книги / Геофизические исследования скважин

В табл.5 приведены некоторые типы аппаратуры акустического каротажа и ее технические характеристики.

Проведение акустических исследований и интерпретация их результатов

Акустические исследования проводят в скважинах, заполненных буровым раствором, который необходим для создания акустическо­ го контакта излучателей и приемников зонда с окружающей средой. Разгазирование бурового раствора способствует резкому повышению затухания волн и может вызвать искажение диаграммы, особенно для большего из зондов.

Регистрация диаграмм интервального времени At и коэффициента а (или отношения А ^/А г ) — наиболее распространенная форма пред­ ставления данных акустического метода, предусмотренная во всех типах серийной аппаратуры.

Точку записи диаграмм для двухэлементного зонда относят к се­ редине между излучателем и приемником, а для трехэлементного зонда — к середине между одноименными элементами зонда. Про­ тив отдельных пластов кривые t„ At, А„ а и А 1/А 2по форме симмет­ ричны. Выделяют пласты большой и малой толщины. Толщина пла­ ста h считается большой, если она больше s (кривые At, а, А 1/А 2) или

111

I (кривые tv AJ. В средней части таких пластов большой толщины на протяжении h - s (а для кривых t, и А ,— h - l) имеется площадка по­ стоянных значений (рис. 66, а). Показания вблизи границ меняются линейно, граница пласта отмечается на середине этого линейного участка.

В середине отдельного пласта малой толщины (h< s или h<l) так­ же имеется площадка постоянных значений, но измеряемые величи­ ны здесь не равны истинным. Так, измеренное интервальное время

случае равна h, а граница пласта отмечается на расстоянии s/2 (1/2) от точки начала изменения At при приближении зонда к пласту. Если диаметр скважины непостоянен, форма кривых усложняется. На гра­ ницах каверн возникают ложные максимумы. Их протяженность для трехэлементного зонда равна меньшей из двух величин — длине базы s или протяженности каверны 7tKaB (рис. 66,в).

Рас. 66. Кривые, полученные акустическим методом.

Кривые At, А! и а против пластов а— большой мощности, б — малой (h>s,h>l)мощ­ ности, в — кривая At против каверны

Рассмотренные непрерывные диаграммы регистрируют обычно для первых вступлений волн, т. е. продольных преломленных волн. Выделение волн других типов и определение их характеристик осу­ ществляют при регистрации ФКД или фотографировании волновых картин. Выделить на них первые вступления (волн P QP JP O) обычно нетрудно. Вступление поперечной преломленной волны PgS^Pg (бы­ вает лишь в случае, когда usi > vP0) следует искать в интервале вре­ мени, в 1,7 — 2,2 раза превышающем время вступления волны РдР^д. В разрезах с иР>4 км/с волна Р^Рдхарактеризуется значительно

112

большей (5— 10 раз) амплитудой, чем волна Р0Р,Р0 (см. рис. 60, а), а видимый период волны P QS J P Qв 1,2— 1,5 раза больше такого перио­ да для волны P OP JPQ. В разрезах с низким значением оР амплитуда P QS J P Q- волны снижается, а в трещинных породах она может вовсе исчезнуть.

На фазокорреляционных диаграммах имеется дополнительный признак поперечной волны: разность времен ее прихода для двух пластов с разными свойствами выше, чем для продольных волн. По­ этому сдвиг фазовых линий на границе пластов у поперечных волн более крутой по сравнению с продольными волнами.

В обсаженных скважинах волновая картина зависит от характера контакта на границах цемента с колонной и горной породой. При ж е­ стких контактах на обеих границах волновая картина примерно та же, что и в необсаженной скважине. Если контакт с колонной сколь­ зящий, четко выделяется волна Р по колонне, соответствующая ско­ рости 5,2— 5,6 км/с. На муфтовых соединениях At увеличивается на 3— 5 мкс/м.

На ФКД четко видны пять—десять фазовых линий волны по ко­ лонне, параллельных оси глубин. На ФКД могут быть видны также наклонные к оси глубин линии, связанные с волнами, отраженными от трещин, границ пластов, а в обсаженных скважинах — также от муфт.

Область применения акустического метода

Результаты, полученные акустическим методом, используют при литологическом расчленении разреза, выделении коллекторов, оп­ ределении их пористости и характера насыщения, контроля обвод­ нения залежей при их разработке и при решении некоторых других геологических и технических задач (см. также гл. VIII).

