Геофизические методы иследования скважин

 

                    KП = VПОР/ VП                         (1)

 

Пористость выражается в процентах. В различных коллекторах она изме-няется от долей до 30-35 %.

Другим основным свойством коллектора является проницаемость, харак-теризующая способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор различные флюиды при наличии перепада давлений. Увеличение проницаемости пород часто связано с ростом их пористости. Тем не менее даже очень низкопористые породы, например плотные карбонаты, вследствие трещиноватости и кавернозности могут быть высокопроницаемыми, а тонко-зернистые, высокопористые породы типа писчего мела - малопроницаемыми.

На проницаемость породы существенно влияет эффективное напряжение породы, при его снятии (в атмосферных условиях) проницаемость может увеличиться от 25 до 100 %. Это особенно заметно для малопроницаемых пород. Т.о. коллекторами являются породы обладающие емкостью (пористостью) для воды, нефти и газа и проницаемостью, обеспечивающей извлечение флюида в процессе разработки. Для характеристики насыщенности породы обычно используются коэффициенты нефтегазонасыщенности kНГ или водонасыщенности kВ.

Способность коллектора отдавать нефть или газ в промышленном коли-честве определяется в первую очередь их нефтегазонасыщенностью - это важный параметр коллектора, определяющий его промышленную ценность. и зависит от ряда причин: абсолютной проницаемости; относительной проницае-мости для нефти, газа и воды, градиента давления, литологических и физико-химических свойств породы, нефти и др. Существенное значение имеет опре-деление литологического состава пород, особенно их глинистости. С ростом глинистости, как правило, наблюдаются ухудшение коллекторских свойств пород и снижение их нефтегазонасыщенности. В зависимости от проницаемости различных пластов, строения их порового пространства, глинистости и других факторов устанавливается различная связь между коэффициентом водонасы-щенности kВ и промышленной нефтегазоносностью.

Критические значения коэффициента водоносности kВ.КР , соответству-ющие максимальному содержанию пластовой воды, при котором из пласта все еще будут поступать свободные от воды нефть или газ, для данного пласта или типа пластов, устанавливают сопоставляя значения kВ с результатами опробования ранее пробуренных скважин. Если kВ < kВ.КР , пласт следует счи-тать промышленно продуктивным при kВ > kВ.КР , пласт водоносный или решение является сомнительным, требующим опробования.

Для оценки промышленной нефтегазоносности пласта практический инте-рес представляет также минимальная величина («критическое значение») коэффициента увеличения сопротивления Рн, когда пласт остается еще промышленно нефтегазоносным. Значение Рн.кр для разных пластов опреде-ляется в соответствии с kВ.КР для разных пластов определяется в соответ-ствии с kВ.КР. Если Рн больше Рн.кр, пласт следует считать нефтегазоносным, а если меньше - водоносным или сомнительным (требующим дальнейшего изу-чения).

При определении коэффициента нефтегазонасыщения коллектора исполь-зуется весь комплекс методов, включающий методы определения сопротивления неизменной части коллектора (рН.П), методы пористости для определения по ней велечины параметра пористости (Рн) и методы, позволяющие получить инфор-мацию об удельном сопротивлении пластовой воды.

Коэффициент нефтегазонасыщения kНГ характеризует долю объемапор породы - коллектора занимаемую подвижными углеводородами

 

                     kНГ = VНГ/V                          (2)

 

где Vп - объем пор породы-коллектора,

    Vнг - объем пор, занимаемый углеводородами.

Остальную часть объема пор продуктивного коллектора занимает вода содержание которой в порах характеризуется коэффициентом водонасыщения

 

                    kВ = 1 - kНГ                           (3)

 

Содержание воды в породе характеризуется объемной влажностью

 

                    WВ =  kВ kП                           (4)

 

В породах-коллекторах часть объема пор может быть насыщена нефтью или газом. Поскольку нефть и газ практически не проводят электрический ток, удельное сопротивление рНП нефтегазоносной породы возрастает в Рн раз по сравнению с ее удельным сопротивлением рВП при полном водонасыщении:

 

                   Рн = рНГ/рВП                           (5)

 

                  рНП = Рн рВП                                               (6)

 

Величину Рн называют параметром насыщения. Он связан с коэффи-циентом водонасыщения породы kВ следующим соотношением:

 

                  Рн = аП/kПВ                             (7)

 

где  аП и п - эмпирические постоянные, величины которых зависят от структуры порового пространства, глинистости породы и избирательной смачи-ваемости поверхности пор водой и углеводородами.

