Поняття геофізики як науки. Історія розвитку науки геофізики.

Поняття геофізики як науки. Історія розвитку науки геофізики.

Геофізика – наука про фізичні процеси і пов’язані з ними явища, що проходять в різних оболонках Землі; та в навколоземному просторі.

Геофізика є комплексом наук і включає такі науки як:

- Гравіметрію – наука про гравітаційне поле Землі;

- Сейсмологію – наука про землетруси;

- Ядерна геофізика – наука про радіоактивність;

- Термометрію – наука про теплове поле Землі; та інші.

Геофізичні методи базуються на вивченні фізичних полів, як природних, так і штучних.

Природними полями є магнітні, гравітаційні, електричні поля, теплові, поля пружних коливань, що викликається землетрусами.

За допомогою відповідних джерел створюються штучні поля:

- Електричне

- Сейсмічне

- Термічне

В залежності від вивчає мого фізичного поля геофізичні методи поділяються на:

Гравіметрична розвідка – вивчає гравітаційне поле Землі(силу тяжіння)

Магніторозвідка – вивчає магнітне поле Землі(гірські породи(далі Г/П) мають різну намагніченість)

Електророзвідка – базується на вивченні електричних властивостей гірських порід(електропровідність, опір, діелектрична проникність і.т.д)

Ядерна геофізика – вивчає природно і штучно створену радіоактивність Г/П.

Сейсморозвідка – базується на вивчені пружних хвиль, що виникають в середовищі штучно.

За умовами проведення геофізичні дослідження поділяють на:

1. Морську

2. Наземну

3. Повітряну

4. Підземну

5. Свердловину(ГДС)

Геофізика поділяється на 2 самостійні (окремі галузі):

1. Польова геофізика або розвідувальна

2. Промислова геофізика або геофізичні дослідження свердловин(ГДС)

ГДС зазвичай називають – каротаж. Хоча переклад з французької означає – «Буровий керн». Отже краще говорити не «електричний каротаж», а «електричні дослідження свердловин» або «електрометрія» і.т.п.

Методи розвідувальної геофізики використовуються на всіх стадіях пошуково-розвідувальних роботах при пошуках корисних копалин; застосовують в інженерній геології, гідрогеології; для вивчення Землі з наукової точки зору;

Дані геофізичних досліджень використовуються: археологи, військові, будівельники, лікарі та інші.

Відомості про фізичні властивості Г/П, мінералів та про фізичні поля людству відомі із стародавніх часів, але широко почали використовуватися в кінці XIX ст.

Звичайно, першим почав розвиватися магніторозвідувальний метод. Компас – геофізики вважають першим геофізичним пристроєм. А в 1640 р. в Швеції за допомогою компаса знайшли магнетитові руди.

Теорія гравітаційного поля Землі почала розвиватися з 1687 р. коли Ньютон сформував закон всесвітнього тяжіння. 1881 р. – маятниковий прилад вимірювання сили тяжіння.

В 17 ст. в Америці вивчали детально електричні поля, але використовувати ці знання почали тільки в 19 ст. для пошуків корисних копалин(далі К/К). Брати Кондрат і марсель Шлюмберже винайшли прилад, що вимірював електричні властивості Г/П.

У 1896 французький фізик Бекерель відкрив прилад радіоактивність. Це було початком розвитку ядерної геофізики.

Сейсморозвідка базується на сейсмології, наука про розповсюдження, пружних хвиль в Землі(землетруси).

В 1908р. російський нафтовик Голубятніков виміряв температуру в свердловині і виявив, що нафтові пласти мають меншу температуру, ніж водоносні при однакових умовах залягання.

Електричні методи дослідження свердловин

Електричні методи дослідження свердловин базуються на відмінностях електричних властивостей різних гірських порід. До таких властивостей відносяться електричний опір,електропровідність, абсолютна діелектрична проникність, природна електрохімічна активність та ін.. Основні модифікації стандартний каротаж, мікрокаротаж, бокове каротажне зондування, боковий каротаж, індукційний, діелектричний та метод потенціалів самочинної поляризації(ПС). При пошуках і розвідці нафтових і газових родовищ електричний каротаж являється основним методом дослідження свердловин і налічує найбільшу кількість модифікацій. Основні завдання: літологічне розчленування, виділення порід-колекторів та визначення фільтраційно-ємкісних властивостей.

Методи, що базуються на вивченні питомого електричного опору () гірських порід.

Методи опору ():

· метод вимірювання позірного опору стандартним зондом – стандартний каротаж[1];

· бокове електричне зондування (БЕЗ);

· мікрозондування (МЗ);

· резистивіметрія.

Методи опору заземлення (ОЗ),

· боковий каротаж (БК);

· боковий мікрокаротаж (БМК);

·

Резистивиметрія – це вимірювання питомого опору промивної рідини. Дані методу використовуються для врахування впливу промивної рідини на результати електричних методів каротажу, для визначення місць притоку води в свердловину, місць поглинання промивальної рідини, швидкості фільтрації підземних вод.

