Ггц в геофизике это
Сущность метода АК. Акустические (или ультразвуковые) методы исследования скважин основаны на изучении упругих свойств горных пород, пройденных скважиной.
Существуют методы, основанные на изучении полей упругих колебаний, вызванных естественными или техногенными причинами, например, шумометрия, изучающая шумы при поступлении нефти или газа в ствол скважины.. Однако наибольшее развитие получили методы, основанные на изучении упругих полей, вызванных искусственными источниками колебаний, расположенных в скважине.
Существуют методы, изучающие времена прихода или скорости распространения упругих волн, то есть кинематические характеристики волн. Также существуют методы для изучения амплитуд колебаний волн или затухания волн, то есть динамические характеристики волн. Современные модификации аппаратуры позволяют регистрировать и изучать одновременно и кинематические, и динамические характеристики, так называемую волновую картину всего пакета волн. Такой метод называется волновым акустическим каротажем (ВАК).
Физические основы АК. Для выяснения физической сущности акустического каротажа рассмотрим особенности распространения упругих колебаний.
Если в элементарном объеме некоторой упругой среды в течение короткого времени действует внешняя возбуждающая сила, то в среде возникают напряжения, вызывающие относительное перемещение ее частиц. В результате этого воздействия возникают два типа деформаций: деформация растяжения или сжатия и деформация сдвига. Процесс последовательного распространения деформации называется упругой сейсмической волной. Различают два типа волн – продольные Р и поперечные S.
Продольные волны связаны с деформацией объема среды. Распространение продольной волны представляет собой перемещение зон растяжения и сжатия, при котором частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, совпадающем с направлением распространения волны. Поперечные волны обусловлены деформациями формы среды и могут существовать только в твердых телах. Распространение поперечных волн представляет собой перемещение зоны скольжения слоев среды относительно друг друга; частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в плоскости, перпендикулярной к направлению распространения волны. Продольная волна распространяется приблизительно в 1.75 раза быстрее поперечной волны, то есть Vр/ Vs = 1.73.
Упругая волна, распространяясь во все стороны, захватывает все более удаленные области. Поверхность, отделяющая в данный момент времени область среды, в которой уже возникло колебание частиц, от той, где колебания еще не наблюдаются, называется фронтом волны. Линии, нормальные к волновым поверхностям, носят название лучей. Если упругая волна достигает границы раздела двух сред с различными упругими свойствами, часть энергии волны отражается – образуется отраженная волна, а часть проходит через границу – проходящая волна или преломленная волна, так как при этом происходит изменение ее направления по причине различия акустических свойств первой и второй среды. Между направлениями падающей и проходящей волн существует следующее соотношение: ,
где a - угол падения, b - угол преломления, V1 и V2 – скорости в среде 1 и среде 2.
Аппаратура АК. Для возбуждения и наблюдения упругих волн в скважину опускают зонд, который может содержать один или несколько излучателей и приемников упругих волн. Основными видами зондов в настоящее время являются скважинные приборы.
Трехэлементный акустический зонд, состоит из двух излучателей колебаний и одного приемника и обозначается сверху вниз: И2 0.5 И1 1.5 П ( расстояния между излучателями и приемниками даны в метрах). Этот зонд эквивалентен зонду, состоящему из двух приемников и одного излучателя П1 П2 И. Расстояние между приемниками (излучателями) в трехэлементном зонде АК является базой зонда S. Длине зонда соответствует расстояние от средней точки между одноименными элементами (которая является точкой записи) до разноименного элемента Ls. Длину зонда L выбирают такой, чтобы получить достаточно интенсивный сигнал в породах с большим поглощением волн, обычно L = 1.5- 2м.
В качестве излучателя применяют магнитострикционные преобразователи: ферромагнитные вещества, изменяющие форму и размеры под действием переменного магнитного поля. Приемником ультразвуковых колебаний обычно служит пьезоэлектрический преобразователь, в котором механическая деформация приводит к его электрической поляризации - появлению на электродах электрического напряжения, пропорционального механическому и меняющего свой знак вместе с последним (прямой пьезоэлектрический эффект).
Регистрируемые параметры. Если записать все воспринимаемые приемником колебания, то получим график приходящих к нему волн – волновую картину. На волновой картине последовательно отмечаются первое вступление и колебания продольной головной волны Р121, поперечной головной волны Р1S2P1, прямой волны Р1, идущей по раствору, и другие волны. На волновой картине первое отклонение от положения равновесия называется вступлением волны. После первого вступления на развертке для каждого приемника наблюдается серия гармонических колебаний затухающих продольных, поперечных и других волн. Современная аппаратура акустического каротажа позволяет регистрировать волновую картину распространения упругих колебаний, поэтому метод в этой модификации называется волновым акустическим каротажем (ВАК).