 

                 kНГ = 1 - kВ                                      (8)

 

Величина  kВ зависит от степени насыщения порового пространства углеводородами. Из рисунка 1 прослеживается зависимость в координатах Рн и kВ для близких по свойствам коллекторов, представляющие собой прямые в билогарифмической системе координат.

 

                  Рн = f(kВ)                               (9)

 

Прямые имеют тем меньший наклон, чем больше глинистость коллектора. Эта группа кривых характеризует коллекторы в переходных зонах и зонах не-донасыщения, где из коллекторов могут быть получены чистая нефть (газ), нефть с водой и чистая вода.

Кроме этих кривых различают также кривую Рн.пр = f (kВ.СВ), описывающую коллекторы в зоне предельного насыщения; и кривые Р*н = f (k*В) и Р**Н (k**В) разделяющие координатное поле на зоны, соответствующие однофазному тече-нию нефти (газа) (зона1), двухфазному течению жидкостей (зона2) и однофаз-ному течению воды (зона3).

Значение kВ = 1 соответствует полностью водонасыщенному коллектору. Промежуточные значения kВ характеризуют такие водонасыщения порового про-странства, при которых из коллектора может быть получена чистая нефть (газ) (kВ.СВ < kВ < k*В), нефть (газ) с водой (k*В < kВ < k**В); чистая вода (k*В < kВ < 1). Граничные значения k*В и k**В ; отделяющие зоны соответственно одно-фазного и двухфазного течений жидкостей в порах, связаны с определенными значениями параметров насыщения Р*н и Р**н.

Пользуясь зависимостями параметра насыщения от коэффициента водо- и нефтенасыщения, можно оценить величины и пределы изменения удельного соп-ротивления продуктивных коллекторов по заданным их характеристикам.

По скважине № 1983 наблюдается ряд нефтеносных и водоносных кол-лекторов карбонатного типа. Скважина пробурена на глинистом растворе, назначение скважины (эксплуатационное)

Ни один из геофизических методов не может однозначно выделять плас-ты-коллекторы наибольшую возможность для решения этой задачи дают мето-ды: микро каротажное зондирование, кавернометрия, потенциалов собственной и вызванной поляризации. Однако эти методы, будучи примененными порознь не гарантируют изучения коллекторских свойств разреза скважины, точность решения задачи резко возрастает при комплексирование методов.

При правильном выборе комплекса методов, используя характерные осо-бенности диаграмм, можно однозначно решить поставленную задачу - выделить коллекторы в разрезе скважины, качественно определить характер насыщения и оценить коллекторские свойства пород по величине наблюдаемых аномалий.

В стандартный комплекс должны входить следующие методы, которые позволяют однозначно выделить пласт-коллектор и определить характер его насыщения: МКЗ, кавернометрия, КС, ПС, БК, БКЗ, НГК и ГК.

   Чем шире комплекс, тем  точнее решение задач и тем больше возмож-ность количественного определения характеристики коллектора: его пористос-ти, глинистости и проницаемости.

 

2.2 Физические основы  выбранных методов

 

Методы потенциалов собственной поляризации горных пород основаны на изучении естественного стационарного электрического поля в скважинах, образование которого связано с физико-химическими процессами, протекающими на поверхностях раздела скважина - породы и между пластами различной лито-логии. На поверхностях раздела образуются двойные электрические слои, раз-личные потенциалы которых создают определенные величины напряженности электрического поля между горными породами и скважиной. Потенциалы собст-венной поляризации пород обусловлены следующими физико-химическими про-цессами:

1) диффузией солей из пластовых  вод в промывочную жидкость  и наобо-рот, а также адсорбцией  ионов на поверхности минеральных  частиц горной породы, возникновение  диффузионно-адсорбционной Э.Д.С. показано  на рисунке 2;

2) фильтрацией вод из промывочной жидкости в породы и пластовых вод в скважину;

3) окислительно-восстановительными  реакциями, происходящими в поро-дах  и на контакте их с промывочной  жидкостью и металлами.

