Геофизические методы исследования скважин и скваженная аппаратура

восьми параметров (радиусов) в аналоговой и цифровой формах с возможностью последующей обработки на ЭВМ.

Управление приводом рычажной системы – многократное. В состав профилемера входят скважинный прибор и наземный пульт.

Количество измерительных рычагов – 8;

Диапазон внутренних диаметров исследуемых обсадных колонн, мм – 110-340;

Погрешность измерения радиусов, мм – не более 1,2;

Диаметр скважинного прибора, мм – 100;

Температура, ^о С – 120;

Давление, Мпа – 100;

Тип кабеля – каротажный трехжильный грузонесущий длиной до 6000 м.

8. Гамма-каротаж (ГК).

Метод измерения естественной радиоактивности горных пород в разрезах относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, включая кондуктор.

Метод ГК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются

контрастные по естественной радиоактивности прослои мощностью 0,3-0,4 м), но показания метода ГК зависят от радиоактивности вмещающих пород и от технологии замеров.

Физические основы метода.

Сущность гамма-каротажа заключается в изучении естественной радиоактивности горных пород по стволу скважины путем регистрации интенсивности гамма-излучения, возникающего при самопроизвольном распаде радиоактивных элементов (в основном U, Th и K⁴⁰ ).

Гамма-каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении задач указанных в разделе «Стандартный электрический каротаж» и дополнительно к ним:

- выделение высокорадиоактивных пластов-реперов;

- разделение глин-покрышек по минералогическому составу;

- разделение пород фундамента по составу (от основных до кислых магм), выделение кор выветривания, других контрастных по данным ГК образований;

- литологическое расчленение различных типов горных пород. Интенсивность гамма-излучения зависит от содержания в породах радиоактивных элементов. Т.к. оно в разных породах различно, по данным ГК можно судить о характере горных пород.

- определение глинистости горных пород. Определение коэффициента глинистости по данным гамма-метода основано на близкой к прямой зависимости этого коэффициента от естественной гамма-активности песчано-глинистых горных пород;

- привязка к разрезу результатов исследования другими методами каротажа, интервалов перфорации и др. Основана на возможности проводить ГК в обсаженных скважинах.

Оценка качества .

Качество материала ГК оценивается по следующим параметрам:

- предельное расхождение от рабочего эталона (в сравнении с днем градуировки) не должно превышать 10%;погрешность измерений по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 20% при радиоактивности пород до 10 мкР/ч, 15% - при радиоактивности от 10 до 20 мкР/ч и 10% - при более высоких значениях радиоактивности;

Основные методологичесие требования к диаграммам ГК:

- диаграммы ГК должны быть высокого качества;

- параметры регистрации диаграмм ГК (скорость записи, стабильность работы канала ГК, время интегрирования) должны обеспечивать статистическую достаточность характеристик пластов по естественной радиоактивности по всему диапазону ее значений;

- скорость регистрации диаграмм ГК должна быть в соответствии со свойствами разреза и не должна превышать расчетную;

- масштаб регистрации ГК 0,75 мкР/час/см при соотношении последующих масштабов как 1:2:5:25, т.е. соответственно 1,5:3,75:18,75 мкР/час/см;

- диаграмма ГК должна записываться всегда одновременно с записью диаграмм НКТ.

Метод ГК реализован в следующей аппаратуре:

- СРК;

- РКС.

СРК-01.

Назначение.

Прибор СРК предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым и надтепловым нейтронам (2ННК_Т и 2ННК_НТ ), нейтронного гамма-каротажа (НГК) и гамма-каротажа (ГК), по данным которых определяется водонасыщенная пористость (водородосодержание) и мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород.

В ПГО ТПГ аппаратуру СРК используют для работы в режимах 2ННК_Т и ГК.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах диаметром 110-350 мм, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH - до 20%, нефти - до 10% и pH до 10, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 120 °С и гидростатического давления 120 МПа.

Скважинный прибор эксплуатируется с использованием:

- источника быстрых нейтронов полоний-бериллиевым типа ВНИ-2 или плутоний- бериллиевым типа ИБН8-5 с потоком нейтронов от 5x10⁶ до 1x10⁷ с^-1 ;

- кабеля типа КГ3-60-180 длиной до 7000м.

