение кабеля, Qnp — вес прибора. Дли-
на лубрикатора:
L = Lnp + Lrp+l м
где Lnp — длина прибора, Lrp — длина
грузов.
Лубрикаторы устанавливают на бу-
ферной задвижке фонтанной арматуры
действующих скважин. Для пропуска
кабеля используют верхний и нижний
направляющие ролики (см. рис. 214).
Верхний ролик устанавливают на уп-
лотнительном устройстве лубрикатора
или на автономном грузоподъемном ус-
тройстве, нижний закрепляют на фон-
танной арматуре. Для сбора флюида, от-
водимого из сальникового устройства
лубрикатора, в 5 м от устья скважины
должна быть установлена емкость объе-
мом не менее 0,2 м3.
Для проведения работ при отрица-
тельной температуре в водонагнета-
тельных скважинах и в добывающих
скважинах с высоким процентным со-
держанием воды недропользователь
обязан организовать постоянный обо-
грев устьевого оборудования и лубри-
катора. При температуре ниже минус
20 °C геофизические исследования и
работы в водонагнетательных скважи-
нах проводить запрещается.
25 — Добрынин В.М.
Рис. 214. Общий вид лубрика-
тора Л-4.
1 — основание; 2 — мерный ролик;
3 — приемная камера; 4 — кронш-
тейн; 5 — сальник; 6 — верхний
ролик; 7 — кабель; 8 — червячное
колесо с кронштейном для уста-
новки приемной камеры
385
На рис. 214 изображен лубрикатор марки Л-4, установленный на
фланце арматуры скважины.
В скважинах с открытым устьем ГИС могут проводиться без луб-
рикатора. Мерный (нижний) ролик крепят к колонному фланцу,
пользуясь мостками, а верхний ролик над устьем скважины или
пользуются подвесным роликом, который подвешивается к талево-
му блоку грузоподъемного устройства.
Для выполнения работ по свабированию на устье скважины долж-
на быть смонтирована выкидная линия, соединенная с открытой мер-
ной емкостью объемом не менее 20 м3, установленной на расстоянии
20—30 м от устья скважины, каротажной лаборатории и подъемника.
Выполнение геофизических исследований через бурильные тру-
бы, с применением радиоактивных изотопов, определение мест при-
тока (поглощения), затрубной циркуляции, контроль за гидроразры-
вом пласта, солянокислотной обработкой, воздействием на пласт по-
роховыми генераторами давлений, определение месторасположения
металла в скважине, проведение гидрогеологических исследований
и других нестандартных работ осуществляются по индивидуально
составленным проектам, согласованным геофизическим предприя-
тием и заказчиком.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Перечислите требования, предъявляемые к подготовке ствола
скважины и наземного оборудования к проведению геофизических
работ.
2. Как оформляется готовность скважины к проведению геофизи-
ческих исследований?
3. Какая последовательность операций предусмотрена при про-
ведении геофизических исследований?
4. Чем могут быть обусловлены остановки прибора на различных
глубинах и/или затяжки в процессе подъема? Какие возможны при
этом действия?
5. Какое устьевое оборудование необходимо для исследования дей-
ствующих скважин через насосно-компрессорные трубы и межтруб-
ное пространство?
6. В чем заключаются особенности проведения ГИС в эксплуата-
ционных и нагнетательных скважинах?
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Антропов В.Ф., Байков Д.Г., Блюменцев А.М. и др. Правила геофи-
зических исследований и работ в нефтяных и газовых скважи-
нах. Минприроды и Минтопэнерго РФ. Изд-е официальное. М.,
1999
2. Горбачев Ю.И., Ипатов А.И. Геофизические методы контроля за
разработкой нефтегазовых месторождений. Консп.л., ГАНГ, 1996
3. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Геолого-геофизические методы
прогнозирования аномальных пластовых давлений. М., Недра,
1989.
4. Добрынин В.М., Венделъштейн Б.Ю., Кожевников Д.А.. Петрофи-
зика. Учеб. Для вузов, М., Недра, 1991
5. Добрынин В.М., Венделъштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Афри-
кян А.Н. Промысловая геофизика. М., Недра, 1986
6. Дьяконова Т.Ф. Применение ЭВМ при интерпретации данных гео-
физических исследований скважин. Уч. пособие для ВУЗов. М.,
Недра, 1991.
7. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Исследование эксплуатационных
скважин. ч.2, 3, Уч. пособие, РГУ НГ, 1994
8. Латышева М.Г., Венделъштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и ин-
терпретация материалов геофизических исследований скважин.
