Контроль за фондом скважин при разработке месторождения. Фонд скважин каждого действующего объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на I, II стадиях разработки, а иногда и на III стадии оно постепенно возрастает, на IV стадии — уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает.
Скважины могут переходить из одной группы в другую, например, после обводнения добывающей скважины ее переводят в нагнетательные.
В процессе разработки залежей (месторождений) нефти и газа изменяется состояние скважин, в частности, в основном они должны находиться в работе, но могут быть в ремонте или простаивать по различным причинам.
Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала и года по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин» раздельно для фондов нефтяных и газовых скважин. В фонде скважин выделяется эксплуатационный фонд и другие группы скважины (рис. 12.1).
Методы ГИС для контроля за разработкой месторождений
Эксплуатационный фонд — основная часть фонда, включающая скважины для добычи из них продукции:
- — действующие добывающие, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода;
- — бездействующие добывающие, ранее эксплуатировавшиеся на нефть (газ), но не давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода;
- — находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации, т.е. выбывшие из действующих скважин, на которых на конец месяца проводились работы по ремонту;
находящиеся в ожидании капитального ремонта, т.е.которые простаивали в течение календарного месяца;
— осваиваемые или оэ/сидающие освоения после бурения, принятые после бурения для последующей их эксплуатации на нефть (газ), а также скважины, переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и др., если они ранее никогда продукции не давали и др.
Рисунок 12.1. Форма отчета по фонду скважин
В другие группы скважин входят скважины, не предназначенные и не используемые для эксплуатации на нефть или газ и включают скважины:
- — нагнетательные;
- — находящиеся в консервации, которые в какой либо период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение консервации на определенный срок;
- — находящиеся в ожидании ликвидации, на которых проводят работы по ликвидации, или скважины, документы на ликвидацию которых направлены в соответствующие органы;
- — ликвидированные, ликвидация которых оформлена в соответствующем порядке и ликвидационные работы, на которых уже выполнены, делятся на ликвидированные после эксплуатации и после бурения и др.
Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукцииу газовым фактором. Контроль за энергетическим состоянием залежи.
Технология и способы цементирования скважин. Расчет цементирования. Пособие для помбура.
При разработке месторождений нефти и газа обязателен высокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагнетательных скважин.
Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа «Агат-1», а при использовании индивидуальной замерной установки — турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа. В последнее время появляются новые более совершенные замерные устройства отечественных и иностранных производителей.
Промысловый газовый фактор (в мЗ/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.
Приемистость водонагнетательиой скважины (в м 3 /сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.
Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых диф- манометрами, — поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто используют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагменного измерителя (ДИКТ).
При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным образом, применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.
Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпретации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.
Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).
Контроль за энергетическим состоянием залежи. Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рпл. С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т. д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.
Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Для оценки динамики изменения пластового и забойного давлений в зонах отбора и закачки, необходимо произвести надежные замеры начальных пластовых давлений в скважинах перед пуском их в регулярную эксплуатацию.
Для определения пластового давления необходимо производить замеры ежеквартально. Наряду с проведением гидродинамических исследований методами ПК, КВД, а также в зависимости от конструкции скважин, способа её эксплуатации, технического состояния установленного оборудования, контроль за энергетическим состоянием залежи (замер забойного и пластового давления) осуществляется:
- — по данным прямого измерения глубинными манометрами непосредственно на забое скважины. Прямые измерения забойного, пластового давления и температуры проводятся в скважинах фонтанного, механизированного фонда стандартными или малогабаритными глубинными манометрами;
- — по данным замеров динамического и статического уровня жидкости, устьевого давления и последующего их пересчета.
Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.
Приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки.
Приведенное давление Рт.пр. вычисляют по формуле:
где Рплз — замеренное в скважине пластовое давление; h — расстояние между точкой замера и условной плоскостью; р — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g — ускорение свободного падения.
Поправку pgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости.
Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар. Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины. Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие.
С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.
Контроль за перемещением ВНК и заводнением нефтяных пластов. Контроль за текущей нефтеотдачей. Контроль разработки продуктивных пластов предусматривает непрерывный на протяжении всей разработки сбор и обобщение данных о характере внедрения воды в пласты эксплуатационного объекта.
К задачам контроля заводнения относятся:
- — установление на определенную дату (обычно на начало каждого года) положения границ той части залежи, из которой нефть вытеснена водой, т.е. определение текущего положения ВНК, контуров нефтеносности и положения границ раздела между закачиваемой водой и нефтью;
- — определение скорости передвижения воды в пластах;
- — определение коэффициента нефтеизвлечения в заводненном объеме.
Эти задачи решаются на основе данных исследования скважин. В настоящее время нет универсального метода, позволяющего фиксировать положение текущих границ внедряющейся в залежь воды. Поэтому необходимо применять комплекс методов и обобщать полученные результаты. Для каждой залежи, исходя из геологических предпосылок, необходимо применять свою систему контроля.
Наиболее эффективными методами контроля за перемещение ВНК и заводнением нефтяных пластов являются:
Основными промыслово-геофизическими методами определения заводнения пластов служат нейтронные методы, широко применяются методы НГМ и ННМ. Они дают возможность отличать интервалы пластов, насыщенных нефтью или пресной водой, от интервалов, насыщенных пластовой минерализованной водой.
Появление воды, вытесняющей нефть, вытесняющей нефть в ранее безводных скважинах может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована верхняя часть нефтенасыщенной толщины пласта, то начало её обводнения связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда ВНК достигает нижних перфорированных отверстий.
Для определения текущего положения ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность определения ВНК очень низка. Поэтому показатели обводненности пригодны только для качественных заключений. Если обводненность низкая, то считают, что текущий ВНК расположен в нижней части интервала перфорации, если обводненность высокая, то ВНК находится ближе к верхним перфорационным отверстиям.
Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах внутреннего контура нефтеносности, указывает на перемещение этого контура в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохождения текущего контура через определенные скважины, можно фиксировать его положение на различные даты и определять скорость движения на различных участках залежи.
На основе полученных данных строятся карты заводнения пласта на определенную дату (например, на начало года).
Контроль за разработкой отдельных эксплуатационных объектов и залежей со сложным геологическим строением. Рассмотренные выше виды исследований в эксплуатационных или нагнетательных скважинах не всегда достаточны для обеспечения полноценного контроля за разработкой месторождений нефти. И прежде всего, рассмотренный комплекс исследовательских работ не обеспечивает контроль за разработкой группы пластов, объединенных в один объект разработки с целью эксплуатации их единой системой скважин. Определенные этими методами дебиты и соответствующие им забойные, пластовые давления и другие параметры работы скважин при эксплуатации нескольких пластов, объединенных в один объект разработки, характеризуют объект в целом.
Однако каждый пласт в зависимости от коллекторских свойств, состава нефти и других особенностей проявляет себя в эксплуатации самостоятельно (разные темпы падения пластового давления, добыча). Не учёт индивидуальных особенностей пластов в отдельности может приводить к их неравномерной выработке. Так, пласты с лучшими коллекторскими свойствами и высокой продуктивностью лучше отдают нефть (вырабатываются быстрее), по этим пластам в первую очередь происходит обводнение эксплуатационных скважин, в отличие от пластов с низкими коллекторскими свойствами, содержащими значительные остаточные запасы нефти.
Неравномерная выработка запасов нефти может наблюдаться и в одном мощном неоднородном пласте, в котором нефть в первую очередь поступает в скважину из части пласта с лучшими коллекторскими свойствами и к прорыву закачиваемой воды к эксплуатационным скважинам. Вышеперечисленные явления имеют место и при разработке газовых месторождений.
Для контроля за разработкой месторождений сложного строения (особенно многопластовых) необходимо не только детальное изучение их геологического строения и своевременное проведение исследований обычными методами, но и применение более совершенных видов исследований, таких как:
1. Метод радиоактивных изотопов: применяется для выявления пластов, принимающих воду в нагнетательных скважинах. Состоит в том, что в нагнетаемую воду добавляют радиоактивное вещество, часть которого адсорбируется на породе принимающих ее пластов.
В результате на диаграммах гамма-каротажа (ГК), снятых после закачки изотопов, эти пласты выделяются резкими радиоактивными аномалиями. Сравнивая диаграммы ГК до и после закачки изотопов, можно с большой степенью надежности выделить работающие и неработающие пласты (рис. 12.2).
Рисунок 12.2. Результаты исследования нагнетательной скважины радиоактивными изотопами
Пласты: 1 — работающие; 2 — неработающие; 3 — интервал перфорации
Принимающие воду пласты также выделять путем закачки вместе с водой веществ, обладающих аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов и фиксируемых в пластах методом импульсного нейтронного каротажа (ИНК).
Недостаток метода: обеспечивает только качественную картину приемистости пластов, отсутствие количественного выражения, поэтому метод применяется ограниченно.
2. Метод механической потокометрии: применяется в нагнетательных и добывающих скважинах весьма широко с целью изучения пластов, для этого используются механические регистрирующие приборы — глубинные расходомеры и дебитомеры, спускаемые в скважину, перемещаемые вдоль перфорированного интервала ификсирующие скорость потока по стволу скважины. Основной узел прибора — датчик турбинного типа (вертушка), реже поплавкового, дискового или других типов. Частота вращения вертушки пропорциональна расходу жидкости, проходящей через сечение скважины в точке установки прибора. Перемещая прибор по стволу скважины и замеряя скорость вращения вертушки, устанавливают количество жидкости, перемещающейся на разных глубинах.
Такой вид исследования позволяет определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения). Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.
Данные замеров представляются в виде интегральных кривых, показывающих изменение по глубине ствола скважины суммарного дебита (расхода), или в виде дифференциальных профилей притока (расхода), показывающих дебиты (приемистость) каждого пласта.
Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.
На рис. 12.3 показан профиль притока по добывающей скважине, в которой перфорировано три пласта, а дебитомер фиксирует приток жидкости только из двух верхних пластов. На рисунке 12.4 приведен профиль приемистости нагнетательной скважины, в которой перфорировано три пласта. Из них воду принимает только нижний, наиболее мощный высокопроницаемый пласт.
3. Метод термокондуктивной потокометрии: основан на зависимости температуры специального датчика глубинного прибора от скорости проходящего потока жидкости. Термо датчиком служит резистор, нагреваемый током до температуры выше окружающей среды. Результаты измерений в скважинах, проводимых термокондуктивными дебитомерами-расходомерами, также представляются обычно в виде кривых, характеризующих профиль притока (расхода) в продуктивном интервале.
Рисунок 12.3. Профиль притока в добывающей скважине по данным исследования глубинным дебитомером Пласты: 1 — неработающие; 2 — работающие; 3 — интервал перфорации
Рисунок 12.4. Профиль приемистости нагнетательной скважины по данным исследования глубинным расходомером Пласты: 1 — неработающие; 2 —работающие; 3 — интервал перфорации
Этот метод в отличие от метода механической потокометрии менее точен и может быть использован для качественной оценки, т.е. для выделения работающих и неработающих пластов.
4. Термометрический метод: основан на снятии температурных кривых в продуктивной части разреза для выделения работающих и неработающих пластов. Более эффективен в нагнетательных скважинах.
