Аналитика



Бурение и испытание газовых скважин

ГЛАВА IX

БУРЕНИЕ II ИСПЫТАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН


Особых различий при бурении нефтяных и газовых скважин до кровли продуктивного пласта нет. Значительные различия имеются лишь в заключительных операциях. В этой главе в дополнение к вопросам бурения будут рассмотрены такие вопросы, как испытание скважин с помощью бурильного инструмента, цементирование обсадных колонн, перфорация, кислотная обработка и процесс гидроразрыва пласта.

По газовым скважинам в заключительные работы входят испытания с целью получения дополнительных данных для определения запасов газа и дебита скважины.

§ 1. БУРЕНИЕ СКВАЖИН

В США применяются ударно-канатный и вращательный способы бурения скважин.

1. УДАРНО-КАНАТНОЕ БУРЕНИЕ

В Китае впервые в истории были пробурены скважины ударно-канатным способом. В XIX столетии в США применялось ударное бурение на пружинящих штангах, которое было предшественником известного в настоящее время ударно-канатного способа. Развитие последнего началось с бурения скважины Дрэйком в 1859 г. и продолжалось до 1901 г. В 1952 г. станками ударно-канатного бурения в США пробурено 17,5% нефтяных и газовых скважин.

Большинство станков ударно-канатного бурения предназначено для вскрытия продуктивного горизонта в обсаженной скважине или для проходки с нуля относительно мелких скважин. Эти операции могут выполняться с помощью портативных станков.

Буровая бригада на установке ударно-канатного бурения состоит из двух человек. Транспортировка установок этого типа не представляет особых трудностей, кроме того, они не требуют особого внимания в процессе их эксплуатации. Экономически целесообразный предел глубины бурения скважин составляет примерно 1500 м.

При бурении ударно-канатным способом в настоящее время применяются долота, которые одновременно с разрушением забоя производят и его очистку. На рис. IX. 1 показана схема этого долота, которое состоит из породоразрушающего наконечника /, желонки 2, внутренней центральной трубы 3, шламоотборника 4, насоса 5, регулирующих клапанов 6 и 7 и клапана 8, через который удаляется шлам после подъема долота на поверхность. Насос прокачивает жидкость вверх через до-

Рис. IX. 1. Схема (работы долота руоского типа при ударном бурении.

лото в шламоотборник, где шлам оседает. Когда шла-моотборник заполнится, бурение останавливают н инструмент поднимают.

2. РОТОРНОЕ БУРЕНИЕ

Современные буровые установки роторного способа бурения выпускаются для бурения до глубин 6700— 7000 м.

Для ускорения монтажа таких установок на новой точке принимаются меры по увеличению их транспортабельности.

Стоимость бурения скважин изменяется в зависимости от их глубины от несколыдах тысяч до 1 млн. долл. и более. В 1955—1956 гг. средняя стоимость одной скважины составила около 90 тыс. долл. Незначительное изменение времени бурения скважин может изменить их стоимость на многие тысячи долларов. Основными затратами в течение суток являются затраты по содержанию и эксплуатации буровой установки, причем эти затраты не меняются в зависимости от того, сколько пробурено за сутки (7,5 или 750 м).

Таким образом, основным стремлением является достижение максимальной проходки за сутки.

Для бурения скважин с минимальными затратами требуется оптимальное соотношение средней механической скорости проходки на долото, затрат времени на спуско-подъемные операции, стоимости долота, расходов на содержание и эксплуатацию буровой установки.

Средняя стоимость 1 м проходки может упрощенно быть рассчитана следующим образом.

А(В + С) + Ь

Стоимость 1 М проходки = -?- ’

где А — стоимость эксплуатации буровой установки в 1 ч, В — время механического бурения в ч\ С — время спуско-подъемных операций в ч\ D — стоимость долота; L — количество пробуренных метров.

В целях снижения стоимости бурения систематически ведутся исследования по улучшению существующих методов и созданию новых способов бурения.

В настоящее время имеются три новых механизма, находящихся в стадии разработки или испытания на промыслах.

Два из них ударного типа, третий — турбобур. В противоположность ударно-канатному и вращательному способам! бурения все три агрегата являются машинами забойного типа. При их использовании устраняется потеря энергии на трение при вращении или движении бурильного инструмента в промывочном растворе и о стенки ствола скважины, как это имеет место при роторном способе бурения. Потери энергии особенно увеличиваются при бурении скважин ниже 1800 м. В результате этого долоту нельзя передать энергию в количествах, обеспечивающих лучшие условия работы, т. е. разрушение забоя.

Любые процессы и способы бурения, при которых энергия передается долоту независимо от глубины скважины, будут иметь преимущества по сравнению с роторным способом бурения.

В настоящее время отрабатываются и совершенствуются два способа ударного бурения — магнитострикци-онный и акустический.

При первом из них долото приводится в действие с помощью магнитострикционного двигателя, к которому подведен переменный ток. Такой двигатель обеспечивает вибрации долота до нескольких сотен циклов в секунду.

Двигатель для второго из указанных способов бурения также вибрационного типа, однако подача энергии к турбодвигателю осуществляется здесь с помощью потока промывочного раствора, вследствие чего частота вибраций значительно снижается.

Наиболее положительные результаты из указанные новых способов могут быть получены при бурении скважин турбобуром. Турбинный метод бурения широко применяется в СССР и находится в интенсивном промышленном испытании в США.

Современные турбобуры имеют мощность от 300 до 450 л. с., обеспечивают число оборотов долота от 50Э до 900 в минуту и работают с нагрузкой от 20 до 35 т.

В табл. IX. 1. приводятся сравнительные данные по расходу мощности при различных способах бурения 12" долотом.

Таблица IX. 1

Диаметр

Допустимый расход

Способ бурения

инстру

мента,

дюймы

мощности при 12" долоте.

Л. с.

Ударно-канатный . . .

12

26

Роторный при макси

мальных условиях . .

12

70

Турбинный ......

10

190—285 (при максимальных условиях 300)

Турбинный (секционным

турбобуром) .....

8

210—285 (при максимальных условиях 380)

3. ПРОМЫВОЧНЫЕ жидкости

При роторном бурении применяются промывочные жидкости, основные функции которых заключаются в следующем.

1.    Удаление с забоя на поверхность выбуренной и обваливающейся со стенок скважины породы. Эта функция промывочной жидкости определяется скоростью потока, вязкостью и прочностью ее структуры.

2.    Охлаждение долота.

3.    Предохранение от выбросов. Регулированием удельного веса промывочной жидкости в зависимости от пластового давления гидростатическое давление столба жидкости поддерживается выше пластового.

4.    Предохранение от обвалов породы со стенок ствола скважины. Достигается за счет давления, создаваемого столбом жидкости, укреплением стенок в результате тиксотропных свойств промывочной жидкости, а также уменьшением проникновения воды в породу стенок скважины за счет снижения водоотдачи, особенно в сланцы, которые при воздействии воды начинают обваливаться.

5.    Смазка бурильного инструмента и долота.

6.    Предохранение от выпадения из промывочной жидкости частиц породы, а также от прихвата бурильного инструмента в момент прекращения циркуляции. Основными параметрами для оценки промывочной жидкости с этой стороны являются его тиксотропные свойства и прочность структуры.

Промывочные жидкости в общем виде могут быть разделены на три класса: 1) на водной основе; 2) на нефтяной основе; 3) на основе эмульсии.

В промывочных жидкостях содержатся жидкая и твердая фазы. Последняя состоит па коллоидальных, неколлоидальных и растворимых твердых частиц.

Жидкой фазой могут быть вода, нефть или нефть с водой (эмульсия). Коллоидальная часть обычно представлена глиной, такой, как бентонит или аттапульгит. Эти компоненты в значительной степени определяют тиксотропные свойства промывочной жидкости.

Тиксотропные свойства регулируются добавками растворимых химреагентов, таких, как полифосфат, танин, известь. Органические коллоиды (крахмал, карбоксил-метилцеллюлоза) добавляются к промывочным жидкостям для снижения фильтрации. Неколлоидные материалы, входящие в состав промывочной жидкости,—это песок, частицы выбуренной породы и барит.

Особенностью промывочных жидкостей на нефтяной основе является то, что выделяющаяся из него в качестве фильтрата нефть не воздействует на глины, содержащиеся в продуктивном пласте. Эмульсионные растворы, в которых жидкая фаза представлена водой и нефтью, причем обычно последняя эмульгируется в воде, имеют низкие удельный вес и фильтрацию, улучшенные смазочные свойства, а также образуют на стенках скважины наиболее тонкую фильтрационную корку.

Желательно при этом, чтобы используемый эмульгатор одновременно являлся средством воздействия на образование тонкой фильтрационной корки.

На рис. IX. 2 показаны кривые зависимости вязкости растворов от качества различных глин (торговые марки акважель, цеогель, барокко и др.) полученные на ротационном вискозиметре при 600 об /мин.

Удельный Вес раствора


Рис. IX. 2. Зависимость вязкости глинистого раствора от коли-    Рис. IX. 3. Зависимость

честза глин различного качества [IX. 30].    водоотдачи    глинистого

раствора от содержания карбоксиметилцеллюлозы.

[IX. 41].

Рис. IX. 4. Зависимость вязкости глинистого раствора от количества добавляемой карбоксиметилцеллюлозы [IX. 41].

100

80

60

40

20

\

1

V

1 V

Пла

к.

'По

'¦ЗЛическп

е соп

DO-

оление сдвиги °

... U. I. ". 1

со С


о>

О

*


I 7    3    4    5    6

Количество квебрахо на 1 м3 раствора,кг

Рис. IX. 5. Зависимость вязкости раствора, приготовленного из бенто-нито-каолиновых глин, от количества добавляемого квебрахо [IX. 43].

Динамическое сопротивление сдвигу в мг/смъ = показанию по шкале X 0,05

Некоторые из глин этого вида имеют высокое сопротивление относительно флокуляции, происходящей при загрязнении раствора солями.

Кривые воздействия химических реагентов (карбо-ксиметилцеллюлозы и квебрахо) на показатели водоотдачи и вязкости растворов приведены на рис. IX. 3, IX. 4 и IX. 5.

Наиболее современным способом механической обработки растворов является применение гидроциклонов для удаления глинистых нерастворяющихся частиц и песка, которые аккумулируются в растворе, а также для регенерации барита. Применение гидроциклонов существенно снижает затраты на промывочный раствор вследствие снижения расхода химреагентов и барита.

Кроме того, гидроциклоны являются средством размельчения кусочков глины.

На рис. IX. 6 показана схема размещения оборудования, емкостей и обвязки циркуляционной наземной системы с использованием десяти 3" гидроциклонов. Жидкость подается в гидроциклоны с помощью двух центробежных насосов. В большинстве случаев раствор разбавляется водой для снижения вязкости жидкости, проходящей через гидроциклон. На рис. IX. 7, а показано схематически движение жидкости в гидроциклане. На рисунке видны четыре основные детали: центральный патрубок для удаления жидкости и легких твердых частиц, трубка для выкида грязи, коническая гравитационная часть и цилиндрическая сепарационная камера, в которую жидкость поступает по тангенциальному вводу. Она приобретает вихревое движение, при котором твердые частицы под воздействием центробежной силы отбрасываются к стенке гидроциклона, а далее под действием силы тяжести скользят по ней вниз к выкидному патрубку.

На рис. IX. 7, б показан разрез опытного гидроциклона [IX. 29; IX. 32].

В табл. IX. 2 и IX. 3 приводятся данные очистки обычного и утяжеленного растворов, причем последний до обработки в гидроциклоне разжижался водой до удельного веса 1,24—1,26.

Рис. IX. 6. Схема размещения емкостей и обвязки наземной циркуляционной системы с гидроциклонами.

/ — поступление раствора из скважины в вибросито; 2 — вибросито; 3 — емкость для шлама, поступающего из гидроциклонов; 4 — емкость для раствора; 5 — смеситель; 6 — циклоны; 7 —- всасывающая линия бурового насоса; 8 — 3" приемная линия: 9 — 2" редуцирующий клапаи; 10— цент* робежный насос: 11—двигатель: 12. 13 — пробковые краны; 14 — центробежный насос; 15 — двигатель; 16 — 2" всасывающая линия; 17 — емкость для воды: 18—2" линия; 19 — расходомер; 20 — запорная задвижка; 21 — 3" шланг к циклону; 22 — 2" линия для воды и для прокачки глинистой массы из гидроциклонов: 23 — резерв, ная емкость


Рис. IX, 7. Схема движения жидкости в гидроциклоне (а) и разрез гидроциклона (б).

/ — вывод жидкости и легких твердых частиц; 2 — поступление раствора: 3— область завихрения жидкости:

4 — область выброса к стенкам в процессе завихрения тяжелых частиц; 5 — отверстие для выкида грязи жидких остатков; 6 — входное отверстие; 7 — участок подачи раствора; 8—коническая часть: 9 — клапан.

Таблица IX. 2 Отбор шлама из обычного раствора с помощью 3" гидроциклона

Наименование

Раствор

№ 1

| № 2

№ 3

Подача раствора в гидроциклон под давлением 8,4—8,8 кГ/см2, л/сек.............

1,72

1,59

1,68

Выход раствора из гидроциклона, л/сек .............

1,64

1,45

1,59

Выход шлама из гидроциклона, л/сек .............

0,08

0,14

0,09

Удельный вес раствора:

а) при поступлении его в гидроциклон ........

1,15

1,13

1,08

б) на выходе из гидроциклона ...........

1,13

1,10

1,05

в) выбрасываемого шлама . .

1,50

1,46

1,53

Содержание твердых частиц, % вес.:

а) при подаче раствора в гидроциклон .......

21,5

21,5

12,0

б) при выходе из гидроциклона ...........

19,2

15,2

7,8

в) в выбрасываемом шламе . .

55,5

51,5

57.0

Твердых частиц, удаляемых с шламом:

а) кг/кг на выходе из гидроциклона .........

0,15

0,37

0,38

б) т/сутки........•

6,03

14,4

7,8

в) процент регенерации . . .

78

74

90

Таблица IX. 3 Регенерация барита 3” гидроциклоном

Наименование

Промывочный раствор

№ 1

№ 2

3

Поступление R гидроциклон рас

твора под давлением 8,4—

8,8 кГ/см2, л/сек.......

1,89

1,89

1,82

Выход раствора из гидроциклона,

1,72

1,67

л/сек.............

1,41

Выход шлама из гидроциклона,

л/сек.............

0,12

0,23

0,32

Удельный вес, г/см3:

а) при поступлении раствора

1,23

1,23

1,25

в гидроциклон ......

б) на выходе из гидроциклона

1,11

1,09

1,07

в) выбрасываемого шлама . .

1,56

1,94

2,13

Содержание барита, % вес.:

а) при поступлении раствора

58,1

58,5

91,5

в гидроциклон ......

б) на выходе раствора из

21,4

16,6

гидроциклона ......

76,5

в) в выбрасываемом шламе . .

90,4

85,0

97,8

Содержание твердых частиц,

% вес.:

а) при поступлении раствора

26,6

27,1

26,5

в гидроциклон ......

б) на выходе его из гидро

15,3

14,0

10,8

циклона .........

в) в выбрасываемом шламе

78,0

65,8

69,4

Регенерация барита:

на выходе раствора, кг/кг . .

0,795

ОО А

0,890

90 А

0,805

л л п

Т/сутки

4 БУРЕНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВОЗДУХА ИЛИ ГАЗА

При использовании обычных буровых установок в определенных условиях применяют способ бурения с продувкой забоя воздухом или газом вместо промывочной жидкости.

Этот способ бурения применяется в районах, где не встречается водопроявлений.

Практически бурение с воздухом или газом дает положительные результаты там, где породы продуктивных горизонтов отрицательно реагируют на проникновение фильтрата из промывочного раствора, в условиях поглощения циркуляции и в районах, где приготовление промывочных растворов связано с большими затруднениями.

Другим положительным фактором при бурении скважин этим способом является большая проходка на долото, высокая механическая скорость и сниженные возможности загрязнения керна при бурении с его отбором. Этот метод применяется на газовом промысле Сан Жоан.

На рис. IX. 8 показана схема обвязки устья скважины при бурении с воздухом. Воздух направляется к забою по насосно-компрессорным трубам, затем по кольцевому пространству выходит на поверхность, вынося с забоя тонкие частицы разбуренной породы. Крупные частицы породы выпадают из этого потока на забой, где повторно дробятся долотом. Процесс повторного дробления идет настолько интенсивно, что создаются лишь незначительные возможности прихвата инструмента шламом при прекращении циркуляции

Рис. IX. 8. Схема обвязки устья скважины при бурении с продувкой воздухом [IX. 12].

/ — ведущая рабочая труба; 2 — обводная труба обрат? иой циркуляции (нижний, короткий, отвод устанавливается в зависимости от условий); 3— вращающийся пакер ведущей трубы; 4 — 7" выкидная линия; 5 — 6" тройник: 6 — превеитор; 7 — главная задвижка:    8    —    приемная

газовая линия; 9 — газовый счетчик: 10 и И — манометр И задвижка стояка.