Литологическое расчленение разреза по данным AM основано на различии скоростей и частично коэффициентов затухания волн в различных породах (см. табл, 4).

Различия в акустических свойствах песчаников, известняков, доломитов и др. — достаточно надежный признак лишь при близких значениях их коэффициентов пористости кп. Если кпФconst, необхо­ дима комплексная интерпретация данных AM и других методов ГИС (см. гл. VI).

При выделении гранулярных коллекторов по комплексу ГИС при­ нимают во внимание значение пористости, полученное по данным акустического метода. По повышенному значению коэффициентов затухания, по появлению волн, отраженных на трещинах и дающих оси синфазности, секущие ФКД под различными углами, выделяют трещинные коллекторы. (Подробнее об использовании акустическо­ го метода для решения этих задач, а также об определении коэффи­ циента пористости по значениям At см. в гл. VI.)

С помощью акустических каверномеров и профилемеров опреде­ ляют изменение времени прихода отраженных волн по различным азимутам, а по значениям времени находят расстояние до стенок8

скважины. Такие приборы особенно широко используют при иссле­ довании подземных полостей значительного диаметра (до 40 м), со­ оруженных, например, для хранения нефтепродуктов.

Свойства акустических волн используются для определения плот­ ности промывочной жидкости в скважине (АО НПФ «Геофизика» — 2002 г.). Измерение плотности бурового раствора акустическим плот­ номером основано на излучении пьезокерамическим преобразовате­ лем упругих волн в жидкость, заполняющую ствол скважины, и при­ еме ультразвуковых волн. Поглощение акустического сигнала опре­ деляется массовой толщиной слоя скважинной жидкости.

§ 2 . ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Термическими методами исследования скважин изучают рас­ пределение температуры Т по стволу скважины. Их использование для решения геологических задач основано на связи температуры в скважине с тепловыми свойствами горных пород, с характером и интенсивностью тепловых процессов, происходящих в недрах Зем­ ли и в системе скважина — пласт.

Различаю т методы естественного и искусственного тепловых полей.

Основная задача при применении м е т о д а е с т е с т в е н н о г о т е п л о в о г о п о л я заключается в изучении температуры горных пород, которую они имели до их вскрытия скважиной; по ее измене­ нию по разрезу и по площади судят о геологическом разрезе, о геоло­ гическом строении исследуемой площади. Несколько условно к мето­ дам естественного поля относят также изучение локальных тепловых полей, связанных с процессами растворения, окисления и др., проис­ ходящими на границе скважины с некоторыми горными породами.

М е т о д о м и с к у с с т в е н н о г о т е п л о в о г о п о л я изучают нестационарные процессы теплообмена между горными породами и скважиной. Скорость остывания (или нагрева) промывочной жидко­ сти в скважине зависит (наряду с другими факторами) от темпера­ туропроводности горных пород. Поэтому метод искусственного теп­ лового поля позволяет определять этот параметр.

Искусственное тепловое поле возникает также в эксплуатационной скважине, и его изучение позволяет выделять нефте-, газо-, водоот­ дающие интервалы и в благоприятных случаях определять их деби­ ты. Эти вопросы, относящиеся к области контроля разработки место­ рождений, рассматриваются в гл. X.

Основные законы теплопроводности и тепловые свойства горных пород

Передача теплоты осуществляется благодаря теплопроводности, конвекции и тепловому излучению. В горных породах конвекция и тепловое излучение обычно весьма малы. Учитывая это, ограничим­ ся рассмотрением лишь теплопроводности.

Как показывает эксперимент, плотность теплового потока д, т.е. количество теплоты, проходящей в единицу времени через единич­

114

ную площадку, пропорциональна проекции gradT в данной точке на перпендикуляр к этой площадке. Отсюда следует закон теплопро­ водности (закон Фурье):

q = A,gradT (III.6)

где q — вектор плотности теплового потока; X — к о э ф ф и ц и е н т т е п л о п р о в о д н о с т и , равный, очевидно, количеству теплоты, пе­ редаваемой в 1 с через куб с единичной гранью, две противополож­ ные грани которого поддерживаются при температуре, различаю­ щейся на 1 К, а остальные грани теплоизолированы. Единица изме­ рения X — Вт/(м ■К).