Диапазон измерений мощности экспозиционной дозы гамма-излучения, обеспечиваемый скважинным прибором, от 1.4 до 251.4 мкР/час.

Диапазон измерений водонасыщенной пористости (водородосодержания), обеспечиваемый скважинным прибором, от 1 до 40%.

Регистрация гамма-излучения (шифр параметра GR) осуществляется блоком детектирования, содержащим два детектора NaI(Tl) размерами 40x80 мм типа СДН.16.40.80. и два фотоэлектронных умножителя ФЭУ-74А.

Регистрация нейтронного излучения осуществляется блоком детектирования, который содержит два гелиевых счетчика тепловых нейтронов типа СНМ-56 (по 1 шт. в каналах ННК_{Т МЗ} и ННК_{Т БЗ} ).

Расстояние между центром источника нейтронов и ближними к нему торцами счетчиков СНМ-56:

- для зонда ННК_{Т МЗ} (шифр параметра RNTN)- 258 ± 5 мм;

- для зонда ННК_{Т БЗ} (шифр параметра RFTN)- 508 ±5 мм.

Схема зондовых установок прибора СРК-01 приведена на рис.14.

Рис.14. Схема зондовых установок прибора СРК-01

Водородосодержание рассчитывается по формулам:

, (1)

, (2)

, (3)

где , , - водородосодержание по данным ННК_МЗ, ННК_БЗ и их отношению соответственно, %;

, - скорость счета по каналам ННК_МЗ и ННК_БЗ соответственно, у.е.;

Электрическое сопротивление между 1 и 2 жилами должно быть практически равным удвоенному электрическому сопротивлению жилы кабеля. 3 жила в аппаратуре СРК не используется.

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 95 мА. При этом напряжение питания на входе скважинного прибора не более 26 В.

Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3 В, длительность выходных импульсов на уровне 0.5 их амплитуды не более 80 мкс.

Импульсы ННК_МЗ и ННК_БЗ передаются как разнополярные между 1 и 2 жилой, импульсы ГК - между ОК и 1 или 2 жилой кабеля.

Длина скважинного прибора - не более 2.91 м.

Диаметр скважинного прибора - не более 90 мм.

Масса скважинного прибора - не более 80 кг.

РКС-3М.

Назначение.

Прибор РКС-3М предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), и гамма-каротажа (ГК), по данным которых определяется водонасыщенная пористость (водородосодержание) и мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород. Прибор также имеет датчик локатора муфт (ЛМ).

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор эксплуатируется с использованием:

- кабеля типа КГ3-60-180 длиной до 7000м.

Расстояние между центром источника нейтронов и ближними к нему торцами счетчиков СНМ-56:

- для зонда ННК_{Т МЗ} (шифр параметра RNTN) - 258 мм;

- для зонда ННК_{Т БЗ} (шифр параметра RFTN) - 508 мм.

Схема зондовых установок прибора РКС-3М приведена на рис.15.

Рис.15 Схема зондовых установок прибора РКС-3М

Водородосодержание рассчитывается по формуле:

, (4)

где K_п - водородосодержание, %;

I_m _, I_b , - скорость счета по каналам ННК_МЗ и ННК_БЗ соответственно, у.е.;

A, E₀ - коэффициенты, определяемые при базовой калибровке.

Сигнал локатора муфт (шифр параметра CCL) передается по 3-й жиле кабеля относительно ОК в аналоговой форме.

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 50 В в режиме стабилизации напряжения .

Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3В, длительность выходных импульсов на уровне 0.5 их амплитуды не более 80 мкс.

Длина скважинного прибора - не более 2.91 м.

Диаметр скважинного прибора - не более 90 мм.

9. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт).

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам дает сведения о эквивалентном водосодержании пород, относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, включая кондуктор.

Нейтрон-нейтронный каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих задач:

- литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;

- локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

- предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

- предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

- предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;

- предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

- контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне);

- выделение пластов-реперов и опорных пластов с низкой пористостью с разделением их (совместно с ГК) по литотипам;

- совместно с ГК выделение карбонатных пород, углей, зон интенсивной углефикации;

- предварительное определение пористости гранулярных коллекторов;

- предварительное выделение газонасыщенных участков (совместно с АК) в пластах с незначительным проникновением и высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Физические основы метода.