М., Недра, 1990
9. Ловля С.А. Прострелочно-взрывные работы в скважинах. Учеб, для
вузов, М., Недра, 1987
10. Ловля С.А. Новое в области ПВР в скважинах. Дополнение к учеб-
нику по ПВР. РГУ НГ, 2002
11. Лукьянов Э.Е. Состояние и перспективы развития геофизических
исследований в горизонтальных скважинах (научно-технический
обзор). Тверь, АИС-НПГП «ГЕРС», 1994, ч.2
12. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические иссле-
дования в процессе бурения. М., Нефть и газ, 1997
387
13. Молчанов А.А., Лукьянов Э.Е., Рапин В.А. Геофизические иссле-
дования горизонтальных нефтегазовых скважин. МАНЭБ, С-Пб,
2001.
14. Неретин В.Д., Петров Л.П., Зенкин С.В. Методическое руковод-
ство по проведению ядерно-магнитного каротажа и интерпрета-
ции его данных. РГУ НГ, 2001
15. Техническая инструкция по проведению геофизических исследо-
ваний и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых сква-
жинах. Минтопэнерго РФ. М., Герс, 2001
16. Широков В.Н., Митюшин Е.М., Неретин В.Д. и др. Скважинные
геофизические информационно-измерительные системы. Учебное
пособие для вузов, М., Недра, 1996.
СПИСОК ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дахнов В.Н. Интепретация результатов геофизических исследо-
ваний разрезов скважин. М., Недра, 1982.
2. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств кол-
лекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.
3. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизи-
ческих исследований скважин. 2-е издание, переработанное. М.,
Недра, 1984.
4. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтя-
ных и газовых скважин (справочник под ред. В.М.Добрынина). М.,
Недра, 1988.
389
предметный указатель
А
Абсолютная радиоактивность вещества 55
Акустические методы 89, 174, 342, 364
Акустический скважинный телевизор CAT 109
— цементомер 293
Амплитудный коэффициент поглощения (затухания) 101, 296
Аномально высокие пластовые давления 243
---поровые давления 244
Аппаратура акустических методов 104
— гамма-метода 60
— гамма-гамма-методов 67
— импульсных нейтронных методов 78
— стационарных нейтронных методов 70
Б
Блок-баланс 155
Боковое электрическое зондирование. Типы кривых. 21, 22
Бронированный кабель 149
В
Взрывные пакеры 332
Виброакустический метод 136, 165
Влагомер 358
Вызванная поляризация 50
Г
Газоанализаторы суммарного содержания газа 126
— компонентного содержания газа 126
Газометрия скважин 124
---после бурения 124
Газоразрядные счетчики 91
Гамма-гамма-метод 174, 367
Гамма-гамма-толщиномер 287, 297
Гамма-гамма-цементомер 288,295
Гамма-метод 60, 174
Гамма-метод спектрометрический 65, 366
Гамма-плотномер 360
Геометрический фактор 32
Геофизические исследования скважин 3
—• и технологические исследования скважин 131, 162
Геохимические исследования скважин 123
Глинистость массовая 183
— объемная 183
— относительная 44,184
— определенная по ГИС 187
Градиент геотермический 116
Горизонтальные скважины 157, 278
Градиент-манометр 361
390
Грунтонос 257
— дисковый 261
— сверлящий 260
— стреляющий 257
Д
Двухзондовые нейтронные методы 78
Дебитомер (расходомер) скважинный 170, 300, 346
Дегазаторы 124
Детекторы гамма-квантов 91, 92
— нейтронов надтепловых 92, 94
— нейтронов тепловых 92
Диаметр скважины 109, 278
Диффузионно-адсорбционная ЭДС 41
Диффузионная ЭДС 40
Диффузия тепловых нейтронов 70, 74
Длина зонда акустических методов 102
---КС 16
---ГГМ 67
---индукционного 31,34
---нейтронных методов 70,73
---экранированного метода 28
3
Затрубная циркуляция 302
Зона проникновения фильтрата бурового раствора 29, 34, 179
Зонд экранированный семиэлектродный 27
---трехэлектродный 27
Зонды для измерения КС 15
И
Излучатель магнитострикционный 105
— пьезоэлектрический 105
Импульсные нейтронные методы 78, 339
Индукционный метод 30
Инклинограмма 274
Инклинометры 162, 274
Интервальное время 99, 197, 296
Искривление скважины 272
Испытатель пластов на трубах 266
Источник нейтронов импульсный 70, 78
---стационарный 58, 70
К
Кабель промыслово-геофизический 149, 160
Кажущееся удельное электрическое сопротивление 15, 143
Каверномер акустический 109,113
Каверномеры 279
Коллекторы нефтегазоносные 212, 233
— карбонатные 200, 202, 227
— с межзерновой пористостью 176, 189,193
— со вторичной пористостью 202, 230
— со смешанной пористостью 176, 230
391
— терригенные 176,193,200,223
Контакт газожидкостной 236, 336
— водонефтяной 236, 336
Коэффициент вызванной электрохимической активности 52
— затухания упругих волн 101
— зонда индукционного 31
К ривые КС в одиночных пластах 16
в пачке пластов 20
Кумулятивные заряды 312, 319
— перфораторы 311
Кумулятивная перфорация 311
Л
Локатор муфт 298
Лубрикатор 159, 385
Люминесцентный анализ 129
М
Метод давления 134
— диэлектрической проницаемости 36
