Нефтегазопромысловая геология и геофизика

 

На диаграмме (рис.15) КС, полученной потенциал-зондом, оба пласта (в данном случае большой и средней мощности) характеризуются симметричными максимумами.

Естественные  потенциалы ПС

  Измерение  в скважине потенциала самопроизвольно  возникающего электрического поля является существенным дополнением к измерению КС при изучении геологического разреза скважин, коллекторских свойств пластов и их нефтегазонасыщенности.

Электродвижущая сила естественного поля ПС в разрезах нефтяных и газовых месторождений создается главным образом явлениями диффузии (диффузионно-адсорбционные потенциалы) и частично явлениями фильтрации (фильтрационные потенциалы) и окислительно-восстановительными процессами.

Известно, что  уменьшение потенциала происходит в  направлении движения тока и в местах максимальной его плотности наблюдается наибольшее изменение потенциала. Линейные сопротивления эквивалентны сопротивлениям вмещающих пород, пласта и столба раствора в скважине.

 Амплитуду ПС отсчитывают от «линии глин», называемой линией отсчета или нулевой линией.

При интерпретации  диаграммы ПС интерес представляет переход переход от величины максимального  отклонения кривой ПС против пласта к величине э.д.с. Е_ПС, создающей поле ПС. Для пластов большой мощности значение потенциала в середине пласта приблизительно равна амплитуде аномалии ПС-U_ПС.   

Для мощных пластов  кровлю и подошву их определяют точками, в которых потенциал U_ПС равен половине амплитуды аномалии U_ПС^макс

U_ПС = 0.5U_ПС^макс 

 

I

Для пласта с  повышенным сопротивлением по сравнению с окружающей средой форма кривой потенциала диффузии заостряется и максимальное значение амплитуды уменьшается. Граница пласта в этих условиях не приурочена к точкам перегиба кривой, а смещается к основанию аномалии (рис. 16,а). В случае, когда сопротивление пласта ниже, чем сопротивление окружающей среды, амплитуда аномалии против пласта увеличивается и аномалийная зона расширяется (рис. 16,6).

 

Боковой каротаж

           Одной из перспективных модификаций каротажа по методу сопротивлений является боковой каротаж, способный точнее оценить удельное сопротивление пород, вскрываемых скважиной.

              Поэтому для определения кажущегося удельного сопротивления, измеряемого при помощи зонда бокового каротажа, целесообразно воспользоваться имеющимися расчетными данными для пласта неограниченной мощности для обычных зондов.

Точность  значений кажущегося удельного сопротивления семи-электродного зонда бокового каротажа, рассчитанных по данным обычных зондов, тем меньше, чем больше отношение удельного сопротивления пласта к сопротивлению глинистого раствора. Погрешность получаемого при этом конечного результата  не превышает 10%.

   При  понижающем проникновении фильтрата раствора в пласт кажущееся сопротивление трехслойной среды уменьшается, а при повышающем — увеличивается по сравнению с кажущимся сопротивлением двухслойной среды (при отсутствии проникновения).

Кажущееся удельное сопротивление трехслойной среды существенно зависит от отношения общего размера зонда к диаметру скважины и его параметра. С увеличением длины зонда влияние зоны проникновения уменьшается.

Пласты высокого сопротивления, обладающие мощностью, большей длины зонда, отмечаются симметричным максимумом.

Сопротивление пород, подстилающих и покрывающих  пласт, различно (рис.17). Как видно, симметрия формы кривой нарушается, — максимум кривой сопротивления смещается в сторону, где расположена порода с высоким сопротивлением. Наиболее характерной величиной кажущегося   удельного   сопротивления для кривой бокового каротажа против пласта повышенным   сопротивлением является максимальное  сопротивление. 