1ЖР

f4/2 W 8 Б Ч 2 О 10    20    30    40    50    60

Абсолютное давление .нГ/сн2 Спорость газового потока.

при данных, р ut,м/сек

Рис. IX. 9. Зависимость диаметра частиц, удерживаемых во взвешенном состоянии, от скорости потока газа.

На рис. IX. 9 показаны кривые зависимости диаметра частиц, удерживаемых во взвешенном состоянии, от скорости потока газа данной плотности [IX. 19].

Если по каким-либо причинам снижается количество прокачиваемого газа, скорость потока в кольцевом пространстве снижается и как следствие этого снижается размер частиц породы, выносимых иа поверхность.

Скорости потока воздуха таковы, что частицы породы после отрыва их от забоя выносятся на поверхность в несколько секунд. Неожиданное прекращение выброса шлама в виде пыли из скважины указывает на то, что в стволе скважины появилась вода.


В этом случае применяют обратную циркуляцию, так как при этом внутри насосио-компрессорных труб создается поток, восходящий с большой скоростью, что обеспечивает лучшую очистку забоя скважины, чем при обычной циркуляции.

5. БУРЕНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ АЭРИЗИРОВАННЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

/4


Для борьбы с потерей циркуляции универсальным средством является снижение плотности промывочной жидкости и введение в нее наполнителей.

Для создания промывочного раствора низкого удельного веса в него инжектируется газ или воздух. Аналогично бурению с воздухом или газом этот способ бурения имеет определенные преимущества: увеличиваются механическая скорость и проходка на долото. Кроме того, при этом способе иет пожарной опасности. Этот способ можно применять для разбуривания различных горных пород (от твердых до мягких, от влажных до сухих) в отличие от бурения с применением воздуха или газа, которое возможно только в сухих породах.

В случае необходимости для предотвращения прорыва пластовых вод и нефтяного или газового выброса раствор может быть дегазирован, т. е. утяжелен.

Ствол скважины при применении этого способа может быть обработан таким образом, что сохранится его устойчивость при заполнении раствором большего удельного веса. При этом возможно выполнять каротажные работы и работы по цементированию.

На рис. IX. 10 показана схема расположения и обвязки оборудования и устья скважины при бурении с применением аэризированного промывочного раствора. Воздух подается компрессором в стояк, в который одновременно буровыми насосами подается промывочный раствор [IX. 32].

При применении водных или иефтяиых растворов удельный вес их при аэризации может быть доведен от

0,83 до 0,99, что будет соответствовать градиенту давления от 0,083 до 0,1 кг/см2 иа 1 м глубины.

При бурении с воздухом, газом или аэризированным раствором можно получить наиболее низкий градиейт давления.

Рис. IX. 10. Схема расположения оборудования при бурении скважин с аэрированным раствором.

/ — нагнетательная лнння от бурового насоса;

2 — воздушный компрессор н двигатель мощностью 220 л. с.\    3— выкндная воздушная лнння;

4 — дросселирующий клапан; 5 — предохранительный клапан; 6 — орнфайс; 7 — регистрирующий манометр; 8—воздушные клапаны; 9 — емкость объемом 0.8 jh3; 10— контрольная линия регулировки к двигателю, регулятор и выкид воздуха без нагрузки; 11 — пульт управления двигателем;

12 — запорные клапаны поршневого типа; 13 — запорный клапаи; 14 — ротор; 15 — линия для вы-кида или для направления в емкость для раствора.

Кривые, представленные на рис. IX, 11 и IX. 12, могут быть использованы для определения объемов воздуха, которые должны быть инжектированы в промывочный раствор для получения его требуемого удельного веса при бурении скважин глубиной пт ЗПО до 3050 м. Для большинства скважин глубиной до 3050 м забойная температура при циркуляции не превышает 80—85° С, причем необходимо заметить, что температура на выкиде из скважины ниже забойной температуры на 6—14° С.

Количество Воздуха при 15,6° С и 760 мм рт cm на 1м3 раствора,м3 32    30    28    26    24    22    20    18    16    14    12    10    8    6    4    2    0

300 480 650 820 990 1160 1340 1510 1680 1850 2020 2190 2370 2540 2710 2880 3050

Глубина забоя,м

Рис. IX. 11. Номограмма для определения объема воздуха при средней температуре столба жидкости в скважине 38° С (от 24 до 52° С) для получения раствора требуемого

удельного веса [IX. 44].

7' —* действительный удельный вес жидкости, г/сжЗ;?—требуемый эффективный удельный вес

раствора, г/с-нЗ.

Количество воздуха при 15,6°Си 760ммрт.стна1м3растВора,м3

Глубина тбоя.м

Рис. IX. 12. Номограмма для определения объема воздуха, необходимого для получения раствора требуемого удельного веса при средней температу-ре столба жидкости в емважине 93° С (от 79 до 107° С).

7' — действительный удельный вес жидкости, г/см^: т — требуемый эффективный удельный вес раствора. г/смЗ.

Механическая скорость бурения зависит от характеристики пород, типа долота, нагрузки на долото, качества промывочной жидкости.

Разбуривание пород различной характеристики вызывает необходимость иметь долота различной конструкции, выполненные из различных материалов. Применяется серия долот, предназначенных для разбуриванпя пород от мягких до твердых. Долота для мягких пород имеют обычно длинные тонкие армированные режущие элементы, направленные в стороны. Шарошка представляет собой стальную отливку или поковку с цементированной или покрытой карбидом вольфрама поверхностью.

Долота для твердых пород выпускают с короткими режущими элементами, посаженными близко друг к другу. Долота обычно изготовляют из стальных поковок с поверхностью, цементированной небольшими количествами карбида вольфрама. Долото считается сработанным в том случае, когда режущий элемент изношен настолько, что скорость разрушения породы становится экономически неприемлемой, или когда опоры износятся настолько, что становится возможной потеря шарошки.

Породы делятся на твердые и мягкие с различной степенью абразивности.

Породы с высоким пределом прочности на сжатие классифицируются как твердые, а с относительно низким пределом прочности на сжатие как мягкие. Абразивность породы характеризуется скоростью сработки режущего элемента долота.

Из многих факторов, влияющих на скорость разрушения породы, нагрузка на долото и число его оборотов наиболее просто изменяются. Увеличение нагрузки на долото вплоть до его заклинивания обычно увеличивает скорость разрушения породы. Искривление ствола скважины часто является результатом чрезмерной нагрузки на долото. Увеличение нагрузки с учетом сказанного выше обычно прямо пропорционально скорости разрушения мягких пород. Для твердых пород увеличение нагрузки на долото в 2 раза часто приводит к увеличению скорости разрушения породы от 2 до 4 раз.

Скорость разрушения мягких пород связана с числом оборотов ротора соотношением 1 : 2.

Для них число оборотов ротора доводят до 300 в минуту. Чем тверже порода, тем меньше должна быть скорость вращения инструмента и для очень твердых пород она не должна превышать 100 в минуту.

Промывочные жидкости значительно воздействуют на механическую скорость и проходку на долото в условиях как мягких, так и твердых пород. Основной функцией промывочной жидкости является быстрейшее удаление частиц породы после отрыва их с забоя.

Таким образом, чем больше объем промывочной жидкости, тем выше механическая скорость. Это является объяснением, почему при определенных условиях гидромониторные долота дают лучшие результаты, чем долота обычного типа. Следует учитывать, что объем подачи промывочной жидкости ограничивается возможностями бурового оборудования. Применение же воды и воздуха в качестве промывочной жидкости по сравнению с глинистым раствором будет всегда давать лучшие результаты по механической скорости и проходке на долото. Однако возможности применения воздуха или газа ограничиваются условиями проходки скважины. Лучшая отработка долота может быть достигнута в результате использования промывочных жидкостей наиболее низкого удельного веса,

В заключение можно сказать, что наиболее высокая механическая скорость и наибольшая проходка на долото могут быть получены с применением промывочных жидкостей с минимальными показателями по вязкости, прочности структуры, удельному весу и содержанию песка.

7. ОТБОР КЕРНА

В настоящее время отбирается керн, имеющий форму цилиндра диаметром от 25,4 до 101,6 мм.

Отбор и изучение керна являются одной из наиболее важных контрольных операций при бурении разведочных и эксплуатационных скважин.

Качество скважины очень часто полностью определяется керном. В число данных, получаемых в результате изучения керна, входят проницаемость, пористость, водой асыщенность, нефтенасыщенность, определение контактов газ—нефть, газ — вода и нефть—вода.

По керну также может быть подобрана промывочная жидкость, которая не будет влиять на продуктивность пласта.

Данные, полученные в результате изучения керна, используются также при подсчете запасов для уточнения данных электро- и радиоактивного каротажа и обеспечения правильной базисной основы для примерной количественной интерпретации каротажных данных по скважине там, где керн не отбирался.

Кроме того, керн является средством определения возможности применения новых методов извлечения нефти.

Информация, полученная при изучении керна, является только частью, правда, основной, данных, необходимых для правильного решения задач проходки и завершения скважин, добычи и количества извлекаемых запасов нефти.

При бурении с отбором керна применяются два способа: первый с обычной колонковой трубой и второй на канате со съемной грунтоноской. Первый способ требует подъема колонны бурильных труб, второй — нет.

Качество отбора керна в большой степени зависит от опытности бурильщика. Нагрузка на долото, число оборотов ротора, давление на насосах и качество глинистого раствора во многом влияют на результаты отбора. Трудно отбираются керны рыхлого песчаника, трещиноватых сланцев, часто встречающихся включений доломитов и известняков. Часто применяют съемную грунтоноску на канате, поскольку она позволяет отбирать керн в любом интервале без подъема колонны бурильных труб, так как грунтонос поднимается на канате.

После того как колонковая труба поднята на поверхность, керн промывается, укладывается в ящики и направляется в лабораторию на анализ. Образцы керна, насыщенные нефтью или газом, немедленно отбираются, консервируются и маркируются.

При длительном хранении зарегистрированные образцы керна замораживаются с помощью сухого льда.

Быстрота герметизации и замораживания образцов имеет большое значение. По образцам, которые не могут быть законсервированы, дается литологическое описание.

В описании должны содержаться следующие данные: порода, размер частиц, размер и вид пористости, степень кристаллизации. Также должна быть дана оценка проницаемости и содержания нефти и газа.

Кроме двух описанных выше способов отбора керна, применяется отбор его с помощью бокового грунтоноса в уже пробуренной скважине, а при ударно-канатном бурении — отбор раздробленной породы (шлама) с забоя скважины.

8. ЦЕМЕНТАЖ СКВАЖИН

Эксплуатационная обсадная колонна может опускаться или до кровли продуктивного пласта, или ниже него.

В том и другом случаях после спуска колонна цементируется.

При цементировании обсадных колонн очень важно, чтобы при сцеплении цемента и породы стенок скважины были изолированы между собой верхние и нижние пласты.

Если связь между пластами все же существует, то это обычно связано с образованием каналов в процессе закачки цементного раствора.

Причиной образования каналов является то, что глинистая корка, отложившаяся на стенках скважины, перед цементированием не была удалена достаточно тщательно.

Довольно часто во избежание некачественного цементирования на обсадной колонне монтируются скребки, выступающие над поверхностью трубы.

При спуске обсадной колонны в том интервале, где необходимо создать хорошее сцепление цемента с породой стенок скважины, она проворачивается, поднимается вверх и снова спускается (басбошируется) для того, чтобы скребками срезалась глинистая корка со стенок.

Обсадная колонна должна опускаться быстро в заполненную раствором скважину и доводиться до забоя. После этого восстанавливается циркуляция, раствор закачивается внутрь обсадной колонны и по кольцевому пространству поднимается на поверхность. Эта операция производится для того, чтобы удалить срезанную скребками со стенок скважины породу. Через некоторое время приступают к закачке пресной воды или соленого раствора, чтобы размыть глинистую корку, образовавшуюся на стенках скважины, и таким образом до минимума свести возможность загрязнения цементного раствора глиной и химикатами, входившими в состав промывочной жидкости.

Цементаж чаще всего проводится обычным способом с помощью двух пробок. При неудачной операции проводят цементаж под давлением.

Все тампонажные работы проводятся специальными компаниями, располагающими для этого необходимым оборудованием.

При цементировании обсадных колонн необходимо учитывать два основных фактора: цементный раствор не должен схватываться до того момента, когда он будет продавлен до заданной верхней точки подъема его в кольцевом пространстве, и должен оставаться в состоянии раствора при температурах в пределах от атмосферной до 150—200° С и давлении от 1 до 1400 ат.

Цементный раствор должен схватываться и затвердевать только после необходимого по расчету времени нахождения его в жидком состоянии.

При продавке цемента в кольцевое пространство бурильщик должен вращать и басбошировать обсадную колонну, чтобы избежать образования пустот и каналов в кольцевом пространстве. Время на ожидание затвердения цемента в зависимости от условий принимается от 24 до 72 ч.

В обычных случаях для цементирования обсадных колонн применяется портланд-цемент.

Однако вследствие специфичности условий, при которых происходит цементирование колонны, требований, обусловливаемых пластовыми температурами, давлениями и физическими свойствами пород, широко применяют материалы различного типа и качества, дополнительно вводимые в портланд-цемент.

В настоящее время практически созданы материалы, замедляющие схватывание цемента, что особенно важно для бурения глубоких скважин. Но окончательная разработка материалов, понижающих моментальную водоотдачу цементных растворов, вызывающую прихват колонны, еще не закончена.

При цементировании обсадных колонн в глубоких скважинах, когда невозможно передать на пласт все гидростатическое давление столба жидкости, во избежание явления, подобного гидроразрыву, применяется цементирование по способу ступенчатой заливки.

Современным усовершенствованием в цементировании обсадных колонн являются создание и применение легких цементов, что дает возможность отказаться от многоступенчатой заливки глубоких скважин.

В табл, IX. 4 приводятся данные по температурам в бурящихся скважинах при различных объемах прокачки жидкости и глубинах скважин.

Таблица IX. 4

а

X

X

*

СЗ

?1

X

О

%

Ско

рость

прока

чива

емой

жид

кости,

л/сек

Г лу-бина скважины, м

Температура цирку* лирующего раствора. °С

Забойная температура, °С

на всасывающей линии

на нагнетательной линнн

при циркуляции жидкости

в статическом состоянии

1

27

1620

36

41

43,0

58

I11

2486

43

46

50,0

91

23

2486

46

47

49,7

91

3

32

2531

47

49

53,0

102

4

26

3026

47

49

58,3

89

5

26

3322

53

56

68,9

118

Данные этой таблицы можно применять в расчетах при разработке программы спуска и цементирования обсадных колонн.

Тампонажные цементы, применяемые для цементирования нефтяных и газовых скважин, могут быть разделены на три основных вида.

1.    Портланд-цемент, применяемый для скважин до глубины 1830 м (ASTM, тип. 1). При использовании понизителей схватывания может быть использован для скважин глубиной до 4270 м.

2.    Цементы с высокой начальной прочностью (ASTM, тип III.). Обычно эти цементы получают в результате модификации портланд-цемента за счет увеличения содержания в нем ЗСаО • S1O2 и тонкости помола.

3.    Специального типа цементы:

а)    медленно схватывающиеся цементы; схватывание замедляется за счет изменения состава клинкера или за счет ввода химических добавок; эти цементы применяются при цементировании скважин глубиной 4875 м и более;

б)    сульфатоустойчивые цементы; к ним относятся цементы, способные противостоять воздействию пластовых сульфатных вод;

в)    цементы с низкой водоотдачей; эти цементы содержат добавки, которые снижают водоотдачу цементного раствора, вследствие чего понижается возможность образования трещин и пустот при застывании цемента;

г)    цементы низкого удельного веса; идеальными были бы цементные растворы, которые при нормальном водоцементном факторе по удельному весу соответствовали бы промывочным растворам; подобные цементные растворы получаются в результате добавок таких материалов, значительно понижающих их удельный вес, как бентонит, пуццолан, диатомовые земли;

д)    пуццолановые цементы.

Вследствие воздействия пуццолана на окись кремния эти цементы обладают большой устойчивостью против концентрированных сульфатных вод.

В табл. IX. 5 приводятся данные влияния температуры и давления на время первоначального схватывания и прочность сжатия растворов из портланд-цемента с водоцементным фактором 0,5.

Темпе

рату

ра,

°С

Результаты прн атмосферном давлении

Результаты, полученные при воздействии давления

время

первона

чального

схватыва

ния,

мин

прочность на сжатие через 72 ч, кГ/см2

давление в автоклаве, кГ/см2

время первоначального схватывания, мин

прочность на сжатие через 72 ч, кГ/см2

54

98

35

87

82

63

157

140

54

278

82

63

280

53

277

96

56

28,3

140

43

266

121

140

29

268

135

140

188

149

140

54

163

140

54

Из этой таблицы следует, что увеличение давления уменьшает время схватывания и увеличивает прочность. Увеличение температуры ускоряет схватывание, но снижает прочность, хотя и в незначительных пределах.

