В. В. Климов, А. В. Шостак геофизические исследования скважин
 Скачать 7.18 Mb.
|
|
1. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН 1.1. Классификация методов ГИС Классификация методов ГИС может быть произведена по виду изу- чаемых физических полей. В этой связи их делят на электрические, элек- тромагнитные, термические, акустические, ядерные и другие. К настоящему моменту известно более пятидесяти методов ГИС и их модификаций. Подобное многообразие объясняется рядом факторов. 1. Первый связан со спецификой обратных задач, требующей ком- плексирования большого числа методов. 2. Второй – связан с различиями в условиях применения ГИС: – в осадочных и других породах (метаморфических, магматических); – в скважинах обсаженных и не обсаженных; – в скважинах сухих или заполненных водными растворами солей, а также электропроводными и неэлектропроводными промывочными жид- костями. 3. Третий фактор, обусловливающий многообразие применяемых ме- тодов ГИС – это большое количество и многоплановость решаемых ими задач геологического, технологического, инженерного и гидрогеологиче- ского характера. 1.2. Соотношение методов, основанных на исследовании керна, шлама и ГИС Важным источником информации по изучению скважины являются данные кернового материала и шлама. С их помощью изучают петрофизи- ческие, текстурно-структурные, фильтрационно-емкостные, петрографиче- ские и другие свойства пород. Однако в целом эти методы не достаточно эффективны, что объясняется неполным выносом кернового материала, трудностью привязки керна по глубине, малым радиусом исследования, изменением характеристик горных пород в зоне бурения и при подъеме на поверхность, значительными затратами времени и средств. 12 В отличие от этого ГИС дают сплошную, сравнительно точно привя- занную по глубине информацию с существенно большим радиусом иссле- дования. Затраты времени и соответственно стоимость ГИС ниже. Важно, что удается получить информацию о горных породах в их естественном залегании. Большой радиус исследования, возможность осуществлять за- меры не только в функции пространственных координат, но и в функции времени, изучение всей системы скважина-пласт, позволяют решать геоло- гические задачи, в принципе не решаемые по керновому материалу. Вместе с тем, достаточно точная оценка с помощью ГИС парамет- ров, характеризующих литологию, коллекторские свойства, содержание того или иного полезного ископаемого и т.д., требует знания свойств мат- рицы (скелета) горной породы, флюида-порозаполнителя, а также петро- физических зависимостей для определенного типа отложений месторож- дения. Такую информацию в большинстве случаев получают с помощью кернового материала и шлама. Поэтому исследования керна, шлама и ГИС должны рассматриваться как составляющие единого процесса изучения околоскважинного и межскважинного пространства. 1.3. Роль и место ГИС на стадиях горно-геологического процесса Роль и место ГИС обусловливаются стадией горно-геологического процесса, под которым будем понимать комплекс операций от постановки геологической задачи до эксплуатации месторождения включительно. Вопрос о стадийности горно-геологического процесса зависит от ти- па полезного ископаемого. Обобщая и схематизируя, его можно разбить на пять стадий. На первой стадии (стадии региональных исследований), выявляют пер- спективные геологические объекты данного региона. Основную роль здесь играют аэрокосмические, наземные геохимические и геофизические методы. Керновый материал, получаемый из малого числа опорных скважин, является источником информации о литолого-стратиграфических, петро- физических и других характеристиках пород. Однако в силу неполного выноса и малого радиуса исследований он не обеспечивает информации о разрезе в необходимом объеме. В этой связи методы ГИС после настрой- ки по керновому материалу играют по отношению к нему роль интерполи- рующего и экстраполирующего инструмента, позволяющего построить сплошные вертикальные геолого-геофизические модели разрезов. 13 Полученная с помощью ГИС информация имеет самостоятельное зна- чение, а также используется для «настройки» наземных геофизических мето- дов. Вертикальные сейсмоакустические модели, например, позволяют объяс- нить основные закономерности формирования волнового поля при наземной сейсморазведке, связав его с геологическими особенностями среды. Фактически ГИС призваны играть по отношению к наземным мето- дам ту роль, которую керн играет по отношению к ГИС. Вместе с тем сеть опорных скважин на региональной стадии, как правило, столь редка, что использование наземных методов для интерполяции и экстраполяции дан- ных ГИС на межскважинное пространство неэффективно. Результатом региональной стадии исследований является модель расположения перспективных геологических объектов региона – зон, структур, формаций и т.