Стандартний каротаж – метод електричного каротажу, який базується на вимірюванні дослідженні уявного питомого опору. Проводиться градієнт зондом (А 2 М 0,5 N) і потенціал зондом (N 11 М 0,5 А), які для всієї території ДДЗ однакового розміру, що дозволяє спів ставляти результати досліджень свердловин як на одній площі так і на суміжних. Стандартний каротаж дозволяє провести літологічне розчленування розрізу, виділяти породи колектори, вивчати стратиграфію, умови залягання гірських порід, фаціальну зміну осадової товщі порід. Проводиться по всьому стволу свердловини

Інтерпретація стандартного каротажа: max – міцні, непористі породи (вапняк, сіль, породи фундаменту); min- глини, аргіліти, породи насичені високо мінералізованою водою; породи насичені нафтою або газом мають середні значення.

Метод потенціалів самостійної поляризації (ПС) – метод електричного каротаж, який базується на вивченні електричного поля, що самочинно виникає в свердловині в результаті дифузій іонів солей на контакті двох середовищ, внаслідок фільтрації ПР у проникні пласти. Входить в комплекс обов’язкових методів ГДС, виконується одночасно з стандартним каротажем. Застосовують метод для розчленування розрізу, виділення порід-колекторів, оцінка глинистості порід та пористості. Точкою запису кривої ПС є електрод М. різниця потенціалів записується в мілівольтах. Виділяють позитивні «+» та негативні «-» аномалії. Крива ПС не має нуля, а проводиться умовна нульова лінія, яку називають лінією глин, що проводиться паралельно осі глибин через ділянки кривої ПС, які відповідають пластам глин. Ця умовна лінія, зазвичай, знаходиться на каротажній діаграмі праворуч і має знак «+».

Для пористих і проникних пластів, які насичені мінералізованою пластовою водою, характерні «-» аномалії.

Мікрокаротаж.

Окрім досліджень звичайними зондами, в практиці ГДС широкого впровадження набули виміри спеціальними мікроустановками, за допомогою котрих виконують детальні розчленування розрізів свердловин, оцінюють опір гірських порід

Цей метод заснований на вимірі ПО порід зондами малих розмірів, що притискаються до стінки свердловини. В мікрозондах електроди встановлюються на малій відстані один від одного (~ 2.5 см) на башмаку з електроізоляційного матеріалу. Щоб виключити вплив бурового розчину на результати вимірів, башмак притискають до стінки свердловини ресорним або керованим важільним пристроєм В останньому випадку зондовий пристрій опускається в свердловину в закритому стані, а в інтервалах вимірів важелі за командою з поверхні відкриваються, і мікроустановка притискається до стінки свердловини.

Три електроди (), що вмонтовані в резиновий башмак, утворюють два зонди: мікроградієнт-зонд (МГЗ) – з розміром м, та мікропотенціал-зонд (МПЗ) – з розміром зонда м.

Мікрозондування базується на тих самих фізичних основах, що і методи уявного (позірного) опору звичайними зондами.

Застосування мікрозондування

Найбільш широкого вжитку мікрозондування знайшло при дослідженні свердловин, що буряться на нафту, газ і воду з метою детального розчленування геологічного розрізу й уточнення його літології, виділення малопотужних прошарків, виділення пластів-колекторів (за розходженням кривих МПЗ і МГЗ) і уточнення їхньої ефективної (нафто-, газо- або водонасиченості) потужності. За результатами кількісної інтерпретації діаграм мікрозондів визначають питомий опір промитої частини пласта-колектора , який використовують у подальшому при оцінці пористості пласта, його нафтогазонасиченості та нафтовіддачі.

Діелектричний каротаж - модифікація електричного метода дослідження свердловин, що базується на вимірюванні діелектричної проникності гірських порід. Значення відносною діелектричної проникності для основних породоутворюючих мінералів складає 4-10 відносних одиниць, для нафти 2-3, газу -1, а для води 80. Це дозволяє чітко виділяти водо насичені породи, визначати пористість і в комплексі з іншими методами ГДС встановити ВНК

Бокове каротажне зондування - різновид електричного метода дослідження свердловин, який представляє собою цикл вимірювання зондами різної довжини, що забезпечує різний радіус дослідження. Результати досліджень використовуються для виявлення пластів із проникненням фільтрату ПР, визначення питомого опору незмінної частини пластів і зони проникнення, визначення пористості і нафто газонасиченості порід-колекторів. Додатковий метод.

Боковий каротаж – модифікація електричного метода дослідження свердловин, що проводиться з використанням три -, семи - і _{дев’ятиелектродного} зонда з автоматичним фокусуванням струму. Доцільно використовувати в процесі буріння на високо мінералізованому буровому розчині опором до 0,1 – 0,5 мм. За результатами здійснюють розчленування розрізу за уявним опором порід, вивчення літології, пористості, проникності порід, визначають параметри зони проникнення фільтрату бурового розчину і характер насичення пластів.. Додатковий метод.

Індукційний каротаж – модифікація електричного метода дослідження свердловин, що базується на вивченні питомої електропровідності гірських порід (обернена величина питомого опору). На основі даних метода здійснюється розчленування розрізу свердловин, виділення водо - і нафтогазоносних горизонтів.

Зонд - геофізичний пристрій, що опускається в свердловину з метою дослідження певної фізичної властивості гірських порід.