Медленно схватывающиеся цементы, как это было сказано выше, получаются модификацией химического состава цемента или применением добавок.

В модифицированных по химическому составу цементах отношение А120з к РегОз таково, что теоретически содержание ЗСа0-А1203 в цементе будет равно нулю, а содержание РегОз должно несколько превышать количество, необходимое для преобразования AI2O3 до 4СаО • AI2O3 * РегОз.

Другим способом замедления схватывания цементных растворов является добавка материалов, которые замедляют реакцию между химическими компонентами цемента и водой.

Подобные замедляющие материалы разделяются на следующие три класса:    1) крахмал или целлюлоза;

2) сахариды; 3) кислоты или соли, содержащие одну или больше гидроксильных групп.

Карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза является примером добавок первого класса. Этот продукт может значительно снижать водоотдачу цементных растворов при добавках его от 1 до 2%. Глюкоза является примером продуктов второго класса, а кальциевая соль лигниносульфатной кислоты является примером добавок третьего класса.

Загрязнение цементных растворов промывочной жидкостью и другими видами материалов значительно влияет на процесс затвердения цемента.

В основном добавки неорганических солей (NaCl) в цементный раствор приводят к снижению органических веществ, а квебрахо — к увеличению времени закачки цементного раствора при цементировании обсадной колонны.

В табл. IX. 6 приводятся данные влияния на загусте-вание медленно схватывающегося цементного раствора добавки различной концентрации раствора NaCl.

В практике нередко применяются добавки хлористого кальция (СаС12) для ускорения времени затвердевания цемента.

Последним улучшением в работах по цементированию колонн является применение цементных растворов с низкой водоотдачей и удельного веса примерно 1,26.

Для получения таких растворов добавляется карбо-ксиметилгидроксиэтилцеллюлоза и особого вида диатомовые земли.

Диатомовые земли дают возможность получать цементные растворы с высоким водоцементным фактором, так как добавки этих земель позволяют снизить удельный вес раствора.

Глу

бина

Время застывания раствора в приборе «Станолинд» под давлением в зависимости от концентрации NaCl, ч-мин

сква

жины,

без

частей на

миллион

м

NaCl

5000

20 000

100 000

300 000

2420

3—19

2—42

2—08

1—58

5—36

3050

2—56

2—04

1—27

1—24

3—57

3660

2—18

1—53

1 — 12

1—09

2—37

4270

2—04

1—49

1 — 10

1—01

2—10

9. КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН

С момента получения патента в 1896 г. в течение 36 лет солянокислотная обработка скважин не находила широкого применения вследствие коррозионного действия кислоты на стальное оборудование. Начиная с 1932 г., было разработано большое количество ингибиторов коррозии, а также других добавок и солянокислотные обработки скважин стали успешно проводиться в большом масштабе.

Цель кислотных обработок — увеличение проницаемости пород в призабойной зоне, что позволяет увеличить дебиты скважин.

Для успешного проведения кислотной обработки скважин нужно знать тип породы, ее проницаемость, пористость, стратиграфическую и структурную характеристику залежи.

Большое значение имеют также данные о пластовом давлении, температуре, нефтеводонасыщенности, смачиваемости, положении водораздела, а также содержании растворенного газа.

Если имеется качественный керн, целесообразно провести лабораторные исследования для выявления оптимальных условий обработки.

Обработка некоторых пород, обладающих средней растворимостью в кислоте, повышает проницаемость, что является средством увеличения продуктивности скважин. Однако продуктивность не обязательно увеличится, если призабойная зона скважины будет обработана кислотой. Данные растворимости породы намеченного к обработке пласта являются существенными и позволяют предопределить успешность обработки кислотой.

Скорость химической реакции кислоты с породой, которая может встретиться в процессе обработки, является значительным фактором, с помощью которого определяется скорость закачки раствора соляной кислоты в пласт.

Например, если на забое имеются быстрореагирующие известняки и закачка раствора соляной кислоты производится медленно, то кислота будет израсходована неэффективно, так как будет расширяться только ствол скважины.

Если порода представлена песчаниками, растворимость его может быть настолько низкой, что скорость реакции не будет иметь существенного значения.

Обработка производится в большинстве случаев 15%-ным раствором соляной кислоты.

Это обусловлено рядом причин. Товарная соляная кислота обычно 30%-ная, поэтому приготовление 15%-ного раствора не вызывает каких-либо затруднений. Применение растворов более высокой концентрации затрудняет очистку скважин вследствие того, что осадок, состоящий из остатка кислоты, растворенных солей и взвешенных частиц, имеет высокую вязкость. Кроме того, процесс обработки необходимо вести с высокой скоростью закачки, чтобы предохранить потерю кислоты до проникновения ее в пласт.

L

/

/

1_

$7

У

V/ о\о / ас/ v, VL

1

0,2    0,4 0,6    0,8    1,0    1,2    1,Ь

Растворы с концентрацией ниже 15% могут растворять только небольшие по мощности отложения.


1800

?

О

1600

о

з:

то

Зс;

О '

1200

1000

^ о

800

* С:

Б00

Со

т

а:

200

0


Радиальное проникновение раствора В пласт от стенок скважины диаметром

в'К*

На рис. IX. 13 показаны кривые зависимости расхода 15%-ного раствора НС1. требуемого для удаления СаСОз из пласта мощностью 3 м, от глубины радиального ее проникновения.

Для обработки забоя скважины часто применяется так называемая глинокислота, которая представляет собой смесь 15%-ной соляной кислоты, от 3 до 6% плавиковой кислоты, некоторого количества смачивателей и понизителей поверхностного иатяжения.

Эти смеси воздействуют на глинистые частицы в призабойной зоне.

В табл. IX. 7 приводятся данные растворимости породы продуктивных пластов месторождений побережья Мексиканского залива в глинокислоте и 15%-ном растворе соляной кислоты.

Рис. IX. 13. Кривые зависимости количества 15%-ного раствора НС1, требуемого для удаления различных количеств СаСОз из пласта мощностью 3 м, от глубины радиального ее проникновения [IX. 62].

Таблица IX. 7

Растворимость пород продуктивных коллекторов в растворе 15%-ной НС1 и глинокислоте

Месторождение

Отложения

Глубина, м

Средняя растворимость, %

глинокислота

15%-ныЙ раствор HCI

1

2

3

4

5

Алисе ... *...........

1570

51

17

Бексер Коунти ..........

296

66

17

Каррицо..............

17

2

Айеленд .............

Миоцен

1426—1658

32—60

2—10

Лубай...............

Ваквилле

1710—1716

30—60

0—9

Агуа Далее............

Катахаула

1440—1450

43

30

» » ............

»

1671—1676

53—61

8—12

»

1938—1948

41—60

14—46

Англетом.............

Фрио

3018—3182

Менее 2%

Женедо..............

»

1545—1557

23—33

2--3

Еспарсон Доме ..........

Кукфильд

2141

20

2

»

2591

22—42

3—5

Джоз Лак.............

Уилкокс

2342

15

1

Лома новая............

839—867

20—60

2—7

Меннвел..............

Маргинулина

1632—1643

23—42

2—4

Луис...............

Фрио

1570

22

4

Нукес Коунти..........

»

1615—1622

45—50

9—24

Н. Шведен............

Джексон

1448—1460

50

16—30

Олд—Оксан............

Фрио

3068—3076

45

34

»

25

1

Пласедо .............

1

1449—1454

24

4

Роуям ...............

2621—2810

2—7

1161 — 1197

60

24

Уилкокс

2445—2466

35—40

4—13

Стар Коунти ...........

588

63

24

Таркей Крик...........

Фрио

1786

50

Уийт Крик............

457

45

1

Блек Байоу............

Миоцен

1318—1342

24—55

3—17

Шарнтон.............

»

290

44

4

Эола...............

Спарта

1794—1822

20—65

5

Уилкокс

2589—2619

16—25

2—8

Голд Мидуэй...........

Миоцен

1615

24

1

Вилле Плате ...........

Неас

2692—2694

21

2

» » ............

Тейте

2670—2773

23

1

» » ............

Уилкокс

3017—3138

22—35

3—5

Лонг Лак.............

Вудбайн

1584—1587

30

3

Восточный Техас..........

»

1097

8—45

1—28

Хоукинс..............

»

1345—1347

15—25

5

Ти не лей..............

Еатоу

1503—1514

20—27

12—27

В табл. IX. 8 приводятся Данные По влиянию ГЛИно-кислоты па проницаемость глинистой корки. В 1 л такой кислоты растворяется около 4 г бентонита.

Таблица IX. 8

Фильтрация воды

У величе-

Хя

образ

через глинистую

ние про

корку.

сма/мин

ницаемо

ца

сти илн

гли«

Месторождение

до обра*

после об

объема

нистой

ботки

работки

про хож

корки

глинокис-

глииокис-

дения воды

лотой

лотой

через корку,%

1

Енглиш Байоу . .

0,466

3,67

690

2

Юииверсити . . .

1,46

46

3 100

3

Порт Барре . . .

1,13

44

3 800

4

То же ...

1,55

80

5 000

5

Дженнингс . . .

1,00

8,7

770

6

Эола......

0,40

13,35

3 250

7

Тапетейт.....

1,00

166,6

16 500

8

Эйнс ля Бутге . .

1,07

125

12 400

9

Парадиз.....

0,333

85

2 450

10

Уилдкет.....

0,67

150

22 500

11

» .....

0,05

Не определено*

12

Старк ......

1,67

250

15 000

* Глинистая корка после обработки развалилась.

Кроме соляной и глинокислот, применяются специально приготовленные кислоты, например высоковязкий раствор соляной кислоты, «проникающая кислота», в составе которой имеются поверхностно-активные вещества, а также кислоты, содержащие индикаторы, по которым может быть прослежено ее продвижение.

Перед обработкой скважины соляной кислотой по ней должны быть собраны все имеющиеся данные.

Наряду с данными по пластовой температуре, давлению, растворимости и составу породы пласта, качеству промывочного раствора и фильтрации должны быть использованы данные по мощности пласта, проницаемости, нефтегазонасыщенности, уровню нефте-, газо- и водораздела и способу освоения скважины.

Желательно построить кривую добычи по скважиие до и после обработки ее соляной кислотой, чтобы правильно оценить целесообразность и практичность обработки.

Техника обработки скважины соляной кислотой в зависимости от условий изменяется в широких пределах.

Однако имеются несколько наиболее распространенных способов обработки, описание которых приводится ниже.

Способ Керра (Сагг) заключается в том, что предварительно способом обратной циркуляции (с выходом через насосно-компрессорные трубы) скважина заполняется и промывается нефтью. Затем затрубное пространство перекрывается задвижкой и через насоснокомпрессорные трубы закачивается раствор соляной кислоты, а избыток нефти спускается через эту задвижку. После заполнения насосно-компрессорных труб кислотой она продавливается в пласт нефтью.

Этот способ имеет определенные недостатки: недостаточная селективность, возможность потери нефти и раствора кислоты в закрепленной части ствола, расположенной в верхних непродуктивных отложениях.

Другим, более совершенным способом является способ с применением пакера, который перед операцией устанавливается в кольцевом пространстве между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной, чтобы отделить зону, намеченную для обработки соляной кислотой, от другой части скважины.

Довольно часто при обработке скважины с установкой пакера гидростатическое давление столба жидкости в кольцевом пространстве достаточно для удержания пакера в заданном положении. Но если продавка раствора соляной кислоты производится под высоким давлением, во избежание смещения пакера используется второй насос для создания соответствующего противодавления в кольцевом пространстве, заполненном нефтью.

Если продуктивный пласт состоит из разнородных по проницаемости пропластков, во избежание проникновения кислоты только в наиболее проницаемый из них прежде всего определяют расположение пропластка с минимальной проницаемостью, который намечается обработать. После этого пропластки с большой проницаемостью блокируют с помощью вязкого геля. После указанной подготовки в малопроиицаемый пропласток продавливают кислоту, затем разрушают блокировку.

Одним из важных условий при обработке скважины соляной кислотой является расчет объема кислоты, закачка которого может обеспечить эффективный результат.

Объем закачиваемой кислоты определяется мощностью пласта, растворимостью и расстоянием от скважины, на которое целесообразно продавить кислоту. Этот объем в зависимости от указанных условий изменяется от 0,4 до 130 м3. Довольно часто применяется так называемый последовательный способ. Объем раствора кислоты увеличивается в каждой последующей обработке, при этом кислота все дальше и дальше продавливается по пласту.

Для данного объема кислоты последовательная закачка ее продавкой имеет определенные преимущества, которые заключаются в том, что в этом случае допускается возможность удаления осадка промывкой до того, как создадутся большие его количества, могущие забить пласт, и в том, что исследования на приток производятся после каждого этапа закачки и продавки кислоты, а это дает возможность установить необходимость последующей продавки кислоты в пласт. При таком процессе закачки кислоты можно определить ее оптимальные объемы.

Как было сказано выше, скорость закачки кислоты имеет важное значение.

В некоторых случаях пластовое давление настолько велико, что оставшаяся кислота выдавливается, но в других случаях скважину необходимо свабировать.

Практикой установлено, что кислотная обработка обычно является завершающим этапом работ по новой скважине.

Допустимый дебит скважины часто определяется данными, полученными в процессе ее освоения. Когда пластовое давление достаточно высоко, скважина, загрязненная промывочным раствором, после ее обработки кислотой быстро восстанавливается.

10. ГИДРОРАЗРЫВ

С 1949 г. после опубликования в печати работы Кларка (Clark) начал развиваться этот способ интенсификации добычи [IX. 48, IX. 52, IX. 54, IX. 57, IX. 58а, IX. 60, IX. 67].

Примерно в это же время было установлено, что в процессе законтурного заводнения пласта объемы закачки резко возрастают при условии сохранения пластового давления на одном уровне. Исследованиями было установлено, что по группе скважин для разрыва пласта необходимо было создать давление, равное 0,23 кГ/см2 на 1 м глубины его залегания, а по двум скважинам было достаточно всего 0,11 кГ/см2 на 1 м глубины залегания пласта.

При гидроразрыве в пласте образуются трещины, в которые закачивается песок или другие твердые материалы.

После удаления жидкости разрыва проницаемость пласта может увеличиться в несколько раз.

Основным условием производства хорошего разрыва пласта являются объем и скорость закачки жидкости при рабочем давлении, соответствующем давлению разрыва пласта, В отдельных случаях при разрыве используется до 950 м3 воды и 90 г песка на одну скважину. Скорость закачки составляет примерно 130 л/сек.

Существует много различных теорий процесса гидроразрыва [IX. 67, IX. 58 а]. В частности, Губберт и Уиллнс (Hubbert, Willis) утверждают, что при разрыве пласта образование трещин происходит по линиям, близким к перпендикулярным относительно осей наименьших напряжений. При этом допускается, что, когда давление при закачке жидкости достигает величины, превышающей горное давление, разрыв будет проходить в горизонтальном направлении.

11. ОСВОЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН

В настоящем разделе не рассматривается вопрос освоения и испытания направленных скважин, т. е. скважин, имеющих ствол с значительным отклонением от вертикали.

Вообще направленное бурение скважин применяется только в случаях ликвидации открытых фонтанов и при бурении скважин на море.

Существуют различные способы вскрытия продуктивного пласта. В одних случаях продуктивный пласт перекрывается эксплуатационной колонной, после цементирования которой для притока жидкости к забою колонна и цементное кольцо простреливаются против участка, намеченного для освоения продуктивного пласта. При этом способе вскрытие пласта осуществляется в ограниченном интервале.

Рис. IX. 14. Оборудоваиие устья скважины при одновременной эксплуатации двух пластав.


В то же время допускается возможность вскрытия другого объекта после предварительного цементирования эксплуатируемого ранее пласта.

Вторым способом вскрытия продуктивного пласта является эксплуатация скважин с открытым забоем.

Для предотвращения поступления песка вместе с жидкостью из пласта к забою скважины спускаются дырчатые, щелевые или гравийные фильтры, призабойная зона при этом обрабатывается пластическими материалами.

До сего времени не установлена достаточно надежно величина потери давления при применении этих методов, и этот вопрос по существу находится в стадии изучения [IX. 14, IX. 16].

Имеются скважины, оборудованные для одновременной эксплуатации двух продуктивных пластов. При этом способе продукция из нижнего пласта поступает по на-сосно-компрессорным трубам, а из верхнего пласта—по кольцевому пространству. На рис. IX. 14 показано оборудование устья скважины при одновременной эксплуатации двух продуктивных пластов.