д. Такая модель – информационная основа для вы- работки управляющих решений на проведение второй стадии горно- геологического процесса – зональной, задача которой – изучение строения перспективных геологических объектов. На зональной стадии исследований основную роль играют различные модификации геохимических, аэро- и наземных геофизических методов. Их главное отличие от соответствующих региональных модификаций – большая детальность исследований. Объем бурения, а соответственно и роль ГИС, возрастают. Тем не менее, соотношение методов «керн – ГИС – назем- ная геофизика», в принципе, такое же, как и на региональной стадии. Результат зональной стадии исследований – трехмерная модель пер- спективного геологического объекта. Существенно, что обратная связь, охватывающая комплекс регио- нальных исследований, позволяет корректировать априорную модель ре- гиона по мере получения новой информации, обеспечивая оптимизацию процесса исследований, т.е. уточнение направления профилей, мест зало- жения опорных скважин и т.д. Обратная связь как непременное условие системного подхода к организации исследований играет важную роль на всех стадиях горно-геологического процесса. Знание модели перспективного объекта позволяет приступить к третьей стадии горно-геологического процесса – поисковой. Ее основная задача – подтверждение существования месторождения и оценка его про- мышленной значимости. В этой связи она характеризуется большим объе- мом буровых работ, испытаний и опробований, позволяющих получить прямое подтверждение продуктивности. 14 Тенденция к повышению значимости ГИС получает на этой стадии дальнейшее развитие. Значительный объем накопленной информации, большая детальность наземных исследований и высокая плотность поис- ковых скважин позволяют прогнозировать геологический разрез между скважинами и за контуром их заложения, используя детальные наземные методы для интерполяции и экстраполяции полученных с помощью ГИС вертикальных моделей разреза. Таким путем удается сократить объем до- рогостоящего поискового бурения. На четвертой (разведочной) стадии модель месторождения, постро- енная на этапе поисков, уточняется и детализируется с целью подсчета за- пасов полезного ископаемого и подготовки месторождения к эксплуата- ции. Роль ГИС значительно возрастает. Их основные задачи – оценка под- счетных параметров, изучение изменчивости объектов разработки, деталь- ное исследование разрезов скважин, выбор интервалов испытаний и опро- бований, а также контроль качества их проведения. Значение кернового материала постепенно снижается, снижаются и объемы бурения с отбором керна. Роль ГИС на пятой, эксплуатационной, стадии горно-геологического процесса, зависит от технологии разработки месторождения. Задачи ГИС на эксплуатационной стадии делятся на две группы: 1. Первая группа задач (технологического характера) связана с экс- плуатацией месторождения и контролем его разработки. На нефтегазовых месторождениях – это в первую очередь изучение разрезов скважин с це- лью выделения продуктивных интервалов, контроль процесса выработки залежи, наблюдение за продвижением фронта нагнетаемых вод. Одновременно на этой стадии, как и на всех предыдущих, с помо- щью геофизических методов решается важнейшая задача – изучение тех- нического состояния скважин. На месторождениях твердых полезных ископаемых исследования на эксплуатационной стадии проводятся как в обычных скважинах, так и в подземных выработках. Основное назначение таких работ – количест- венная оценка продуктивности отложений, контроль за процессом их вы- работки, прогнозирование зон обрушения, трещиноватости, закарстован- ности, изучение прочностных свойств кровли горных выработок и гидро- геологической обстановки. 2. Вторая группа задач эксплуатационной стадии связана с доразведкой эксплуатирующегося месторождения – изучением его флангов и не подверг- 15 шихся ранее детальным исследованиям горизонтов. Необходимость в дораз- ведке возникает также в случае появления новых геологических данных, при несоответствии модели эксплуатирующегося месторождения результатам эксплуатации, при создании новых геофизических методов. Однако и при отсутствии перечисленных причин обратная связь по- зволяет использовать результаты исследований, проводимых с целью кон- троля разработки, для совершенствования представлений о модели место- рождения. В настоящее время роль доразведки эксплуатирующихся (в том числе истощенных) месторождений существенно возросла, что связано с новыми тенденциями (бурение боковых стволов и т.