Предполагает, ч то в стволе нагнетательной скважины устанавливается наведенный тепловой режим, отличающийся от природного, и температурная кривая приобретает вид почти вертикальной линии с характерным изломом против подошвы нижнего поглощающего пласта. После прекращения закачки напротив не принимающих воду интервалов разреза происходит быстрое восстановление температуры, а напротив поглощающих интервалов температура длительное время остается сниженной. На температурной кривой, снятой при остановке скважины, поглощающие пласты четко фиксируются отрицательными аномалиями температуры.
На рис Л 2.5 приведена термограмма нагнетательной скважины, снятая через некоторое время после прекращения закачки, где видно, что из трех перфорированных пластов в скважине воду принимает только один — средний. Выделение работающих пластов по термограммам в добывающих скважинах, полученным при их работе, менее надежно, так как распределение температуры по ее стволу определяется рядом факторов: дроссельным эффектом, калориметрическим смешиванием жидкости, поступающей в скважину из пластов с разной температурой, теплообменов восходящего потока с окружающими ствол скважины горными породами.
Дроссельный эффект — изменение температуры в разрезе скважины напротив работающего пласта при отсутствии подвода или отвода от него тепла, используется в промысловой практике для установления зон притока нефти, воды и газа. При поступлении нефти и воды наблюдается разогрев работающего интервала, а при поступлении газа — охлаждение.
Дроссельный эффект также наблюдается при наличии в скважине затрубной циркуляции и прорыве газа или жидкости в ствол скважины через отверстия.
Термограмма действующей скважины с одним работающим пластом имеет простой вид: напротив подошвы работающего пласта за счет проявления дроссельного эффекта наблюдается сдвиг температурной кривой Т на величину At по сравнению с естественной геотермой (То) (рис. 12.6). Кровля работающего пласта на термограмме не выделяется.
Рисунок 12.5. Термограмма нагнетательной скважины Пласты: 1 -работающие; 2 — неработающие; 3 — интервал перфорации
В добывающей скважине с несколькими работающими пластами поступление жидкости из верхних пластов отмечается скачкообразным изменением угла наклона термограммы к оси глубин, связанным с калориметрическим смешиванием двух потоков — восходящего и притекающего из пластов (рис. 12.7).
5. Метод фотоколориметрии нефти: основан на определении коэффициента светопоглощения нефти (Ксп), зависящего от содержания в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). Этот коэффициент определяют путем исследования пробы нефти, отобранной на устье скважины с помощью фотоколориметра.
Величина Ксп изменяется в широких пределах по площади и толщине, увеличиваясь от свода к периферии залежи и от кровли к подошве пласта: из скважин добывается «меченая» нефть, обладающая определенными свойствами в каждой точке пласта.
Рисунок 12.6. Проявление дроссельного эффекта на термограмме действующей добывающей скважины с одним работающим пластом 1 — интервал перфорации; То — геотерма; Т — термограмма
Рисунок 12.7. Термограмма действующей добывающей скважины с дроссельным эффектом напротив нижнего пласта и эффектом калориметрического смешивания жидкости напротив двух верхних пластов То — геотерма; Т — термограмма
Путем периодического построения карт значений Ксп нефти в изолиниях и их сопоставления можно судить о направлении линии тока жидкости в пласте и скорости ее движения. Учитывая резкое различие Ксп нефтей разных пластов, по величине Ксп можно судить, какие пласты работают на дату замера.
6. Метод, основанный на использовании нейтронного каротажа, с помощью которого также выделяют работающие и неработающие пласты. Принцип метода — в ПЗП остается фильтрат промывочной жидкости, попавшей при бурении или ремонте скважин, эта зона на диаграммах НГМ — ННМт выделяется как водоносная. Если скважина дает безводную нефть, значит, эти пласты не участвуют в работе скважины.
На рис. 12.8 приведен пример выделения работающих и неработающих пластов в безводной эксплуатационной скважине нейтронными методами (комплекс НГМ — ННМт), где верхние три прослоя выделяются как нефтеносные (работающие). Нижний, нефтеносный по данным электрометрии, перфорированный пласт, не работает, т.к. на диаграммах радиометрии он выделяется как водоносный. Поскольку скважина работает безводной нефтью, можно полагать, что пласт загрязнен фильтратом раствора, а это указывает, что приток из него не вызван.
Рисунок 12.8. Определение неработающих пластов в добывающей скважине по данным комплекса НГМ — ННМт Пласты: 1 — работающие; 2 — неработающие; 3 — интервал перфорации
7. Метод гидропрослушивания пласта: основан на установлении степени гидродинамической связи в пластах по скорости передачи изменения давления, которое достигается путем резкой остановки какой-либо высокопродуктивной скважины. После этого на другом участке пласта в ранее остановленной скважине фиксируется давление, время и степень реакции на остановку этой высокопродуктивной скважины. Этим методом устанавливается гидродинамическая связь между отдельными участками нефтяной залежи, а также между законтурной и нефтяной частями пласта, связь между двумя пластами. В последнем случае для этого используют импульс изменения давления, создаваемый в одном пласте и следят за изменением давления в скважинах, работающих с выше- или нижерасположенным пластом. Так удается установить наличие слияния двух продуктивных пластов по так называемым литологическим окнам, по которым возможны межпластовые перетоки и преждевременное обводнение продуктивных пластов.
Особенности геолого-промыслового контроля при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Комплекс параметров, контролирующихся в процессе разработки газовых или газоконденсатных месторождений определяется:
- 1. Стадией разработки залежи, в частности, на ранней стадии разработки, совпадающей с периодом опытно-промышленной эксплуатации контролируются и уточняются следующие параметры, необходимые для составления проекта разработки залежи:
- — начальные запасы газа, газоконденсата;
- — режим работы залежи;
- — геологическое строение продуктивного горизонта (неоднородность, коллекторские свойства и др.);
- — условия, определяющие оптимальные дебиты скважин.