Величину !; = 1 /X называют у д е л ь н ы м т е п л о в ы м с о ­ п р о т и в л е н и е м с р е д ы .

Удельная теплоемкость с — количество теплоты, которое не­ обходимо сообщить единице массы вещества, чтобы поднять темпе­ ратуру на 1 градус.

п е р а т у р о п р о в о д н о с т и . Он определяет скорость передачи тем­ пературы в среде, разные части которой имеют различную темпера­

туру.

В табл.6 приводятся значения X и с для некоторых минералов и горных пород. Произведения сб для разных горных пород обычно различаются меньше, чем значения X. Поэтому колебания темпе-

Таблицаб. Коэффициент теплопроводности X иудельная теплоемкость с некоторых минералов, руд и газов при нормальныхусловиях

115

ратуропроводности в значительной степени повторяют изменения X и здесь подробно не рассматриваются.

Теплоемкость твердых минералов меняется в небольших пре­ делах. Примерно в тех же интервалах меняется теплоемкость пород с низкой пористостью [(630— 840) Дж/(кг-К)]. Объемная теплоем­ кость, т. е. величина сб, для воды [4,19 ■106 Дж/(м3 • К)] выше, а для газов с низким давлением значительно ниже, чем для твердых мине­ ралов [(2— 3) • 10е Дж /(м3 • К)]. В связи с этим с увеличением порис­ тости кпобъемная теплоемкость (т.е. теплоемкость единицы объема) для водоносных пород растет, а для сухих пород снижается.

Теплопроводность основных породообразующих минералов и маг­ матических пород лежит в пределах (1,3— 8,0) Вт/(м • К). Исключе­ ние составляют лавы [0,5 Вт/(м • К)].

Из-за пониженной теплопроводности газов [для метана примерно 0,03 Вт/(м • К)] теплопроводность сухих пород уменьшается с рос­ том fcn (в 5— 6 раз при 1сп = 30%).

Теплопроводность воды [0,56 Вт/(м • К)] при нормальных услови­ ях ниже, чем для твердых минералов, но выше, чем для газов. Заме­ на газов в порах водой приводит к росту X, (до 3 раз при кп = 30%); в то же время в предельно водонасыщенных породах Луменьшается с повышением кп (до 2 раз при изменении кп от нуля до 30%).

Естественное тепловое поле Земли.

Региональное тепловое поле

При бурении скважин, а также при работе добывающей или нагне­ тательной скважин температура пород, прилегающих к скважине, может заметно отличаться от естественной температуры Те, которая была в породах до бурения. Однако в простаивающей скважине тем­ пература этих пород и самой скважины постепенно приближается к Те.Так, в необсаженной скважине диаметром 200 мм, заполненной во­ дой, через три недели начальное различие температур в скважине и в пласте уменьшается примерно на порядок. Поэтому, измеряя темпе­ ратуру в длительно простаивающей скважине, можно определять естественную температуру пород Те, изучать распределение естест­ венного теплового поля Земли по разрезу и по площади.

Основной источник тепла в Земле — распад радиоактивных эле­ ментов. Солнечное излучение играет решающую роль только в теп­ ловом режиме поверхностных слоев. Суточные колебания темпера­ тур проникают на глубину 1 — 2 м, годовые — на 10— 40 м. Темпера­ тура на глубине ниже 10— 40 м определяется лиш ь внутренним теплом Земли. Здесь тепловой поток всегда направлен снизу вверх и температура монотонно повышается с глубиной. Скорость роста тем­ пературы с глубиной Г = dTe/dH называется г е о т е р м и ч е с к и м г р а д и е н т о м . Согласно закону Фурье значение Г на некоторой глубине Н равно Г = qn/X = q £ , где дп— вертикальная составляющая плотности теплового потока; X и ^ — теплопроводность и тепловое сопротивление пород на этой глубине.

116

Плотность теплового потока в данном районе тем ниже, чем рань­ ше закончились магматические процессы. Она минимальна на древ­ них платформах, где обычно Г=(0,66 + 1,30) • 10-2 К/м, и максимальна

взонах молодого вулканизма, где Г повышается до (3— 7) • 10~2идаже Ю-ЧС/м.