Каротажна діаграма - результатигеофізичних досліджень, де по вертикалі – глибина свердловини, по горизонталі – параметр, що вимірювався(опір, радіоактивність, діаметр свердловини тощо)

Для вивчення питомого опор гірських порід у свердловину на спеціальному кабелі спускають вимірювальну установку -зонд. Такий пристрій, як правило, складається з трьох електродів (заземлювачів): А, М, N. Четвертий електрод В заходиться на поверхні поблизу гирла свердловини. Електроди називають парними, якщо вони включені в одну ланку – живлячу (А і В) або вимірювальну (М і N), і непарними – електроди різних ланок. Електроди А і В, які служать для створення електричного поля в свердловині, називають струменевими або живлячими, електроди М і N, які використовуються для вимірювання величини електричного поля, – вимірювальними або приймальними.

За взаємним розміщенням електродів зондові пристрої діляться на потенціал-зонди і градієнт-зонди

Потенціал-зондами називаються такі зонди, в яких відстань між парними електродами більша у порівнянні з відстанню між непарними електродами

Відстань між зближеними непарними електродами є розміром або довжиною потенціал-зонда.

Градієнт-зонди – це зонди, в яких відстань між парними електродами мала в порівнянні з відстанню між непарними електродами Відстань між непарним електродом і серединою парних електродів є розміром градієнт-зонда.

За призначенням електродів, які розміщені в свердловині, зонди можуть бути однополюсні(один струмовий електрод) або прямого живлення та двополюсні(два струмових електрода) або взаємного живлення.

Розрізняють підошвенні або послідовні та покрівельні або обернені потенціал- і градієнт-зонди. Послідовними називають зонди, в яких парні електроди (А i В або М i N) знаходяться внизу, оберненими називають зонди, в яких парні електроди розміщені вище непарного.

На практиці геологічний розріз у свердловині є неоднорідним, тобто є пласти низького і високого опору, різної товщини, є також вплив самої свердловини, яка значно відрізняється за опором від гірських порід. Завдяки цьому, питомий електричний опір, заміряний у свердловині установкою (зондом), буде відрізнятися від дійсного і називається уявним, або позірним питомим електричним опором r _у.

Акустичні методи дослідження свердловин

Акустичні методи(далі А/К) базуються на вивчені пружних хвиль(див. Фізичні основи сейсморозвідки)

В свердловині збуджуються пружні коливання, як розповсюджуються в ній та в Г/П і сприймаються приймачами розташованими в цій же свердловині.

За типом параметрів, що реєструються виділяють наступні основні модифікації А/К:

- А/К за швидкістю розповсюдження пружних хвиль

- А/К за затуханням пружних хвиль

- Широкосмуговий А/К та інші

Каротаж за швидкістю і затуханням пружних хвиль відноситься до обов’язкових методів і зазвичай проводяться одночасно.

В основі досліджень А/К лежить відмінність пружних властивостей порід, які складають розріз свердловини.

В геофізиці вивчають в основному повздовжні та поперечні хвилі.

Повздовжні(Р) хвилі розповсюджуються приблизно в 1,73 рази швидше, ніж поперечні. Повздовжні розповсюджуються в будь-якому середовищі; поперечні тільки в твердому.

Пружні властивості Г/П, а значить і швидкість розповсюдження пружних хвиль залежить від:

- Мінерального складу Г/П

- Пористості

Наприклад:

Швидкість розповсюдження повздовжніх хвиль V_р м/с в:

Речовина	Vр м/с
Нафта	1300-1400
Вода прісна
Вода мінеральна
Глина	1200-2500
Пісковик пористий
Пісковик щільний	3000-6000
Вапняк	3000-7100
Камяна сіль	4500-5000
Метан

Величина, яка обернена швидкості розповсюдження пружної хвилі в породі, називають – інтервальним часом проходження хвилі _ΔТ, одиниця вимірювання – с/м.

Зонд АК

Відстані між приймачами наз-ся базою зонда, а відстань між випромінювачем і найближчими приймачем наз-ся – довжиною зонда.

Завдання А/К:

1. Літологічне розчленування розрізу.

2. Виділення порід-колекторів.

3. Визначення коефіцієнта пористості.

4. Контроль якості цементування обсадної колони.

Термометрія свердловин

Метод термометрії полягає у вивчені природних та штучних теплових полів в свердловині. Вимірювана величина – температура або різниця температур градусах по цельсію (^°С).

Основним параметром при досліджені теплових полів є теплопровідність, яка характеризує здатність середовища і Г/П передавати тепло. Найменьшою теплопровідністю володіють сухі та газонасичені осадові породи (c=0,9-1,1 Вт/м∙К)

Наприклад:

Порода	c Вт/м∙К
Пісковик	0,2-4,4
Глини	0,1-3,1
Кам’яна сіль	1,6-7,1
Вапняки	0,6-4,4
Нафта	0,13-0,15
Вода	0,57-0,67

Теплопровідність осадових порід зменьшується при збільшені пористості. Суттєво залежить від насиченості порід.

В системі «Сі» має розмірність «Вт/м∙градус»

Питомий тепловий опір S- величина, яка обернена питомій теплопровідності. Знижується із збільшенням щільності, вологості і підвищується при заміщенні в поровому просторі води нафтою, газом або повітрям.

Коефіцієнт температуро – провідності(а), виражає швидкість зміни темпарури одиницю часу:

Назва породи(речовини)	Коефіцієнт температуро – провідності(а)
Нафта	0,86∙10^-7
Вода	1,44∙10^-7
Пісковик	2,0-19,7∙10^-7
Глини	0,5-11,6∙10^-7

Електричний термометр опору є основним приладом для виміру температур у свердловинах.