На второй (основной) стадии, которая совпадает с периодом промышленной эксплуатации, контролируются и уточняются следующие параметры:
- — начальные запасы газа, газоконденсата;
- — величина текущей и конечной газо- и конденсатоотдачи;
- — геологическое строение продуктивного горизонта и водонапорного бассейна;
- — режим работы залежи;
— темп и характер внедрения в залежь пластовых вод.
Совмещая положения текущих контуров газоносности с картой изопахит можно оперативно подсчитать обводненный объем залежи и оценить остаточную газонасыщенность за пределами фронта внедряющихся вод.
На третьей (поздней) стадии разработки, когда уже выявлены особенности геологического строения, режимы работы залежи и характер внедрения пластовых вод контролируются снижение темпов отбора газа, положение и размеры локализованных газонасыщенных зон. Такой контроль необходим для выяснения целесообразности бурения скважин.
Таким образом, если рассматривать процесс разработки газового или газоконденсатного месторождения в целом, то можно отметить, что геолого-промысловый контроль позволяет решать следующие основные задачи:
- — установление режима работы залежи;
- — оценка текущего коэффициента извлечения газа и прогноз извлекаемых запасов;
- — изучение характера и интенсивности продвижения пластовых вод;
- — изучение характера выработанности продуктивного пласта и выявление участков залежи, не охваченных разработкой.
- 2. Сложностью геологического строения продуктивного горизонта.
- 3. Режимом работы залежи: для установления режимов работы газовых и газоконденсатных залежей строят графики разработки, при этом при газовом режиме по графику разработки можно определить извлекаемые запасы газа.
- 4. Особенностями водонапорной системы.
Вывод по лекции
В процессе выработки запасов нефти и газа условия в залежах и скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах, пласте или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий.
Источник: bstudy.net
Контроль бурения скважин
В настоящее время на рынке предлагаются различные системы контроля над величиной и динамикой основных технологических параметров при бурении, капитальном и промежуточном ремонтах скважин. Некоторые из них применяются для бурения сложных скважин, для получения данных о геофизических свойствах пластов. Такие системы относительно дороги и требуют при эксплуатации постоянного присутствия квалифицированного обслуживающего персонала. Чаще при бурении и ремонте скважин достаточно определенного количества параметров, которые необходимо контролировать для обеспечения технологичности и безопасности проводимых работ. Какие приборы, измеряющие эти параметры, предлагают отечественные разработчики?
В настоящее время на рынке предлагаются различные системы контроля над величиной и динамикой основных технологических параметров при бурении, капитальном и промежуточном ремонтах скважин. Некоторые из них применяются для бурения сложных скважин, для получения данных о геофизических свойствах пластов. Такие системы относительно дороги и требуют при эксплуатации постоянного присутствия квалифицированного обслуживающего персонала. Чаще при бурении и ремонте скважин достаточно определенного количества параметров, которые необходимо контролировать для обеспечения технологичности и безопасности проводимых работ. Какие приборы, измеряющие эти параметры, предлагают отечественные разработчики?
Задачи контроля параметров скважины при бурении и ремонте, необходимого для обеспечения технологичности и безопасности проводимых работ, решают сравнительно недорогие контрольно-измерительные комплексы, устанавливаемые, как на стационарные буровые станки, так и на самоходные подъёмные установки. Электронно-измерительные комплексы такого типа не требуют постоянного присутствия квалифицированного персонала. К ним относится разработанный и производимый научно-производственным предприятием Петролайн-А контрольно-измерительный комплекс ДЭЛ-140 (далее ДЭЛ-140), предназначенный для измерения и визуального отображения основных технологических параметров при бурении и ремонте скважин. С 2000 года ДЭЛ-140 модернизировался и дорабатывался в соответствии с пожеланиями и рекомендациями заказчиков. В настоящее время различные версии ДЭЛ-140 эксплуатируются во всех нефтедобывающих регионах России, в Казахстане, Узбекистане и Белоруссии, показывая высокую надежность и удобство при эксплуатации.
У ДЭЛ-140 есть ряд преимуществ перед аналогичными контрольно-измерительными комплексами.
Одно из них — это датчик нагрузки на канате с новой конструктивной схемой — ДН130.
В основном в системах измерения веса на крюке грузоподъёмного механизма используются датчики, устанавливаемые посредством винтовых соединений на неподвижный конец каната талевой системы, прогибая его. Нагруженный канат распрямляется, воздействуя на датчик в трех жесткофиксированных точках — т. н. трехточечная схема.
Пропорционально нагрузке на канате изменяется прогиб датчика, что приводит к изменению сигнала с тензопреобразователей. Но в силу того, что в измерении задействована система канат-датчик, при каждом изменении положения датчика на том же канате (переустановке) положение точек взаимодействия между канатом и датчиком изменяется по причине неравномерности диаметра каната в различных местах витых прядей.
Это приводит к увеличению погрешности измерения относительно определенной при калибровке. Дополнительное увеличение погрешности вносит крепление датчика посредством скоб на винтовых соединениях. При переустановке датчика с винтовыми креплениями на канате невозможно повторить геометрию точек взаимодействия, при которой были занесены данные в память датчика при калибровке. Поэтому для датчиков с жесткой трехточечной схемой смещение датчика вдоль каната или поворот его относительно оси каната приводит к значительному увеличению погрешности, т. н. погрешность переустановки. Кроме этого, диаметр каната подъёмного механизма по причине износа также не совпадает с диаметром каната, на котором датчик калибровался,и это приводит к дополнительному увеличению погрешности измерения нагрузки.
