kursovaya_GIS

Содержание

Введение……………………………………………………………………….…...4

1 Физические основы метода .................................................……...………….....6

2 Зондовые установки и аппаратура............................…….……………….…....8

2.1 Аппаратура регистрации кривых микрозондирования……………………11

3 Правило обработки результатов ……………………………………….……...15

4 Применение микрокаротажного зондирования при разведке нефтегазовых

месторождений ……………………………….……………………………........18

Заключение…………………………………………………………………….…..21

Список использованных источников…………………………………………....23

Введение

Поиски и разведка полезных ископаемых сопровождаются бурением скважин. В нефтяной и газовой промышленности последние служат не только для поисков и разведки месторождений нефти и газа, но и для их разработки. В целях изучения геологического разреза скважин, их технического состояния и контроля за режимом разработки месторождений в них проводят геофизические исследования.

Комплекс ГИС назван промысловой геофизикой.

Изучение геологического разреза скважины заключается в определении последовательности и глубины залегания пластов, их литолого-петрографических свойств, оценке наличия и количественного содержания в недрах полезных ископаемых. Изучение разреза возможно путем отбора керна. Однако он связан с применением специальных долот, что приводит к ограничению и замедлению бурения, а в конечном счете — к его удорожанию. Кроме того, керн не всегда удается извлечь из нужного интервала (неполный вынос керна), а при его отборе и выносе на поверхность свойства породы и насыщающей ее жидкости заметно изменяются, поэтому результаты анализа керна и шлама не дают полного представления о геологическом разрезе. Вместе с тем некоторые физико-химические свойства пород (электропроводность, электрохимическая активность, радиоактивность, температуропроводность, упругость и др.) поддаются изучению непосредственно в скважине в условиях их естественного залегания путем проведения в ней соответствующих геофизических или геохимических исследований. Такие исследования, заменяющие частично или полностью отбор керна, названы каротажем; результаты их изображаются в виде диаграммы изменения физических свойств пород вдоль скважин — каротажных диаграмм. В зависимости от изучаемых свойств горных пород известны следующие виды каротажа: электрический, радиоактивный, термический, акустический и др.

Результаты каротажа дают возможность определять последовательность и глубину залегания пластов, вскрываемых скважиной, их литологические свойства и содержание в них полезных ископаемых (нефть, газ, уголь, руды, нерудное сырье). Полученные данные являются исходными для изучения геологического строения месторождения и региона в целом, а также для подсчета запасов и проектирования рациональной системы разработки залежи. Геофизические данные являются в настоящее время основными и служат для оценки коллекторских свойств пород и степени их насыщения нефтью, газом или водой. Отбор керна в таких скважинах доводится до оптимального минимума, а в тех случаях, когда разрез месторождения хорошо изучен, бурение ведется без отбора керна. Однако полностью отказаться от него, особенно в разведочных скважинах, нерационально. Данные о пористости, проницаемости, глинистости, нефтегазонасыщенности и других свойствах, полученные при анализе керна, являются часто исходными для корректировки результатов интерпретации материалов геофизических исследований.

Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений включает комплекс геофизических исследований в действующих и контрольных (одиночных) скважинах, размещенных в пределах эксплуатируемой залежи для изучения процесса вытеснения нефти в пласте и закономерностей перемещения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов.

Изучение технического состояния скважин проводится на всех этапах их действия: бурения, перед вводом в эксплуатацию, в процессе эксплуатации. Во время бурения инклинометром определяют искривления ствола скважины, каверномером — ее диаметр, резистивиметром и электрическим термометром — места поступления жидкости из пласта в скважину и поглощения промывочной жидкости. Перед вводом скважины в эксплуатацию проводится изучение технического состояния колонны на герметичность и качество цементирования. В эксплуатационных скважинах контроль их технического состояния заключается в выявлении мест нарушения герметичности цементного кольца, нарушений сцепления цемента с колонной и породой, вызывающих возникновение затрубной циркуляции жидкости.

К ГИС принято также относить прострелочно-взрывные работы, опробование пластов приборами на кабеле, отбор керна боковыми грунтоносами, перфорацию колонн при вскрытии пластов, обсаженных трубами, торпедирование. Связь этих работ с геофизическими вызвана тем, что для их выполнения применяется то же оборудование, что и при ГИС.