Вызов или возбуждение притока из пласта также осуществляется различными способами. Например, скважины с открытым забоем часто промываются водой для удаления глинистого раствора. В некоторых случаях, когда требуется снизить противодавление на пласт, применяется свабирование через насосно-компрессорные трубы или обсадную колонну.

12. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН

Наиболее важные испытания производятся в бурящейся скважине до спуска эксплуатационной колонны. Они выполняются с помощью бурильного инструмента [IX. 80, I. 120].

Испытатель пласта или тестер крепится на самой нижней трубе и спускается в скважину, заполненную раствором. После спуска инструмента в скважину допускается возможность закачки в трубы буфера воды высотой 305—710 м. В результате манипуляций с бурильным инструментом испытатель отделяет нижнюю часть скважины от столба жидкости, расположенной над ним, герметизируя кольцевое пространство.

В то же время создаются возможности проявления пласта, продукция из которого поступает в бурильные трубы. Появление на дневной поверхности нефти или газа служит доказательством наличия их в пласте. При вскрытии водоносного горизонта на поверхности появляется вода, и это служит доказательством отсутствия нефти и газа в промышленных объемах. В тестере устанавливаются регистрирующие манометры для регистрации восстановления давления в призабойной зоне скважины при окончании испытания пласта.

Для газовых скважин данные по пластовому давлению и температуре необходимы при подсчете запасов газа. Пластовая температура замеряется с помощью регистрирующих приборов [IX. 77, IX. 78] или максимального термометра, устанавливаемого в глубинном манометре. При замере температуры следует учитывать влияние твердения цемента и скорость циркуляции промывочного раствора на отклонение величины температурного градиента относительно его нормального значения (см. рис. I. 31).

Давление на устье скважины измеряется грузовым манометром. По его значению рассчитывается пластовое давление с помощью методов, описанных в главе VII. Для замеров пластового статического и динамического давления часто применяются глубинные манометры.

Масштаб измерения глубинного манометра, т. е. число кГ/см2 на 1 см перемещения пера на диаграмме, определяется при калибрировании в зависимости от температуры.

Продукция газоконденсатных скважин направляется в сепараторы, что позволяет определить газоконденсатный фактор. В некоторых случаях для определения газоконденсатного фактора пользуются маленькими переносными сепараторами. Для подачи продукции скважины в такой сепаратор в выкидную линию вводится пробоотборная трубка с наконечником [IX. 68, IX. 72,

IX. 74, IX. 76]. Схема подключения переносного сепаратора к скважине показана на рис. IX. 15.

случае Неизвестно распределение фаз в потоке. Для условий, приведенных в табл. IX. 9, и скорости в наконечнике пробоотборника, равной 94% скорости потока в выкидной линии, состав продукта, поступающего в переносный трап, будет соответствовать действительному составу продукции скважины только при соблюдении перечисленных ниже условий [IX. 76].

Таблица IX. 9

Рис. IX. 15. Схема установки переносного сепаратора на скважине [IX. 76].

1 — поток нз скважины, содержащий жидкость; 2 — пробоотборная линия диаметром 2": 3— наконечник пробоотборника диаметром 3,2 мм\ 4 — медная пробоотборная трубка; 5 — конденсат; 6 — переносной сепаратор; 7 — промысловый сепаратор; 8—газовый-счетчик.

\

\

S

\

к

>

10 20 30 4 0 50 60 70 80 90 Скорость отбора газа в переносный сепаратор t мЗ/ч

og

<о t *$§¦ S's 2«>t a

с 0"-

t * c-Cj Cj ^ 0: О > X


Рис. IX. 16. Содержание конденсата в малом переносном сепараторе в зависимости от скорости отбора пробы [IX. 76].

Примечание. Диаметр наконечника пробоотборника 4,79 мм. Наконечник установлен на длину 1 м выше изгиба прямого участка выкидной линии длиной 3,65 м. Дебит скважины 235 ООО M^jcyTKU.

Скорость в пробоотборном наконечнике влияет на замеряемое с помощью переносного сепаратора количество жидкости (рис. IX. 16). При малых темпах отбора продукции в пробоотборную трубку попадает жидкости больше, чем содержится в основном потоке. При высоких темпах отбора в переносный сепаратор поступает больше газа. При работе скважины с низким дебитом применение переносного сепаратора нежелательно, так как в этом

Минимальный дебит и максимальные диаметры труб прямого участка пробоотборной секции при отношении скоростей 0,94 [IX. 76]

а>

2

О)

Гз

Минимальный дебнт, тыс. м3 на 1 см диаметра трубы при ее расположении

Максимальный диаметр труб, см на 1 тыс. м3 дебита газа прн расположении пробоотборной секции

О) V

ч

ш aJ

Я с

С( я

вертикальном

горизонталь

ном

вертикальном

горизонталь

ном

84

28,0

48,0

0,036

0,021

126

18,9

0,053

155

16,7

33,4

0,060

0,03

1.    Длина прямого участка трубопровода, из которого отбирается проба, должна быть не менее 60 диаметров, внутренний диаметр трубы должен быть известен, а внутренняя поверхность труб должна быть гладкой, чистой и прямой.

На этом участке следует поддерживать минимальную скорость потока на 1 см диаметра труб и соответствующий максимальный диаметр трубы на млн. м3 потока в пределах, указанных ниже (табл. IX. 9).

При вертикальном положении трубопровода, из которого отбирается проба, место ввода наконечника пробоотборника должно быть удалено от последнего местного сопротивления по направлению потока не менее чем на 45 диаметров трубы. Труба от наконечника на расстоянии 15 диаметров по направлению потока должна быть прямой.

Скорости течения газа должны быть не менее, чем скорости, приводимые в табл. 9 (для отношения скоростей 0,94).

При горизонтальном положении трубопровода, из которого отбирается проба, место ввода наконечника пробоотборника должно располагаться на прямом участке выкидной линии, равном 60 диаметрам трубы, быть удалено от последнего местного сопротивления по направлению потока на расстояние, равное 45 диаметрам трубы. Скорость течения газа в выкидной линии должна быть не меньше, чем скорости, приведенные в табл. IX. 9 (для отношения скоростей 0,94).

2.    Наконечники пробоотборника должны быть с острыми кромками, пробоотборная трубка в которой крепится наконечник и по которой проба поступает в переносный сепаратор, должна быть минимального диаметра.

Наконечник должен хорошо центрироваться специальными приспособлениями, устанавливаемыми за передней кромкой патрубка (по направлению потока).

Наконечники пробоотборников можно устанавливать на линиях стационарно, или они могут вставляться на время отбора пробы при условии, что его местонахождение известно и фиксируется.

Желательно, чтобы внутренний диаметр наконечника был не менее Ye" (3,175 мм). Обычно он делается настолько большим, насколько это возможно, учитывая, что отношение скоростей в линии и наконечнике должно

Дебит,

м3/сутки

Абсолютное давление на устье. кГ/см2

Температура на устье,

°С

0

176,5

25,6

115 500

175,0

40,8

154 044

173,5

43,3

203 880

170,5

45,6

259 380

166,0

48,9

Плотность газа в сепараторе относительно

Абсолютно'"свободный дебит


воздуха................................0,6127

Плотность жидкости в сепараторе..........0,7796

быть порядка 0,94, а пропускная способность переносного сепаратора не должна превышаться.

3. Конструкция переносного сепаратора должна обеспечивать полную сепарацию газа и жидкости в условиях его применения.

Пропускная способность переносного сепаратора по крайней мере должна быть адекватной максимальной скорости потока в наконечнике пробоотборника с внутренним диаметром не менее Ve” (3,175 мм).

При отборе проб газа из простаивающих скважин следует учитывать градиенты концентраций углеводородов в стволе, обусловленные гравитационными и температурными эффектами [IX. 81].

Рис. IX. 17. Кривая исследования газовой скважины методом изменения противодавления.


Таблица IX. 11

Наименование

Статические

Режимы

условия

1

2

3

4

1

2

3

4

5

6

Дебит, м3/сутки.......

Устьевое абсолютное давление,

Ру

115 500

154 040

203 880

259 380

ат............

Средняя температура скважин

т

1 а

176,59

175,05

173,43

170,48

166,12

°К............

325,0 :

332,2

333,3

337,0

340,0

ра принято, абс. ат.....

191,9

190,8

189,8

188,2

185,9

Рг = Ра/Рс ......... • •

4,08

4,05

4,03

3,99

3,95

t-tjtc.........

1,608

1,645

1,649

1,658

1,663

га •••••..........

0,822

0,835

0,835

0,837

0,840

0,018

0,018

0,018

0,018

7Q/M- • • ..........

3962,0

5292,1

6990,1

8914,5

f (из табл. П- 22) . . . . . .

-—

0,0152

0,0151

0,0149

0,0148

S = 0,0683 .......

T,aza

0,330

0,317

0,316

0,314

0,312

es..............

1,391

1,373

1,372

1,369

1,366

es — l1 . . . !! . . ... . .

0,391

0;373

0,372

0,369

0,366

W V/' • ........

1025x1012

1840x1013

326x1013

536x1013

b............. .

894,14

1590,7

2761,5

4470,7

Py ...........

31171,4

30 628

; 30064,8

29 052

27 585

«vy.....¦.........

43323,8

41 990

41199,6

39 767

37741,6

Рзаб^+Фу.......

Рпл........... • •

Рпл- абс- am.........

43323,8

208,2

42884,1

; 42790,3

42528,5

42212,3

Рзаб S >J......* * •

207,1

206,9

206,3

205,5

Рпл—Рзаб- абс- am2.....

439,66

533,52

795,34

111,5

2 -esP2 =


= b,


Рзаб


Г 7


Для определения продуктивной характеристики газовых скважин проводят их исследования методом противодавления или другими методами [IX. 32, IX. 71, IX. 75, IX. 84, IX. 85]. Новая работа, обсуждаемая подробно в главе X, показывает, что для малопроницаемых пластов лучшие результаты дают изохронные (равновременные) исследования, по данным которых находится правильный наклон индикаторной кривой зависимости р2л— р2аб от Q. Методика этих исследований состоит в измерении давления в закрытой на определенное время и в открытой скважине при фиксируемом дебите газа опять же за определенное время. Скважина закрывается на время, достаточное для того, чтобы давление перед вторым этапом исследования, которое проводится при существенно большем дебите газа, восстановилось до первоначального значения. Продолжительность второго и всех последующих этапов исследования должна быть равной продолжительности первого этапа. Если давление в скважине, закрытой после какого-то этапа в течение определенного времени до первоначального не восстанавливается (во всяком случае за время, удобное для исследований), то на следующем этапе исследования при отборе газа с большим дебитом должно использоваться давление в закрытой скважине, наблюдаемое как раз перед ее открытием. Обычно исследование проводится в 3—4 этапа. В табл. IX. 11 и на рис. IX. 17 показан пример исследования скважины методом изменения противодавления. Чтобы построить кривую зависимости разности квадратов пластового и забойного давления от дебита Q, необходимо рассчитать забойное давление в работающей скважине. Значение Q при рп2л называется абсолютно свободным дебитом, так как этот дебит яв


ляется максимальным для этой скважины при нулевом противодавлении на забой.

Пример.

Данные исследования скважины месторождения Плед-жер методом изменения противодавления приведены в табл. IX. 10 и IX. 11.

Решение 1. Используем данные Мууди о коэффициенте трения f fCM =0,619 из уравнения (VII. 59) для скважин, продукция которых состоит из газа и жидкости.

Абсолютное давление рс = 47,1 ат (из графика рис. IV. 22), Те =202° К (из графика рис. IV. 22), d5=9161.

Забойное давление находится по видоизмененному уравнению (VII. 53) при определении коэффициента трения f по таблицам Мууди (табл. П. 22):


циент трения по Мууди (функция с табл. П. 22); d — внутренний диаметр труб в см.

Расчеты, выполненные по этому способу, приведены в табл. IX. 11.

Таблица IX. 12


где рзаб — забойное абсолютное давление фонтанирующей скважины в ат; ру — устьевое абсолютное давление фонтанирующей скважины в ат; е — 2,71828; Та — средняя температура в скважине в °К; р—вязкость газа в спз; za среднее значение коэффициента сжимаемости;

0,0683-fI


Q — дебит газа в м3/сутки; f — коэффи-

тг Q


1,41 X 10—6 {QTaza) (es — l) / db


в соответствии


Наименование

Статическое

1

2

1--------

3

4

Дебит, м3/сутки..........

115 500

154 040

203 880

259 380

ру— устьевое давление, ат.....

167,59

175,05

173,43

170,48

166,12

Та—средняя температура в скважине,

340,8

°К...............

325,0

332,2

333,3

337,0

ра, принято, am..........

191,9

190,8

189,8

188,2

185,9

Рг = Ра/Рс ............

4,08

4,05

4,03

3,99

3,95

тгас............

1,608

1,645

1,649

1,658

1,663

г а.................

0,822

0,835

0,835

0,837

0,840

спз ...............

0,018

0,018

0,018

0,018

Fd из табл. П. 23.........

6,376

6,376

6,376

6,376

(Гг/ЗОО)10336 ...........

0,924

0,925

0,933

0,940

(0,720^/0,0109 f) °>0336 .......

1.022

1,022

1,022

1,022

Fd (новое значение)........

6,02

6,03

6,09

6,14

S -0,0683~^-...........

Тага

0,330

0,317

0,316

0,314

0,312

е5.................

1,391

1,373

1,372

1,369

1,366

es — 1...............

0,391

0,373

0,372

0,369

0,366

= (fdQ)i,935 (es _ jj 012 x 10-io

0,894

1,591

2,761

4,471

° 2

Py. ™..............

31171,4

30 628

30064,8

29052,1

27 585

espy, am2............ .

43 324

41 990

41199,6

39 767

37741,6

p2-tf2 + esp2..........

42,88

42,79

42,53

42,21

2 2

pf, am..............

43 324

Pf, am...............

PS- am...............

208,2

207,1

206,9

206, 3

205,5

2 2 2 pf — ps, am . -.........

439,66

533,52

795,34

1111,5

Применяем уравнение Каллендера и Бинкли [VII. 13]. Уравнение записывается в виде

2    S2    0Ж4'(12ТУа    (е5    — 1)

Рзаб - е Ру =-Jt--

Определим R2:

R* = 0,12 X 10~10 (FdQ)1,935 (eS — 1) -

= Рз2аб—eSPy-

Р=2аб = е5Ру+*2-

Здесь р3аб — забойное абсолютное давление фонтанирующей скважины в ат; ру—устьевое абсолютное давление фонтанирующей скважины в ат; у — удельный вес газа относительно воздуха; L — глубина скважины в м\ Та — средняя температура в скважине в “К; г„ — сред-

0,0683-\L .

нее значение коэффициента сжимаемости: S= • т ~— >

1 а а

F — коэффициент трения Фанинга, равный f/4; Q — дебит

скважины в млн. м3/сутки; Fd — параметр трения из табл. П. 23: d— внутренний диаметр трубы в см.

Расчеты, выполненные по приведенному выше методу, приведены в табл. IX. 13.

Этот метод имеет ряд преимуществ для случаев, когда необходимо проводить серию расчетов для условий одного месторождения. Значения Fd, приведенные в таблице П. 23, соответствуют Т„ =300° К; г„=1,0; ji = =0,0109 спз; G=0,720 и абсолютной шероховатости, равной 0,0006 дюйма (0,015 мм). Для того чтобы получить Fd для иных условий, пользуются соотношением

/ Тг \ 1,0336 ^(новое) = Fd (ИЗ табл. П. 23) I ggg” I X

I 0,720[i ^0.0336 х \0,0109С/

В тех случаях, когда можно принять, что Fd остается постоянным для всех точек исследования, применение этого метода исключительно выгодно. Fd можно принять постоянным, если пренебречь влиянием малых изменений [1, Т и z на трение в скважине. Проверка показала, что данные расчетов по обоим методам очень близки и, следовательно, это допущение вполне справедливо.

§ 2. ПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОФИЗИКА

Перед спуском обсадной колонны в скважине, заполненной буровым раствором, производится электрический каротаж. С целью определения характеристики пробуренных пород некоторые виды каротажа выполняются после цементажа обсадной колонны.

Основоположниками каротажа являются братья Шлюмберте (Schlumberger). Они в начале 30-х годов выработали технологию применения промысловых геофизических работ и, в частности, электрического каротажа и внедрили его в нефтяную и газовую промышленность. Записи и исследования, производимые буровиками и геологами в процессе бурения для литологического расчленения разреза, используются при интерпретации каротажных диаграмм. Записи же, полученные при перемещении электродной установки относительно пород в скважине, называются диаграммами электрического каротажа. Они фиксируют изменение с глубиной электрических свойств пород. Электрометрия, кавернометрия, термометрия так же, как и различные виды радиоактивного каротажа, в настоящее Еремя широко применяются в нефтяной промышленности.

В каждой пробуренной скважине проводится один или несколько видов каротажа. Каротажные установки имеются в любом уголке земного шара.