На глубинах до нескольких километров плотность потока тепла можно считать не зависящей от глубины. Тогда значение Г против однородного пласта будет постоянным, пропорциональным величи­ не Е, для данного пласта. Соответ­ ственно для разреза, представленно­ го переслаиванием однородных плас­ тов, термограмма (зависимость Т от глубины) имеет вид, показанный на рис. 67.

Если величина qn для данного рай­ она известна, термограммы позволяют по значениям Г и qnрассчитать удель­ ные тепловые сопротивления пород Е,. Если qn не известна, удается опре­ делить относительные изменения Е,по разрезу.

Анизотропия горных пород, дви­ жение подземных вод вдоль проница­ емых пластов и другие причины мо­ гут вызвать более интенсивный пере­ нос тепла вдоль наклонных пластов по сравнению с поперечным направле­ нием, рост qnи Г над сводами антикли­ нальных структур по сравнению с

синклиналями. Соответственно поверхность равных температур (геоизотермы) приподнимается над антиклиналями. Аналогичная картина наблюдается над соляными куполами из-за повышенной теплопроводности солей по сравнению с другими породами. Поэто­ му построение и изучение карт изотерм для некоторой глубины или построение профилей геоизотерм позволяет обнаруживать анти­ клинальные структуры, соляные купола и решать некоторые дру­ гие задачи.

Локальные тепловые поля

Чаще всего встречаются следующие разновидности локальных тепловых полей.

1.Положительные температурные аномалии против сульфидных руд и углей, обусловленные экзотермическими реакциями окисле­ ния на их границе со скважиной.

2.Отрицательные аномалии против растворимых солей из-за эн­ дотермической реакции растворения.

3.Аномалии против коллекторов, поглотивших буровой раствор с иной, чем у пласта, температурой.

117

4.Аномалии против проницаемых пластов, перекрытых не­ перфорированной колонной, связанные с интенсивной циркуляцией вод с иной температурой, в том числе закачиваемых для поддержа­ ния пластового давления.

5.Аномалии против коллекторов, обусловленные расширением жидкости или газа при снижении их давления, в том числе: а) анома­ лии против пластов, не отдающих газа или жидкости в данной сква­ жине; б) аномалии, возникающие при поступлении жидкости или газа

вскважину.

Аномалии 1— 3 обнаруживаются через некоторое время после ос­ тановки бурения. Со временем они растут, затем медленно затухают. Термограммы против однородных пластов по форме симметричны (пос­ ле вычитания температуры регионального теплового поля); ширина аномалии (на половине ее высоты) несколько больше толщины пласта.

Близки по форме к описанным термоаномалии типа 4 и 5а. Они четче всего наблюдаются в простаивающих скважинах, в которых соответствующие пласты перекрыты неперфорированной колонной. Аномалии типа 56 на нефтяных месторождениях малы и их обнару­ жить трудно, а на газовых месторождениях они достигают десятых долей градуса и легко наблюдаются.

Термоаномалии, обусловленные притоком нефти, газа или воды в скважину, в том числе эффектом Джоуля—Томсона при их дроссе­ лировании через пористую среду, могут иметь более сложную и раз­ нообразную форму. Важнейшие случаи рассмотрены в разделах, посвященных использованию термометрии для выделения работа­ ющих интервалов (гл. X) и контроля за техническим состоянием сква­ жин (гл. VIII).

Обнаружение и изучение аномалий на термограмме, обус­ ловленных локальными тепловыми полями, позволяют выделять пласты, обладающие перечисленными выше особенностями, оп­ ределять их мощность, судить об интенсивности соответствующих процессов.

Искусственные тепловые поля

Нестационарные поля, изучаемые методом искусственного поля, возникают чаще всего при заполнении скважины промывочной жид­ костью, температура которой отличается от температуры горных пород, или же при помещении в скважину таких источников тепла, как электронагреватели, цементный раствор (выделяющий тепло при схватывании) и т. п.

Если пренебречь различием в температуропроводности горных пород и промывочной жидкости внутри скважины, то изменение тем­ пературы в скважине, заполненной горячей (холодной) жидкостью, в первом приближении можно описать уравнением

где 0 — разность температур на оси скважины (Тс)и горных пород (Тп); 80 — начальное значение 0 в момент смены промывочной жидкости,

118

т. е. заполнения скважины более горячей (холодной), чем породы, жид­ костью; гс — радиус скважины; t — время, отсчитываемое с момента смены промывочной жидкости; а — температуропроводность породы.