д.) и технологиями эксплуатации скважин, увеличением затрат на поиск невыработанных це- ликов и разведку новых месторождений. Отметим, что информация на всех стадиях горно-геологического процесса поступает с более низких иерархических уровней на более высо- кие, накапливаясь и уточняясь в банках данных. Из вышеизложенного ясно, что ГИС – неотъемлемая составная часть горно-геологического процесса на всех его стадиях. 16 2. СКВАЖИНА КАК ОБЪЕКТ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ Скважина как объект геофизических исследований оказывает суще- ственное влияние на специфику геофизических методов и технологию их проведения. По назначению скважины делятся на опорные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, гидрогеологические и т.д. Однако, с точ- ки зрения ГИС, решающее значение имеет технология их проводки. По этому признаку скважины можно разделить на четыре группы: – «сухие» – пробуренные без промывочной жидкости (ПЖ); – пробуренные на воде; – пробуренные на нефильтрующихся и непроводящих электриче- ский ток (известково-битумных) ПЖ; – пробуренные на водных фильтрующихся (глинистых) ПЖ. К последней группе относятся практически все скважины большой и средней глубины, в том числе подавляющее большинство скважин нефте- газовых месторождений. Отметим, что скважина усложняет структуру изучаемых физических полей, что приводит к серьезным трудностям при решении прямых и обрат- ных задач. Кроме того, вскрывая толщу горных пород, скважина нарушает условия их залегания: изменение геостатического давления и температуры приводит к перераспределению напряжений, взаимодействие породоразру- шающего инструмента и ПЖ с породой усугубляет этот процесс, способствуя образованию микротрещиноватости в прочных и разрушению, размыву с об- разованием каверн – в рыхлых, трещиноватых, растворимых породах. Во избежание неконтролируемого выброса пластовых флюидов давле- ние ПЖ поддерживают несколько выше пластового, в результате чего возни- кает ее фильтрация в проницаемые пласты. Поскольку эффективные диамет- ры пор залегающих глубоко пород имеют небольшие размеры и редко пре- вышают 100 мкм, а размеры глинистых частиц в основном больше этой ве- личины, в пласт проникает лишь фильтрат ПЖ, основное же количество час- тиц оседает на стенке скважины. Образующаяся глинистая корка повышает устойчивость стенок и препятствует дальнейшей фильтрации. В результате проникновения фильтрата ПЖ в проницаемые пласты в них образуются зоны проникновения с диаметрами от десятков до сотен 17 сантиметров. Физико-химические свойства пород в зоне проникновения изменяются за счет оттеснения первоначального флюида, возникновения сложного, в ряде случаев многофазного насыщения, окислительно- восстановительных процессов, закупорки пор (кольматации). Таким обра- зом, меняется не только характер насыщения пласта, но и его фильтраци- онно-емкостные свойства. Наиболее измененную часть зоны проникновения называют промы- той зоной. Границы зоны проникновения и промытой зоны имеют неярко выраженный характер. Обычно в геофизике под зоной проникновения по- нимают цилиндрическую область, в пределах которой величина измеряе- мого параметра отличается от значения данного параметра в неизмененной части пласта более чем на двойную погрешность измерения. В этой связи отметим, что границы зоны проникновения для разных методов различны. При изучении характера насыщения пласта, количественной оценке его нефтегазоносности и фильтрационно-емкостных характеристик, зона проникновения является серьезным осложняющим фактором, но сам факт ее существования говорит о проницаемости пласта. Однако полное прекращение фильтрации промывочной жидкости приводит к постепенному уменьшению диаметра зоны проникновения и, в конечном счете, ее расформированию под влиянием диффузии, капил- лярных и гравитационных сил. Первоначальное насыщение пласта в его прискважинной части восстанавливается, что дает возможность оценить нефтегазонасыщенность, а в процессе эксплуатации контролировать дина- мику газожидкостных и водонефтяных контактов. После завершения бурения и проведения геофизических исследова- ний в открытом стволе, скважину обсаживают стальной колонной и цемен- тируют для укрепления ее ствола и разобщения пластов – коллекторов с разным флюидосодержанием. Обсадная колонна практически исключает применение электриче- ских, электромагнитных и магнитных методов, и в той или иной степени искажает показания радиоактивных, сейсмоакустических, термических. 2.1. Схемы и технологии проведения ГИС При геофизических исследованиях в скважинах с небольшими от- клонениями стволов от вертикали доставку приборов на забой производят 18 за счет действия сил гравитации с использованием кабельных и бескабель- ных технологий: – на каротажном кабеле; – на специальной проволоке. Доставку скважинных приборов на забой в наклонно-горизонтальных скважинах осуществляют с помощью: – специальных скважинных устройств – движителей с электропри- водом, получающим электропитание по каротажному кабелю; – насосно-компрессорных труб; – гибких труб малого диаметра – коллтюбинга; – с помощью специального («жесткого») каротажного кабеля. Общая схема проведения геофизических исследований скважин с использованием кабельных технологий (при строительстве и эксплуата- ции скважин) следующая. 