Электрический каротаж выполняется в необсажениых буровых скважинах, содержащих буровой раствор (рис. IX. 18). В каротажное оборудование входят:

1)    электроды, которые погружают в скважину и которые помещены в корпусе, называемом зондом;

2)    каротажный кабель, используемый для спуска зонда (прибора) в скважину на известную глубину и для передачи электрических сигналов от зонда к поверхности;

3)    наземного оборудования, которое размещается в кузове грузовой автомашины и состоит из механического оборудования для спуска и подъема приборов, а также из электрической аппаратуры для возбуждения измерения и записи разностей потенциала.

Электрический каротаж выполняется в промежуток времени между бурением и обсаживанием скважины.

Автомашина с аппаратурой, в которую входит зонд с максимальным термометром, прибывает на скважину. Затем прибор помещают на устье скважины и устанавливают начало отсчета глубин относительно какой-либо точки, например настила буровой вышки. После спуска зонда на забой скважины его начинают медленно поднимать. При этом производят замеры различных электрических величин как функций глубины. Дополнительно замеряют электрические сопротивления бурового раствора и фильтрата бурового раствора при заданной температуре и температуре иа забое скважины. Диаграмма электрического каротажа представляет собой кривые изменения величины самопроизвольной поляризации и электрического сопротивления с глубиной. Кроме того, одновременно получают данные, характеризующие состояние ствола скважины во время замера.

Радиоактивный каротаж может выполняться и в скважинах, обсаженных колонной, поскольку стальные трубы лишь уменьшают поток нейтронов, исходящий из прибора, так же как и гамма-излучение, возвращающееся из пород, но не могут полностью пресечь или поглотить их. Последовательность операций, выполняемых при радиоактивном каротаже, такая же, как и при электрическом каротаже.

Кривые электрического и радиоактивного каротажа имеют двоякое назначение: во-первых, чтобы выявить сходные горизонты в смежных скважинах для изучения стратиграфии; во-вторых, для определения пористости и водонасыщенности пород. Любая жидкость, кроме воды, рассматривается как нефть или газ.

По кавернограммам, полученным в скважинах, не обсаженных колонной, получают данные по изменению диаметра ствола, что необходимо при расчете количества цемента и для интерпретации кривых электрического и радиоактивного каротажа.

Термокаротаж позволяет определить уровень подъема цемента в затрубном пространстве и место нарушения обсадной колонны по температурным аномалиям, которые создаются притекающим газом, нефтью или водой.

Рис. IX. 18. Размещение оборудования, применяемого при каротаже.

/ — вышка буровой; 2— подвижной блок; 3 — элеваторы;

4 — индикатор веса; 5 — измерительный шкив; 6 — цепи;

7 — метки; 8 — емкость с раствором; 9—роторный стол;

10— соединительный кабель; //— каротажный подъемник;

12 — автоматическая каротажная станция; 13 — поверхность земли; 14 — указатель веса, индикатор натяжения, кабелп* сельсииа; /5 — скважина, заполненная буровым раствором или пресной водой (после долгой циркуляции раствора);

16 — обсадная колонна; /7 — башмак обсадной колонны;

18 — пятижильный бронированный кабель; /9 — породы, не перекрытые колонной; 20 — каротажный прибор (зонд).

1. КРИВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

При электрическом каротаже измеряют две величины.. Во-первых, в различных породах, обнаженных стволом скважины, заполненной буровым раствором, возникают электрические токи. При электрическом каротаже измеряют потенциал, связанный с этими токами. Эти токи вызваны естественными природными причинами. Поэтому диаграмма, изображающая изменение данного электрик ческого потенциала с глубиной, называется кривой спонтанной или самопроизвольной поляризации или сокращенно ПС. Пример кривой ПС приведен на рис. IX. 19.

При втором измерении определяют сопротивление пробуренных пород. Удельное сопротивление представ» ляет собой сопротивление электрическому току, создаваемое единицей объема породы. Величиной, обратной сопротивлению, является проводимость, которая характеризует способность породы проводить электрический ток.

Помимо некоторых металлических руд, большинство высушенных пород не проводит электричества. Другими словами, сухая порода является, довольно хорошим изолятором, т, е. обладает бесконечным сопротивлением.

Рис. IX. 19. Образец диаграммы электрического каротажа.

/ — кривая малого потенциал-зонда (в увеличенном масштабе); 2—кривая градиент-зонда.; 3 — пропластки глин в песках, насыщенных соленой водой;

4    — кривая большого потенциал-зонда;

5    — кривая ПС; в — кривая малого потенциал-зонда; 7 — нефтеносный песок.

Способность большинства пород проводить электрический ток связана не с самой породой, а с содержащимися в ней жидкостями. Нефть и газ также не относятся к проводникам электрического тока. Поэтому изменение сопротивления или Проводимости породы должно быть обусловлено степенью проводимости и количеством воды, находящимся в породе.

2. СОПРОТИВЛЕНИЕ ВОДЫ

Поскольку проводником электричества является вода, заключенная в порах породы, для интерпретации кривых электрического каротажа необходимо знать факторы, влияющие на сопротивление воды. Чистая от примесей вода не проводит электрический ток. Растворенные в воде соли образуют заряженные ионы, которые переносят электроны или электрические заряды. Проводимость раствора определяется концентрацией и мобильностью ионов. Мобильность ионов в растворе зависит от двух факторов —природы ионов и температуры. Ион каждого химического соединения обладает своей подвижностью. Однако определение проводимости раствора на основании химического анализа и использования данных о мобильности отдельных ионов является непрактичным.

Достаточно одного прямого или косвенного замера сопротивления раствора при известной температуре, чтобы определить с необходимой степенью точности суммарный эффект всех ионов, имеющихся в природной «соленой» воде. На рис. IX. 20 приведена зависимость сопротивления растворов хлористого натрия различной концентрации от температуры. Поскольку в наиболее распространенных природных и пластовых водах преобладающую часть растворенных солей составляет хлористый натрий, а изменение мобильности или сопротивления растворов от температуры для других растворимых в пластовых водах солей сходно с поведением хлористого натрия, по рис. IX. 20 можно определить зависимость сопротивления от температуры. Первоначально путем замера сопротивления при известной температуре определяют условную солевую концентрацию, а затем значение этой концентрации испольЗуетс;я для нахождения сопротивления при пластовой температуре.

Сопротивление раствора, ом-м Рис. IX. 20. Сопротивление воды с различной концентрацией NaCl.


3. СОПРОТИВЛЕНИЕ ПОРОД, НАСЫЩЕННЫХ ВОДОЙ

проводящую жидкость и соединяются между собой. Таким образом, геометрия пор образует электрическую цепь. Площадь сечения участков жидкости, проводящей ток, пропорциональна пористости и отношению длины керна к длине пути потока. Длина последнего больше, чем длина пористой среды (керна), содержащей токовые линии, поскольку путь потока является извилистым. Если использовать эквивалентную длину пути потока La, то можно написать

Ро = Рв-^--    («•    О

где р0 —сопротивление породы, полностью насыщенной содой; рв —сопротивление воды; La — длина пути потока; L — длина образца; ka — пористость.

Арчи (Archie) ввел понятие коэффициента относительного удельного сопротивления F, которое представляет собой отношение сопротивления породы, насыщенной водой, к сопротивлению этой воды;

Как отмечалось выше, минералы, составляющие скелет породы, в большей своей части являются непроводниками. Ток протекает по порам, которые содержат

Связь между пористостью и относительным сопротивлением может быть получена, если в уравнение (IX. 2) подставить значение р о из (IX. 1.):

'' KL*'

Рис. IX. 22. График отношения кажущегося относительного сопротивления к сопротивлению воды для песков Стевевс месторождения Палома в Калифорнии, США.

/ — значения для незаглинизированного песка: 2 — значения для песка Стевенс.


(IX.3)


Поскольку сведения о геометрии порового пространства, требуемые для определения Ln, неизвестны, Арчи допускает, что эта величина зависит от пористости:

1

F — ¦

Арчи показывает, что т меняется в пределах от 1,3 для несцементированных песков до 2,0 для сцементированных песков. Поэтому т для данного интервала называют показателем цементации. На рис. IX. 21 приведен график этого отношения.

Винзауер, Ширин, Мэссон и Виллиаме (Winsauer, Shearin, Masson and Williams) [IX. 150] предлагают видоизмененное отношение, известное как формула Хэмбля:

0,062

^ = fc2.i5 •    (-    5)

tn

Рис. IX. 21. График зависимости пористости от коэффициента относительного сопротивления.

Обычно применяют обе формулы (IX. 4) и (IX. 5). Для формулы (IX. 4) значение т определяют по соседним скважинам, если имеются по ним сведения о сопротивлении пород, пористости и др.

4. ГЛИНЫ И ГЛИНИСТЫЕ СЛАНЦЫ

Все сказанное выше основывается на допущении, что скелет породы не является проводником электричества. Однако некоторые породы содержат включения глин и глинистых сланцев, скелет которых составляют токопроводимые частички. Многие исследователи доказали, что проводимость (или сопротивление) глин и глинистых сланцев зависит не только от проводимости пластовой воды, но и от сопротивления скелетов этих пород.

Патнод и Вилли (Patnod and Wyllie) [IX. 126] рассмотрели это явление и обнаружили, что эффект, создаваемый глинистыми частицами, ослабляется с увеличением сопротивления пластовой воды, а также при сопротивлении воды ниже 0,1 ом- м. Это представлено на графике (рис. IX. 36), который был вычислен Винном (Winn) [IX. 148а]. Эти явления будут рассмотрены ниже.

5. СВЯЗЬ ВОДО-, НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ С СОПРОТИВЛЕНИЕМ ПОРОДЫ

Сопротивление породы возрастает, если часть порового пространства заполнена нефтью или газом. Сопротивление определяется не только степенью водонасы-щенности, но и относительным положением, занимаемым углеводородами и водой. Этот вопрос рассматривается в разделе о свойствах коллекторов. Для слабо заглини-

п

Рис. IX. 23. График зависимости показателя сопротивления от водонасыщен-ности.

зированных пород все эти факторы могут быть учтены уравнением

‘¦-tef’ <ix'6)

где kB — водонасыщенность; рп— сопротивление породы; Ро — сопротивление породы, полностью насыщенной водой; п — показатель, зависящий от свойств породы.

График, характеризующий это уравнение, приведен на рис. IX. 23. Если имеются данные о пористости, сопротивлении и водонасыщенности, значение п можно определить по данным близлежащих скважин. Если же их нет, то лучший результат получается при п = 2.

Приведенные выше соображения являются основой для интерпретации кривых электрического каротажа. Однако основная проблема при интерпретации каротажных кривых состоит в том, что данные, полученные при применении различных каротажных установок, следует привести к виду, требуемому для использования перечисленных выше формул.

6. КРИВЫЕ ПС

При электрическом каротаже осуществляется также запись кривых спонтанной поляризации, которая наблюдается в скважине, заполненной буровым раствором. Эти кривые используются для определения пористых участков в проницаемых породах и определения сопротивления пластовой воды.

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

Моунс и Раст (Mounce and Rust) [IX. 125] предложили использовать значение потенциала против глин как отправную точку для отсчета разности потенциалов на кривой ПС. Данный потенциал связан с электрохими-

Рис. IX. 24. Схема образования потенциалов ПС по Моунсу и Расту.

ческими явлениями, возникающими на контакте двух растворов с различными концентрациями солей (рис. IX. 24).

Вилли (WyHie) [IX. 156] предложил следующее теоретическое выражение:

Э. Д. С. — К log    (IX. 7)

af

где ав — подвижность ионов пластовой воды; аа) — подвижность ионов фильтрата бурового раствора.

Если бы в растворе содержался только хлористый натрий, то коэффициент К имел бы значение

RT I иv \

где R — газовая постоянная (8,32 дж)\ F — число Фл-радея (94,450 к); Т — температура в °К; г — валентность ионов; и—подвижность иона хлора; v — подвижность иона натрия.

Рис. IX. 25. Зависимость сопротивления хлористого натрия от подвижности иона Na (при температуре. 25° С).

Подвижность ионов может быть определена несколькими способами и увязана с сопротивлением (рис. IX. 25). На рис. IX. 26 показан график, соответствующий уравнению (IX. 8) для случая хлористого натрия. Если допустить, что хлористый натрий составляет большую часть всех растворенных солей, то при помощи графиков

IX. 25 и IX. 26 кривой ПС и величины сопротивления фильтрата бурового раствора можно определить сопротивление пластовой воды. Если значение сопротивления пластовой воды заключено между 0,08 и 0,3 ом м, то

Рис. IX. 26. График зависимости ионов от ПС. Применять ири р8 < 0,3 и 25° С,

сопротивление растовра хлористого натрия будет обратно пропорционально его подвижности, т.е.

°в Pmf

(IX. 9)


°mf Рв

и для определения рв можно непосредственно использовать график (рис. IX. 40).

Приведенный выше способ определения сопротивления пластовой воды пригоден лишь для случая, когда хлористый натрий составляет большую часть растворенных солей. Если же ионы, подобные ионам кальция и магния, составляют значительную часть растворенных солей, то применение указанного способа приведет к значительным погрешностям. Поэтому для решения данной задачи различные организации, в том числе АНИ 21 и АИМЕ 22, собирают сведения о сопротивлениях пластовых вод. Эти данные следует использовать в тех случаях, когда литологическая характеристика пород близка к рассмотренной выше.

Другой проблемой, связанной с интерпретацией кривых ПС, является учет «электрокинетического» потенциала, который влияет на замер ПС. Одно время данный потенциал считали основной причиной ПС. Вилли изучил явления, связанные с электрокинетическим потенциалом, и привел данные, позволяющие определить его влияние на кривую ПС. Однако в большинстве случаев этим фактором можно пренебречь.

8. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЗАМЕР ПС

Глины и проницаемые прослои. Как уже упоминалось выше, отсчет разности-потенциалов ведется относительно наибольшего потенциала глинистых пропластков. Подобная величина потенциала обычно возникает в средней части мощного пласта глины при высоком сопротивлении фильтрата бурового раствора. На рис. IX. 27 приведена теоретическая кривая статического распределения ПС (без учета электрокинетического потенциала) и одновременно реально наблюдаемая кривая ПС. В статическом случае, когда нет движения тока, величина потенциала пласта равна потенциалу в точке возникновения. Однако практически обычно происходит циркуляция тока по линиям, изображенным на схеме. Причем циркуляция является причиной возникновения разности потенциалов между буровым раствором и породами, расположенными вдоль токовых линий. Это явление приводит к частичному уменьшению первоначально возникшего «статического» потенциала. В результате значения ПС на диаграмме . будут располагаться по нижней кривой. Низкое сопротивление бурового раствора, 1.0 большие диаметры скважин, небольшие мощности пластов и проникновение фильтрата бурового раствора будут способствовать расширению пучка токовых линий и уменьшению максимального значения кривой ПС. Для введения поправок за эти факторы Долль (Doll)

Рис, IX. 28. Палетка поправок за мощность для значения ПС.


Е

t

3

а

Q. 15-

а

§ Ю-

S 2.5

* 3,0-

W-

с Ь-° 10-


[IX. 95] построил палетку (рис. IX. 28), которая используется для определения статического значения ПС, требуемого для определения рв. Проникновение фильтрата бурового раствора можно рассматривать как увеличение эффективного диаметра скважины.

Долль рассматривает также влияние на ПС частого переслаивания песчаных и глинистых слоев (рис. IX. 29). Вопросы, связанные с количественной интерпретацией кривых ПС для тдких геологических условий, а также для глинистых песков, будут рассмотрены ниже совместно с кривыми значений кажущегося

Рис. IX. 27. Схема распределения по-тенциалов и токов поляризации в проницаемом пласте и ©близи него.

/ * статические значения ПС; 2 —‘ глинистый раствор; 3 — изолирующая пробка; 4 — глинистая корка; 5 — зона проникновения; 6 — замеряемые значения (кривая) ПС.

сопротивления и кривыми микрозондов. Долль доказывает, что против границы между мощным слоем глин и горизонтом, чистых песков на кривой ПС возникает точка перегиба, которая может быть использована для точного определения положения границы, а отсюда и мощностей пород. Точность такого определения убывает по мере уменьшения сопротивления бурового раствора. Этот способ становится ненадежным для пластов небольшой мощности, как это показано на рис. IX. 30.

Плотные породы — известняки. Кривые ПС, полученные против пористых пород, граничащих или переслаивающихся с плотными породами высокого сопротивления,

(AIME).


*-

__J ^

_-lnr

С С

С с * с

__/ —/ —'

r?rl-

С С '? L

—> ""'1 ^ J

r

°/оС

1 dh----------Ф-----------d



Гс


6

ЩТо

6


:-z-z 3    —    I    4

тт г

Рис. IX. 29. Кривые ПС, полученные против переслаивающихся глинистых и песчаиых прослоев. d—диаметр скважины; /— мощность отдельного прослоя; 2—проницаемые слои Р; 3— непроницаемые слои; С;    ~

Рис. IX. 30. Зависимость ПС от мощности пласта.