 

 

 

Интерпретация диаграмм радиоактивного каротажа

 

  В результате интерпретации диаграмм радиоактивного каротажа (РК) можно расчленить разрез скважин и выяснить литологические свойства пород, а в комплексе с другими геофизическими данными определить местоположение коллекторов, содержащих нефть, газ или воду, выделить в разрезе глинистые пласты, составить корреляционные схемы и выполнить структурные построения. При помощи НГК находят в ряде случаев местоположение ВНК. При интерпретации данных радиоактивного каротажа необходимо учитывать, что показания на диаграммах РК зависят не только от свойств горных пород, слагающих разрез, но и от внешних факторов, зависящих от условий замера, конструкции скважины, условий заполнения скважины, длины зонда при НГК и мощности источника  нейтронов, числа счетчиков, их устройства , эффективности работы аппаратуры.

   К числу  основных радиоактивных свойств  горных пород относятся естественная  радиоактивность и способность  горных пород к рассеянию и  поглощению нейтронов.

Влияние скважины на показания ГК проявляется в  двух конкурирующих процессах: в повышении интенсивности γ-излучения за счет естественной радиоактивности колонн, бурового раствора и цемента и в ослаблении γ-излучения горных пород вследствие поглощения их колонной, буровым раствором и цементом.

При переходе глубинного прибора из необсаженной части скважины в обсаженную отмечается уменьшение интенсивности естественных γ-излучений, что приводит к смещению кривых и уменьшению дифференцированности диаграммы.

Такое же явление  наблюдается при переходе установки  из одноколонной скважины в двухколонную, или при пересечении участка скважины, крепленного колонной и фильтром. При многоколонной конструкции скважины наблюдается значительное ослабление дифференциации кривых гамма-каротажа. Увеличение диаметра скважины в зависимости от литологии пород может сопровождаться как уменьшением, так и увеличением регистрируемого γ-из л учения.

Цементное кольцо в большинстве случаев приводит к уменьшению регистрируемых значений γ-излучения.

  В качестве  опорного пласта при ГК выбирают  пласт с наиболее постоянными радиоактивностью и мощностью. Наиболее благоприятным для этого является пласт, обладающий минимальной радиоактивностью (ангидрит, известняк, песчаник не содержащий глинистых примесей).

Рис. 18. Расчленение  разреза на проницаемые и плотные пласты по данным радиоаки: ного каротажа (ГК, НТК).с привлечением других видов геофизических исследован. скважин (КС, ПС, кавернограммы) но одной^уиз скважин Туймазинского нефтяного месторождения.

/ — известняки;  2 — алевролит;  з — глина;  4 — песчаник; 5 — промышленная нефтенасыщеннос¹ 6 — признаки нефтеносности d_с = 11³/4   ;  σ_с = 3,5 ом м.

 

На показания  НГК влияет толщина слоя бурового раствора и ее минерализация, наличие  обсадной колонны. Увеличение диаметра скважины (рис.18) вследствие наличия каверн резко снижает интенсивность вторичного γ-излучения.

Для получения  наиболее полных геологических сведений кривую записывают зондом оптимальной  длины.

Пласт с повышенной радиоактивностью отмечается на кривой ГК симметричным максимумом; с пониженной радиоактивностью - симметричным минимумом.

Акустический  каротаж

    Акустический  каротаж основан на регистрации  времени, требуемого для пробега звуковой волны через определенное расстояние в породе. При акустическом каротаже измеряют скорость распространения упругих волн вдоль ствола скважины и их затухание. Эти величины характеризуют распространение импульсов упругих колебаний в скважине и окружающих породах.

     Акустический каротаж проводят  в скважинах, заполненных жидкостью. Это необходимо для контакта генератора колебаний и приемников с окружающей средой. В растворе, насыщенном газом, акустический контакт генератора и приемников с окружающей средой нарушается.

Для контроля качества цементирования скважины измеряют затухание упругих волн. Измерения проводят внутри цементированной части колонны.

   С его помощью решают задачи корреляции разрезов; уточнения литологического состава пород; определения пористости коллекторов; определения суммарного времени пробега упругих волн; контроля качества цементирования скважин.

Низкими показаниями  на диаграммах скоростей характеризуются глины, рыхлые пески и др.

    Одной  из основных задач акустического  каротажа является определение пористости горных пород.

    По  сравнению с другими методами  оценки пористости акустический каротаж имеет ряд преимуществ, основное из которых заключается в том, что между его показаниями и коэффициентом пористости наблюдается линейная связь во всем диапазоне изменения пористости. Кроме того, на показания акустического каротажа мало влияет характер жидкости, заполняющей скважину.