1. К каротажному кабелю, намотанному на барабан лебедки подъем- ника (рис. 2.1) с помощью стандартного кабельного наконечника подсое- диняются скважинные приборы, в которых находятся датчики физических полей и электронные узлы, предназначенные для усиления сигналов дат- чиков и их передачи на поверхность земли по каротажному кабелю. Рис. 2.1. Общая схема проведения геофизических исследований при строительстве и эксплуатации скважин с использованием кабельных технологий 19 2. Приборы опускают (спускают) в скважину на каротажном кабеле, пропущенном через верхний и нижний направляющие ролики блок – ба- ланса (рис.2.2), подвешенные на крюке и установленные на устье скважи- ны соответственно. (Попутно отметим, что каротажные кабели одновре- менно служат для подачи напряжения питания и сигналов управления к скважинному прибору и передачи информации на земную поверхность). Рис. 2.2. Мобильный многоцелевой комплекс (МКМ) «Регион 1» 20 Каротажный кабель в свою очередь соединяется с регистрирующей ап- паратурой наземной геофизической лаборатории, которая вместе с каротаж- ным подъемником входит состав полевого информационно-измерительного комплекса, называемого каротажной станцией. 3. В процессе спуска скважинных приборов в скважину производится: – контроль их работоспособности, плавности спуска и отсутствия остановок; – непрерывный контроль глубины с помощью механического и электронного датчиков – глубиномеров. 4. Регистрация измеряемых параметров производится при подъеме скважинных приборов (для исключения погрешностей в определении глу- бины из-за эффекта «плавания» кабеля и скважинных приборов в скважи- нах с высокой плотностью промывочной жидкости). Исключением из это- го правила являются геофизические исследования скважин методом тер- мометрии, которые в комплексе ГИС выполняются в первую очередь (для предотвращения нарушения температурного поля в скважине и исключе- ния температурных погрешностей, возникающих из-за перемешивания промывочной жидкости при спуско-подъемных операциях). При проведении геофизических исследований в неглубоких скважи- нах (с глубинами до 2500–3000 метров) обычно используются каротажные станции, объединяющие в единый блок спуско-подъемное оборудование (каротажный подъемник) и геофизическую лабораторию (рис. 2.3). Для определения глубины, на которой находится скважинный прибор в скважине каротажный кабель снабжается магнитными или вещественными метками через равные интервалы (обычно через 10 метров). Магнитные мет- ки представляют собой намагниченные участи кабеля. Вещественные – не- большие бандажи из изоляционной ленты, накладываемые на кабель. Для более надежной привязки к глубинам метки, кратные 100 мет- рам, делаются отличными от рядовых. Считывание магнитных меток осу- ществляется с помощью датчика магнитных меток глубины (ДМГ), кото- рый формирует электрический сигнал «глубина-метка» в момент прохож- дения мимо него намагниченного участка кабеля. Вещественные метки контролируются визуально, при этом в момент их прохождения между ро- ликами кабелеукладчика на каротажной диаграмме ставится метка. Верхний конец каротажного кабеля заправляется внутрь барабана лебедки и подключается к смонтированному на его вале коллектору, обес- печивающему электрическое соединение жил кабеля с измерительным 21 оборудованием каротажной станции. Корпус коллектора закреплен на раме лебедки, а его вращающаяся часть крепится к валу. Жилы каротажного кабеля подключаются к клеммам на вращающей- ся части коллектора, а соединительный кабель каротажной лаборатории (т.н. коллекторный провод) – к клеммам на его корпусе. Рис. 2.3. Современная каротажная станция, выпускаемая отечественной промышленностью Электрическое соединение жил каротажного кабеля с соответст- вующими жилами коллекторного привода осуществляется с помощью на- ходящихся внутри коллектора металлических колец и прижимающихся к ним щеток. Для проведения каротажа станцию устанавливают на расстоянии 10–50 метров от устья скважины так, чтобы ось каротажного подъемника лебедки была горизонтальна и перпендикулярна к направлению на устье (рис. 2.4) и затормаживают, подкладывая под колеса клинья. На устье скважины надежно закрепляется нижний ролик блок-баланса таким обра- зом, чтобы плоскость его колеса была перпендикулярна оси барабана ле- бедки и направлена на его середину, а пропущенный через верхний ролик блок-баланса кабель свободно опускался в устье скважины. С осью нижне- го ролика блок-баланса соединяют механический и электронный датчики глубин, а на его раме, вблизи каротажного кабеля, размещают датчик ме- ток глубины (ДМГ). ДМГ и электронный датчик глубин соединяются ка- белями с аппаратурой каротажной станции. Перед началом работ с помощью мегомметра проверяют сопротивление между жилами кабеля и броней (оно обычно не должно быть менее 2 МОм). 