В результате общая, от указанных выше причин, погрешность измерений веса на крюке буровой установки может значительно превышать заявленную при калибровке. При больших весовых нагрузках на крюке, с учетом коэффициента талевой системы (8-12), расхождения в показаниях приборов с реальной нагрузкой могут достигать десятков тНс, что, естественно, резко снижает безопасность работ и вносит неопределенность в технологию их проведения.
Для уменьшения погрешности при измерении нагрузок на крюке грузоподъёмного механизма в контрольно-измерительном комплексе ДЭЛ-140 разработан датчик нагрузки ДН130, который имеет другую конструктивную схему. Оригинальная конструкция ДН130 позволяет значительно повысить точность измерения весовой нагрузки на крюке грузоподъёмного механизма по сравнению с другими датчиками.
В ДН130 воздействие на среднюю опорную часть датчика распределено по дугообразному ложементу. Это позволяет сохранить соотношение сил при установке датчика на рабочий канат подъемника, близкое к тому, что было при калибровке.
В ДН130 отсутствуют винтовые соединения в элементах крепления, что исключает неопределенность при его установке, при этом полностью повторяется геометрия положения мест взаимодействия датчика с канатом, имевшее место при калибровке.
ДН130 допускает несовпадение до 1-2 мм диаметра калибровочного и рабочего канатов на подъёмной установке без заметного увеличения погрешности измерений.
Особенностью ДН130 является то, что при увеличении нагрузки на канате погрешность измерения составляет не более 1%, а при уменьшении нагрузки наблюдается небольшой гистерезис, проявляющийся в запаздывании уменьшения показаний. Это происходит по причине задержки соскальзывания волокон каната с поверхности ложемента при уменьшении нагрузки на канате. Погрешность при уменьшении нагрузки может достигать 2-2,5%. ДН-130 внесен в Государственный реестр средств измерений под № 32522-06 и защищен патентом №77426 от 19.03.08 г.
Благодаря применению датчика ДН130 в ДЭЛ-140 стало возможным измерение нагрузки на крюке до 500 тНс с точностью, обеспечивающей безопасность и технологичность работ.
Также ДН130 калибруется без привязки к контроллеру, так как является отдельным измерительным прибором, включающим в себя всю измерительную цепочку и выдающим результат измерений в цифровой форме по стандартному протоколу. Цифровой канал связи датчика с контроллером выбран не случайно.
При включении комплекса ДЭЛ-140, датчик инициализируется и сообщает контроллеру свой заводской номер, дату последней калибровки. И все полученные от датчика данные идентифицируются. При разрешении спорных, аварийных ситуаций эти данные в отчетах жестко привязаны к конкретному датчику. В случае, когда применяется аналоговый датчик (4-20 мА), утверждать, что именно этот датчик производил измерения. Соответственно достоверность графиков измерений можно оспорить.
Кроме этого, в ДЭЛ-140 применен оригинальный датчик крутящего момента и количества оборотов на роторе буровой установки — ДКМ-140. Датчик ДКМ-140 предназначен для буровых установок с карданным приводом на редуктор ротора. Устанавливается ДКМ-140 между фланцем редуктора ротора и фланцем приводного карданного вала с помощью болтового соединения.
Карданный вал при этом укорачивается на длину ДКМ-140. В датчике нет вращающихся частей. Он полностью автономен. Данные о величине крутящего момента и количестве оборотов передаются в контроллер по радиоканалу.
ДКМ-140 позволяет измерять передаваемый через карданный вал крутящий момент с погрешностью не более 1,5%. В контроллер ДЭЛ-140 вводится коэффициент передаточного числа редуктора. На отдельном выносном табло отображаются величины крутящего момента и оборотов ротора в минуту.
ДКМ-140 показал высокую надежность при эксплуатации, как на стационарных буровых станках, так и на мобильных установках КРС.
ДКМ-140, как и остальные приборы в составе контрольно-измерительного комплекса ДЭЛ-140, имеет взрывозащищенное исполнение и соответствующую маркировку.
Помимо ДКМ-140, комплекс ДЭЛ-140 может комплектоваться датчиком момента для установок с цепным приводом. Особенность данного датчика в том, что вместо опорного ролика в нем применена звездочка. Это значительно увеличивает ресурс работы, как самого датчика, так и приводной цепи ротора.
В комплектации ДЭЛ-140 предусмотрен также вариант надежной измерительной системы для контроля над величиной крутящего момента с датчиком под опорой вала цепного привода буровых установок.
Контрольно-измерительный комплекс ДЭЛ-140 последней версии позволяет измерять, отображать и регистрировать до 13-ти технологических параметров при бурении и ремонте скважин:
— нагрузку на крюке подъёмной установки;
— нагрузку на буровой инструмент;
— крутящий момент на роторе;
— обороты стола ротора;
— крутящий момент при свинчивании труб;
— давление ПЖ на входе (манифольде);
— скорость талевого блока;
— положение талевого блока над столом;
— уровень ПЖ в емкостях;
— индикацию выхода ПЖ;
— обороты вала бурового насоса (расход ПЖ на входе);
— концентрацию опасных газов в рабочей зоне.
По основным контролируемым параметрам вводятся предельные значения, при превышении которых подается звуковой сигнал и команда на блокировку тормоза лебёдки.
Все данные о величине и динамике контролируемых параметров регистрируются в съёмном модуле памяти контроллера, затем с заданной периодичностью или в режиме «on-line» передаются по каналу GPRS (GSM) на компьютер диспетчера, где обрабатываются специальной программой верхнего уровня . Эта программа создает базу данных по всем контролируемым параметрам, формирует отчеты и графики о проделанной работе на скважине и в бригаде.
Параллельно данные с ДЭЛ-140 по радиоканалу могут передаваться на ПК на рабочем месте мастера, где программа верхнего уровня, помимо перечисленных функций, позволяет осуществлять визуальный контроль над величиной контролируемых параметров на дисплее ПК в режиме on-line.