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам основан на облучении горных пород быстрыми нейтронами от ампульного источника и регистрации нейтронов по разрезу скважины, которые в результате взаимодействия с породообразующими элементами замедлились до тепловой энергии.

Регистрируемая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы. Наибольшая потеря энергии нейтрона наблюдается при соударении с ядром, имеющего массу равную единице, т.е. с ядром водорода. Таким образом по данным ННК_Т можно определять водородосодержание горных пород, которое для пластов-коллекторов напрямую связано с пористостью.

При проведении измерений детектор тепловых нейтронов располагается на определенном расстоянии от источника нейтронов. Расстояние от источника до детектора выбирается таким, что при увеличении водородосодержания горных пород, зарегистрированная интенсивность тепловых нейтронов уменьшается, т.е. зонд является заинверсионным. Регистрация нейтронного излучения двумя зондами с разной длиной позволяет уменьшить влияние скважины на результат определения водородрсодержания горных пород. Эффект основан на разной глубинности исследования при разной длине зонда. Малый зонд ННК_{Т МЗ} несет информацию в основном о нейтронных свойствах скважины и околоскважинного пространства, тогда как на интенсивность, зарегистрированную большим зондом ННК_{Т БЗ} , большое влияние оказывают нейтронные свойства пласта. Поэтому для определения водородосодержания используют отношение скоростей счета в этих зондах.

Оценка качества.

Качество материала 2ННК_Т оценивается по следующим параметрам:

- допустимая погрешность измерения скорости счета ННК_МЗ и ННК_БЗ по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 3%;

- в случае проведения калибровки СРК на ПКУ, значения относительной погрешности измерения водородосодержания ПКУ до и после замера должны удовлетворять неравенству

, (5)

где - относительная погрешность измерения водосодержания,%;

- водородосодержание,%.

- значения ННК_МЗ и ННК_БЗ в больших кавернах ~1.2 уде.

- водородосодержание против плотных глин, рассчитанное по данным ННК_МЗ , ННК_БЗ и их отношению должно быть примерно одинаковым.

- водородосодержание на Кошайских глинах ~ 40-50%.

Основные методологические требования к диаграммам НКТ:

- диаграммы НКТ должны быть высокого качества;

- параметры регистрации диаграмм НКТ (скорость записи, стабильность работы канала НКТ, время интегрирования) должны обеспечивать статистическую достаточность характеристик пластов по эквивалентному водосодержанию по всему диапазону его значений;

- скорость регистрации диаграмм НКТ должна быть в соответствии со свойствами разреза и не должна превышать расчетную;

- масштаб регистрации НКТ 0,4 условной единицы на 1 см при соотношении последующих масштабов как 1:2:4:8, т.е. соответственно 0,8-1,6-3,2 усл.ед./см;

- диаграмма НКТ регистрируется зондом 50 см;

- запись диаграмм НКТ должна проводиться всегда одновременно с записью диаграммы ГК;

- замена НКТ на НГК допускается только в интервалах высоких температур при отсутствии термостойких детекторов тепловых нейтронов (масштаб регистрации НГК 0,1 усл.ед/см с соотношением последующих масштабов как 1:2:4, т.е. 0,2 и 0,4 усл.ед/см соответственно );

- в перспективных интервалах, наряду с записями НКТ в масштабе 1:500 параллельно ведутся записи НКТ в масштабе 1:200;

- при наличии аппаратуры СРК (и ее аналогов), позволяющей за один спуск-подъем регистрировать кривые двух (или более) зондов НКТ, необходимо проводить эти замеры, т.е. использовать возможности современных технических средств: этим будет повышена достоверность определения нейтронных характеристик среды и ее физических свойств (пористость, характер насыщения и др.).

Метод 2ННКт реализован в следующей аппаратуре:

- СРК;

- РКС (см. ГК).

10. Акустический каротаж (АК).

Акустический каротаж (регистрация кинематических и динамических параметров продольных и поперечных волн и их относительных параметров) относится к основным методам, проводится в открытом стволе во всех поисковых скважинах, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, исключая кондуктор.

При наличии в разрезе газонасыщенных пластов акустический каротаж рекомендуется проводить в интервалах каждого стандартного каротажа, т.е. в условиях, когда зоны проникновения еще не достигают критических для АК значений.