В процессе бурения производят отбор образцов пород из стенки скважины боковым грунтоносом для дополнительного изучения вскрываемого разреза, отбор жидкостей и газов приборами на кабеле (ОПК) для оперативного опробования пластов в необсаженных скважинах, торпедирование бурильного инструмента и металлических предметов, оставленных в скважине при ликвидации аварий. При вводе скважины в эксплуатацию для сообщений скважины с пластом осуществляют перфорацию колонны против продуктивных горизонтов.

В эксплуатационных и нагнетательных скважинах с открытым забоем с помощью пороховых генераторов давления и торпедирования производят разрыв пластов и тем самым повышают их отдачу или приемистость. Геофизические исследования являются в настоящее время неотъемлемой частью геологических, буровых и эксплуатационных работ, проводимых при разведке и разработке нефтяных, газовых и других месторождений полезных ископаемых.

1. Физические основы метода

Метод кажущегося сопротивления – основан на дифференциации горных пород по удельному электрическому сопротивлению. Это один из основных методов геологического изучения скважин, решает задачи литологического расчленения, выделения полезных ископаемых (нефть, газ, руда, уголь). Определение их параметров, мощности, глубины залегания, коллекторских и других свойств. Прохождение электрического тока в горной породе обусловлена двумя видами проводимости: электронной и ионной.

Горная порода состоит из твердого скелета – зерен отдельных минералов или их соединений и жидкости(водных растворов нефти, заполняющие породы). Породы с электронной проводимостью в которых электрические заряды переносятся свободными электронами, является проводниками первого рода. Породы с ионной проводимостью в которых электрические заряды переносятся ионами жидкости, является проводниками второго рода. Горные породы характеризуются различным химический составом и минерализацией содержащихся в ней растворов. Поэтому значения УЭС (удельного электрического сопротивления) различны. УЭС углей зависит от степени метаморфизма, петрографического состава, зольности и влажности. Угли имеют как ионную проводимость, обусловленную влажностью и минеральными примесями так и электронную проводимость полупроводников. С увеличением зольности возрастает ионная проводимость. Так же, УЭС углей возрастает от бурых к каменным.

Обычно определяется кажущееся удельное сопротивление среды, окружающей зонд, по наблю­денным величинам потенциала U, разности потенциалов U или напряженности электрического поля Е, созданного источником тока силой I. Связь между удельным электрическим сопротивлением ρ (электропроводностью σ) изотропной среды, плотностью тока j_пр, напряженностью и потенциалом поля выражается соотношением:

j_пр = σE = , (1)

где r - расстояние между источником тока и точкой, в которой определяется потенциал или напряженность электрического поля.

В случае однородной изотропной среды величина ρ в формуле (1) есть ее истинное удельное сопротивление, в случае неоднородной среды - кажущееся удельное сопротивление ρ_к.

Бескерновое изучение разрезов скважин по величине удельного электрического сопротивления горных пород основано на его изменении в весьма широких пределах - от долей ом-метра до сотен тысяч ом-метров. Удельное электрическое сопротивление горных пород определяется рядом факторов: их минеральным составом, пористостью, температурой, давлением, минерализацией пластовых вод, извилистостью поровых каналов, соотношением воды и углеводородов (нефти, газа) в поровом пространстве и др. Следовательно, по величине удельного электрического сопротивления можно установить литологию пород, их структуру, содержание в разрезах полезных ископаемых (нефти, газа, руд, углей и пр.), оценить величину нефтеотдачи.

2. Зондовые установки и аппаратура

С целью более детального изучения структуры пластов, выделения тончайших прослоев и наиболее точного определения их мощности по методу кажущихся сопротивлений применяются микрозонды.

Метод микрозондирования (МКЗ) заключается в детальном исследовании кажущегося сопротивления при скважинной части разреза зондами очень малой длины - микрозондами.

Микрозонд смонтирован на внешней стороне башмака из изоля­ционного материала.

Для исключения влияния скважины на результаты измерений башмак внешней стороной прижимается к стенке скважины прижимным устройством, которое может быть либо рессорным, либо упра­вляемым рычажным. В первом случае микрозонд представляет собой штангу с надетыми на нее муфтами, к которым прикреплены под углом 120° три шарнирно соединенные рессоры, образующие «фонарь». На рессорах укреплены три башмака, на одном из которых смонтированы электроды микрозонда. Рессоры, перемещаясь по штанге, изменяют размер «фонаря» в зависимости от диаметра скважины.