Стандартная аппаратура акустического каротажа (СПАК, МАК) обеспечивает регистрацию времен первого вступления Т1 и Т2 для первого и второго приемников; амплитуду А1 и А2 первого вступления для ближнего и дальнего приемников; производные величины – время DТ прохождения продольной волны в интервале между П1 и П2 на расстоянии, равном базе акустического зонда : DТ=Т2-Т1 и коэффициент ослабления (затухания) a амплитуды, отнесенный к единице длины . Значения Т1, Т2, DТ регистрируеются в мкс и в мкс/м, А1, А2 – в условных единицах (например, в мВ), a - дБ/м. Амплитуды волн зависят от степени поглощения энергии в среде, наличия в разрезе отражающих границ, т.е. от трещиноватости, слоистости горных пород и др.
Интерпретация результатов АК. Параметры акустического каротажа используются как для качественной, так и для количественной интерпретации.
Основные решаемые задачи:
- литологическое расчленение разреза и расчет упругих свойств пород;
- локализация трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряженного состояния пород;
- определение коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинной, каверновой) пористости коллекторов, характера их насыщения;
- выделение проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах.
Измерения выполняются в необсаженных и обсаженных скважинах.
Вследствие влияния многих факторов диапазоны изменения скоростей (интервального времени) и эффективного затухания продольной волны отдельных литологических разностей достаточно широки. Поэтому по данным АК уверенно выделяются только крупные литологические комплексы. Более тонкая и точная интерпретация проводится в комплексе с другими методами ГИС.
Карбонатные породы с межзерновым типом порового пространства характеризуются минимальными среди остальных горных пород значениями и минимальным затуханием a упругих волн. Величина DТ в песчаниках больше, чем в карбонатных породах и зависит в большей степени от их сцементированности, уплотнения и разности горного и пластового давления. Глины и аргиллиты характеризуются максимальными значениями DТ в зависимости от глубины залегания. Глинистые породы характеризуются промежуточными показаниями между значениями в чистых карбонатах и песчаниках.
Параметры АК, кроме литологического состава, имеют тесную связь с пористостью горных пород. Общая тенденция является такой, что с увеличением пористости время распространения упругих волн увеличивается.
Наиболее тесную связь с коэффициентом пористости имеет акустический параметр DТ. Связь этого параметра с коэффициентом пористости в наиболее простом ее виде выражается через уравнение среднего времени:
DТ=(1-Кп)DТск+КпDТж, где DТск и DТж – интервальные времена пробега волны в минеральном скелете породы и жидкости, заполняющей поры. Если значения DТск и DТж известны, то . Величина DТск зависит от минерального скелета и характеризуется вполне определенными значениями, которые для самых распространенных породообразующих минералов приведены в таблице:
СРЕДА | ΔТ,мкс/м | ПРИМЕЧАНИЕ |
каверна большого диаметра | 580-600 | максимальные показания |
плотные известняки Кп>1% | 155-160 | минимальные показания |
плотные доломиты Кп | 140-145 | |
незацементированная обсадная колонна | ||
глина | 200-270 | |
песчаник |
С ухудшением контакта между зернами скелета отмечается заметная потеря энергии упругой волны, уменьшается ее амплитуда и увеличивается затухание a, что используется при интерпретации. Соответственно, увеличение пористости, усложнения структуры порового пространства, наличия трещин приводит к увеличению затухания упругих волн и снижению амплитуд распространения этих волн. Также акустический контакт для минеральных зерен снижается при наличии глинистости в скелете породы. Наличие глинистости однозначно приводит к увеличению параметра DТ и увеличению a. Таким образом, самые высокие значения параметра a имеют рыхлые, глинистые и трещиноватые породы, самые низкие – плотные породы с низкой пористостью.
В кавернозных породах происходит огибание волны каверн, за счет чего регистрируемая величина DТ близка к DТ, отражающей межзерновую часть породы. На этом основана оценка кавернозной пористости по комплексу методов ГИС, когда другие методы (НГК, ГГКП) отражают общую пористость пород, а АК – только ее межзерновую часть. Чем крупнее полости и больше удалены друг от друга, тем ближе интервальное время породы DТ к интервальному времени матрицы DТмз. Для карбонатных кавернозных коллекторов кавернозная пористость оценивается следующим образом: Кп кав.=Кп.общ. –Кп мз.