Изучая изменение температуры в скважине Тс во времени (повтор­ ные замеры температуры в скважине), можно в принципе определить температуропроводность пород. При определении температуропро­ водности по выражению (III.8) необходимо использовать результаты измерений Тс при достаточно больших значениях t, так как при ма­ лых значениях t реальная зависимость 0 = /(t) может заметно отли­ чаться от выражения (III.8) из-за того, что при его получении игнори­ ровались различия температуропроводности в пласте и в скважине, а такж е из-за непостоянства температуры в породе в радиальном направлении в момент смены промывочной жидкости, обусловленно­ го несовпадением до этого Тси Тп.Для учета влияния всех этих факто­ ров пользуются более сложными схемами обработки данных.

Скважинные термометры

Наиболее часто для непрерывных измерений температуры в сква­ жинах используют электрические термометры сопротивления. Их чувствительными элементами обычно являются резисторы, изготов­ ленные из материала с большим температурным коэффициентом р, т. е. заметно изменяющие свое электрическое сопротивление R при изменении температуры.

В интервале температур до 200— 300 °С Р = const и зависимость ЩТ) практически линейна:

Д = К0[1+Р(Т -Т0)],

где R0 = R (Т = Т0).

В чувствительных элементах скважинных термометров обычно используют медную проволоку, обладающую достаточно высоким температурным коэффициентом (Р = 4,45 • 10 -3К -1).

Существуют такж е чувствительные элементы из полупро­ водниковых материалов (термисторы), температурный коэффици­ ент которых почти на порядок больше. Величина Р у полупроводни­ ковых материалов отрицательна и заметно меняется с изменением температуры.

Чувствительные элементы (жгутики медной проволоки, термис­ торы и т. п.) помещают для их механической защиты в металличес­ кие трубки, обеспечив, естественно, электрическую изоляцию их друг от друга. Конструкция термометров предусматривает свободное омывание этих трубок средой, заполняющей скважину. О температуре в скважине судят по величине электрического сопротивления чувстви­ тельного элемента, а для ее измерения используют мостики сопро­ тивления, электронные EC-генераторы и др.

Схема электрических термометров для измерений на трех жиль­ ном кабеле представляет собой обычно мостик сопротивления, содер­ жащий четыре резистора (рис. 68, а). Одно из них R1 (или два R1 и R3, включенные в противоположные плечи мостика) изготовлено из ма-

119

Р ис. 68. П р и н ц и п и ал ьн ая схем а изм ерения тем пературы электро­ термометром на трехж ильном к а ­ беле (а) и электротермометром ТЭГ

<б)

териала с высоким значением 0 и служит чувствительным элемен­ том; три или два других выпол­ нены из материала с малым зна­ чением 0, например, из мангани­ на (0=10"5 К-1) или Константина (0=3 • 10-5К -1). Последние прак­ тически нечувствительны к из­ менениям температуры внешней среды.

Сопротивления всех Я, под­ бираются равными друг другу при некоторой заданной темпе­ ратуре Т0,называемой темпера­ турой равновесия мостика. Пле­ чо АВ мостика питают постоян­ ным током через одну из жил

кабеля и землю и определяют разность потенциалов, возникающую в плече MN. Легко показать, что эта разность потенциалов линейно зависит от температуры среды:

Введя понятие постоянной термометра Ст= 1/2гКо0 и решив (Ш.9) относительно Т, получим формулу, используемую для определения температуры среды по результатам измерений:

Если регистрирующий прибор РП имеет чувствительность п (в В/см), то получаем термограмму в масштабе п /С т(К/см). Чтобы ди­ аграмма была достаточно дифференцированной, используют круп­ ный масштаб (малое значение п /С т), а сдвига термограммы в пре­ делах диаграммной ленты добиваются, вводя в измерительную цепь некоторую разность потенциалов от градуированного компенсато­ ра поляризации ГКП.

В получивших широкое распространение термометрах типа ТЭГ, рассчитанных на работу с одножильным кабелем, измерительная схема содержит электронный RC -генератор, период колебаний ко­ торого пропорционален сопротивлению чувствительного элемента из медной проволоки (Rt), входящего в его колебательный контур (рис. 68, б).

Период колебаний генератора линейно зависит от R t, а значит, и от температуры окружающей среды. Вырабатываемый генератором Г

120