В микрозонде с управляемым рычажным прижимным устройством башмак с электродами шарнирно укрепляется на одной из двух пар рычагов, которые прижимаются спиральной пружиной к стенке скважины любого диаметра с постоянным усилием. Прижимное устройство опускается в скважину в закрытом состоянии, а в интервале записи открывается по команде с поверхности. Наряду с кривыми микрозондов это устройство позволяет регистрировать одновременно кривую изменения диаметра скважины с глубиной - микрокавернограмму.

Электроды микрозонда изготовлены из латунного стержня диаметром 10 мм и вмонтированы в резину башмака, которая обеспечивает изоляцию их друг от друга, от корпуса и промывочной жидкости. Расстояние между электродами 2,5 см.

Кажущееся сопротивление, измеряемое с помощью микрозонда, зависит от размера зонда, а также от размера и формы непроводящей пластины, на которой укреплены электроды. Для того, чтобы диаграммы микрозондов были сопоставимы между собой, их следует регистрировать во всех скважинах с микрозондом одного типа и размера.

В практике в настоящее время применяются два типа микрозондов: микроградиент-зонды А0,025М0,025N и микропотенциал-зонды A0,05M. На характер измерения кажущихся сопротивлений, получаемых с помощью микрозондов, оказывает влияние глинистая корка, образующаяся на стенках скважины, а также пленка бурового раствора, возникающая между глинистой коркой и резиновой пластиной с электродами. С целью учета этих влияний регистрация проводится обоими зондами одновременно. Если электроды микрозонда достаточно удалены от стенок скважины, измеряемое сопротивление равно сопротивлению бурового раствора. Кажущееся сопротивление, записанное микроградиент-зондом, в большей степени зависит от сопротивления глинистой корки, чем ρ_к , полученное с микропотенциал-зондом. Так как удельное сопротивление глинистой корки обычно ниже, чем сопротивление вмещающих пород и углей (за ислючением антрацита), то в углях кажущееся сопротивление, полученное микропотенциал-зондом, больше, чем зарегистрированное микроградиент-зондом.

Стандартный микрозонд дает возможность проводить измерения микроградиент-зондом А0,025М0,025N и микропотенциал-зондом A0,05M с отнощением их размеров 1,33. Регистрация диаграмм кажущегося сопротивления с микрозондами аналогична регистрации диаграмм кажущегося сопротивления с обычными микрозондами. Для определения коэффициента микрозонда формулы, рассмотренные ранее, неприменимы в связи со сложной геометрией электрического поля. Поэтому коэффициент К микрозонда находится экспериментально путем измерений в ванне или водоема, заполненных водой известного удельного сопротивления.

При исследованиях с микропотенциал-зондом, когда один из питающих и один из измерительных электродов находятся на поверхности, в измерительной линии возникают индуктивные наводки, обусловленные большой индуктивной и емкостной связью между питающей и измерительной жилами кабеля. Индуктивная наводка вызывает смещение нулевой линии ρ_{к .} Это смещение (чаще всего влево от нулевого положения) увеличивается с уменьшением глубины замера микрозондом и увеличением частоты пульсатора. С целью учета индуктивных помех вводится поправка в положение нулевой линии. Величина этой поправки может быть определена двумя способами.

1. На участке большого диаметра скважины ( например, в зоне каверны), где микрозонд практически дает сопротивление бурового раствора, проводятся измерения ρ_к микропотенциал – и микроградиент-зондами. В этом случае оба зонда должны дать одинаковую величину сопротивления бурового раствора. Поэтому для учета поправки на индуктивность достаточно совместить зарегистрированные в указанном интервале скважины диаграммы и перенести нулевую линию с кривой микроградиент-зонда на кривую микропотенциал-зонда.

2. При измерении микропотенциал-зонда в скважине, обсаженной колонной величина индуктивной помехи равна отклонению кривой ρ_к от нулевой линии.

1 – башмак;

2 – рессора;

3 – рычаг;

4 – штанга;

5 – пружина;

6 – электроды.

Рисунок 1 - Схемы конструкций микрозондов с рессорным (а) и

управляемый рычажным (б) прижимными

устройствами

2. 1 Аппаратура для регистрации кривых микрозондирования

Измерение КС микроградиент- и микропотенциал-зондами может быть осуществлено раздельно или одновременно с помощью многожильного или одножильного кабеля.