Величина DТж зависит от состава флюида, заполняющего поры. При насыщении пор водой ее величина определяется по номограмме в зависимости от минерализации вод, эффективном пластовом давлении, пластовой температуре. В среднем рекомендуется принимать величину DТж равной 560-620 мкс/м. При содержании в поровом пространстве нефти или газа величина DТж зависит от количества их в поровом пространстве Кнг=1-Кв:
DТж=DТвКв+DТнг(1-Кв), где DТнг – интервальное время в нефти данного состава или газе при термобарических условиях пласта. Величина DТн для нефтей составляет 715-770 мкс.м, для газа – от значений, близких к нефти, до 2000 мкс.м для метана.
Основные решаемые задачи:
- литологическое расчленение разреза и расчет упругих свойств пород;
- локализация трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряженного состояния пород;
- определение коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинной, каверновой) пористости коллекторов, характера их насыщения;
- выделение проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах.
Измерения выполняются в необсаженных и обсаженных скважинах.
Вследствие влияния многих факторов диапазоны изменения скоростей (интервального времени) и эффективного затухания продольной волны отдельных литологических разностей достаточно широки. Поэтому по данным АК уверенно выделяются только крупные литологические комплексы. Более тонкая и точная интерпретация проводится в комплексе с другими методами ГИС.
Карбонатные породы с межзерновым типом порового пространства характеризуются минимальными среди остальных горных пород значениями и минимальным затуханием a упругих волн. Величина DТ в песчаниках больше, чем в карбонатных породах и зависит в большей степени от их сцементированности, уплотнения и разности горного и пластового давления. Глины и аргиллиты характеризуются максимальными значениями DТ в зависимости от глубины залегания. Глинистые породы характеризуются промежуточными показаниями между значениями в чистых карбонатах и песчаниках.
Параметры АК, кроме литологического состава, имеют тесную связь с пористостью горных пород. Общая тенденция является такой, что с увеличением пористости время распространения упругих волн увеличивается.
Наиболее тесную связь с коэффициентом пористости имеет акустический параметр DТ. Связь этого параметра с коэффициентом пористости в наиболее простом ее виде выражается через уравнение среднего времени:
DТ=(1-Кп)DТск+КпDТж, где DТск и DТж – интервальные времена пробега волны в минеральном скелете породы и жидкости, заполняющей поры. Если значения DТск и DТж известны, то . Величина DТск зависит от минерального скелета и характеризуется вполне определенными значениями, которые для самых распространенных породообразующих минералов приведены в таблице:
СРЕДА | ΔТ,мкс/м | ПРИМЕЧАНИЕ |
каверна большого диаметра | 580-600 | максимальные показания |
плотные известняки Кп>1% | 155-160 | минимальные показания |
плотные доломиты Кп | 140-145 | |
незацементированная обсадная колонна | ||
глина | 200-270 | |
песчаник |
С ухудшением контакта между зернами скелета отмечается заметная потеря энергии упругой волны, уменьшается ее амплитуда и увеличивается затухание a, что используется при интерпретации. Соответственно, увеличение пористости, усложнения структуры порового пространства, наличия трещин приводит к увеличению затухания упругих волн и снижению амплитуд распространения этих волн. Также акустический контакт для минеральных зерен снижается при наличии глинистости в скелете породы. Наличие глинистости однозначно приводит к увеличению параметра DТ и увеличению a. Таким образом, самые высокие значения параметра a имеют рыхлые, глинистые и трещиноватые породы, самые низкие – плотные породы с низкой пористостью.
В кавернозных породах происходит огибание волны каверн, за счет чего регистрируемая величина DТ близка к DТ, отражающей межзерновую часть породы. На этом основана оценка кавернозной пористости по комплексу методов ГИС, когда другие методы (НГК, ГГКП) отражают общую пористость пород, а АК – только ее межзерновую часть. Чем крупнее полости и больше удалены друг от друга, тем ближе интервальное время породы DТ к интервальному времени матрицы DТмз. Для карбонатных кавернозных коллекторов кавернозная пористость оценивается следующим образом: Кп кав.=Кп.общ. –Кп мз.