<1— диаметр скважины, / — проницаемые проводящие слои Р\ 2 — непроницаемые прово-дящне слои С; 3 — величины сопротивлений (сопротивление раствора принято за единицу); 4 — статические значения ПС; 5 — кривая ПС.

Sh,


- переслаивание Р н С.


такими, как известняки, отличаются по конфигурации от кривых ПС, полученных против пористых пород, граничащих с породами малого сопротивления, такими, как глины,

Для системы глина — песок — глинистый раствор глинистые сланцы и песок, имеющие небольшое сопротивление, при значительной площади сечения этих сред составляют лишь малую долю от полного сопротивления всей системы. Это показано на графике (см. рис. IX. 24). Сопротивление всей системы определяют по сопротивлению глинистого раствора. Долль указал, что для случая, когда проницаемая часть разреза покрывается и подстилается плотными породами высокого сопротивления, необходимо учитывать сопротивление этих пород. Линией наименьшего потенциала является вертикаль, проходящая через плотные породы высокого сопротивления. Поэтому токи будут проходить по породе до тех пор, пока они не достигнут прослоя низкого сопротивления, такого, как глинистый пласт, по которому ток вернется в столб глинистого раствора. На рис. IX. 31 приведен ход кривой ПС в породах с высоким сопротивлением, сделанный с учетом кривой сопротивления.

а


Е22 / ЕЭ г ШШ 3

Рис. IX. 31. Зависимость ПС от вмещающих плотных пород.

а — схема взаиморасположения пород и ход кривой ПС; б — схема распределения токов ПС.

/ — глины ( 5/i) — непроницаемые. относительно проводящие электрический ток породы; 2 — плотные породы с очень высоким сопротивлением;

3 — проницаемые (Р) породы малого сопротивления.

сопротивление бурового раствора и его фильтрата в зоне проникновения, экранное влияние соседних пластов, а также мощность пласта, диаметры скважины и зоны проникновения и размеры зонда. Влияние всех этих факторов схематично представлено на рис. IX. 32. Элект-


9. КРИВЫЕ СОПРОТИВЛЕНИЙ, ЗАМЕРЕННЫХ ПОТЕНЦИАЛ ЗОНДОМ И ГРАДИЕНТ-ЗОНДОМ

Поскольку зонды, предназначенные для определения сопротивления, не могут быть помещены непосредственно в породу, а находятся в стволе скважины, ряд причин искажает истинное сопротивление пород. Поэтому для введения поправок снимаются одновременно с сопротивлением пород кривые, характеризующие состояние ствола скважины во время замера. К факторам, влияющим на сопротивление пород, снятых зондом, относятся

Рис. IX. 32. Распределение токовых линий.

род является источником тока. Замеряется падение напряжения, которое равно разности потенциала между точками А и М. Разность потенциалов преобразуется в сопротивление при допущении, что замер производится в бесконечно однородной среде, а диаметр скважины равен нулю. Однако последние допущения не являются строгими, поскольку перечисленные выше факторы в достаточной мере влияют на замер разности потенциалов. Схема токовых линий показана на рис. IX. 32. На ней видно, что токовые линии не представляют собой прямых отрезков, исходящих из точки А, а изгибаются при переходе из среды одного сопротивления в среду другого сопротивления. Сфера, в которой распространяются силовые линии (рис. IX. 32), называется радиусом исследования зонда. Однако следует учесть, что эта сфера не является раз и навсегда установленной для зонда. Она лишь дает приближенное представление о границах замера разности потенциалов. Если радиус исследования зонда небольшой, то на замеряемое с его помощью сопротивление в большой степени влияют диаметр скважины и зоны проникновения, а также сопротивление бурового раствора и промытой фильтрационной зоны пласта.

При большом радиусе исследования влияние перечисленных выше факторов сводится к минимуму. Однако при этом в значительной мере (особенно для пластов малой мощности) скажется на сопротивлении пластов экранирование соседних- пород. Современные каротажные устройства производят замеры сопротивления при нескольких радиусах исследования, что дает возможность разделить переменные величины, влияющие на замер сопротивления.

Двухполюсный потенциал-зонд. Рассель (Russel)' [IX. 132] впервые дал теоретическую кривую изменения сопротивления двухполюсного потенциал-зонда (рис. IX. 33). От источника тока поступает постоянный или низкочастотный переменный ток; измеряется разность потенциалов между М и N. Поскольку В значительно удалено от А, то в однородной среде ток будет распространяться радиально. Замеряемая разность потенциалов представляет собой косвенное измерение потенциалов между точками А и М. Таким путем зонд исследует сферический объем, в центре которого находится точка А. Расстояние AM принимается за размер зонда; считается, что радиус исследования равен удвоен-

Размер зонда ^

Рис. IX. 33. Схема потенциал-зонда. а — двухэлектродная схема; б — фактически используемая трехэлектродная схема.

/—источник тока: 2 — измерительная аппаратура.

ному размеру зонда. Рассел [IX. 132, IX. 133] приводит кривые, полученные в лабораторных условиях (рис. IX. 34), которые являются типичными для кривых, регистрируемых с потенциал-зондами при отсутствии проникновения в породы фильтрата глинистого раствора.

Рис. IX. 34. Теоретические кривые сопротивлений для потенциал-зондов в пластах различной мощности.

Трехэлектродные градиент-зонды. На рис. IX. 35 приведена схема для измерения градиент-зондом. Так же как и в случае потенциал-зонда, от генератора подается постоянный или низкочастотный переменный ток; замеряется разность потенциалов между точками, сближенными электродами М и N. Так как В находится на большом удалении от А, токовые линии будут распространяться по радиусам от точки А. Однако в однородной среде разность потенциалов между двумя электродами М и N будет соответствовать падению напряжения между двумя концентрическими сферами с радиусами AM и AN. Поэтому радиус исследования считается рац-

Рис. IX. 35. Измерительная схема для градиент-зонда. а — градиент-зонд AMN; 6 — градиент-зонд МАВ.


I — источник тока; 2 — измерительная аппаратура.

Рис. IX. 36. Поведение кривой для градиент-зонда.

I—зона экранного минимума; 2 — зона экранного максимума.

ным размеру зонда. На рис. IX. 36 приведены результаты замеров с градиент-зондом для двух слоев различной мощности. Кривые заметно асимметричны, потому что токовые линии не распространяются по радиусам от питающего электрода, как в однородной среде. Против пласта с высоким сопротивлением токовые линии в отличие от пластов низкого сопротивления в большей степени концентрируются в пределах ствола скважины. В результате этого против пластов малой мощности на диаграммах получаются так называемые «слепые» зоны. Вследствие этого в разрезе могут быть пропущены тонкие слои, попадающие d «слепую» зону. Кроме того, для слоев малой мощности максимальное кажущееся сопротивление будет больше истинного. Слои с высоким сопротивлением усиливают этот эффект и делают невозможной интерпретацию кривых.

Интерпретация показаний потенциал-зонда и градиент-зонда

Компания Шлюмберже рассчитала [IX. 136] отклонения кажущегося сопротивления от истинного для определения пористости и водонасыщенности по формулам (IX. 4) — (IX. 6). По этим кривым можно определить граничные условия, при которых влиянием диаметра скважины, проникновением фильтрата бурового раствора, экранировкой соседними пластами можно пренебречь. В этом случае кажущееся сопротивление приближается к истинному. Если влиянием этих факторов нельзя пренебречь, то упомянутыми кривыми пользоваться нельзя, так как невозможно точно учесть такой фактор, как, например, эффективный диаметр зоны проникновения. Эти кривые позволяют определить степень применения потенциал-эондов и градиент-зондов для определения истинного сопротивления достаточно мощных пластов в терригенном разрезе в тех случаях, если в них не встречено пластов такого высокого сопротивления, какими являются, например, магматические пропластки. Кроме того, время проведения каротажа следует выбирать так, чтобы диаметр зоны проникновения не превышал двух диаметров скважины. При определении истинного сопротивления по замерам потенциал-зондом и градиент-зондом следует учитывать следующее.

1.    Если отношение сопротивления малого потенциал-зонда рп з к сопротивлению бурового раствора рр меньше 10, а мощность прослоя I в 4 раза или более превосходит размер большого потенциал-зонда, то истинное сопротивление пород рп будет равно р1п , замеряемому большим потенциал-зондом.

Это можно записать так.

Задано: малый потенциал-зонд psn/Pm    боль

шой потенциал-зонд I > 4/Ш.

Замер: большой потенциал-зонд р[п = pt.

2.    Если отношение сопротивления малого потенциал-зонда к сопротивлению раствора меньше 50, а мощность пласта превосходит размер градиент-зонда в 2 раза или более, то истинное сопротивление будет соответствовать значению сопротивления в средней точке на кривой градиент-зонда (рис. IX. 37).

Задано: малый потенциал-зонд р ^/р,,, << 50; градиент-зонд I > 2/40.

Замер: градиент-зонд рср точкн = р( (рис. IX. 37, а).

3.    Если отношение между сопротивлением малого потенциал-зонда и сопротивлением раствора меньше 50, а мощность пласта соответствует IV2 размера градиент-зонда, то истинное сопротивление будет соответствовать сумме сопротивлений, замеренных градиент-зондом непосредственно ниже кровли пласта, плюс 2/з максимального сопротивления, отмеченного градиент-зондом (для данного пласта).

Задано:    малый    потенциал-зонд Psn/Pm^SO; гра

6 АО

R-5f4-M

Рис. IX. 37. Определение истинного удельного сопротивления по кри. вым градиент-зонда.

а — по значению в средней точке; б — по значению 2/3 от максимального: в — по Ртах-


-1*0

о- A0l R = 5Mm


1

Ра


(IX. 10)


Рп


Pi


противление, отмеченное градиент-зондом, будет соответствовать истинному

Задано:    малый    по-

тенциал-зопд psn\pm <^ 50; градиент-зонд    I    =

= 1,3 АО.

Замер: градиент-зонд Ртах ~Pt (рис. IX. 37, о).

Для условий, отличающихся от приведенных выше, теоретические кривые сопротивлений могут быть применены для определения истинного сопротивления, если не имеется более надежных данных, полученных с другими зондами.

Вывод. При помощи потенциал-зонда и градиент-зонда получают хорошие результаты во время определения пористости в породах с низким и средним сопротивлением, если имеются пласты большой мощности и если раствор несоленый.


10. ИНДУКЦИОННЫЙ КАРОТАЖ

Аппаратура индукционного каротажа была разработана с целью преодолеть некоторые трудности, связанные с определением истинного сопротивления пластов.


4. Если отношение сопротивления для малого потенциал-зонда к сопротивлению раствора меньше 50, а мощность пласта в 1,3 раза превышает размер градиент-зон-

да, то максимальное со-


На рис. IX. 38 приведена схема прибора для индукционного каротажа. На катушки передатчика подается переменный ток. Этот ток возбуждает вокруг катушки переменное магнитное поле, которое в свою очередь возбуждает токи Фуко в проводящих породах. Эти токи, величина которых пропорциональна проводимости породы, также создают свои переменные магнитные поля, которые индуцируют токи в приемной катушке. Последние усиливаются, детектируются и передаются на поверхность земли для регистрации.

В добавление к двум описанным катушкам имеются дополнительные или вспомогательные катушки, назначение которых — свести к минимуму влияния бурового раствора и прилегающих пород. Эти вспомогательные катушки фокусируют возбуждаемое магнитное поле, сосредоточивая его в пласте, находящемся против прибора, и не позволяя ему распространяться радиально во всех направлениях.

Разносом считается расстояние между двумя основными катушками. Точкой записи считается точка посередине между главными катушками. Поскольку этот вид каротажа не нуждается в проводящей среде в стволе скважины, его можно проводить в сухих скважинах или при наличии в них раствора на нефтяной основе.

При индукционном каротаже замеряемая величина пропорциональна проводимости среды, окружающей прибор. Поэтому индукционный каротаж регистрирует изменение проводимости с глубиной. Как уже отмечалось, проводимость является величиной, обратной сопротивлению. Последнее также регистрируется для сопоставления с кривыми других видов каротажа.

Интерпретация. Регистрируемая аппаратурой кажущаяся проводимость является результатом совместного воздействия проводящей среды в стволе скважины, зоны проникновения, самого пласта, вмещающих данный пласт пород. Поскольку сопротивление является величиной, обратной проводимости, роль всех этих факторов может быть сведена к следующему выражению:


Р/ + Р5


Рис. IX. 38. Принципиальная схема скважинного снаряда для индукционного каротажа.

/ — корпус с генератором и усилителем: 2 — усилитель: 3 ¦— приемная катушка: 4 — линии индуцированного тока; 5 — кольцевой объем породы; 6 — точка записи; 7 — генератор колебаний: 8 — возбуждающие катушки.

где ро — среднее значение кажущегося сопротивления; Gm — поправочный коэффициент (геометрический фактор), связанный с влиянием воздействия бурового раствора; G; — поправочный коэффициент, связанный с влиянием зон проникновения; Gt — поправочный коэффициент, связанный с влиянием самого пласта; Ga — коэффициент, связанный с влиянием вмещающих пород. Причем

Gm+Gi+Gt + Gs = 1.    (1Х.11)

Коэффициент распространения индукционного тока.

Данный коэффициент зависит от следующих причин: изменения распространения индукционных токов по цилиндрическим поверхностям от ствола скважины и по горизонтально переслаивающимся пропласткам. Концентрические цилиндры распространения индукционных токов различного диаметра при бесконечной их высоте приведены на рис. IX.39 для двух приборов индукционного каротажа с размерами 68 и 101 см. Они были вычислены Доллем (Doll) [IX. 96].

По кривым видно, что влиянием ствола скважины можно пренебречь, если ее диаметр меньше 25 см. Практически это верно лишь при условии, что сопротивление раствора больше чем 0,5 ом м, поскольку коэффициенты для растворов с меньшим сопротивлением, т. е. с большей проводимостью, имеют значения, приведенные в формуле (IX. 10), даже если коэффициент Gm невелик.

На рис. IX. 40 для индукционных зондов длиной 68 и 101 см приведены коэффициенты распространения индукционного тока для горизонтальных смежных проводящих слоев, когда точка записи находилась против

0 S0 101    152    20Ц    25U    305

О 50 /00 /50200 250    380    500

Диаметр цилиндра, см


Мощность пласта,См

Рис. IX. 39. Коэффициент распространения индукционного тока для цилиндра бесконечной длины, расположенного коаксиально относительно зонда.

замеряемого пласта. Вмещающие пласты не влияют на проводимость, и в случае, если мощность пласта более чем в 2 раза превышает размеры зонда. Этот график можно применять для определения коэффициента Gs. Значения остальных коэффициентов можно найти, используя график рис. 1Х!40, поскольку геометрические формы остальных областей можно рассматривать как серию концентрических цилиндров. Однако при этом должен быть известен диаметр зоны проникновения. Также должно быть определено и сопротивление зоны проникновения, что позволит найти pt из формул (IX. 10) и (IX. 11). По этим причинам индукционный каротаж применяется в сочетании с другими видами каротажа. Наиболее эффективным является совместное использование индукционного и бокового каротажа.

Отбивка границ пластов. Когда зонд находится против границы двух сред, то половина отсчета определяется по одной среде, а вторая половина по другой, как это следует из уравнения Долля (Doll) [IX. 96]:

_1__0^5    05

Pft = Ра + Ps ’ где р— сопротивление, замеряемое против границы пластов; ра и ps—сопротивления, замеряемые против средних участков рассматриваемых пластов.

Влияние бурового раствора. Буровые растворы с сопротивлениями, большими чем 0,5 ом м, при обычном диаметре скважины очень мало влияют на-замеры, получаемые при индукционном каротаже. Однако если диаметр скважины увеличен за счет образования каверн, то могут быть существенные искажения. Если сопротивление раствора меньше 0,5 ом ¦ м, как это бывает при буро-вьщ растворах, насыщенных солью, то столб раствора играет роль_экра»а и уменьшает влияние, оказываемое породами.

Поскольку индукционный каротаж не требует наличия электродов или электрических,контактов с буровым раствором, этот вид каротажа можно выполнять в сухой скважине или в скважине, заполненной раствором на нефтяной основе. Однако проведение индукционного каротажа в закрепленной скважине невозможно вследствие того, что колонна полностью экранирует пласт.

Влияние проникновения фильтрата бурового раствора. Как уже отмечалось, в показания индукционного каротажа должны вноситься поправки за зону проникновения, если известны ее диаметр и сопротивление.

Рис. IX, 40. Коэффициент распространения индукционного тока для маломощного пропластка (при нахождении зонда против середины пласта).