22 Рис. 2.4. Схема расположения механизмов и узлов во время проведения каротажных работ Станция надежно заземляется и только после этого подключается се- тевой провод электропитания. Скважинные приборы после проведения необходимых операций (эталонирование, запись стандарт-сигналов и т.п.) опускаются в устье скважины, после чего лебедка ставится на тормоз. На счетчиках глубин устанавливают нулевые показания, тормоз от- пускается и начинается спуск скважинного прибора в скважину. Скорость спуска обычно не превышает 3600 м/ч, она регулируется торможением барабана лебедки, которое производится плавно, без рывков. Процесс спуска контролируется и немедленно замедляется или вовсе прекращается при провисании кабеля, что обычно свидетельствует об оста- новке скважинного прибора или его торможении. (Перепуск кабеля может привести к аварии в результате его складывания и образования петель). При прохождении башмака (нижнего конца) обсадной колонны, ин- тервалов перфорации и других технических опасных интервалов, к кото- рым относятся резкие изменения диаметра скважины и т.п., скорость спус- ка уменьшают. 23 Спуск прекращается сразу по достижении скважинным прибором за- боя и лебедка ставится на тормоз. (При этом на барабане лебедки должно оставаться не менее половины последнего ряда витков). Как показано выше, большинство каротажных исследований выпол- няется при подъеме скважинного прибора, для чего переключают режимы работы лебедки со спуска на подъем и включают ее привод. Сразу после отрыва скважинного прибора от забоя устанавливают требуемую скорость подъема, которая в основном определяется техническими характеристика- ми используемой аппаратуры и решаемыми задачами. С приближением скважинного прибора к устью, скорость подъема снижается до минимальной и внимательно отслеживаются показания счет- чиков глубин и вещественная предупредительная метка. При появлении предупредительной метки, которая устанавливается на расстоянии около 10 м от конца кабеля и должна быть хорошо видимой, лебедка приторма- живается и скважинный прибор извлекается из устья вручную. После про- ведения операций, аналогичных выполняемым перед спуском, аппаратура отключается, а скважинный прибор отсоединяется. Для исследования наклонных, горизонтальных и восстающих сква- жин, пробуренных из штолен и горных выработок, применяют приборы с автономным питанием и регистрацией, транспортируемые к забою с по- мощью бурового инструмента, колонны НКТ, коллтюбинговых установок «жесткого» кабеля или специальных устройств – движителей. В ряде случаев также находит применение и новая комплексная тех- нология производства ГИС с использованием колтюбинга со встроенными каротажным кабелем. 2.2. Основные марки геофизических (каротажных) кабелей Общая номенклатура каротажных кабелей составляет более 40 наиме- нований. Основные марки серийно выпускаемых кабелей приведены ниже: КГ 1х0,35-70-130 (150,180), КГ 1х0,75-55-130 (150,180), КГ 1х0,75-57-130 (150,180), КГЛ 1х0,75-29-130 (150,180), КГ 1х1,5-55-130 (150,180), КГ 3х0,75-60-130 (150,180), КГ 3х0,35-38-130 (150,180), КГ 3х0,35-55-130 (150,180), КГ 7х0,75-75-130 (150,180). 24 Обозначения каротажных кабелей содержат информацию об их ха- рактеристиках, например, КГ1х035-10-130 расшифровывается следующим образом: кабель геофизический одножильный с сечением жилы 0,35 мм 2 , сопротивлением 70 Ом/км и верхним значением диапазона температур 130 (150 и 180) 0 С. (Аналогично: кабели КГ3 ….. и КГ7…… – содержат 3 и 7 жил соответственно). Проволока для брони кабеля изготавливается из высокопрочной стали с сопротивлением разрыву не менее 1770 Н/мм 2 (180 кгс/мм 2 ). Другие типы кабелей – кабели специального назначения изготавли- ваются по разовой документации. Новые марки каротажных кабелей при- ведены ниже. 1. Кабель геофизический с оптоволоконным модулем КГ 2 ВО-55-130. В России спроектирован и изготовлен специальный геофизический кабель с оптоволоконным модулем (рис. 2.5), имеющий электропроводя- щие жилы и оптоволоконные каналы. Особенностью кабеля является защита оптического модуля от внеш- него гидростатического давления до 400 атм. Кабель имеет две токопрово- дящих жилы (одна высокого и одна низкого электрического сопротивле- ния) и два канала в виде оптических волокон (в одномодовом и многомо- довом исполнении). Рис. 2.5. Схема кабеля 1 – волокно многомодовое; 2 – волокно одномодовое; 3 – гель-наполнитель; 4 – капилляр из нержавеющей стали (токопроводящая жила) ; 5 – подушка изолятор; 6 – броня (токопроводящая жила); 7 – подушка изолятор; 8 – броня 2. Геофизические кабели с капилляром КГТБ 1-55-150, КГТБ 1-75-150, КГТБ 1-60-150 и бронированная капилярная трубка ТБ-55, ТБ-60. В настоящее время выпускаются кабели с внутренним капилляром из нержавеющей стали, предназначенным для подачи различных химических 25 реагентов в скважину (для борьбы с различными осложнениями при добы- че нефти). Одновременно имеется возможность контроля измеряемых па- раметров по токопроводящему каналу, что обеспечивает реальную воз- можность разработки новых технологий ГИС. Геофизический кабель имеет в своем составе капилляр диаметром 4; 6 и 6,8 мм с толщиной стенки соответственно 0,25; 0,4 и 0,32 мм. Кроме того, для решения целевых задач по подаче химических реагентов в сква- жину предлагаются бронированные капиллярные трубки типов ТБ-55, ТБ-60 (и других типоразмеров). Работы с кабелем такой конструкции и указанными капиллярными трубками проводятся в нефтедобывающих ор- ганизациях России и Казахстана. КГТБ 1-55-150 ТБ-60 Рис. 2.6 а. Схема кабеля Рис. 2.6 б. Схема кабеля 1 – капилляр Ø4 мм 1 – капилляр Ø6 мм 2 – броня (токопроводящая жила) 2 – броня 3 – подушка изолятор 3 – броня 4 – броня 3. Кабель геофизический с плоской броней КГ 3х0,75-58-130. Кабель имеет внешний повив брони из прямоугольных проволок, ко- торые образуют «плоскую» поверхность. Преимуществом данной конст- рукции является: – повышенная разрывная прочность за счет большего заполнения ме- таллом элементов конструкции кабеля по сравнению с традиционной круглой проволочной броней (увеличение разрывного усилия достигает 25 % по срав- нению с кабелям имеющим аналогичный диаметр); – лучшие условия работы кабеля в уплотнителях лубрикаторных ус- тановок; – возможность применения новых материалов для изготовления уп- лотнительных элементов лубрикаторов обеспечивающих проведение работ при больших перепадах давлений, и др. 26 Рис. 2.7. Схема кабеля 1 – токопроводящая жила, 2 – изоляция,3 – подушка под броню, 4 – броня. 5 – броня из профильной стали 4. Кабели КГ 3х0,2-29-150 и КГ 3х0,35-29-200. Для проведения ГИС в работающих скважинах с ЭЦН разработан кабель диаметром 6,4 мм в трехжильном исполнении с сечением токопро- водящей жилы 0,2 мм 2 и электрическим сопротивлением не более 90 Ом/км (для рабочих температур 150 и 200 ºС). Рис. 2.8. Схема кабеля. 1 – токопроводящая жила, 2 – изоляция, 3 – подушка под броню, 4 – броня, 5 – броня 27 3. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ СКВАЖИН Исследование разрезов скважин в околоскважинном пространстве с целью уточнения геологической модели осуществляется с помощью гео- физических исследований (ГИС-КАРОТАЖА). Различают несколько ви- дов каротажа, основанные на измерении различных физических полей и характеристик в скважине и околоскважинном пространстве: электриче- ские методы каротажа – ПС, КС, БКЗ, БК, БМК, микрозондирование и др.; электромагнитные методы каротажа – ИК, ДК, ВИКИЗ и др.; радиоактив- ные методы – ГК, НК, ГГК, ИННК и др., а также термокаротаж, акустиче- ский каротаж, наклонометрия, профилеметрия и т.д. Важнейшей составной частью геологической информации является отбор кернов в процессе бурения и их детальные лабораторные исследова- ния. Петрофизические зависимости представляют информацию о литоло- гии, пористости и характере насыщенности пласта. Методы ГИС-каротажа являются косвенными. Одним из элементов их методических основ служат предварительно установленные аналитиче- ские петрофизические зависимости и обоснование возможности перехода от геофизических характеристик к коллекторским свойствам пласта с по- следующей оценкой точности прогноза параметров. Геофизические исследования обеспечивают информационную осно- ву для контроля за выработкой пластов (определение профилей притока и приемистости, состава притока, насыщенности пласта флюидами в различ- ные моменты, оценка параметров вытеснения и др.), контроля работы скважин, диагностики их технического состояния и контроля за проведе- нием методов интенсификации притока флюидов и т.п. 3.1 Электрические методы исследования скважин При проведении ГИС электрическими методами изучаются удельное электрическое сопротивление, естественная (собственная) и искусственно вызванная электрохимические активности пород. На изучении удельного электрического сопротивления основываются метод кажущихся сопротив- 28 лений и индукционный метод исследования скважин. Различие в естест- венной (собственной) электрохимической активности пород используется при исследованиях методом собственных потенциалов (ПС), а вызванная электрохимическая активность пород изучается методом вызванных по- тенциалов (ВП). 