Для эксплуатации в районах, где нет GSM связи, в ДЭЛ-140 предусмотрен съёмный модуль памяти объёмом до 1ГБ, в котором данные накапливаются и затем переносятся через специальный интерфейс в ПК диспетчера.
В контроллере ДЭЛ-140 предусмотрена резервная память — «черный ящик». В неё, кроме основной памяти и передачи данных по радиоканалу, записываются и сохраняются данные по контролируемым параметрам за последние несколько дней. Данные из резервной памяти можно использовать при утере основного съёмного модуля памяти, разборе аварийных ситуаций и т.п.
Перечисленные факторы позволяют считать контрольно-измерительный комплекс ДЭЛ-140 высокотехнологичной, надежной и удобной в эксплуатации системой контроля над величиной и динамикой технологических параметров при проведении буровых и ремонтных работ, отвечающей всем современным требованиям.
Источник: neftegaz.ru
Понятия и методы контроля технического состояния ствола скважины. Термометрия, ее сущность и области применения. Инклинометрия
1. МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Югорский
государственный университет» (ЮГУ)
НИЖНЕВАРТОВСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ
(филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения
высшего образования «Югорский государственный университет»
(ННТ (филиал) ФГБОУ ВО «ЮГУ»)
МДК 02.01 Технология бурения, испытания и эксплуатации скважин при поисковоразведочных работах на нефть и газ
Тема: Понятия и методы контроля технического состояния ствола скважины.
Термометрия, ее сущность и области применения. Инклинометрия. Зенитный угол и
азимут искривления. Гидроскопические, магнитные инклинометры. Область
применения.
Подготовил: Габдрафиков А.И.
Группа: 3ГРМ71
Проверил: Гатауллин И.Н.
Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от
других пластов. Если эти условия не выполняются, то есть
герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор
нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после
окончания бурения и цементирования колонны, а также на протяжении
всего времени разработки месторождения, методами ГИС периодически
производится проверка технического состояния скважины.
Изучение технического состояния осуществляется методами
радиометрии, термометрии, акустической цементометрии. Методами
контроля технического состояния скважин охвачен практически весь
спектр физических полей. Эти методы подразделяются на следующие: 1)
Методы определения геометрии ствола (инклинометрия,
профилеметрия); 2) Акустические методы изучения преломленных (АКЦ,
ВАК), либо отраженных (CAT) ультразвуковых волн; 3) Пассивная
акустика (шумометрия); 4) Электромагнитные методы (ЛМ, ЭМДС); 5)
Радиоактивные методы (гамма-гамма толщинометрия, гамма-гамма
цементометрия); 6) Другие методы.
При контроле за техническим состоянием скважины производятся
и решаются следующие задачи:
• определение качества цементирования и состояния цементного
камня во времени;
• установление местоположения муфтовых соединений
колонны, участков перфорации, толщины и внутреннего
диаметра;
• выявление дефектов в обсадных и насосно-компрессорных
трубах (отверстия, трещины, вмятины);
• определение мест притока или поглощения и интервалов
затрубной циркуляции жидкости;
• контроль за установкой глубинного оборудования;
• оценка толщины парафиновых отложений в межтрубном
пространстве.
4. Рис.1.Схема ствола скважины
5. Термометрия
Температура явилась первым физическим параметром, измеряемым в
скважинах. В 1931г. термометрия была включена в комплекс методов
промысловой геофизики и стала применяться с целью изучения
геологических разрезов и технического состояния скважин. Большим
достоинством термометрии является возможность её применения как в
необсаженных, так и в обсаженных скважинах.
При термическом (или геотермическом) каротаже вдоль ствола скважины
непрерывно регистрируется температура среды. Для термических
исследований чаще всего применяют электрические термометры (или
термометры сопротивлений) разных марок и регистрирующее устройство
каротажной станции.
На температуры в скважинах искажающее влияние могут оказывать
разные причины: изменение диаметра скважины, потоки воздуха или
буровой жидкости, нагрев породы после бурения и др. Эти факторы
необходимо учитывать или исключать при выявлении температурных
аномалий.
Термический каротаж подразделяется на методы естественных
(МЕТ) и искусственных (МИТ) тепловых полей. Кривая изменения
естественных температур пород в скважине и рассчитанный по
ней геотермический градиент каждого i-го пласта зависят от
теплового потока и теплопроводности слагающих пород. В случае
горизонтального залегания пород тепловой поток по стволу
скважины остается практически постоянным, и по графику
геотермического градиента легко выделить породы с разной
теплопроводностью.
В разведочных скважинах термометрия относится к
дополнительным методам и проводится при значительных
вариациях геотермического градиента по территории
месторождения, например, из-за блокового строения разреза.
7. Рис.2. Характеристика внутрипластового перетока на примере скважины
8. Инклинометрия
ИНКЛИНОМЕТРИЯ— определение
пространственного положения ствола буровой
скважины путём непрерывного измерения
инклинометрами. По данным замеров угла и
азимута скважины, а также глубины ствола в
точке замера строится план (инклинограмма) —
проекция оси скважины на горизонтальную
плоскость и профиль — вертикальная проекция
на плоскости магнитного меридиана,
геологического разреза по месторождению,
проходящего через исследуемую скважину.
Инклинометрия может быть определена как метод, используемый для
определения положения скважины. Инклинометрия позволяет Определить
текущее положение забоя скважины, Графически отобразить траекторию
скважины до текущего момента, Планировать направление скважины,
Обеспечивать ориентационную информацию для спуска других скважинных
инструментов. Наиболее важные измерения, производимые во время
инклинометрии, следующие:
— Зенитный угол: Угол, измеряемый в градусах, под которым ствол скважины
или ось исследовательского прибора отклоняется от линии истиной
вертикали. Зенитный угол 0 град представляет направление по истиной
вертикали, а зенитный угол 90 град — горизонтальное направление.