Розрізняють кілька методів термокаротажу:

· За тепловим опором;

· За температуропровідністю;

· За ефектом охолодження;

При температурних дослідженнях в свердловині вивчають як природні так і штучні теплові поля. Природні теплові поля обумовленні ядерними перетвореннями, сонячною радіацією, різними фізико-хімічними процесами.

Штучні теплові поля пов’язані з порушеннями природного температурного режиму масиву Г/П.у наслідок будівництва і ремонту свердловини, при екзометричній реакції застигання цемента в затрубному просторі.
Із курсу геології відомо що на глибині 10-30м температура Г/П залежить від її сезонних коливань. Нижча температура порід починає повільно зростати за рахунок внутрішнього тепла Землі. Геотермічний градієнт(Г)- приріст температури на глибині 100м; у середньому 3°С;

Геотермічний ступінь – обернена величина геотермального градієнта – інтервал на який необхідно заглибитись в надра, щоб t зросла на 1°. У середньому 33м.

Завдання:

· Геологічні – разом із іншими методами виділення порід колекторів для кореляції розрізів, будівництва та ін.

· Технічні – визачення висоти підйому цемента, виділення інтервалів затрубних перетікань і т.п.

Для проведення термотрії свердловина повинна 7-10 діб знаходитися в спокої.

Геохімічні дослідження свердловин

До геохімічних методів відносять:

o Газометрію свердловин(газовий каротаж)

o Люмінесцентно – бітумінологічний метод, який виконують геологи.

У гірських породах, що навіть залягають на дуже великій глибині, завжди міститься невелика кількість газів, які можуть знаходитися в них у вільному, сорбованому або розчиненому стані. Це азот, гелій, вуглекислий газ, у вуглеводневі гази. Останні поширені в гірських породах нафтових, газових і вугільних родовищ. Для газових родовищ характерне перваження метану метану (СH₄₎ частка якого складаэ більше 93%; у газах нафтових родовищ переважають важкі вуглеводні: етан(С₂H₆),пропан (С₃H₈) бутан(С₄H₁₀) пентан (С₅H₁₂)і гексан (С₆H₁₄) частка метану складає менше 48%

При високих температурах сама нафта може знаходитися в газоподібному стані (газоконденсат). На великих глибинах при високому тиску в 1 нафти може міститися до 200 природного газу, приведеного до нормальних умов.

При розкритті свердловиною газоносного або нафтоносного пласта гірська порода піддається руйнуванню, а газ, що міститься в ній, виділяється в буровій розчин і виноситьсяться ним на поверхню. Дегазуючи розчин на поверхні і вивчаючи кількість і склад газів в нім, можна безперервно визначати вміст вуглеводневих газів в Г/П. У цьому і полягає газовий каротаж.

Газовий каротаж – метод дослідження свердловин, який ґрунтується на визначенні вмісту і складу вуглеводнів(газів, бітумів тощо) у промивній рідині. Вперше запропонований і випробуваний у районі м. Грозний в 1934 р. Промислове застосування отримав з початку 40-хх рр.. Газовий каротаж застосовується для оперативного виділення ділянок, перспективних на нафту і газ в свердловині і прогнозної оцінки характеру її насичення; інтервалів притоку пластового флюїду в свердловину або поглинання фільтрату промивальної рідини в пласт з метою запобігання аварійним ситуаціям; вимірювання параметрів режиму буріння.

Газокаротажна крива показує вміст газу у розчині, шламі і керні за глибиною буріння. Глинистий розчин, шлам і керн, які надходять зі свердловини, вибірково або безперервно досліджують на вміст вуглеводневих газів.

№2

При газовому каротажі вирішуються такі основні задачі:

- Вилучення газу – зі глинистого розчину шламу і керну дегазаторами;

- Аналіз газу – за допомогою газоаналізаторів для визначення сумарного і компонентного вмісту вуглеводневих газів у глинистому розчині;

- Прив’язка результатів – аналізів до глибин надходження газу у свердловину;

Дегазацію бурового розчину, шламу і керну проводять за допомогою дегазаторів, які працюють на різних принципах:

o Зниження тиску(створення вакууму)

o Нагріванні

o Стискуванні або з використанням кількох з них разом

Після дегазації газоповітряна суміш зволожується, очищується від механічних частинок, підігрівається і за допомогою вакуум-насоса прокачується крізь електричний газоаналізатор у атмосферу.

При газовому каротажі важливо значити глибини надходження газоподібних вуглеводнів із пласту до свердловини. Для цього враховується час руху, у вибій подають індикатор і фіксують його появу при гирлі. Але не завжди вдається достатньо чітко прив’язати газокаротажну криву до розрізу свердловини. Для коректування користуються даними отриманими за допомогою електричного каротажу.

Газокаротажні станції. Апаратура для газового каротажа ЛБА (люмінісцетно-бітумногічного аналізу) називається автоматичними газокаротажними станціями (АГКС). Використовується для безперервного вилучення газу із бурового розчину і його аналізу. У її комплект входить також хромотермографічний газоаналізатор, пристрій для вимірювання глибини свердловини з корегуванням «відставання».