В тех случаях, когда проникновение распространяется на большое расстояние, бывает очень трудно определить сопротивление зоны проникновения. Фильтрат бурового раствора вытесняет не только нефть, но и пластовую воду. В областях глубокого проникновения образуются три зоны: 1) зона, ближайшая к скважине, водонасыще-ние которой образовано 'фильтрами бурового раствора, а если имеется нефть или газ, будет существовать остаточное углеводородное насыщение; 2) средняя зона с остаточным углеводородным насыщением и с водонасыще-нием, сопоставимым с водонасыщением первой зоны, но образованным пластовой водой; 3) зона, являющаяся переходной к области, не затронутой проникновением.

Первая зона мало влияет на замеры, получаемые с. помощью индукционного каротажа, если вся зона проникновения невелика, а сопротивление фильтрата бурового раствора свыше 0,5 ом-м. Однако, при меньшем сопротивлении фильтрата бурового раствора проводимость этой зоны может быть настолько высокой, что она явится экраном и будет маскировать влияние зоны, не захваченной проникновением. Вторая зона является наиболее важной, поскольку она содержит остаточную нефть. Остальной частью жидкости является пластовая вода с очень низким..сопротивлением, которая содержит обычно большое количество растворенных солей. При глубоком проникновении весь индукционный ток будет циркулировать в этой хорошо проводящей зоне, а область, не затронутая проникновением, окажется экранированной от воздействия зонда. По этой причине при использовании буровых растворов с высокой водоотдачей индукционный каротаж должен быть выполнен возможно скорее после вскрытия пласта.

11. БОКОВОЙ КАРОТАЖ

Из всего предыдущего описания становятся очевидными преимущества каротажного прибора, способного сфокусировать ток и обеспечить его проникновение глубоко в породу. Таким устройством является прибор для бокового каротажа. На рис. IX. 41 приведены схема действия бокового каротажа и распределение токовых линий в однородной среде, как это описано Доллем [IX. 99]. А0 является центральным токовым электродом, который функционирует так же, как и в обычных зондах; А\ и А2 представляют пару вспомогательных токовых электродов, они соединены между собой; Mt, М2, а также М1( М 2— две пары измерительных электродов.

Рис. IX. 41. Распространение токовых линий при боковом каротаже.

Pm^Rs


рующего устройства.

— сопротивление породы: ps — сопротивление прилегающих пород: Рщ сопротивление бурового раствора.

а — система без фокусирования тока (потеициал-зонд); система с фокусированием тока — боковой каротаж.


Регулируемая вторичная токовая цепь, имеющая ту же полярность, что и центральный электрод, присоединена к вспомогательным электродам Ai и Ач так, что разность потенциалов между электродами М\, Мч и Afj, М2 поддерживается близкой к нулю. Долль показал, что ток, приложенный к вспомогательным электродам Ai и А2, будет фокусировать ток, исходящий из центрального электрода, и будет вынуждать его проникать в породу, находящуюся против зонда (рис. IX. 42). На этом рисунке нанесены направления токовых линий зоида бокового каротажа. Аппаратура замеряет потенциал одного из электродов М, преобразует этот замер в величину сопротивления, а затем записывает результаты.

Влияние мощности пластов. Поскольку аппаратура бокового каротажа фокусирует ток, направляя его в породу и препятствуя рассеиванию токовых линий, тонкие пласты отмечаются с ее помощью гораздо лучше, чем обычными зондами.

Долль иллюстрирует это примером (см. рис. IX. 42). На рис. IX. 43 приведены показания прибора для тонкого пласта без проникновения (по Дол-лю). На этом графике приведены также кривые, полученные с малым и большим потенциал-зондами и с градиент-зондом. В подобных условиях эти зонды почти не реагируют на наличие пласта инородного сопротивления.



Боковой каротаж позволяет отбить границы по резкому изменению сопротивления. Причем общая мощность пласта

Рис. IX. 43. Ход кривых при обычиом и при боковом каротаже. йдиаметр скважины; емощность пласта: Р t — сопротивление породы равно 100; рл — сопротивление прилегающих пластов равно 3;     сопротивление бурового рас

твора равно 0.1.

1    — кривая потенциал-зонда (ЛМ=1.75 d)\

2    — кривая потенциал-зонда (АМ Td); 3 — кривая градиент-зонда C4G*=25rf); 4 — кривая боковая каротажа: 5 — истинное значение сопротивления.

Сопротивление О 10 20 30 ЬО 50 ВО 70 80 90 100

будет меньше примерно на величину разноса зонда, Кажущееся сопротивление достигает 80% от истинного. Если сопротивление смежных пород выше, чем сопротивление будет равно истинному, Поэтому для пластов мощность пласта превышает 1,2 м, то замеренное сопротивление будет равно истинному, Поэтому для пластов мощностью свыше 1,2 м наблюденная при боковом каротаже величина сопротивления обычно принимается за истинное сопротивление, если фильтрат проникает в пласт неглубоко,

Влияние зоны проникновения фильтрата букового раствора. Фокусирующее устройство прибора заставляет ток, используемый для измерений, течь горизонтально и проходить сквозь зону проникновения, сводя этим к минимуму ее влияние на замеры, Для зоны глубокого проникновения ее влияние можно вычислить, если величину сопротивления и диаметр этой зоны можно подсчитать из уравнений и применить боковой каротаж совместно с индукционным,

Влияние бурового раствора, Поскольку ток течет из зонда непосредственно в пласт, он не может достичь измерительного электрода по кратчайшему пути через хорошо проводящий буровой раствор с низким сопротивлением. По этой причине боковой каротаж является единственным видом каротажа, который может быть применен при сильно засолоненных буровых растворах.

12, СОЧЕТАНИЕ ИНДУКЦИОННОГО И БОКОВОГО КАРОТАЖА

При этих видах каротажа используют фокусирующие устройства. Поэтому, если разносы обоих приборов одинаковы, на них будут воздействовать одинаковые внешние условия, Токовые линии, возникающие в породе от индукционного прибора, образуют петли, которые пересекаются с токовыми линиями бокового каротажа, Поэтому буровой раствор, диаметр скважины, зона проникновения по-разному влияют на замеры, а полученные данные дополняют одни другие. Там, где нельзя применить один из видов каротажа, может быть пригодным второй.

Истинное сопротивление породы для обоих видов каротажа можно определять по кривым на рис. IX. 44. Значение рх q (сопротивление промытой зоны непосредственно у стенок скважины) можно определить при помощи микрокаротажа или бокового микрокаротажа).

Рис, IX, 44, Палетка для определения истинного сопротивления пласта по сочетанию данных индукционного и бокового каротажа,

?>/—• диаметр проиикиовеиия раствора. Диаметр скважины d «в", снаряд бокового каротажа с семью электродами типа bFF 40" (для мощных пластов).


13. МИКРОКАРОТАЖ

Стремление выделить проницаемые и пористые пласты малой мощности, особенно в твердых породах, привело к созданию микрокаротажных установок, Схема одной из них приведена на рис, IX. 45. Она состоит из трех электродов, помещенных в резиновый башмак, который смонтирован на пружинящем рычаге, прижимающем башмак к стенке скважины. Питающим электродом является электрод А, На микрокарбтажной установке замеряется разность потенциалов между двумя электродами М\ и Мг, затем она преобразуется в сопротивление и регистрируется как функция глубины, Рассмотренный порядок расположения электродов образует микроградиент-зонд, Одновременно потенциал-зондом регистрируется потенциал между электродом М2 и поверхностью земли, По степени раздвижения двух пружинящих рычагов судят об изменении диаметра скважины, Каверно-грамма регистрируется микрокаверномером, Перед замером микрозонд спускается к забою скважины с прижатыми пружинными рычагами. При этом замеряется сопротивление бурового раствора, которое и записывается как функция глубины (замеры микрозондами зависят от сопротивления бурового раствора). По достижении нужной глубины пружинные рычаги освобождаются и при подъеме снаряда производится запись микропотенциал-зонда, микроградиент-зонда и микрокавернограммы.

Рхо


Прижимное устройство микрозонда способствует исключению влияния бурового раствора, поэтому линии тока направлены непосредственно в породу. Расположение электродов при этом виде каротажа примерно аналогично расположениям электродов в потенциал-зонде и градиент’зонде с очень близким расположением электродов, поэтому и для данного случая справедливы общие

Рис. IX, 45. Микрокаротажиые установки.

I — каротажный кабель; 2 — электроды;

3 — резиновый башмак; 4 — стальные пружины,

4 п 5    6    7 8 9 10

/V

Рте

Рис. IX. 46. Палетка для интерпретации данных мигерокаротажа.

Палетка для скважин, пробуренных 8" долотом, рассчитана для Кх —0,32. Пригодна для неизолированных зондов и зондов TnnaWRS = К и WRS = Nc электродом В на задней пластине (наконечник и задняя пластина

электрически соединены).

положения, рассмотренные выше. Радиус исследования обоих микрозондов очень мал, меньше всего он у микроградиент-зонда. Размещение электродов и относительно небольшие расстояния между ними позволяют определять явления, происходящие в небольшом объеме. Этот объем включает глинистую корку на стенке скважины и прилегающую породу длиной около 7 см. Сопротивление глинистой корки замеряется обычно на поверхности земли, при этом из глинистой корки, полученной из бурового раствора, удаляется фильтрат. Одновременно с замером сопротивлений глинистой корки и фильтрата бурового раствора замеряют сопротивление глинистого раствора. Эти величины с поправками за температуру совместно с кривой микрокаротажа позволяют измерить толщину глинистой корки. Кривая микроградиенг-зонда характеризует меньший радиус исследования, следовательно, в ее показаниях глинистая корка играет большую роль по сравнению с кривой микропотенциал-зонда. Сопоставление этих величин, выполненное Доллем [IX. 97], приведено на рис. IX. 46. Глинистая корка способствует выполаживанию кривой, поскольку корка покрывает неровности в скважине. Породы, не образующие глинистой корки, характеризуются резкими и частыми изменениями кривой микрокаротажа, которая имеет зазубренный вид, поскольку неровности в стенках скважины позволяют раствору оставаться между башмаком зонда и породой Толщина глинистой корки может быть определена также из сопоставления данных микрокаверномера с диаметром бурильного долота»


10 "12"


5-


Р ко/Рте

Рис. IX. 47. Номограммы для интерпретации кривых микрокаротажа фирмы Шлюмберже.

Для 6" скважин следует умножить данное значение на 1,05, а далее интерпретировать как для

8" скважин.


\ 3

Диаметр If цскважин


¦¦!,8

¦ f.9 2

2.5


1.S


8"

1,5


Зона проникновения фильтрата бурового раствора.

Микрозонды позволяют определить сопротивление промытой части зоны при глубоком проникновении фильтрата бурового раствора. При таком проникновении фильтрат полностью промывает породы на участках, непосредственно прилегающих к скважине, и только эти участки попадают в область исследования микрозонда. Жидкостями, сохраняющимися в этих участках, могут быть фильтрат бурового раствора совместно с остаточной нефтью или пластовой воды. В обычных условиях сопротивление фильтрата бурового раствора при температуре, свойственной породе, может быть определено более точно, нежели сопротивление пластовой воды по кривой ПС. Поэтому относительное сопротивление (отношение сопротивления воды к сопротивлению породы, насышенмой водой) можно определить по кривым микрозондов.

Если в породе присутствуют нефть или газ, необходимо учитывать содержание остаточных углеводородов. Обычно эта величина составляет 20% от всего сопротивления. Относительное сопротивление и пористость можно определять по уравнениям (IX. 4) и (IX. 6). Истинное сопротивление промытой зоны можно определить на

беновании кривых микрозондов по номограммам, приведенным на рис. IX. 47 и IX. 48. На них приведены приемы интерпретации, применяемые двумя различными фирмами, которые используют однотипные зонды. Расхождения между графиками на этих рисунках вызваны различиями в конструкциях зондов и в подходе к интерпретации данных,

В случае глубокого проникновения фильтрата сопротивление глинистой корки обычно меньше сопротивления промытой зоны. Поэтому иа кривой микроградиент-зонда отмечаются меньшие сопротивления по сравнению с отметками, полученными на кривой микропотеициал-зонда, у которого радиус исследования больше. Возникающее при этом расхождение в ходе двух кривых называется

Ра

Рте

11/2"

II


Ро.

Рте

2"

Т


Рхо Рте 9" 8" 1,5 j 1,5


--1,2

1.3

1.4

1.5

1.6

Ч? 1,8 1,9 2

-2.5


-- 1,3

¦- t,b

-1,5

¦•1,6

- 2,/

¦ 2,2 - 2,3 -2,4 -2,5

2,1 ¦ 3

+ 3,5


1,6 --1,6


1,7 --1,8¦ 1,9

2 2,1 2,2-2,3-2,42.5-


'J

1.8

1,9

2

2,1

-2,2

-    2,3

-    2,5


-- 3

3,5 U.


3

3,5


¦3,5 ¦ Ч

-- 5

6 7

a

--9 + 11 ¦13 -15


•4 --

tt,5-

8    -10--

30-601 100


V

- 5

6

7

8 10

-.19


--5

- 6 -7

-11

-.13

-15


положительным; оно рассматривается как качественный признак присутствия пористых и проницаемых слоев [IX. 97].

В случае, если фильтрат проникает неглубоко, толщина глинистой корки мала, а сопротивление в пределах расследуемого объема породи почти не изменяется от проникновения фильтрата бурового раствора. Капиллярные силы при этом невелики. Если пласт насыщен соленой водой с малым сопротивлением, расхождение кривых микрокаротажа отрицательное, поскольку в таких случаях сопротивление глинистой корки обычно выше, чем сопротивление породы. Однако если порода содержит углеводороды, а проникновение невелико, то сопротивление исследуемой части породы будет обычно более высоким, нежели сопротивление глинистой корки. В этом случае будет наблюдаться положительное разделение кривых, которое опять-таки будет качественным признаком пористости и проницаемости коллекторов. При небольшом проникновении кривые микрозондов не могут быть успешно применены для количественных определений.



Каверны. Присутствие каверн осложняет интерпретацию показаний микрозондов. На участках увеличения диаметра скважины электроды не плотно прижимаются к породе. Может случиться так, что в пределах объема исследования окажется только буровой раствор. В таких случаях обе кривые отметят величину ожидаемого сопротивления раствора. Однако, когда величина каверны такова, что электроды хотя и оказываются не прижатыми к стенке скважины, но в объем исследования попадает порода, будет наблюдаться положительное разделение кривых, поскольку раствор обладает обычно меньшим сопротивлением по сравнению с породой, В таких случаях плотные разности будут проинтерпретированы как проницаемая зона. Большую помощь для устранения подобных ошибок приносит кавернограмма.

Отбивка границ пластов. Поскольку разнос зондов очень мал, кривые сопротивления микрозондов резко меняются на границах пластов, в связи с чем данные микрокаротажа крайне полезны для определения мощностей пропластков.

14. БОКОВОЙ МИКРОКАРОТАЖ.

Если пористость менее 15%, сопротивление породы оказывается настолько большим, что большая часть токовых линий микроустановки проходит по глинистой корке, которая имеет относительно малое сопротивление. В подобных условиях чувствительность микрозопдов снижается настолько, что она становится недостаточной для определения сопротивления промытой зоны.

Чтобы преодолеть это затруднение, была создана фокусирующая установка с малым разносом. Поскольку она основана на том же принципе, что и боковой каротаж, она названа боковым микрокаротажем. На рис. IX. 49 приведена схема этого прибора, данная Доллем [IX. 100].

Прибор состоит из башмака, сделанного из непроводящего материала и смонтированного на пружинящем рычаге, применяемом для микрозондов, В башмак вмонтирован центральный точечный электрод Ао, окруженный тремя концентрическими кольцевыми электродами Mi, М2 и At. Вторичный ток той же полярности поступает через наружный кольцевой электрод (также расположенный концентрически относительно других). При этом поддерживается разность потенциалов между двумя внутренними измерительными кольцевыми электродами, близкая к нулю. Распределение токовых линий показано на рис. IX. 50. Долль также сопоставляет распределения токовых линий для бокового микрокаротажа и микрозондов (рис. IX. 50). Ток, используемый для замеров, пересекает узким пучком глинистую корку и проникает в пласт. Затем токовые линии распространяются в сто-

a    U

Рис. IX. 49. Зонд для бокового микрокаротажа.

/ — башмак из непроводящего материала;

2 — ствол скважины; 3 — непроницаемая порода. а — вид микробокового зонда, показывающий распределение электродов; б —вертикальный разрез, показывающий расположение токовых линий (схема).

Рис. IX, 50. Схемы распределения токовых линий для бокового микрозонда и микрозондов.

/ — буровой раствор; 2 — проницаемая порода; 3 — глинистая корка. а — боковой микрозонд; б — микрозонд.

роны. Причем уменьшение тока снижает чувствительность установки. Разносы электродов установки таковы, что позволяют проводить исследования на глубину примерно 7 см.