— естественной радиоактивности 60
- —естественного теплового поля 114, 116
— искусственного теплового поля 114, 118
- —микрозондирования 38, 173
— потенциалов вызванной поляризации 50
собственной поляризации 40
— радиоактивных изотопов 83, 285, 305, 364
— рассеянного гамма-излучения 67
--плотностная модификация 67
--селективная модификация 68
— сопротивления экранированного заземления 27
Н
Нейтронные методы 70, 338
Нейтронный гамма-метод 76
Нейтрон-нейтронный метод с регистрацией тепловых нейтронов 71, 74
---------надтепловых нейтронов 71
Нейтронный активационный анализ 80, 303, 359
Нефтегазонасыщение 212, 219
-— по данным нейтронных методов 217
------сопротивления 212
------сопротивления и СП 213
------стационарных нейтронных методов 216
О
Опробователь пластов на кабеле 263
Отбор образцов горных пород 256
— проб пластового флюида 262
П
Параметр насыщения 11
— пористости 9
— фокусировки экранированного зонда 28
392
Перфорация скважин 308
Плоскость искривления скважины 274
Плотность бурового раствора 135
Поверхностная проводимость 10
Показатель бурения 131
Поляризация объемная 51
— электродная 51
Пористость 188
— общая 188, 200
— открытая 188
-— по данным акустического метода 197
-------гамма-гамма-метода 196
-------собственной поляризации 193
-------сопротивления 189
-------стационарных нейтронных методов 195
- — трещинная 192, 232
— эффективная 205
Пороховые генераторы 326
Приведенная емкость обмена 44
Приемники упругих колебаний 102
Проницаемость 206
— по данным опробователя 210
— по сопротивлению 206
— по СП и ГМ 208
Профилемер 113,284
Профиль скважины 109, 284
Прихватоопределитель 299
Пулевая перфорация 310
Пулевые перфораторы 310
Р
Радиальный градиент сопротивления 177
Радиоактивность 55, 60
Радиогеохимический эффект 61, 66, 343
Радиометрия скважин 55
Радиометры скважинные 61, 91
Радиус исследования акустического метода 102
-------гамма-метода 63
-------гамма-гамма-метода 68
С
Сверлящий грунтонос 260
— перфоратор 318
Сельсинная (автосинхронная) передача 156
Системы автоматизированной интерпретации 251, 270, 370
Скважинные радиометры 61,91
Скорость упругих волн 99
Спектрометрический гамма-метод 65
Среднее время жизни тепловых нейтронов 75, 79
Станции геолого-технического контроля 138
— промыслово-геофизические 3, 142
Стреляющие грунтоносы 257
Сцинтилляционные счетчики 93, 365
393
Температуропроводность горных пород 115
Термические методы 114, 122, 300, 354
Термометры скважинные 119
Термометрия желобная 134
Термоэлектрический дебитомер 349
Торпедирование скважин 319
Торпеды большого заряда 325
— осевого действия 320
— ТДШ 322
— шашечные 324
Трубчатый профилемер 298
У
Угол искривления скважины 272
Удельное тепловое сопротивление 115
— электрическое сопротивление горных пород 6
-------минералов 6
-------пластовых вод 7, 49
-------слоистых пород 12
Удельная электропроводность 32
Уравнение среднего времени 100
Ф
Фазокорреляционная диаграмма акустического метода 108, 113
Фильтрационный метод 133
X
Хромотермография 126
Э
Электропроводность бурового раствора 135
Электрохимические поля в скважине 44
Эталонирование приборов гамма-метода 64
----гамма-гамма-метода 69
----нейтронных методов 78
Я
Ядерно-магнитный метод 84, 205
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.................................................... 3
Глава!. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
СКВАЖИН .................................................... 6
§ 1. Удельное электрическое сопротивление горных пород... 6
§ 2. Поле точечного источника постоянного электрического тока
в однородной и изотропной среде....................... 13
§ 3. Метод кажущегося сопротивления..................... 14
§ 4. Метод экранированного заземления (боковой каротаж). 27
§ 5. Индукционный метод ................................ 30
§ 6. Метод микрозондов.................................. 38
§ 7. Метод потенциалов собственной поляризации ......... 40
§ 8. Метод потенциалов вызванной поляризации............ 50
ГлаваП. МЕТОДЫ РАДИОМЕТРИИ................................. 54
§ 1. Физические основы радиометрии...................... 54
§ 2 Метод естественной радиоактивности (гамма-метод).... 60
§ 3. Метод рассеянного гамма-излучения (гамма-гамма метод). 67
§ 4. Нейтронные методы.................................. 70
§ 5. Другие методы радиометрии.......................... 80
§ 6. Радиометрическая аппаратура и некоторые особенности
методики измерений.................................... 91
Глава III. АКУСТИЧЕСКИЕ И ДРУГИЕ НЕЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН................................ 98
§ 1. Акустические методы исследования скважин........... 98
§ 2. Термические методы исследования скважин........... 114