При раздельной записи кривых ρ_к микроградиент-зонда и микропотенциал-зонда башмак микрозонда перемещается по стенке скважины в неодинаковых условиях (различная толщина промежуточ­ного слоя между башмаком и породой, разная степень микрокавернозности пород и пр.), поэтому не всегда эти кривые сопоставимы. При записи кривой ρ_к микропотенциал-зонда в качестве электрода N используется корпус микрозонда.

В настоящее время широко распространена двухканальная аппаратура микрозондов для работы с одножильным и трехжильным кабелем, сконструированная на основе телеизмерительной системы с частотной модуляцией и частотным разделением каналов. Такая аппаратура позволяет регистрировать одновременно две кривые ρ_к - микроградиент-зонда и микропотенциал-зонда.

Вариант двухканальной аппаратуры микрозонда с одножильным кабелем МДО-3 представлен на рис. 2. Питание скважинного прибора осуществляется стабилизированным переменным напряжением с частотой тока 300 Гц от генератора Г и выпрямителя В. В цепи электродов АВ протекает переменный ток силой 5 мА от блока пита­ния БП через первичную обмотку трансформатора Тр1. Разность потенциалов U измеряется между электродами М₁ и М₂ (микроградиент-зонд) и М₂ и N (микропотенциал-зонд). В качестве элек­трода N используется корпус скважинного прибора.

Одновременная передача сигналов от измерительных электродов микрозондов по одножильному кабелю осуществляется по принципу частотного разделения каналов при частотной модуляции измеря­емых сигналов. С этой целью разность потенциалов с электродов и М₁ подается через трансформатор Тр3 на частотный модулятор ЧМ2 с несущей частотой 25,7 кГц, а с электродов М₂ и N - через трансформатор Тр2 на частотный модулятор ЧМ2 с несущей частотой 7,8 кГц. Промодулированные по частоте сигналы поступают на сумматор (усилитель мощности) СУ и далее через согласующий трансформатор Тр4 и разделительную емкость С на кабель и вход панели ИП. В панели ИП измеряемые сигналы разделяются по частоте и распределяются по соответствующим каналам, где они усиливаются, демодулируются, а затем выпрямляются фазочувствительными выпрямителями ФЧВ и подаются на регистрирующие приборы РП1 и РП2.

Рисунок 2 - Блок-схема измерения кажущегося сопротивления

аппаратурой микрозонда МДО-3 (одножильный

вариант)

Рисунок 2.1 - Блок-схема измерения кажущегося сопротивления

аппаратурой микро-зонда типа ТМДО

Блок питания скважинного прибора обеспечивает питание цепи АВ переменным током, а питание частотных модуляторов, сумматора и блока коммутации БК - постоянным током. Блок питания под­ключается к кабелю через заградительную индуктивность Др, которая предотвращает шунтирование высокочастотных сигналов от сумматора. Блок коммутации позволяет производить калибровку аппаратуры путем подачи нуль-сигнала и стандарт-сигнала. Напряжение стандарт-сигнала снимается с резистора R, включенного через трансформатор Тр₁ в цепь литания АВ. Глубина исследования аппаратурой МДО-3 - до 4000 м при температуре до 100° С. Микрозонд типа ТМДО(рис. 2.1) позволяет исследовать более глубокие, чем МДО-2, скважины при температуре до 200° С и давлении до 108 Па.

Аппаратура ТМДО применяется с автоматическими станциями типа АКС на одножильном, кабеле и состоит из скважинного прибора, наземного пульта управления и унифицированного блока питания УВК-1. Постоянный ток, поступающий от УВК-1 по кабелю в скважинный прибор, преобразуется генератором Г в переменный ток частотой 400 Гц и подается к токовым электродам А и В. Разность потенциалов между электродами М_г и М₂, М% и Л^г через трансформаторы Тр₁ и Тр₂ подается на частотные модуляторы ЧМ₁ и ЧМ₂ и далее через сумматор СУ - на центральную жилу кабеля. Переменный ток от сумматора проходит через фильтр Ф, который служит для разделения переменного измеряемого сигнала и тока питания, и поступает на два измерительных канала.

Индуктивность Др устраняет шунтирование измеряемого сигнала через сопротивление источника питания. С помощью блоков ИП₁ и ИП₂ сигналы разделяются по частоте, усиливаются и про­ходят через частотные дискриминаторы, затем выпрямляются: по ФЧВ и поступают на регистрирующие приборы РП₁ и РП₂. Блок калибровки БК позволяет калибровать аппаратуру путем подачи стандарт-сигнала и нуль-сигнала.