Плотные породы и глины. Если зонд находится против плотных пород или глии, тонкий слой глинистого раствора между башмаком микрозонда и стенкой скважины или тонкой глинистой корки не влияет на замеры, и прибор регистрирует сопротивление породы. Однако в случае усиленного кавернообразования (как это случается в глинах) пружинный рычаг не сможет поддерживать непрерывно контакт между породой и башмаком с электродами. При этом в объеме, который определяет показания прибора, может оказаться либо только раствор, либо раствор с породой. Замеры будут характеризовать нечто «среднее» из сопротивлений, входящих в объем, определяющий показания прибора. Подобные условия можно установить при помощи замера каверпо-граммы и кривой Г1С.

Пористые и проницаемые участки разреза. В плотных проницаемых породах капиллярные силы достигают большой величины, вследствие чего фильтрат в этих участках разреза проиикает глубоко. В подобных условиях боковой микрокаротаж особенно полезен для определения сопротивления промытой зоны, а отсюда относительного сопротивления и пористости. Долль показал [IX. 97], что сопротивление, замеренное микрозондом, будет равно сопротивлению промытой зоны, если толщина глинистой корки не превышает 9 мм- При более толстой глинистой корке требуется проведение второго замера для внесения в показания поправки за влияние глинистой корки. Долль сопоставляет данные микро-бокового каротажа с данными микроградиент-зонда (рис. IX. 51), чтобы определить сопротивление промытой зоны при наличии толстой глинистой корки. Микробоко-вой каротаж можно применять для определения сопротивления промытой зоны и при засолонеиных растворах, поскольку такие растворы обычно образуют тонкую корку и глубоко проникают в породы.

Интерпретация микрокаротажных кривых, снятых в терригенных отложениях. Так как проводимость глин (в виде прослоев или примесей к пескам) высокая, присутствие их в любом виде следует учитывать при вычислении пористости и водонасыщенности по данным электрического каротажа.

Пупон, Лой и Тиксье (Poupon, Loy and Tixier) [IX. 129] изучали влияние глин, присутствующих в песчаных породах, на изменение кажущегося сопротивления породы и на возникающую ПС. С этой целью ими были проведены опыты в полевых и лабораторных условиях. Их данные так же, как и данные Долля [IX. 98], показывают, что глины уменьшают значение ПС. Пупон и другие применяют термин «псевдостатическая» ПС (PSP) для обозначения значений ПС в толще глинистых песков бесконечной мощности. Практически в величины сопротивлений, замеренных в глинистых песках, можно внести поправки за экранировку вмещающих пород, пользуясь рис. IX. 28, которая используется также и для незаглинизированных песков. Статической ПС (SSP), называют величину разности потенциалов, которая наблюдалась бы, если бы глина была включена в песчаник большой мощности.

Пупон и другие приводят данные, доказывающие, что PSP снижается еще более от присутствия нефти в глинистых песках. По этим данным и при помощи теорети-

Рис. IX, 51. Палетка для интерпретации кризых бокового микрозонда.

Plnv ~ сопротивление, замеренное микроградиент-зондом; ртц — сопротивление, замеренное боковым мик-розондом; рАо — сопротивление зоны проникновения вблизи стенки скважины; ртс — сопротивление глинистоП корки," h ™ толщина глинистой корки в мм\ /^-семейство кривых параметра РхО^Р/пс • 2—. семейство кривых параметра.

ческих кривых для ПС был создан корреляционный график для определения водонасыщенности глинистых песков. Чтобы получить значение водонасыщенности, требуется знать сопротивление промытой зоны, сопротивление зоны, в которую не попадала жидкость. Причем лучше знать отношение сопротивления фильтрата глинистого раствора к сопротивлению пластовой воды, чем статическое значение ПС. Однако если нет данных

о сопротивлении пластовой воды, то для интерпретации можно использовать статическое значение Г1С для чистых песков в пределах данной площади.

Процент насыщенности^Ц-О 15 О остаточной нефтьюгггп '

07 09

IS

owjojfl


-JO ' 70

Рис. IX. 52. Номограмма для определения насыщенности глинистых песков.

1 — определение насыщенности глинистых песков; 2 — водонасыщенносгь с допущением среднего значения на* сыщенности остаточной нефтью.


$Х0 0,6 Об 01

_-_!_i_»

Рис. IX. 53. Палетка для определения пористости глинистых песков.

Пупон и другие осуществляют дальнейшую корреляцию своих данных (рис. IX. 53) так, чтобы можно было определить пористость для глинистых песков. Приводимые здесь данные представляют отношение сопротивления в промытой зоне к сопротивлению фильтрата бурового раствора и отношение псевдостатической ПС к статической. Подобная корреляция недостаточно строга. Однако она дает косвенный материал для интерпретации данных, относящихся к глинистым пескам.

§ 3. РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ

Впервые радиоактивный каротаж был проведен в 1935 г. [IX. 114] при изучении естественной радиоактивности пробуренных пород. Промышленное применение этого вида каротажа началось в 1940 г. [IX. 110]. В 1941 г. начали применять нейтронный каротаж.

Процесс получения диаграмм гамма-каротажа и нейтронного каротажа сходен с электрическим каротажем. Прибор, содержащий электрическую схему с индикаторами гамма-излучения, счетчиками Гейгера или сцинтил-ляционными счетчиками, опускается в скважину на каротажном кабеле. На поверхности наземный пункт принимает токовые импульсы от снаряда, преобразует и регистрирует их с глубиной. Измерительная аппаратура размещена в кузове грузовой автомашины совместно с лебедочным устройством и приборами для замера глубин.

1. СКОРОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖА

Чтобы интерпретировать диаграммы радиоактивного каротажа, надо учесть скорость подъема снаряда. Этот фактор играет большую роль, поскольку излучение, воспринимаемое и измеряемое приемной аппаратурд^, ме^ няется со временем и не являйся с голь постоянным, как замеры, осуществляемые при электрическом каротаже. Изменения в излучении связаны с тем, что оно подчинено вероятностному закону. Другими словами, радиоактивное излучение может быть очень высоким в отдельные моменты, а затем очень низким, но в определенный промежуток времени сохраняет постоянное среднее значение. Интенсиметры, которые регистрируют степень радиации, достигающей детектора, производят интегрирование данного процесса относительно некоторого отрезка времени. Чем больше это время, тем ближе будет наблюденное значение соответствовать истинному среднему излучению. Однако следует учесть, что на показания прибора влияет не только излучение с той глубины, к которой отнесен замер, но также некоторая часть излучения, поступившего ниже этой глубины. Это приводит к смещению кривой вверх. Величина смещения зависит от двух факторов: постоянной времени, используемой в счетном устройстве, и скорости, с которой проводится каротаж. Большие значения постоянных времени и высокие скорости проведения каротажа создают значительные смещения. Помимо того, излучение поступает со всех направлений, а не только из участков, перпендикулярных к стволу скважины. Поэтому излучение, воспринимаемое в каждый отдельный момент, не присуще

/Кремний

Чистый песон с пористостью 15 %

Асс


''Кислород


>00


10


данной глубине, а характеризует интервал в несколько метров. Доля радиации, поступающая с какой-либо глубины, убывает по мере удаления от нее прибора.

2. ГАММА-КАРОТАЖ

Кривая гамма-каротажа (ГК) характеризует естественную радиоактивность пробуренных пород. В применяемом в настоящее время оборудовании не различают естественные источники радиоактивности: калий, торий и элементы ряда уран—радий. Однако уже создано и проходит опробование оборудование, которое не только определяет излучение количественно, но и исследует его природу. Это увеличит возможности определения литологического состава пройденных пород.

В настоящее время ГК применяется главным образом для качественной характеристики литологического состава. Высокорадиоактивными чаще всего бывают песчаники. Но подобная качественная оценка не всегда справедлива. Глина, насыщенная водой с большим содержанием растворенного в ней радиоактивного калия, будет высокорадиоактивной породой и при недостаточном знании геологических условий района может быть принята за песчаник. В отдельных случаях, когда коллектор представляет собой высокорадиоактивную породу, кривая ГК используется для определения содержания воды и нефти, поскольку присутствие нефти уменьшает радиоактивность породы.

3. НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ И НЕЙТРОННЫЙ ГАММА-КАРОТАЖ

Нейтронный каротаж, так же как и нейтронный гамма-каротаж, проводят с тем же оборудованием, что и ГК, с той лишь разницей, что в прибор помещают источник нейтронов с большим запасом энергии. Этот источник экранируется со стороны приемника излучения, и, кроме того, между источником и приемником создается некоторое расстояние. Индикатор излучения приспособляется либо к регистрации нейтронов с низким уровнем энергии, которые возникают в результате воздействия на породу быстрых нейтронов, или гамма-лучей, возникающих при поглощении тепловых нейтронов ядрами элементов, составляющих породу. В первом случае записывается кривая нейтронного каротажа (ННК), а во втором — нейтронного гамма-каротажа (НГК). Фактически оба метода связаны с измерением возникающей концентрации нейтронов с низким уровнем энергии (тепловых). В связи с этим все факторы, которые уменьшают энергию нейтронов, влияют на замеряемые величины при этом виде каротажа.

Замедление нейтронов. Нейтрон, обладающий высокой энергией, теряет ее при столкновениях с ядрами элементов, входящих в состав породы. При этом химические соединения элементов не играют роли. При определении потерь энергии необходимо учитывать два фактора: эффект столкновения с ядром любого элемента и вероятность такого столкновения, т. е. среднее число столкновений, которое происходит в течение некоторого отрезка времени, с ядрами каждого элемента. Хотя законы классической механики не вполне пригодны для исследования этих явлений, для наших целей они дают удовлетворительный результат. Столкновение двух масс — нейтрона и ядра — приведет к перераспределению кинетической энергии соответственно их углу встречи и относительным размерам.

При определении уменьшения энергии нейтронов следует учесть, что для нейтронов, обладающих высокой энергией (быстрых), угол встречи не играет роли, а основное значение имеет относительная масса. Причем сталкивающиеся массы (нейтрон и ядро элемента породы) обладают разной скоростью: нейтроны высокой,


Рис. IX. 54. Кривые вероятности столкновения нейтронов с ядрами |различных элементов.

Вторым фактором, который влияет на ход замедления нейтронов, является вероятность столкновения с ядром любого элемента. Увеличение числа атомов какого-либо элемента в единице объема увеличивает вероятность столкновения с этим элементом. Кроме того, чем больше ядро по отношению к нейтрону или чем больше его «сечение», тем больше шансов на столкновение. Сечение ядра элемента меняется в зависимости от энергии нейтрона. Концентрация различных элементов и величины их меняющихся сечений были использованы Титманом (Tittman) [IX. 144] для вычисления вероятности столкновения с различными элементами в водонасыщенных песках (рис. IX. 54).

Водород является основным элементом, заставляющим нейтрон терять или рассеивать энергию. Нейтроны движутся во все стороны от источника. Причем средняя энергия нейтронов на любом заданном расстоянии от источника будет зависеть от количества присутствующего в породе водорода. Высокая концентрация водорода приводит к большим потерям энергии нейтронов непосредственно вблизи источника. Средняя скорость нейтронов замедляется, и их энергия уменьшается до тепловой. На этом этапе своего существования нейтрон перемещается в породе до тех пор, пока он не будет «захвачен» ядрами элементов породы.

Захват тепловых нейтронов. Столкновение теплового нейтрона с ядром может привести к одной из двух возможностей. Они могут взаимно оттолкнуться либо нейтрон может быть захвачен ядром, которое при этом испустит гамма-излучение с энергией, равной одной или нескольким Мэе. В таком случае концентрация тепловых нейтронов будет уменьшаться. Поэтому средняя продолжительность жизни тепловых нейтронов зависит от концентрации и способности к захвату различных элементов, присутствующих в породе. В пори-


а ядра малой. При этом если малая масса «отскакивает» от большой массы, она сохраняет почти ту же скорость (или энергию), которую она имела до столкновения. Когда же сталкиваются две одинаковые массы, двигавшиеся с различными скоростями, может произойти как полный обмен энергиями (при лобовом столкновении), так и очень незначительный обмен энергиями или любое промежуточное значение между этими пределами.

Существует вероятность, что после столкновения одинаковые массы будут обладать одинаковыми скоростями и одинаковыми энергиями.

Массы ядер большинства элементов, входящих в состав пород, по крайней мере в 10 раз больше массы нейтрона. Столкновения с этими ядрами в очень малой степени уменьшают энер1 ию быстрых нейтронов. Положение меняется при наличии водорода, который присутствует в пористой породе, содержащей воду, нефть или газ. Ядра водорода, обладающие большой массой, сильно замедляют быстрые нейтроны.


01    1,0    W    W2    103    104    105

Энергия нейтронов, эб


О. с

§3

&

ее

со У ° S *=

^ с*

s-


ВоЗород


стых песках или в известняках, насыщенных водой, большинство нейтронов будет захвачено ядрами водорода, при этом будет испускаться гамма-излучение. С уменьшением пористости более заметную роль начинает играть захват нейтронов ядрами элементов, входящих в состав скелета породы. Однако это явление обычно имеет место в тех случаях, когда пористость слишком мала, чтобы пласт мог иметь промышленное значение.

показания индикатора гамма-излучения. Присутствие хлора в пластовой воде не сказывается на ходе кривых, поскольку фильтрат бурового раствора вытесняет хлориды пластовой воды за пределы радиуса исследования радиоактивного каротажа.

Интерпретация. Суммарное воздействие этих факторов приводит к установлению некоторого градиента концентрации нейтронов вокруг источника быстрых нейтронов. При отсутствии водорода нейтроны теряют

Рис. IX. 55. Палетка, характеризующая влияние диаметра скважины на показания радиоактивного каротажа.

I — начальная точка для закрепленных скважин; 2 — начальная точка для необсаженных скважин.

Хлор является одним из элементов, содержание которого надо учитывать при радиоактивном каротаже. Хлор обычно присутствует в растворенном виде в воде. Его способность к захвату нейтрона примерно в 100 раз больше, чем у водорода. Если фильтрат бурового раствора содержит растворимых хлоридов свыше 30 частей на тысячу, показания ННК будут низкими, а НГК — высокими. Хлор уменьшает концентрацию тепловых нейтронов, Поэтому убывают показания счетчика нейтронов. Каждый захват нейтрона хлором сопровождается возникновением двух гамма-квантов, что увеличивает энергию в малой степени и незначительно поглощаются. Поэтому быстрые нейтроны так же, как и гамма-лучи, наблюдаются на относительно больших расстояниях от источника. В пределах области, представляющей интерес, отношение логарифма концентрации водорода в породе к отсчету прибора образует прямую линию на графике. Это обстоятельство было использовано для калибровки различных снарядов радиоактивного каротажа. Концентрация водорода почти одинакова в воде и в нефти, поэтому она будет пропорциональна пористости, кроме случаев присутствия в больших количествах химически связанной воды, что имеет место в глинах и сланцах. Поэтому кривые ННК и НГК могут быть использованы для определения пористости и относительного сопротивления.

Присутствие бурового раствора между прибором и стенкой скважины, содержащего водород в большом количестве, не только влияет на отсчеты, но и снижает чувствительность прибора к определению пористости, поскольку частично ослабляется воздействие самой породы (рис. IX. 55). Различие между имеющимися тремя линиями связано с увеличением количества раствора, окружающего прибор в скважинах большого диаметра. Если прибор будет строго центрирован по оси скважины, то воздействие породы будет усилено. Однако, хотя устройства, обеспечивающие примыкание прибора к стенке скважины, отсутствуют, считается, что он не примыкает к стенке. Наличие в буровом растворе хлоридов в растворенном состоянии равносильно увеличению диаметра скважины.

Обсадная колонна снижает показания прибора, но не оказывает существенного влияния на его чувствительность. Наличие цемента уменьшает показания, а также снижает чувствительность.

Как это приведено на рис. IX. 55, зависимость между логарифмом концентрации водорода или пористости и показаниями прибора выражается прямой линией в пределах области значений пористости, представляющей промышленный интерес. В связи с этим строят экспериментальные кривые для отдельных нефтегазовых площадей путем сравнения в отдельных скважинах показаний радиоактивного излучения искомых пластов с пластами с заведомо известной пористостью менее 1%. Затем, пользуясь кривой, аналогичной кривой на рис. IX. 55, определяют пористость и водонасыщенность.

Заключение

Электрический и радиоактивный каротаж может быть использован для изучения стратиграфии, количественных определений содержания флюидов и выявления пористых и проницаемых зон.

Установлена зависимость между ПС и истинным сопротивлением породы в зонах, находящихся под воздействием бурового раствора и вне их, и зависимость между пористостью и водонасыщенностью. Трудности количественной интерпретации кривых заключаются в преобразовании наблюденных величин в электрические характеристики собственно породы и исключении при этом влияния различных факторов. В большинстве случаев это достигается сочетанием показаний нескольких видов каротажа, что позволяет осуществить уверенные количественные определения пористости и флюидонасы-щенности.

Установившаяся и неустановившаяся фильтрация газа  »
Библиотека »