Величина DТж зависит от состава флюида, заполняющего поры. При насыщении пор водой ее величина определяется по номограмме в зависимости от минерализации вод, эффективном пластовом давлении, пластовой температуре. В среднем рекомендуется принимать величину DТж равной 560-620 мкс/м. При содержании в поровом пространстве нефти или газа величина DТж зависит от количества их в поровом пространстве Кнг=1-Кв:
DТж=DТвКв+DТнг(1-Кв), где DТнг – интервальное время в нефти данного состава или газе при термобарических условиях пласта. Величина DТн для нефтей составляет 715-770 мкс.м, для газа – от значений, близких к нефти, до 2000 мкс.м для метана.
В качестве информации используют:
· амплитуды или коэффициент эффективного затухания волны, распространяющейся по колонне;
· интервальное время и амплитуды или затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;
Акустический цементомер
Акустическая цементометрия (АКЦ) используется в обсаженных скважинах для оценки качества цементирования заколонного пространства. Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником колебаний с частотой излучения 20-30 кГц, распространяющихся в колонне, цементе камне и горных породах.
Метод позволяет:
- установить высоту подъема цемента;
- выявить наличие или отсутствие цемента за колонной;
- определить наличие каналов, трещин, каверн в цементном камне;
- изучить степень сцепления цемента с колонной и породами.
Когда за колонной цемента нет или он имеется, но не сцеплен с колонной, приемник отмечает продольную волну по колонне. Она имеет максимальную амплитуду вследствие малого затухания и время пробега, соответствующее скорости распространения упругих волн в стали (V=5400м/сек). Против муфтовых соединений колонны наблюдается уменьшение амплитуды колебаний в связи с рассеянием энергии на резьбе и увеличение время пробега.
Если цементное кольцо сцеплено только с колонной, то упругая волна по колонне будет резко ослаблена вследствие демпфирующего влияния цементного кольца и амплитуда Ак будет на уровне помех. В этом случае к приемнику с заметной амплитудой придет волна по цементному кольцу, в котором скорость распространения упругих волн невелика (Vц=2500 м/сек). Поэтому будет регистрироваться максимальное время Тп.
Если цементное кольцо одновременно сцеплено с колонной и с породой, то первой к приемнику будет подходить головная волна по породе, так как Vп>Vц. В этом случае кривые Ап и Тп сходны с аналогичными кривыми, полученными в необсаженной колонне и соответствуют кривым других геофизических методов.
Проводится АКЦ через 1-2 суток после цементирования колонны.
В приборах акустической цементометрии используются короткие трехэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшим излучателем и приемником от 0.7 до 1.5 м и базой зондов (расстояние между приемниками)- в пределах 0.3-0.6 м. Скважинный прибор центрируется.
Измерения дублируются контрольным перекрытием по всему расчетному интервалу цементирования. Оптимальное время проведения АКЦ устанавливается геологической и геофизической службами для типовых конструкций скважин, глубин, технологий цементажа и свойств цемента. АКЦ рекомендуется повторять непосредственно перед перфорацией каждого объекта. Акустическая цементометрия производиться при помощи аппаратуры АКЦ-М.
АКЦ-М. Назначение. Аппаратура акустического контроля качества цементирования АКЦ-М предназначена для контроля качества цементирования обсаженных скважин.
Данные по аппаратуре. Аппаратура обеспечивает исследование скважин с обсадными колоннами диаметром от 130 до 350 мм с температурой до 120 о С, с гидростатическим давлением до 80 МПа.
Гамма-гамма цементометрия (ГГК-Ц)
Контроль качества цементирования методом гамма-гамма цементометрии (ГГК-Ц) относится к дополнительным методам, проводится в колонне, в тех поисковых и разведочных обсаженных скважинах, где по данным ОЦК-АКЦ не может быть однозначно решен вопрос качества цементирования (наличие слабозацементированных интервалов, наличие разрывов сплошости цемента и другие особенности, обусловленные изменениями объемной плотности цементного камня в затрубном пространстве).
Определяется наличие или отсутствие цемента по разнице объемных плотностей затрубных сред.
Масштабы регистрации для диаграмм ГГК-Ц (толщиномер, селективный и интегральный счет) определяются по районам работ с учетом конкретных конструкций скважин и обсадных колонн.
Обеспечивается высокое качество измерений кривых ГГК-Ц для достоверного разделения зацементированных и незацементированных интервалов по всему диапазону изменения объемных плотностей сред в затрубье. Диаграммы ГГК-Ц низкого качества не решают задачу разделения затрубных сред по объемной плотности и могут внести ложную информацию в наборы методов контроля цементажа.
Время проведения ГГК-Ц после цементирования не лимитируется.