В даний час механічний і газовий каротаж виконують за допомогою станцій геологотехнологічних досліджень (ГТД), апаратура яких забезпечує не тільки реєстрацію вище перелічених, але і багатьох додаткових параметрів, що характеризують процес буріння (частоту обертання ротора, вагу бурового інструменту, обертальний момент ротора, тиск промивальної рідини і її рівень в ємкостях), а також властивості промивальної рідини (щільність, в’язкість, температуру і опір). Одночасно на станціях ГТД досліджується і шлам.

Окрім аналізу газу АГКС визначає основні параметри глинистого розчину. У сучасних станціях усі виміри фіксуються електронними пристроями для подальшого аналізу за допомогою ЕОМ.

Метод люмінесцентного аналізу

Разом з буровим розчином із забою свердловини виноситься на поверхню подрібнена Г/П – шлам. У шламі Г/П нафтових родовищ містяться частинки бітумінозних речовин, здатних люмінесціювати (світитись) в ультрафіолетових променях. На вивченні люмінесценції бітумів в шламі і буровому розчині заснований люмінесцетнто-бітумінологічний аналіз (ЛБА), який виконується одночасно з газовим каротажем. Дозволяє з високою точністю визначити малий (до 0,01-0,005%) вміст нафти, а в деяких випадках за кольором свічення розпізнати якість нафти: для легкої, маслянистої нафти характерні світлі тони, для важкої, густої – темні.

Люмінесцентно-бітуминологічний метод. Спроможність деяких речовин світитися під дією ультрафіолетового проміння називається люмінесценцією. Такою властивістю володіють нафта і тверді бітуми, що дозволяє, що дозволяє використовувати це явище для виявлення дуже малої кількості цих речовин у глинистому розчині і зразках гірських порід. Легкі фракції нафти, які киплять до 300 °С, люмінесценції не мають.

Для проведення люмінесцентно-бітуминологічних досліджень АГКС має люмініскоп – світлонепроникну камеру з джерелом ультрафіолетового випромінювання (кварцова ртутна лампа).

Він має пристосування для установки пробірки з рідкою пробою і для дослідження твердих проб. Проби бурового розчину відбирають поблизу гирла свердловини об’ємом близько 200 см³, розбавляють в 2-3 рази чистою водою, частину проби заливають в пробірку і ведуть візуальне спостереження за її свіченням в люміноскопі. Свічення досліджуваної проби порівнюють зі свіченням еталону і таким чином визначають вміст нафти в пробі і якість нафти.

Проби шламу перед люмінесцентним аналізом промивають у воді до повного видалення глинистого матеріалу, висушують і подрібнюють. Вміст бітумів в пробі визначають також за допомогою порівняння їх свіченням зі свіченням еталонної проби.

При наявності у зразку легкої нафти світло блакитне, синє, фіолетове% при наявності важких нафт – оранжеве, червоне, брунатне. При кількісній оцінці визначають оптичну щільність екстрактів, виготовлених на хлороформі і петролейному ефірі, за допомогою електрофотоколиметра.

Геологічна інтерпретація даних люмінесцентно-бітуминологічниого аналізу зводиться до видділяння зон підвищеним вмістом бітусів і встановленням вірогідності промислової наявності нафти у пластах, що досліджується. При цьому використовуються дані інших геофізичних методів.

Кавернометрія та профілеметрія

В процесі буріння номінальний діаметр свердловини (діаметр долота, яким буриться свердловина) може змінюватися, інколи суттєво.

Рис 3

Як бачимо з малюнка, d_н і d_факт може бути:

1. d_н < d_факт – фактичний діаметр суттєво збільшується в аргілітах, що осипаються, в солях, які розчиняються і в глинах, що розтріскуються і осипаються.

2. d_н > d_факт - номінальний діаметр більший в тому випадку, коли з’являється глиниста кірка, яка і зменшується фактичний діаметр свердловини. Глиниста кірка з’являється проти порід-колекторів в результаті фільтрації промивної рідини в пласт. Але в пласт в основному проникає фільтрат (різна основа бурового розчину), а глина осідає на стінках свердловини. Товщина глинистої кірки залежить в основному від колекторських властивостей Г/П та фіз.-хім. Особливостей промивної рідини (зазвичай це 2-4 см).

3.. d_н = d_факт – майже однаковим, якщо породи міцні

Вимірювання діаметру свердловини (кавернометрія) проводять для виміру як геологічних, так і технічних завдань:

- Літологічне розчленування розрізу;

- Для інтерпретації методів мікрозондування, БКЗ, нейтронних;

- Виділення порід колекторів;

- Для розрахунку об’єму затрубного простору при визначенні кількості цементу для цементування обсадних труб;

- Для визначення найбільшої придатної ділянки для встановлення башмака проміжної колони і т.п.;

Прилад для вимірювання діаметру свердловини наз-ся каверноміром. Вони відрізняються системою важелів та способом перетворення розкриття важелів в електричні сигнали. Перед опусканням каверноміра в свердловину важелі складаються і закріпляються. При досяганні необхідної глибини за допомогою спеціального пристрою вивільнюється і розкриваються.

Запис проводиться при підйомі пристрою з однаковою швидкістю. Результатами у вигляді каротажної діаграми (каверно грами) масштаб 1:500. Входить в комплекс обов’язкових методів ГДС.

Каверноміром вимірють середній діаметр свердловини, а для вимірювання діаметра ствола свердловини в двох взаємно перпендикулярних поправленнях використовують профілометр, який складається з 12 вимірюваних важелів.