— -Азимутальное направление скважины Угол горизонтальной составляющей
траектории скважины или оси исследовательского прибора относительно
известного направления на север, принятого за начало отсчёта. Измерения
могут производиться относительно направления на истиный север, магнитный
север либо север координатной сетки, как общепринято, по часовой стрелке.
Азимутальное направление скважины измеряется в градусах и выражается
через азимут (от 0 до 360°) или в квадрантной форме (северо-восток, юговосток, северозапад, юго-запад).
10. Назначение инклинометрии Инклинометрия скважин преследует следующие цели: Определите точного местоположения забоя скважины
Осуществление контроля за траекторией скважины в процессе бурения, чтобы быть
уверенным в достижении конечной цели.
Правильная ориентация инструментов (таких как компоновки направленного бурения),
обеспечивающих изменение
направления бурения скважины в нужном направлении при выполнении коррекции.
Недопущение пересечения пробуриваемой скважины с уже существующими скважинами
Расчёт глубины по вертикали залегания различных формаций для точного построения
геологических карт
Предупреждение бурильщика, ведущего направленное бурения о потенциальных проблемах
при бурении скважины (резкое искривление ствола скважины)
Выполнение предписания контролирующих органов
11. Гидроскопические и магнитные инклинометры
Гироскопические датчики могут использоваться в случаях, когда буровое
оборудование оказывает магнитное влияние. Эти датчики используются
при замерах внутри обсадной колонны или НКТ. Гироскопические
датчики особенно хороши, когда рядом с исследуемой скважиной
расположены другие, то есть при кустовом бурении скважин.
Гироскопические датчики бывают трех ТИПОВ:
-Свободные гироскопы
-Прецессионные гироскопы
-Инерциальные навигационные системы
Теоретические аспекты использования магнитных зондов Приборы для
магнитных исследований позволяют выполнять замеры с высокой
точностью в необсаженных скважинах свободных от сильных магнитных
воздействий.
Самым первым инструментом для исследования скважин в
нефтяной промышленности была «бутылка с кислотой».
Первоначально этот метод использовался в горной
промышленности примерно с 1870 г. Стеклянный цилиндр,
наполненный фтористоводородной кислотой спускался в
бурильную колонну на проволоке до верхней части бурового
долота или до диафрагмы над долотом. Бутылка с кислотой
оставалась в этом положении примерно в течение 30 минут, чтобы
кислота прореагировала и оставила отметку на стенке цилиндра,
которая показывает горизонтальную плоскость. После подъема на
поверхность бутылка подвергалась осмотру, и замерялся угол
наклона. Для определения направления скважины необходимо
было дополнительное отделение с желатином и магнитной
стрелкой компаса. Компас был в свободном состоянии и его
ориентировка на север фиксировалась желатином. Метод был
неточным, неудобным и опасным.
К 1930-м годам недостатки метода использования бутылки с кислотой привели к
многочисленным попыткам разработать более совершенные приборы. В большинстве из
них использовался свинцовый шахтный отвес для определения угла и компас для
определения азимута скважины. Для регистрации информации о положении ствола
скважины в прибор включали фотокамеру. Съемка производилась на маленькую
фотопластинку, которая проявлялась и анализировалась на поверхности. Данный прибор
стал известен под названием «одноточечного». Компания Хьюуитт-Кустер разработала свой
«одноточечный» магнитный прибор в начале 30-х годов. Первоначально в нем
использовался метод магнитной ориентации (ММО), но он использовался также для
определения малого наклона скважин благодаря его точности при работе с малыми
отклонениями. Этот новый метод предоставил нефтяной промышленности прибор для
контроля азимута бурения скважин. Это значительно увеличило использование
направленного бурения и помогло разработать метод бурения прямолинейных скважин. С
появлением возможности бурить прямолинейные скважины было решено несколько
проблем:
Неточность определения расположения геологических формаций
Производственные трудности
Нарушение арендных соглашений
Выбросы
высокие производственные расходы
Источник: ppt-online.org
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от других пластов. Если эти условия не выполняются, то есть герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после окончания бурения и цементирования колонны, а также на протяжении всего времени разработки месторождения, методами ГИС периодически производится проверка технического состояния скважины.
Промыслово-геофизический контроль технического состояния скважин является актуальной задачей на протяжении всего срока их эксплуатации от строительства до ликвидации. В некоторых случаях ведется технический мониторинг и ликвидированных скважин. При помощи геофизических и других методов решаются проблемы предупреждения аварий при бурении, определения необходимого объема цемента и точности установки колонн и скважинного оборудования, мониторинга технического состояния скважины в процессе эксплуатации, выявления и локализации дефектов и оценки их влияния на работу скважины, проверки качества ремонтных работ и операций /4/.
При контроле за техническим состоянием скважины производятся и решаются следующие задачи:
· установление местоположения муфтовых соединений колонны, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра;
· выявление дефектов в обсадных и насосно-компрессорных трубах (отверстия, трещины, вмятины);
· определение мест притока или поглощения и интервалов затрубной циркуляции жидкости;
· контроль за установкой глубинного оборудования.
Определение герметичности колонны
Нарушения герметичности колонны выявляются с помощью исследований, проводимых прибором КСА-Т7.Данный прибор имеет следующие каналы: температуры, расходомера, влагомера, давления, гамма-каротажа и локатора муфт.
Основным параметром, который несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура — это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина — пласт является очень чувствительной системой, и на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.