Измерения методом ГГК-Ц дублируются перекрытием по всему интервалу цементирования.
Метод ГГК-Ц реализован на аппаратуре ЦМ8/10 и СГДТ-НВ.
ЦМ-8/10. Назначение. Прибор ЦМ-8/10 предназначен для определения качества цементирования нефтяных и газовых скважин методом рассеянного гамма-излучения.
Данные по аппаратуре. Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах, обсаженных колонной диаметром 219-273 мм, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 70 ° С и гидростатического давления 30 МПа.
Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями:
- трехжильным кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 1500 м;
- источником гамма-излучения Сs 137 активностью (1.28± 0.33)х10 10 Бк, создающим на расстоянии 1 м мощность экспозиционной дозы (5.95± 1.55)х10 -9 А/кг.
47. Основными задачами являются:
1) контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК, ГНК;
2) выявление обводненных слоев и прослоев;
3) определение характера жидкости, притекающей к забою;
4) оценка прием-ти пластов и интенсивности притока жидкости
из различных частей;
5) установление интервалов затрубной циркуляции;
6) контроль технического состояния скважин и ряд других
Первоначальное положение ВНК и ГНК в необсаженной скважине устанавливают по данным электрического каротажа. В скважинах, обсаженных
колонной, основные сведения о перемещении водонефтяного и газожидкостного
(газ — вода и газ—нефть) контактов получают по данным радиоактивного каротажа и в ряде случаев термометрических измерений.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ ТЕРМОМЕТРИИ
По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения (отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих — в нагнетательной скважине). Решение задач производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой) с термограммами исследуемых скважин.
Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды базируется на различии температуры нагнетаемой жидкости и пластовых вод. Обводненный пласт, в который обычно закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой (рис).
Обводненный пласт, как это схематически изображено для типовой термограммы (рис. 169,А), определяется по положению точки Mt характеризующейся минимальной температурой AT. Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод определяются проведением вспомогательной прямой аб. Вспомогательная прямая проводится параллельно геотерме на расстоянии dT/2 от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы температурного фронта соответствуют точкам пересечения а и б. В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины. На рис. 169,5 приведен пример установления интервала прорыва закачиваемых вод по пласту по комплексу
ГИС; против обводненного пласта зарегистрирована отрицательная температурная аномалия. Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является
резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы.
КОНТРОЛЬ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН
Для выделения ВНК и ГЖК в обсаженных скважинах применяют импульсные методы нейтронного каротажа ИННК, ИНГК и стационарные НГК, НКТ. В отдельных случаях для этой цели можно использовать диаграммы ГК и ГГК.
Основные положения интерпретации заключаются в том, что против нефтеносной части пласта значения НГК ниже, чем против водоносной. По кривым НКТ и ИНК нефтегазоносные пласты отмечаются повышенными значениями по сравнению с водоносными.
Контроль разработки перфорированных пластов с подошвенной водой заключается в определении текущего положения ВНК и в выяснении причин обводнения. Обводнение скважин через перфорационные отверстия возможно из-за: 1) естественного подъема ВНК в процессе эксплуатации и достижения им перфорационных отверстий; 2) подтягивания конуса подошвенной воды; 3) притока воды по прискважинной части коллектора через некачественное цементное кольцо; 4) вытеснения нефти вдоль напластования водой по наиболее проницаемым пластам. Все эти случаи поддаются изучению импульсными методами
На рис. 172 приведены примеры исследования ИНГК обводненных перфорированных пластов. На рис. 172, а представлен однородный нефтенасы
щенный пласт, перфорированный на 9 м выше уровня подошвенной воды (ВНК).
48. РАСХОДОМЕТРИЯ СКВАЖИН
Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины расходомерами. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в остановленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.
Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.
Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.
По данным точечных измерений, проводимых последовательно и равномерно в заданных точках, дается количественная оценка распределения расхода жидкости по пластам и строится интегральная расходограмма. Полученная кривая показывает количество жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах (рис. 176).
Интегральная кривая характеризует суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже данной глубины. В интервалах притока на такой кривой наблюдается рост показаний, а в интервалах поглощения — их уменьшение. Интегральная расходограмма служит для построения дифференциальной зависимости (см. рис. 176, кривая 2), характеризующей интенсивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта.
Из анализа расходограмм следует, что не все проницаемые прослои, выделяемые в разрезе по геолого-геофизическим данным, работают. Отсутствие поступления нефти из
пласта в скважину возможно из-за малой проницаемости и градиента перепада давления в
пласте, загрязнения прискважинной зоны, неполноценной перфорации колонны и др.