 

 

 

Микрозонды

  Результаты  измерений микрозондом заключаются  в определении сопротивления части пласта, прилегающего к скважине.

  Кажущееся  сопротивление проницаемого пласта, измеряемое микрозондами, зависит в основном от сопротивления прилегающей к скважине части пласта, толщины глинистой корки и ее удельного сопротивления

   По данным кривых КС, измеренных одновременно двумя микрозондами различной длины, в ряде случаев возможно: 1) расчленить разрез на проницаемые и непроницаемые пласты; 2) уточнить литологический состав пород; 3) определить приближенно толщину промежуточного слоя (глинистой корки и пленки) и удельное сопротивление части пласта, прилегающего к скважине.

     При наличии глинистой корки кажущиеся сопротивления, измеренные микропотенциал-зондом, значительно выше таких же сопротивлений, измеренных одновременно против тех же пластов — микроградиент-зондом, обладающим заметно меньшим радиусом исследования.

На диаграммах КС, измеренных микрозондами, трудно бывает отличить нефтегазоносную часть пласта от водоносной. Это связано с тем, что проникновение фильтрата раствора в пласт не зависит от характера его насыщения. Сопротивление зоны проникновения при этом выравнивается и практически становится одинаковым в нефтегазонасыщенной и водонасыщенной частях пласта.

   В отдельных  случаях сопротивления, измеренные  малым микроградиент-зондом, превышают  сопротивления, измеренные большим  микропотенциал-зондом, т. е. наблюдается так называемое отрицательное приращение. Отрицательное приращение кривых КС происходит в тех случаях, когда сопротивление раствора больше сопротивления пласта.

  Против  глинистых пластов величины кажущихся  сопротивлений, измеренные микроградиент-зондом и микропотенциал-зондом, обычно совпадают и соответствуют удельному сопротивлению глин.

  В плотных  породах с нарушенной монолитностью  (в трещиноватых, кавернозных карбонатных и песчаных породах) положительное приращение вызывается также неплотным прилеганием башмака с электродами к стенке скважины. Толщина слоя глинистого раствора, заключенного между изоляционной пластинкой (башмаком микрозонда) и стенкой скважины, может сильно меняться в зависимости от трещиноватости и кавернозности пласта. В результате диаграммы кажущихся сопротивлений, зафиксированные микрозондами, окажутся сильно дифференцированными. Полученные диаграммы в этих случаях характеризуются положительным, а иногда отрицательным расхождением. Последнее связано с неплотным прилеганием пластины и влиянием на измеренные сопротивления глинистого раствора, заполняющего скважину.

 

Кавернометрия скважин и интерпретация кавернограмм

    Для  изучения разрезов скважин широко  пользуются данными кавернограмм.

    Механическая  система каверномера представлена  четырьмя рычагами, которые прижимаются мощными пружинами к стенкам скважины.

     Изменения диаметра скважины по ее стволу фиксируются при подъеме каверномера рычагами с помощью специального датчика, вызывая изменение параметров в электрической схеме каверномера, в результате чего регистрируется кривая изменения разности потенциалов, пропорциональная диаметру скважины.

   Пласты  глин и аргиллитов на кавернограммах  отмечаются обычно увеличением фактического диаметра скважины по сравнению с номинальным.

   В песчаниках  и алевролитах, а также в  некоторых гранулярных известняках и доломитах с хорошими коллекторскими свойствами при бурении скважины на глинистом растворе в результате проникновения фильтрата раствора в пласты-коллекторы  образуется  глинистая корка, что фиксируете на   кавернограммах  уменьшением диаметра скважин; по сравнению  с  номинальным.    Толщина    глинисто корки определяется качеством глинистого  раствора : коллекторскими свойствам породы.   Как  правило, чем хуже   качество глинистого раствора и чем лучше коллектор, тем толще глинистая корка.

  В плотных  известнякам и доломитах, в плотных глинистых песчаниках и алевролитах глинистая корка обычно не образуется, поэтому такие породы обычно выделяются на кавернограммах в виде участков с номинальным значением диаметра скважины.