Методы кажущегося сопротивления основаны на изучении распределения искусственного стационарного и квазистационарного электрических полей в горных породах. Обычно кажущееся удельное сопротивление среды, окружающей зонд, определяется по наблюденным значениям U, разности потенциалов   U или напряженности электрического поля Е, созданного источником тока силой I. Электрическое стационарное и квазистационарное поле создается в горных породах, вскрытых скважинами, с помощью питающих электродов А и В. Потенциал, разность потенциалов и напряженность поля измеряется посредствам измерительных электродов М и N. Электрический ток на питающие заземления А и В подается от генератора тока.

 

                               AM × AN     U

             РК = К U/I = 4П                            (10)

                                 MN        I

 

Метод микрозондирования (МКЗ) заключается в детальном исследование кажущегося сопротивления прискважинной части разреза зондами очень малой длины - микрозондами. Микрозонд смонтирован на внешней стороне башмака из изоляционного материала. Для исключения влияния скважин на результаты измерений башмак внешней стороной прижимается к стенке скважины устройс-твом, которое может быть либо рессорным, либо управляемым рычажным. Между электродами зонда и породой находится промежуточный слой - глинистая корка или пленка промывочной жидкости. За счет влияния этого слоя величина рК будет отличаться в общем случае от истинного удельного сопротивления породы.              

Особенностью метода бокового каротажа (БК) является фокусировка электрического поля, что позволяет измерить сопротивление пород. Для изме-рения в скважину опускается зонд состоящий из трех электродов при чем электроды выполнены в виде цилиндров разделенных изоляторами на три части.

Метод бокового каротажного зондирования (БКЗ) предназначен для:

1) определения истинного сопротивления пласта в процессе интерприта-ции результатов измерения;

2) определения наличия типа и  размеров зоны проникновения.

Особенностью данного метода является то, что измерение проводятся не по всему стволу скважины, а только в интервале продуктивной толщи. Кроме того для измерения используется комплект зондов, различной длины. 

Метод с помощью которого производится измерение диаметра скважины называется кавернометрия. Данные кавернометрии широко используются при подсчете требуемого количества цемента для цементирования скважин. Каверномер опускается в скважину со сложенными рычагами. После спуска на заданную глубину с поверхности подается импульс тока рычаги раскрываются. Измерение производится при подъеме снизу вверх.                                                                                                                                                                                                                    

Из методов, основанных на изучении естественного радиоактивного поля, получил распространение гамма-метод (ГМ). Применение этого метода для изучения геологического разреза скважин базируется на дифференциации горных пород и полезных ископаемых по их естественной гамма-активности. Сущность ГМ заключается в изучении естественного гамма-поля по стволу скважины путем регистрации интегральной и дифференциальной интенсивности гамма-излучения, возникающего при самопроизвольном распаде радиоактивных элементов в горных породах. Т.о., предмет исследования в естественных гамма-методах - естественная радиоактивность горных пород, вскрытых скважиной. Естественная радиоактивность горных пород в основном обусловлена присут-ствием в них естественных радиоактивных элементов - урана 92238U и продукта его распада радия 88226Ra, тория 90232Тh и радиоактивного изотопа калия 1940К. Содержание урана, тория и калия определяется физико-химической обстановкой, в которой формировались горные породы, а также вторичными процессами выщелачивания и переноса изотопов. Так, наиболее высокой радиоактивностью отличаются магматические породы, самой низкой осадочные, промежуточной метаморфические.

Методы рассеянного гамма-излучения основаны на измерении интенсив-ности искусственного гамма-излучения, рассеянного породообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-квантов. Интенсивность этого излучения зависит от плотности и вещественного состава горных пород. Рассмотрим нейтронный-гамма каротаж (НГК). Метод НГК - это метод определения некоторых элементов в горных породах, основанный на измерении тепловых нейтронов, которые возникают при ядерном фотоэффекте взаимодей-ствия жесткого гамма-излучения с ядрами элементов по ядерной реакции y, n.

Схема одновременной регистрации методов естественного гамма-излу-чения и рассеянного гамма-излучения показана на рисунке 3.

 

 

                                      dС

                Х       Х                             Х       Х

            Х      Х        Х                    Х       Х      Х

               Х        Х                             Х       Х

            

         

                           Рф      >       Рв             

 

Рисунок 2 - Возникновение дифузионно-адсорбционной Э.Д.С. в скважине (метод ПС)