В примере исследования профиля притока расходомером и плотномером (рис. 177)
рения, проведенные через 1,5 мес после
введения скважины в эксплуатацию, показали,
что в отдаче нефти участвует только верхняя
часть пласта мощностью 2,6 м. Для улучшения поступления нефтей из пласта в колонну скважины в интервале 1325— 1333,5 м была проведена дополнительная перфорация, в результате дебит безводной нефти возрос с 39 до
60 м 3 /сут. Повторные измерения показали, что мощность отдающего интервала увеличилась на
Основным преимуществом гидродинамических расходомеров является сравнительно небольшое влияние состава флюида на результаты измерений и возможность количественной оценки притока жидкости из интервала перфорации. Недостатки их следующие: низкая чувствительность к малым дебитам (1— 5 м 3 /сут), частые отказы из-за наличия в жидкости механических примесей (песка, глинистых частиц).
ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ФЛЮИДОВ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
Изучение состава флюидов в стволе скважины проводят методами электрометрии, радиометрии и термометрии. Резистивиметрия скважины заключается в измерении удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину. Эти работы проводятся чаще всего для определения мест притока воды в скважину с помощью резистивиметров. Показания резистивиметра сильно зависят от характера водонефтяной смеси, которая может быть гидрофильной (вода образует непрерывную фазу, а нефть присутствует в виде капель) и гидрофобной (вода содержится в виде капель). Переход гидрофильной смеси в гидрофобную отмечается на диаграмме четко выраженным увеличением удельного сопротивления. Такой переход отмечается при критическом нефти в воде (30—60%) и может соответствовать притокам нефти в скважину.
Для определения содержания воды (в %) в смеси жидкости влагомер перед измерением градуируют. Для этого строят график зависимости частоты измеряемого сигнала f от содержания воды; с увеличением содержания воды показания влагомера растут.
В примере выделения заводняемого пласта с использованием влагомера ВГД и расходомера РГД (рис. 178) перфорированы три пласта, общий приток жидкости составлял 360 м 3 /сут. По показаниям влагомера в интервале нижнего пласта обводненность потока достигала 88 %, снижаясь в пределах верхних пластов до 55%. При проведении ремонтных работ и отключении нижнего обводняющего пласта скважина стала давать безводную нефть с дебитом 200 м 3 /сут.
К недостаткам влагомеров относятся зависимость результатов измерений от степени дисперсности нефти и воды в скважине, резкое снижение чувствительности к изменению водосо-держания в тех случаях, когда водосодержание более 50 %, чувствительность ВГД к механическим примесям. Однако, несмотря на эти недостатки, замеры влагомером дают дополнительную информацию при контроле за обводнением перфорированных скважин.
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ
Термины, определения и буквенные обозначения
Geophysical exploration in wells. Terms, definitions and letter symbols
Всесоюзным научно-исследовательским институтом геофизических методов разведки (ВНИИГеофизика) НПО "Союзгеофизика" Министерства геологии СССР
Генеральный директор М.К.Поляков
Руководитель темы Н.Н.Сохранов
Исполнители: В.Т.Чукин, А.М.Бондарев, М.Т.Бондаренко, Б.К.Молчанов, Н.Н.Зефиров
Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтепромысловой геофизики (ВНИИНефтепромгеофизика) Министерства нефтяной промышленности
Зав. отделом В.Ф.Мечетин
ВНЕСЕН Министерством геологии СССР
Начальник Управления В.В.Федынский
ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Всесоюзным научно-исследовательским институтом технической информации, классификации и кодирования (ВНИИКИ)
Зам. директора по научной работе А.А.Саков
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 30 июня 1977 г. N 1638
ВНЕСЕНО Изменение N 1, принятое и введенное в действие постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 03.08.82 N 3020 с 01.12.82
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 11 1982 год
Настоящий стандарт устанавливает применяемые в науке, технике и производстве термины и определения понятий в области геофизических исследований в скважинах.
Термины, установленные настоящим стандартом, обязательны для применения в документации всех видов, учебниках, учебных пособиях, научно-технической и справочной литературе.
Для каждого понятия установлен один стандартизованный термин. Применение терминов-синонимов стандартизованного термина запрещается.
Недопустимые к применению термины-синонимы приведены в стандарте в качестве справочных и обозначены пометой "Ндп".
Когда существенные признаки понятия содержатся в буквальном значении термина, определение не приведено, и, соответственно, в графе "Определение" поставлен прочерк.