Точкой записи кривой ρ_к микроградиент-зонда является середина между электродами М₁ и М₂ а кривой ρ_к микропотенциал-зонда - электрод М₂, т. е. точки записи кривых КС при обычных масштабах записи по глубине практически совпадают. Кривые КС микрозондов в нефтяных и газовых скважинах регистрируются в интервале проведения БЭЗ в масштабе глубин 1:200. Омический масштаб кривых выбирают от 0,5 до 2 Ом·м/см, при этом отклонение кривых от нуле­вой линии должно быть не менее 0,5 см.

Скорость регистрации кривых ρ_г; микрозондов зависит от степени дифференциации разреза по величине удельного электрического сопротивления и обычно не превышают 1500-2000 м/ч.

Перед замером и после него проверяется изоляция микрозонда. Ее сопротивление между электродами микрозонда и его корпусом должно быть не менее 1-2 МОм.

3 Правило обработки результатов

Рассмотрим два угольных пласта, в которых зарегистрированы локальные каверны различных размеров по глубине (рис. 3). В угольном пласте I каверна неглубокая и на диаграмму сопротивлений градиент-зонда большого размера (кривая г) практически не оказала влияния. В то же время на диаграммах микрозонда вместо повышения сопротивления зафиксировано резкое его снижение (кривые б и в). В данном случае обе кривые микрозонда различаются незначительно, что может быть объяснено относительной симметричностью обеих каверн относительно оси скважины или одинаковым положением микрозонда в скважине при обоих случаях регистрации диаграмм. Второе допущение вполне правдоподобно, так как обе диаграммы записаны без промежуточного извлечения микрозонда на поверхность из скважины, а в порядке повторения регистрации диаграммы на коротком интервале, вследствие чего микрозонд мог не изменить своего положения.

Аналогичное влияние еще более глубокой каверны на кривую микрозонда наблюдается и на пласте II, где зафиксированы сходные между собой кривые низкого сопротивления (рис. 3.1, кривые б и в). Сходство этих кривых подтверждает предположение, что они зарегистрированы микрозондом при одинаковом его положении в обоих случаях.

1 – аргиллит

2 – уголь

Рисунок 3 – Искажения диаграмм кажущихся сопротивлений,

зарегистрированные микрозондом в угольных

пластах с кавернами

Пример исследования угольного пласта, который был опробован углерезом (расширителем) с целью извлечения из него керна, приведен на рис. 3.1. До опробования пласта расширителем стенки скважины были незначительно нарушены, имелась небольшая локальная каверна. Эти небольшие изменения диаметра скважины не могли заметно повлиять на диаграмму сопротивления градиент-зонда большого размера (кривая б). Узколокализованная каверна вызвала лишь незначительное снижение сопротивления, приуроченное к ней. Слабая иззубренность кривой указывает на неоднородность пласта. Неоднородность отчетливо выявляется на кривой микрозонда, иззубренность которой резко возрастает (кривая в).

После опробования пласта углерезом в нем образовались каверны (кривая г). Зарегистрированная вторично стандартная диаграмма кажущегося сопротивления пласта после опробования его углерезом оказалась более дифференцированной. На кривой градиент-зонда большого размера отбились три минимума , соответствующие узким глубоким кавернам (кривая д). На диаграмме микрозонда указанные каверны выделялись еще более резкими минимумами (кривая е), значение в которых близко по величине к сопротивлению бурового раствора. Вся диаграмма микрозонда стала значительно более иззубренной.

Таким образом, глубокие и узкие каверны могут вызвать искажения кривых . При отсутствии кавернограммы эти искажения могут быть ошибочно приняты за породные прослои в угольном пласте. Данный пример указывает на необходимость кавернометрических измерений во всех исследуемых скважинах. Попутно заметим, что согласно диаграмме кавернометрии, полученной после опробования углерезом рассмотренной скважины, углерез не обеспечил равномерного отбора пробы по всей мощности пласта. Поэтому полученная углерезом проба угля не является представительной для изучения его качества. Это важное практическое замечание должны учитывать геологи, часто практикующие применение углереза для получения керна из пропущенных угольных пластов. Качество опробования пластов должно обязательно контролироваться геофизическими исследованиями.