3.1.1 Электрические и электромагнитные свойства горных пород Электрические свойства горных пород и минералов рассмотрим в части их способности: – изменять характеристики электрических полей; – проводить электрический ток. К основным электрическим свойствам относятся: электрическое сопротивление (или обратная ему величина – электропроводность), ди- электрическая постоянная и поляризуемость горных пород. Наибольшее значение в практике геологогеофизических исследований имеет изучение удельного электрического сопротивления пород и минералов, определяемого как сопротивление куба вещества (со сторонами 1 м) электри- ческому току, направленному перпендикулярно одной из его граней. Удель- ное электрическое сопротивление зависит от: – сопротивления минералов, слагающих горные породы; – характера и состава флюидов, заполняющих поры; – влажности, пористости, структуры и анизотропии породы; – температуры и давления в горном массиве. К хорошо проводящим (10 –6 – 10 –4 Ом·м) относятся самородные метал- лы; к полупроводникам (10 –5 –10 3 Ом·м) – большая часть рудных минералов (пирит, пирротин, галенит, ковеллин, сфалерит и др.) а к диэлектрикам – большая часть породообразующих минералов, в том числе все минералы класса силикатов, сульфатов, карбонатов, некоторые оксиды (кварц, корунд). Минеральный скелет горных пород проводит ток значительно хуже, чем природные растворы, заполняющие поры и трещины, поэтому с увеличением увлажнённости горных пород, их пористости электрическое сопротивление уменьшается в 10–30 раз. (Особо отметим, что при замерзании воды в порах и других пустотах сопротивление возрастает на 2–3 порядка). Удельное электрическое сопротивление горных пород растёт также с увеличением их газо- и нефтенасыщенности. Поскольку структура, пористость и влажность различны для осадоч- ных, изверженных и магматических горных пород, то соответственно раз- лично и их электрическое сопротивление (табл. 3.1). 29 Таблица 3.1. Удельное электрическое сопротивление породообразующих и рудных минералов Минерал Удельное сопротивление, ом·м Минерал Удельное сопротивление, ом·м Ангидрит 10 7 –10 10 Нефть 10 9 –10 16 Кальцит 10 7 –10 12 Каменный уголь 10 2 –10 6 Кварц 10 12 –10 14 Антрацит 10 –4 –10 –2 Полевые шпаты 10 11 –10 12 Пирит 10 –4 –10 –1 Слюды 10 14 –10 15 Графит 10 –6 –10 –4 Магнетит 10 –4 –10 –2 Наименьшие значения сопротивления характерны для осадочных горных пород (за исключением каменной соли, гипса и ангидрита), что объясняется их повышенной пористостью и увлажнённостью, а наиболь- шие сопротивления наблюдаются у изверженных горных пород. Удельное сопротивление большей части руд зависит от процентного содержания в них хорошо проводящих минералов и их соотношения с не- проводящими минералами. Наибольшей проводимостью (10 –2 –10 1 Ом·м) обладают массивные колчеданные и полиметаллические руды. Диэлектрическая постоянная определяется отношением напряжённо- сти электрического поля в минералах и горных породах к напряжённости поля в вакууме. Для большинства породообразующих минералов (в том числе всех силикатов) диэлектрическая постоянная изменяется от 3 до 10 (редко до 25), а у влажных пород её значение достигает 40. Поляризуемость характеризует способность минералов и горных по- род поляризоваться в электрическом поле вследствие физико-химических процессов, происходящих на границе твёрдой и жидкой фаз. Она опреде- ляется отношением (%) напряжённостей первичного электромагнитного поля, пропускаемого в землю, и вторичного поля, созданного поляризо- ванной геологической средой. Поляризуемость уменьшается с повышени- ем влажности и минерализации поровой влаги. Значение поляризуемости большинства минералов и горных пород не превышает 1–2 %, для графитовых сланцев и прожилково-вкрапленных руд, содержащих минералы с электронной проводимостью, поляризуе- мость возрастает до нескольких десятков %. Электрические свойства минералов горных пород в силу их значи- тельной зависимости от влажности, температуры и других условий в мас- сиве в основном определяют в естественных залеганиях методами элек- 30 трического каротажа. На различии электрических свойств минералов гор- ных пород основано применение электрических методов для изучения: – геологического строения земной коры; – поисков и разведки месторождений полезных ископаемых; – определения напряжённого состояния горного массива и решения других задач. Интенсивное внедрение в практику полевых наблюдений позволило накопить большой материал по распределению электрического сопротив- ления в недрах Земли, а также обнаружить слои в земной коре и мантии с сопротивлением на 2–3 порядка меньше, чем сопротивление вышележа- щих и подстилающих толщ. Высокая чувствительность электропроводности минерального вещест- ва к температуре, вещественному составу, фазовым и физико-химическим процессам и широкое применение электрических методов при геофизических исследованиях открывает новые возможности дяя повышения однозначности решений ряда важных вопросов физики Земли, а именно, уточнения вещест- венного состава и структуры земной коры и верхней мантии, распределения температуры с глубиной, установления природы образования волноводов в средней части земной коры, выяснения физической природы электрических предвестников землетрясения. Знание электрических характеристик горных пород необходимо для увеличения эффективности электрических методов разведки полезных ис- копаемых. 