Трубний профілемер призначений для вимірювання внутрішнього діаметру і профілю обсадних труб, що дозволяє виділити інтервали на внутрішній поверхні колони, які порушені корозією.

Інклінометрія (вимірювання кутів викривлення свердловини)

В процесі буріння виникає відхилення свердловини від заданого напрямку, що пояснюється як геологічними, так і технічними причинами.

Фактичне відхилення осі свердловини від вертикалі будь якому напрямку називається викривленням свердловини. Положення свердловини в просторі визначається її глибиною і двома кутовими параметрами - зенітним і азимутним кутами.

Зенітний кут (або кут викривлення δ) (рис.15.2,а) - це кут між віссю свердловини і вертикаллю.

Азимутний кут (або дирекційний кут β) (рис.15.2,б) - це кут між напрямом на північ (по ходу годинникової стрілки) і горизонтальною проекцією свердловини.

Рис. 15.2. Проекція ділянки стовбура свердловини на вертикальну (а) та горизонтальну (б) площини.

Викривлення свердловини проводять за точками, які вимірюються через 50,25,20 м в вертикальних свердловинах і 5м в похило-спрямованих. Абсолютна погрішність по азимутному куту складає 4-5°, а по зенітному 0,5°.

Дані інклінометрії представляють у вигляді таблиць, необхідні дані розраховують за формулами, враховуючи магнітне відхилення (Сх. – зі знаком плюс, Зх. – зі знаком мінус) Потім будуються інклінограми – проекція осі свердловини на горизонтальну площину. Інклінограму свердловини одержують шляхом послідовної побудови горизонтальних проекцій окремих ділянок свердловини починаючи з найменшої глибини.

№5

Відхилення свердловини обов’язково враховують при побудові геологічних розрізів, визначення дійсних глибин залягання пластів. Основне завдання інклінометрії – контроль за викривленням свердловини. Інклінометрія відноситься до обов’язкових методів і звичайно проводиться в усіх категоріях свердловин.

Визначивши послідовно по формулі горизонтальні проекції окремих інтервалів, відклавши їх значення в масштабі за напрямками дирекційних кутів і з’єднавши початкову точку першого інтервалу з кінцевою точкою останнього інтервалу, одержимо загальну горизонтальну проекцію свердловини або загальне зміщення осі свердловини від вертикалі на досліджуваній ділянці. Величина зміщення і його напрямок позначаються на плані. Інклінограма будується в масштабі 1:200.

Приклад побудови інклінограми

Методи контролю за технічним станом свердловини

В процесі буріння свердловини необхідно не тільки вивчати геологічний розріз свердловини, а й постійно вести контроль за технічним станом свердловини: вимірювати фактичний діаметр свердловини (кавернометрія), відхилення свердловини від заданого напрямку (інклінометрія) визначити якість цементування обсадної колони.

Після закінчення буріння свердловину опускають обсадні колони, а затрубний простір між стінкою свердловини та зовнішньою поверхнею колони заливають цементом. Цементування здійснюється для запобігання перетопів різних флюїдів із одного пласта в інший.

Контроль за якістю цементування колони обсадних труб здійснюється за даними термометрії, радіоактивними та акустичними методами.

Визначення місця знаходження цементу в затрубному просторі за даними термічних досліджень базується на фінансуванні тепла, яке виділяється при затвердінні цементу в процесі екзотермічної реакції. Максимальні температури спостерігаються в інтервалі 6-16 год. після закінчення заливання цементу. Як, правило, піщаним породам відповідають понижені температурні аномалії, глинистим підвищені.

Метод дозволяє встановити верхню границю цементного кільця. Зацементований інтервал на термограмі відмічається підвищеними значеннями температури на фоні загального поступового зростання її з глибиною.

Контроль затрубного цементування проводиться і АК ті вказується на вимірюванні амплітуди заломленої поздовжньої хвилі, яка розповсюджується в обсадній колоні.

На основі теоретичних та експериментальних досліджень було встановлено:

- При відсутності щеплення цементу з обсадною колоною амплітуда трубної хвилі буде максимальною, амплітуда повздовжньої хвилі в породі-мінімальною;

- Надійний контакт цементу з обсадною колоною характеризується відсутністю трубної хвилі, при цьому величина амплітуди на діорамі мінімальна.

Для таких вимірів розроблена апаратура, яка називається Акустичний цементомір АКЦ.

Перфорація свердловин

Після закінчення буріння в свердловину опускають обсадну колону, а затрубний простір цементують. Отже нафтогазоносні пласти опиняються перекритими обсадними трубами і цементним кільцем. Перед випробуванням пласта або для його експлуатації в колоні і цементному кільці проти нафтогазоносного пласта необхідно зробити ряд каналів(отворів), які і забезпечують зв'язок між пластом і свердловиною. По цим каналам нафта або газ поступають в свердловину. Як правило канали отвори в колоні і цементному кільці створюють за допомогою стріляючих апаратів – перфораторів. А процес утворення отворів в обсадній колоні, цементу Г.П. називають – перфорацією свердловини.

Перфорація вирішує такі завдання:

1. Розкриття пластів-колекторів з метою їх притока;

2. Закачування води і газу в нагнітальні свердловини;

3. Повторне розкриття пласта

4. Простріл труб для заливки цементного розчину або для відновлення циркуляції в прихваченій бурильній колони для її відновлення.