Температурные исследования проводятся в большом объёме, как в необсаженных (бурящихся), так и в эксплуатационных скважинах различных категорий при контроле за разработкой нефтяных месторождений (добывающие, нагнетательные, контрольные). Все геофизические диаграммы записываются при движении прибора по стволу скважины снизу вверх.
Термометр является исключением — его диаграммы пишутся при спуске. Это необходимо для того, чтобы не перемешивать жидкость ствола скважины движением каротажного кабеля, не ухудшить температурную дифференциацию по вертикали. Повторный замер проводиться на подъёме с той же скоростью.
При затрудненном спуске прибора за счет посадок в сильно наклонных или загрязненных скважинах основным следует считать замер на подъёме. В интервалах с повышенным градиентом температур и в зоне с температурными аномалиями скорость регистрации следует снижать до 600 м/час. Термограммы, зарегистрированные при подъёме и при спуске прибора в скважине, могут отличаться как по абсолютному значению температуры, так и по конфигурации. Эти отличия обусловлены тем, что термограмма, зарегистрированная при подъёме искажена.
При регистрации термограммы при подъёме прибора жидкость в интервале исследования смещается вниз, изменяя при этом первоначальное распределение температуры в скважине. Причём следует учесть, что термограмма, зарегистрированная при подъёме смещается вправо при положительном градиенте в скважине, и смещается влево при отрицательном градиенте.
Физическими предпосылками обнаружения заколонной циркуляции и движения закачиваемой воды по перфорированными пластами, определения поглощающих интервалов и места негерметичности обсадной колонны являются различные условия теплообмена скважины с породой, а также дроссельный и адиабатический эффекты. Проявление этих эффектов в скважине зависит от многих факторов: соотношения пластового давления и давления закачки, величины приёмистости интервалами перфорации и в месте негерметичности колонны, режима работы скважины. Поэтому выбор методики проведения термических исследований в нагнетательных скважинах определяет успех в решении поставленных задач.
Измерение скорости потока жидкости по стволу скважины с целью определения характера (профиля) притока жидкости в эксплуатируемых нефтяных скважинах или профиля расхода (приемистости) воды в нагнетательных скважинах.
Измерения проводятся термокондуктивными и механическими расходомерами.
Основной частью термокондуктивного расходомера является нагреваемый электрическим током датчик. Поток жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. По изменению сопротивления судят о скорости потока. Прибор дает лишь качественную картину профиля притока.
Для более точных измерений применяется механический расходомер с поточечной регистрацией результатов измерения, основной рабочей частью которого является крыльчатка, вращающаяся под действием потока жидкости. Скорость вращения крыльчатки зависит от скорости потока. Вращательное движение крыльчатки преобразуется в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность.
По данным измерений строят кривую дебита или расхода жидкости. Характер профилей притока и расхода позволяет судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию об эффективной мощности продуктивного пласта.
Влагометрия скважины заключается в измерении содержания воды в жидкости, заполняющей скважину. Резкое различие между диэлектрической проницаемостью воды (еґ?80) и нефти (еґ?2 — 6) дает возможность создать по этому принципу прибор диэлектрического влагомера. Регистрация кривой влагомером производится при его подъеме со скоростью 100-500м/ч; горизонтальный масштаб колеблется в пределах 0,5-1 кГц/см.
Из осадочных горных пород наибольшей радиоактивностью обладают глины, а затем различные глинистые породы — глинистые алевролиты, глинистые песчаники, мергели и т.д. как правило, чем больше содержания глинистого материала в породе, тем больше её радиоактивность.
Песчаники, известняки и доломиты имеют малую радиоактивность; наименьшей радиоактивностью обладают каменная соль, ангидриты и угли. В соответствии с этим глинистые пласты будут отмечаться максимумами (отклонениями вправо), а песчаные и чистые карбонатные пласты — минимумами (отклонениями влево) гамма-каротажной кривой.
Указанная закономерность не всегда выдерживается. Так, встречаются песчаные и карбонатные пласты, обогащенные радиоактивными веществами и отмечаемые высокими показаниями на кривой ГК. В то же время радиоактивность различных глин неодинакова и на гамма-каротажной кривой иногда наблюдаются отклонения, вызванные изменением радиоактивности глин. В связи с этим интерпретацию диаграмм ГК следует проводить с учетом характеристик пород по гамма-активности, полученной на основании обобщения материалов ГК по ранее пробуренным скважинам и данным анализа кернов по тому или иному району.
Условно можно говорить о некотором радиусе действия ГМ. Величина его зависит от характера среды (её поглощающих свойств). Можно считать, что в общем радиус действия установки ГК порядка 30 см.
На показания ГК большое влияние оказывает конструкция скважины. Обсадная колонна, поглощая гамма-излучение, идущее из породы, вызывает как общее снижение измеряемого гама-излучения (смещение кривой влево), так и снижение дифференциации — уменьшение относительных амплитуд отклонения кривых
При количественной интерпретации данных ГК следует исключить влияние условий измерений — привести показания к каким-либо определенным (стандартным) условиям.
За стандартные условия целесообразно принять случай, когда отсутствие влияние скважины (диаметр скважины равен диаметру прибора). Приведенные к этим условиям показания Iпр получим, если учтем поглощение гамма-излучения скважиной. Если при переходе от стенки скважины к прибору гамма-излучение ослабляется в зг раз, то очевидно,
где I — зарегистрированная интенсивность гамма-излучения.
Коэффициент ослабления зг зависит от произведения ? средней толщины слоя между стенкой скважины и стенкой прибора на его плотность.
При интерпретации данных гама-каротажа пользуются также относительной величиной:
где I, Iminи Imax — показания против пласта и минимальные и максимальные показания на гамма-каротажной кривой в исследуемом интервале скважины /2/.
Источник: studbooks.net