§ 3. Геохимические методы исследования скважин......... 123
§ 4. Комплексные геофизические и технологические исследования в
процессе бурения скважины ........................... 131
Г л а в а IV. ТЕХНИКА И МЕТОДИКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН...................................... 141
§ 1. Принципиальные схемы автоматических станций....... 143
§ 2. Оборудование геофизических партий. Геофизический кабель ... 149
§ 3. Геофизические исследования наклонно-направленных
и горизонтальных скважин............................. 157
ГлаваУ. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ИСТОЛКОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ.... 172
§ 1 Литологическое расчленение разрезов скважин........ 172
§ 2. Выделение межзерновых коллекторов в терригенном разрезе... 175
§ 3. Корреляция разрезов............................... 180
395
Г л а в a VI. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ
И НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ................................................ 183
§ 1. Глинистость коллекторов ........................... 183
§ 2. Определение коэффициента пористости................ 188
§ 3. Определение коэффициента проницаемости............. 206
§ 4. Определение коэффициентов нефтенасыщения
и газонасыщения.................................... 212
§ 5. Выделение коллекторов по количественным критериям... 220
§ 6. Оценка характера насыщения коллекторов............. 233
§ 7. Влияние термодинамических условий залегания пород
на их физические свойства.......................... 238
§ 8. Геофизические методы прогнозирования аномально
высоких пластовых давлений ........................ 243
§ 9. Автоматизированные системы обработки и интерпретации
данных ГИС......................................... 251
Глава VII. ОТБОР ОБРАЗЦОВ ГОРНЫХ ПОРОД И ПРОБ
ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СТЕНОК СКВАЖИНЫ....................... 256
§ 1. Отбор образцов горных пород........................ 256
§ 2. Отбор проб пластового флюида...................... 262
Глава VIIL ИЗУЧЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
СКВАЖИН.................................................... 271
§ 1. Определение искривления скважин.................... 272
§ 2. Измерение диаметра и профиля ствола скважины....... 278
§ 3. Определение качества цементирования обсадных колонн. 284
§ 4. Контроль за техническим состоянием обсадных колонн. 296
§ 5. Притокометрия...................................... 300
Глава IX. ПЕРФОРАЦИЯ И ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН...............308
§ 1. Перфорация скважин................................. 308
§ 2. Торпедирование скважин............................. 319
§ 3. Взрывные методы воздействия на прискважинную зону.
Другие взрывные работы в скважинах................. 324
Главах. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ........................... 336
§ 1. Контроль за изменением положения водонефтяного
и газожидкостоного контактов и за обводнением пластов. 336
§ 2. Исследования притока и поглощения жидкости и газа
в эксплуатационных и нагнетательных скважинах...... 346
§ 3. Определение состава флюида в стволе скважины....... 357
§ 4. Геофизические методы контроля режима работы скважины
и процессов интенсификации притока из пластов......... 363
396
§ 5. Комплексные измерительные системы
для действующих скважин.......................... 368
§ 6. Автоматизированные системы обработки
и интерпретации данных ГИС-контроля.............. 370
Г л а в а XI. ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН.........................374
§ 1. Подготовка ствола скважины и бурового оборудования
к геофизическим исследованиям...................... 374
§ 2. Технология изучения геологических разрезов скважин. 377
§ 3. Проведение геофизических исследований в скважинах.. 380
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ............................ 387
СПИСОК ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ......................... 389
397
Учебное издание
ДОБРЫНИН Валерий Макарович
ВЕНДЕЛЪШТЕЙН Борис Юрьевич
РЕЗВАНОВ Рашит Ахмаевич
АФРИКЯН Андрей Николаевич
ПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОФИЗИКА
Компьютерная верстка Ю.С. Яковлев
Изд. лиц. ИД №06329 от 26.11.2001.
Подписано в печать 12.03.2004. Формат 60x90/16:
Бумага офсетная*. Печать офсетная. Усл. п.л. 25.
Тираж 1500 экз. Заказ № 139.
Федеральное государственное унитарное предприятие
Издательство «Нефть и газ»
РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
Тел.: 135-84-06, 930-97-11. Факс: 135-74-16
119991, Москва, Ленинский просп., 65
Налоговая льгота — общероссийский классификатор продукции
ОК-005-93, том 2: 953000
Для заметок