3.1.2 Удельное электрическое сопротивление горных пород Известно, что электрическое сопротивление R проводника длиной L, состоящего из однородного материала и имеющего постоянное поперечное сечение S, можно определить по формуле: R = ρ·(L/S) (3.1) Коэффициент ρназывается удельным электрическим сопротивлени- ем и измеряется в ом·м. Удельное электрическое сопротивление обратно пропорционально удельной электрической проводимости (электропровод- ности), характеризующей способность среды проводить электрический ток. Как показано выше, за удельное электрическое сопротивление горных пород принимается величина электрического сопротивления куба с попе- речным сечением 1 м 2 и длиной 1 м. Большинство породообразующих ми- 31 нералов имеет очень большое удельное сопротивление и практически не проводят электрический ток (табл. 3.1). Удельное сопротивление осадочных горных пород, не содержащих большого количества примесей рудных минералов, изменяется в широком диапазоне и зависит от: – удельного сопротивления насыщающих породу водных растворов (пластовые воды); – содержания водных растворов и углеводородов в породе; – текстурных особенностей породы. Концентрация солей в природных водах весьма разнообразна и изме- няется от единиц до 300 г/литр. Удельное электрическое сопротивление – ρ в таких растворов тем ниже, чем выше концентрация солей (с) и пластовая температура (t) (рис. 3.1). Буровые растворы, заполняющие скважину, как в процессе бурения, так и в момент проведения геофизических исследований, представляют собой водную суспензию. Различают удельное сопротивление бурового раствора ρ р и его фильтрата ρ ф – той воды, в которой взвешены минераль- ные частички. Величина ρ р зависит от концентрации солей в фильтрате, температуры и плотности бурового раствора. В водоносном пласте зона проникновения (ЗП) имеет следующее строение. Непосредственно у стен- ки скважины формируется промытая зона, в которой фильтрат промывоч- ной жидкости почти полностью вытесняет пластовую воду. За промытой зоной следует переходная, сопротивление насыщающей жидкости в кото- рой изменяется от ρ ф до ρ в за счет постепенного смещения фильтрата гли- нистого раствора с пластовой водой. Промытая и переходная зона образу- ют зону проникновения, которую условно считают концентрическим сло- ем диаметром D, сопротивлением ρ зп и сопротивлением насыщающей жид- кости ρ в . В качестве величин ρ зп и D принимаются такие значения, влияние которых на результаты измерений эквивалентно влиянию фактической не- однородной зоны проникновения. В нефтеносном пласте процесс проникновения более сложен. В про- мытой зоне происходит замещение пластовой воды и нефти фильтратом гли- нистого раствора, но в тонких и тупиковых порах нефть частично сохраняет- ся. Принято считать, что в промытой зоне содержится 15–25 % остаточной нефти. В глинистых коллекторах, а также при большой вязкости нефти оста- точная нефтенасыщенность достигает значений 30 % и более. В газоносных пластах остаточная газонасыщенность обычно принимается равной 30 %. 32 Рис. 3.1. Зависимость удельного сопротивления пластовых вод ρ в от концентрации солей и температуры t (раствор NaCI) При удалении от стенок скважины фильтрат бурового раствора в зо- не проникновения смешивается все с большими порциями пластовой воды и нефти. На процесс проникновения фильтрата глинистого раствора в неф- тегазоносный пласт, представленный гидрофильными породами, сущест- венно влияют относительная проницаемость пород и начальное распреде- ление флюидов. В зависимости от разности давлений и проницаемости пластов глубина проникновения может достигать от нескольких дециметров до нескольких метров. Внутри зоны проникновения выделяется «зона полностью промытых пород», в пределах которой весь пластовый флюид полностью замещен фильтратом бурового раствора (рис. 3.2). Эта зона имеет толщину 1–3 дм и 33 следует сразу за глинистой коркой. В результате таких изменений удельное электрическое сопротивление (УЭС) напротив пласта коллектора не остается постоянным в радиальном направлении, причем характер его изменения не- одинаков в водонасыщенных и нефте-газонасыщенных пластах. Рис. 3.2. Зоны проникновения где: 1– глинистая корка; 2– промытая зона; 3– переходная зона; 4 – неизмененная |