Для отдельных стандартизованных терминов в стандарте приведены в качестве справочных их краткие формы, которые разрешается применять в случаях, исключающих возможность их различного толкования, и буквенные обозначения величин, установленных настоящим стандартом.
В стандарте приведен алфавитный указатель содержащихся в нем терминов и справочное приложение, содержащее схему взаимосвязи основных видов геофизических исследований в скважинах.
Стандартизованные термины набраны полужирным шрифтом, их краткая форма - светлым, недопустимые термины - курсивом.
Просьба обяснить дилетанту в геофизике как определяется наличие заколонной циркуляции по результатам ГИС. По термометрии, чисто визуально, как должна вести себя кривая, если тем-ра закачиваемая и пластовая сущ.отличаются, тогда наверное, вертикальная кривая термометрии должна меняться на горизонтальную в точке окончания закачки воды в пласт (для нагнететльной скважины), если кривая выполаживается "медленно" (тем-ра увеличивается), это и есть ЗКЦ? а если температуры пласта и закач.воды одинаковые, как определить?
И можно ли по результатам ГИС оценить % ухода воды по ЗКЦ?
Скважинная термометрия это не та вещь, которую можно объяснить на пальцах на форуме.
И технология исследований, и интерпретация заметно сложнее, чем вы написали.
Лучше все-таки начать с учебника по геофизическому контролю разработки.
И да, во многих случаях оценить процент ухода воды возможно.
Догадываюсь,что не все так просто. возможно попробую почитать литературу, но мне, в принципе, не нужно знать всех тонкостей интерпретации- работаю в разработке и имею дело уже с заключениями ГИС от заказчиков. не буду же я их ставить под сомнение. Просто, хотелось бы в общих чертах понимать как делаются данные выводы.
А насчет процента ухода воды-это вещь очень нужная, в частности, при планировании обработок скважины (методами ПНП). Обычно, мы пишем,что если есть ЗКЦ, тогда скважину не берем для проведения работ (или еще раз провести ГИС, уточнить). Но, в принципе, здесь же надо понимать, сколько вды уходить в эти ЗКЦ, и если % мал, тогда обработка скважины возможна.
Но почему то никогда не видела в заключениях ГИС (даже типа отчетах на нескольких страницах, а не просто один лист с заключением), указания % по ЗКЦ и прочим уходам воды (н/г ЭК например). Может это нужно доп.указывать в условиях проведения ГИС, типа при "стандартных" ГИС (профиль приемистости) данные параметры не определаются ,а только качественно характеризуются?
там где температура выполаживается- место интесивного охлаждения= притока.(синие кривые),
Вы задали сложный вопрос, зачастую не имеющий однозначного ответа даже при применении комплекса методов, а не только термометрии.
"И можно ли по результатам ГИС оценить % ухода воды по ЗКЦ?"
Да можно. Но для более-менее достоверной оценки Вам понадобится следющий комлпекс:
1. АКЦ (CBL) + СГДТ
2. Термометрия + Шумометрия (лучше спектральная) в статике и при закачке (нескольких режимах закачки). Кстати, Халлибартон предлагает неплохой прибор "комбо" (термометр высокого разрежения + массив из воьсми гидрофонов, по их заверениям способны определить геометрию негерметичности и расход флюида через нее)
3. Возможно применение трассеров (радиоактивных) при закачке с последюущим выпонлением трассерных исследований. Либо Oxygen Activation при закачке (если позволяют условия). Мы делали и то и другое. Результаты были удовлетворительные.
Вы задали сложный вопрос, зачастую не имеющий однозначного ответа даже при применении комплекса методов, а не только термометрии.
"И можно ли по результатам ГИС оценить % ухода воды по ЗКЦ?"
Да можно. Но для более-менее достоверной оценки Вам понадобится следющий комлпекс:
1. АКЦ (CBL) + СГДТ
2. Термометрия + Шумометрия (лучше спектральная) в статике и при закачке (нескольких режимах закачки). Кстати, Халлибартон предлагает неплохой прибор "комбо" (термометр высокого разрежения + массив из воьсми гидрофонов, по их заверениям способны определить геометрию негерметичности и расход флюида через нее)
3. Возможно применение трассеров (радиоактивных) при закачке с последюущим выпонлением трассерных исследований. Либо Oxygen Activation при закачке (если позволяют условия). Мы делали и то и другое. Результаты были удовлетворительные.