Метод АК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по кинематическим и по динамическим параметрам прослои 0,4-0,6м).

На показания АК практически не влияют диаметр скважины, наличие и свойства глинистой корки, тип и характеристики промывочной жидкости, свойства вмещающих пород, температура в интервалах замеров, что переводит АК в разряд эффективных методов с минимальным числом поправок при определении пористости.

Физические основы метода.

Акустический каротаж основан на возбуждении в жидкости, заполняющей скважину, импульса упругих колебаний и регистрации волн, прошедших через горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких точках на оси скважины. Возбуждение и регистрация упругих волн при АК осуществляется с помощью электроакустических преобразователей.

При воздействии на элементарный объем породы с помощью ультразвуковой волны (10-75 кГц) происходит деформация частиц породы и их перемещение. Во всех направлениях от точки приложения возбуждающей силы изменяется первоначальное состояние среды.

Процесс последовательного распространения деформации называется упругой волной. Различают продольные и поперечные волны. Продольные волны связаны с деформациями объема твердой или жидкой среды, а поперечные с деформациями только твердой среды.

Продольная волна представляет собой перемещение зон сжатия и растяжения вдоль луча, а поперечная - перемещение зон скольжения слоев относительно друг друга в направлении перпендикулярном лучу. Продольные волны распространяются в 1,5 -10 раз быстрее поперечных.

Упругие свойства горных пород, а значит и скорости распространения упругих волн в них обусловлены их минеральным составом, пористостью и формой порового пространства и, таким образом, тесно связаны с литологическими и петрофизическими свойствами.

Скорость распространения упругих волн в различных средах следующая:

- воздух - 300-500 м/с,

- метан - 430 м/с,

- нефть - 1300 м/с,

- вода пресная - 1470 м/с,

- вода минерализованная - 1600 м/с,

- глина - 1200-2500 м/с,

- песчаник плотный - 3000-6000 м/с,

- цемент - 3500 м/с,

- сталь - 5400 м/с.

Кроме того, различные породы по разному ослабляют энергию наблюдаемой волны по мере удаления от источника возбуждения упругих волн. Чем выше газонасыщенность, глинистость, трещиноватость и кавернозность пород, тем больше затухание колебаний.

Для измерения параметров распространения упругих колебаний используется акустический зонд. В качестве основного используется трехэлементный зонд, состоящий из двух излучателей и приемника (рис.16). Каждый из излучателей и приемник образуют двухэлементный зонд.

Рис.16 Схема СПАК-6

В процессе регистрации волновых картин выделяются следующие параметры (см. рис. 17):

- T1 время пробега головной волны от ближнего излучателя (время первого вступления продольной волны 1 зонда);

- T2 время пробега головной волны от дальнего излучателя (время первого вступления продольной волны 2 зонда);

- A1 амплитуда первого вступления волны от ближнего излучателя (максимальная амплитуда сигнала, поступающего от ближнего излучателя в интервале стробирования ~140 мкс, начинающегося в момент фиксации сигнала);

- A2 амплитуда первого вступления волны от дальнего излучателя (максимальная амплитуда сигнала, поступающего от ближнего излучателя в интервале стробирования ~140 мкс, начинающегося в момент фиксации сигнала).

На основе этих данных рассчитываются:

- D Т - интервальное время пробега продольной волны: D Т= (Т2-Т1) / S ;

- a - кажущийся коэффициент поглощения продольной волны: a =20(1/S) lg(A1/A2);

В каждое из времён Т1 и Т2 входит двойное время пробега волны по раствору. В разности (Т2-Т1) это время исключается (то есть исключается влияние скважины) и (Т2-Т1) соответствует пробегу волны в интервале между излучателями (база зонда S) по прямой. Время (Т2-Т1), отнесенное к пробегу волны на расстояние в 1м, называют интервальным временем D Т (измеряется в мкс/м).

Рис.17

При акустических исследованиях может также применяться зонд состоящий из одного излучателя и двух приёмников (рис.18).

При акустическом каротаже возбуждение упругих колебаний частотой 10

29-04-2015, 00:39

Страницы: 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Геофизические методы исследования скважин и скваженная аппаратура

Разделы сайта