Для перфорації свердловини використовують:

- Кумулятивні(або без кульові)

- Кульові

- Торпедні

- Гідропіскоструменеві

Важливо правильно вибрати щільність отворів на 1 м. пласта.

Від цього залежить продуктивність свердловини. Щільні залежить від властивостей порід колекторів:

- Для гарно проникних пластів пісковиків достатньо 4-6 отворів на 1 м

- Для неоднорідних колекторів до 20 отворів на 1 м

- Колектори із задовільними властивостями до 30-40 отворів на 1 м

Велике значення мають і верхня та нижня межа перфорації.

Радіометрія свердловин

Радіометрєію свердловини називають ГДС, які базуються на вимірюванні як природних вимірювань, так і вторинних випромінювань, пов’язаних з опроміненням Г.П. за допомогою спеціальних джерел, розміщених у свердловинному приладі. Опромінюють Г/П гама квантами або нейтронами.

Радіоактивність – здатність деяких хімічних елементів спонтанно перетворюватися у ядра інших хімічних елементів з виділенням енергії у вигляді випромінювання l,b - частинок та γ – квантів. Таке явище було відкрито в кінці ХІХ ст. Анрі Беккерелем і вивчене Марією та П’єром Кюрі.

Проникна здатність l променів складає у повітрі 10 см і повністю затримується шаром твердої речовини завтовшки 0,1 мм (тонкий шар паперу); b частинок проникна здатність складає 10-25 см у повітрі та затримується картоном; γ – промені є потоками електромагнітних хвиль, які поширюються у вакуумі с постійною швидкістю.

γ – промені мають високу проникну здатність, яка досягає в повітрі сотень метрів, а в Г/П кількох десятків сантиметрів.

Тому прилади для вивчення радіоактивних властивостей Г/П засновані на вивчені γ – променів.

Методи радіометрії

Методи радіометрії свердловин поділяють на 2 основні групи:

1. Методи реєстрації природних випромінювань Г/П (пасивні методи)

2. Методи реєстрації вторинних випромінювань (активні методи)

До першої групи відноситься гама каротаж(ГК).

До другої групи відносяться такі методи як:

- Гама-гама каротаж

- Нейтронний гама каротаж

- Нейтрон-нейтронний каротаж

- Імпульсивні нейтронні методи

Гама каротаж (ГК)

Ґрунтується на вивченні інтенсивності природного γ – випромінювання, що виникає під час розпаду радіоактивних елементів розсіяних у Г/П (тобто природну радіоактивність Г/П).

Зону ГК складається з індикатора випромінювання радіус дослідження 30 см.

В свердловину опускається зонд ГК, який складається з індикатора g - випромінювання. Радіус дослідження складає ≈30см.

Індикатор g - випромінювання

Точка

запису

Найвищим рівнем радіоактивності серед осадових порід володіють глинисті породи (глини, аргіліти, глинисті сланці) та калійні солі. Найменшу радіоактивність мають щільні, міцні породи: вапняки, кам’яна сіль/

Пісковики міцні мають невеликі значення природної радіоактивності, але якщо вони збагачені монацитом або глауконітом то значення будуть max. Пористі пісковики мають середні значення, але якщо насичені водою, де розчинені радіоактивні елементи, значення будуть max.

Форма кривих інтенсивності g - випромінювання симетрична, інтенсивність залежить від вмісту радіоактивних лементів, товщини пласта, діаметра свердловини. Межі пласта встановлюють на рівні g - max

Нейтронні методи

При нейтронному каротажі вивчаються характеристики нейтронного і

γ – випромінювання, що виникають при опроміненні Г/П джерелом нейтронів.

Опромінення породи швидкими нейтронами (це нейтрони, які мають швидкість більш ніж 10⁹ см/с) супроводжується розсіюванням і захопленням нейтронів ядрами атомів.

Втрачаючи енергію, зменшується швидкість розповсюдженням і захопленням нейтронів ядрами атомів.

Втрачаючи енергію, зменшується швидкість розповсюдження нейтронів, швидкі нейтрони перетворюються в теплові. Велику сповільнюючу дію на нейтрони мають ядра легких елементів(в першу чергу водень, а як відома вода, нафта, газ містить велику кількість водню).

Отже, якщо Г/П містить велику кількість водню, то швидкі нейтрони перетворюються в теплові після невеликого шляху пробігу 30 см, тобто близу джерела. І навпаки, якщо порода міцна, не пориста, тобто з малим вмістом водню, то відстань перетворення швидких нейтронів в теплові буде більшою (від 40см).

Крім водню великий вплив на поглинання водню мають елементи з великим січенням захоплення: сірка, кальцій і особливо хлор, який присутній у вигляді розчинів хлористого натрію в пластових водах

РИС 6

Нейтронний гама каротаж (НГК)

При НГК виміряють інтенсивність вторинного гама випромінювання, яке виникає при опроміненні пород нейтронами.

Розмір зонда в НГК має велике значення; впливає на глибинність дослідження. Із збільшенням розміру зонда глибинність зростає, потім досягає деякого максимального значення і починає зменшуватися. На практиці використовують зонд 60 см.

Глибинність дослідження 20-40 см. Породи які мають великий вміст водню на каротажних діаграмах НГК виділяються мінімумами (гіпс, глина, пористі пісковики, вапняк тріщинуватий). Максимумами виділяються міцні вапняки та пісковики.

ГГК – гама-гама каротаж

Гама-гама каротаж базується на вимірюванні інтенсивності штучного гама випромінювання, розсіяного елементами гірської породи внаслідок їх опромінення потоком гама квантів.

Існує дві модифікації метода:

1. Гама-гама метод за щільністю(за густиною)

2. Гама-гама метод за м’якою компонентною або селективний.

Рис 7

Зонд ГГМ

Індикатор g - випромінювання

1 L

Джерело g - випромінювання

1 – стальний екран

2 – свинцевий екран

L- довжина зонда

Розмір зонда 20-40 см. Радіус дослідження 10-15 см.

Завдання радіометрії свердловини

Перевага радіометрії, що всі методи каротажу (ГК, ГГК, НГК, ННК) можна проводити як в обсадній колоні, так і в не обсадній:

- Літологічне розчленування розрізу

- Виділення порід колекторів

- Вивчення колекторських властивостей порід

- Визначення пористості Г/П

- Визначення водонафтового та газоводяного контакту

- Виявлення таких елементів як хлор, бор, ртуть

- Спостереження за технічним станом свердловини

ГК, ГГК, НГК – відноситься зазвичай до обов’язкових методів.

Інтерпретація (латинське слово), що означає пояснення, тлумачення того чи іншого висловлення. В геофізиці – інтерпретація – тлумачення інформації отриманої при геофізичних дослідженнях свердловин з точки зору геології (виділення порід колекторів, їх фізико-хімічна характеристика і т. Результати комплексної інтерпретації ГДС являються основним джерелом інформації про розріз нафтових і газових свердловин. Результати кількісної інтерпретації даних ГДС відіграють дуже велику роль у виділенні перспективних планів на площах, що до розвідуються і, особливо, на нових перспективних на нафту і газ, коли складаються проектні геолого-геофізичні розрізи свердловин, а також для розрахунку запасів нафти і газу.

Інтерпретація розрізу свердловини за даними ГДС.

Глини. На кривій КС глини вирізняються низькими опорами, значення яких змінюється в межах 1-10 Ом-м На кривій ПС глинисті породи характеризуються відсутністю аномалій величини ПС. На кривій ГК пласти глин відмічаються підвищеними значеннями вторинного гамма-випромінювання.На кавернограмі навпроти глин відмічають збільшення діаметра свердловини. Піски і пісковики. На кривій КС породи, насичені нафтою, газом і прісною водою, характеризуються підвищеним опором, а насичені мінералізованою водою – низьким опором.На кривій ПС піщані породи відрізняються зміною величини ПС у бік зменшення або збільшення, залежно від відношення ступеня мінералізації водної основи глинистого розчину і пластових вод.На діаграмі гамма-каротажу піски більше всього відмічаються малими значеннями природної гамма-активності.На діаграмі НГК піски і пісковики, які насичені нафтою чи слабо мінералізованою водою, порівняно з міцними породами відрізняються пониженою інтенсивністю вторинного гамма-випромінювання.На діаграмі кавернометрії піски і пісковики відмічаються більше всього зменшенням діаметра свердловини.Сильно зцементовані пісковики. На кривих КС навпроти сильно зцементованих пісковиків можуть спостерігатися різні значення опорів – від десятків до сотень тисяч Ом на метр, залежно від ступеня цементування.На кривій ПС сильно зцементовані пісковики відзначаються дуже слабкою від’ємною або додатною за знаком аномалією.На кривій ГК вказані пісковики, подібно до пісків, відмічаються пониженими значеннями природної радіоактивності.На діаграмі НГК ущільнені пісковики характеризуються достатньо чітко підвищеними величинами вторинного гамма-випромінювання. Зростання пористості й насиченості нафтою чи слабо мінералізованою водою знижує інтенсивність вторинного гамма-випромінювання.На кавернограмі проти пластів сильно зцементованих пісковиків спостерігається слабке збільшення діаметра свердловини порівняно з його нормальною величиною

Виділення вапнякових порідНа кривій КС карбонатні породи характерезуються високими опорами.Чистим різновидам вапняків відповідають інтервали з відсутністю будь-яких аномалій ПС.На кривій ГК карбонатні породи відзначаються низькими значеннями природного гамма-випромінювання.На кривій НГК найбільша інтенсивність вторинного гамма-випромінювання спостерігається в інтервалі щільних і міцних вепнякових порід.Проти глинистих порід, насичених нафтою чи слабомінералізованою водою, інтенсивність вторинного гамма-випромінювання. як правило знижується.Виділення хемогенних (галогенних) відкладівДо хемогенних порід належать гіпс, ангідрит, сіль та ін.Електричний опір хемогенних відкладів великий (десятки тисяч Ом на метр).На кривій ПС ці породи реєструються малопомітними додатними за знаком аномаліями.На діаграмі ГК породи хемогенного походження характеризуються мінімальними показниками, за винятком калієвої солі, в інтервалі якої спостерігається значення збільшення інтенсивності природного гамма-випромінювання.На кривій НГК спостерігається різке зростання інтенсивності вторинного гамма-випромінювання напроти ангідриту.

Дата добавления: 2015-08-28