1.эта абревиатура мне к сожалению не известна. мне достаточно знать в этой связи -% ухода воды по ЗКЦ при определении профиля приемистости можно определить без каких либо доп.приборов/устройств или нужно что то доп.
2.мой вопрос касался интерпретации результатов ГИС (а не методов, которыми определяется наличие ЗКЦ) , в частности, термометрии и исключительно для расширения собственного кругозора что ли, но никак не проводить саму интерпретацию и ставить под сомнение заключения по ГИС
3.так опять же только для собственного расширения знаний - а как по трассерам определять наличие ЗКЦ например ниже ИП?
"Cased hole and production log evaluation" J.J.Smolen - там есть ответы на все Ваши вопросы, в том числе, которые я озвучил. Данная книга есть в моем файлообменнике на 4shared и Dropbox (одна из моих настольных).
Вообще если Вы хотите лекцию по промыслово- геофизическому контролю за разработкой месторождений и тех.состоянию скважин - обращайтесь, попробуем договориться.
Связан с ПГИ непосредственно (от "сырых" ласов до итоговых заключений и анализа данных).
Могу сказать Вам так - подрядчику ГИС (ПГИ) не следует доверять целиком и полностью. Скважинная термометрия при контроле за разработкой очень сложная и противоречивая в некоторых моментах/ситуациях, тут больше зависит от поставленной задачи перед ней до исследования и правильности её выполнения (написания плана работ, соблюдения технологии и т.п). Достоверность определения ЗКЦ (её интерпретация) делается не только по термометрии, а в комплексе с другими методами.
Как правило, подрядчик по ПГИ может владеть не всей информацией по сважине. С Rhino и Krichevsky - согласен. От себя добавлю, не мало важным при этом иметь и информацию ГИС открытого ствола.
На счёт доверия к заключениям подрядчика по ПГИ - не всегда они дают полную и достоверную информацию по разным причинам. Могут ошибаться - Вы ведь не знаете какой квалификации и опыта интерпретатор Вам это заключение писал. Из практики могу сказать - работали с многими подрядчиками и много заключений переделывали они нам, в том числе и по части ЗКЦ вниз/вверх.
Интенсивность ЗКЦ оценить можно, как и негерметичность конструкции скважины (э/к, НКТ, пакер и т.д), забоя.
К каждому исследованию ПГИ нужно подходить индивидуально. Могу посмотреть Ваш материал.
Современные программы интерпретации ГИС определяют свойства пород с шагом 0,2 м.
Но я поспрашивал у геофизиков у нас, они говорят, что невозможно определить ФЕС у пласта толщиной менее 0,6м.
Это зависит от размера прибора и т.д.
Кто, что думает по этому поводу?
я сам геолог-нефтяник и в геофизике не разбираюсь, но хотелось бы знать возможно ли определять ФЕС у пластов с толщиной менее 0,6м?
Современные программы интерпретации ГИС определяют свойства пород с шагом 0,2 м.
Но я поспрашивал у геофизиков у нас, они говорят, что невозможно определить ФЕС у пласта толщиной менее 0,6м.
Это зависит от размера прибора и т.д.
Кто, что думает по этому поводу?
я сам геолог-нефтяник и в геофизике не разбираюсь, но хотелось бы знать возможно ли определять ФЕС у пластов с толщиной менее 0,6м?
Шаг дискретизации в нынешнем цифровом мире может быть любой. Вообще-то стандарт 0.1м для обычных приборов с разрешением 0.6м.
С такими организациями которые до сих пор 0.2 используют я бы не связывался.
Для микрометодов и микроимиджеров может быть любым начиная от 2.5мм то есть начиная от разрешения микроимиджеров.
Для пластов тоньше 0.6м ФЕС определить можно. С помощью импортных приборов и импортных програм. Но это сильно сложнее и дороже.
Современные программы интерпретации ГИС определяют свойства пород с шагом 0,2 м.
Но я поспрашивал у геофизиков у нас, они говорят, что невозможно определить ФЕС у пласта толщиной менее 0,6м.
Это зависит от размера прибора и т.д.
Кто, что думает по этому поводу?
я сам геолог-нефтяник и в геофизике не разбираюсь, но хотелось бы знать возможно ли определять ФЕС у пластов с толщиной менее 0,6м?
Отвечу тебе, как геолог геологу
Вертикальное разрешение зондов конечно же зависит от типа прибора и метода и варьируется обычно в пределах 30-60-и более см.
Для пластов с толшинои 40-60 см нельзя корректно количественно определить величину насышения, пористость и глинистость посчитать можно.
Читайте также: