20. Установление внк и гжк по каротажным диаграммам.

Если пласт-коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней части, то наблюдается в водо-нефтяной зоне водоплавающая нефтяная залежь и по данным электрометодов устанавливают ВНК и ГЖК.

Контакт нефть-вода в природных коллекторах не является четким, переход от нефтегазоносной к водоносной части пласта происходит постепенно на некотором интервале, называемый переходной зоной. Она в зависимости от геологического характера пласта и физико-химических свойств нефти и пластовой воды имеет мощность от 1 до десятков м. За условный ВНК (ГЖК) принимают уровень переходной зоны, на котором ее удельное сопротивление соответствует критической нефтегазоносности.

Для большинства месторождений этот уровень соответствует точке, расположенной выше нижней границы переходной зоны на 1 – 1,5 м.

21. Определение пористости терригенных пород по ПС и ГК.

В настоящее время коэффициент пористости К_п определяется по следующим геофизическим методам:

1. по удельному сопротивлению пласта ρ_п;

2. по удельному сопротивлению зоны проникновения ρ_зп;

3. по абсолютному значению аномалии ПС;

4. по относительным значениям аномалий ПС А_пс;

5. по показаниям ГК (ΔJ_γ).

Применение первых двух методов ограничено, т.к. зависимость между параметром пористости P_п и коэффициентом пористости К_п получают в результате экспериментальных исследований, т.к. величина P_п очень сильно зависит от минерализации пластовой воды, К_п определяется не точно.

В методах ПС и А_пс предпочтение заслуживает метод А_пс, поскольку в этом случае удается избежать погрешностей в установке масштаба записей.

K_п=f(А_пс)

k_h – поправочный коэффициент за мощность пласта,

k_н – поправочный коэффициент за нефтенасыщенность пласта

Апс определяется по методу двух опорных горизонтов, в качестве которых выбираются плотные непроницаемые породы турнея и глинистые породы малиновского надгоризонта.

U_пс может быть в мВ, в мм, в клеточках. Если пласт нефтенасыщен толщиной менее 3 м, то k_н = 0,98, а если толщина более 3 м, то в пласте определяется его удельное сопротивление ρ_п, затем по специальным палеткам находится k_н. k_н вводится из таблицы поправочных коэффициентов, в ней дается мощность пласта и диаметр скважины.

Определение К_п по ГК

Определяется двойной разностный параметр ΔJ_γ, два опорных горизонта, снимаются значения ГК против тульских глин и против известняков и доломитов турнея. Определение пористости по ГК осуществляется по зависимости ΔJ_γ=f(К_п^керн). ΔJ_γ – двойной разностный параметр.

,

J_γ^пл – значение естественной радиоактивности горных пород против пласта-коллектора,

J_γ^min – наименьшие показания ГК против чистых неглинистых карбонатных пород,

J_γ^max – максимальные показания против глинистых пород,

δJ_γ – поправка за мощность пласта.

22. Определение пористости карбонатных пород по диаграммам нейтронных и акустических методов.

Обычно пористость в карбонатных коллекторах определяется по НГК по способу двух опорных горизонтов и по кривой водородосодержания. С помощью диаграммы можно определить коэффициент пористости, но с использованием палетки РКС-3. Эта палетка создана на базе моделей коллекторов. .

Во все эти значения вводится поправка за глинистость кривой ГК.

K – аппаратурный коэффициент. Для аппаратуры ламповой типа ВС K=0,625, ДРСТ-1 K=0,3, ДРСТ-3 K=-0,2. Все эти значения для имп/мин.

23. Определение нефтенасыщенности коллекторов методами ГИС.

Определение коэффициента нефтенасыщенности К_н по данным ГИС, как для терригенных, так и для карбонатных пород, чаще всего проводится с помощью данных электрометрии.

По величине пористости нефтенасыщенного пропластка определяется значение параметра пористости Р_п. Р_п=f(К_п). Функция получена по керновым данным в лаборатории физики нефтяного пласта. Далее по известному значению удельного сопротивления пластовой воды ρ_в рассчитывается удельное сопротивление прослоя ρ_вп при условии его 100%-го водонасыщения. ρ_в=0,045 Ом·м. ρ_вп=Р_п·ρ_в.

По удельному сопротивлению нефтенасыщенного прослоя ρ_нп, определенному по кривым кажущегося сопротивления и по рассчитанному значению ρ_вп определяется параметр насыщения этого прослоя

Далее по зависимости Р_н=f(К_ов), определяемой в лаборатории физики нефтяного пласта определяется коэффициент нефтенасыщенности К_н этого прослоя. К_н=1-К_ов.

24. Контроль технического состояния скважин методами ГИС. Определение искривления скважин. Измерение диаметра и профиля скважин. Определение уровня цемента в затрубном пространстве с помощью термометрии. Определение качества цементирования скважин с помощью радиоактивных и акустических методов.

Основные методы: инклинометрия, наклонометрия, кавернометрия. Для изучения технического состояния бурящихся и эксплуатационных скважин используются специально разработанные приборы и методики проведения исследований.

В настоящее время методами ГИС можно решить следующие задачи:

• контроль положения ствола скважины в пространстве (инклинометрия);

• измерение диаметра и профиля ствола скважины;

• исследование состояния цементного камня за обсадной колонной и контроль за состоянием обсадных колонн;

• определение мест притоков и поглощений и установление затрубной циркуляции;

• определение мест прихвата бурового инструмента в скважине и местоположение искусственного забоя, уровень воды и нефти в скважине;

• исследование зон ГРП;

• установка цементных мостов.

Определение искривления скважин. Измерение диаметра и профиля скважин..

Скважины в зависимости от геологических, геоморфологических и других условий проектируют или вертикальными или наклонно-направленными. В процессе бурения ствол скважины обычно откланяется от заданного направления из-за влияния геологических и технических факторов, т.е. искривляется. На определенном интервале глубин положение ствола скважины в пространстве характеризуется углом отклонения скважины от вертикали δ и азимутом φ. Плоскость, проходящую через вертикаль и ось скважины на данном участке, называют плоскостью искривления. Сведения об искривлении скважин необходимы для установления ее забоя в пространстве при построении профильных геологических разрезов, структурных и других карт.

Замеры искривления осуществляются инклинометрами с дистанционным электрическим измерением типа КИТ, КИТА, КМИ-36. Инклинометры состоят из скважинного прибора с удлинителем и наземного пульта. Главной их механической частью является вращающаяся рамка с установленными на ней указателями угла (отвесом) и азимута (буссолью) искривления ствола скважины. Рамка свободно вращается и ось ее вращения совпадает с главной осью прибора. Центр тяжести рамки смещен с ее оси так, что плоскость рамки всегда устанавливается перпендикулярно к плоскости искривления скважины.

В вертикальных скважинах интервалы замера 20 – 25 м, а в наклонно-направленных 5 – 10 м и менее. Результаты инклинометрических измерений записываются в журнал наблюдений и в таблицах замера указываются значения углов δ, φ и α. α = φ + γ ± D, где γ – угол сближения между осевым меридианом в данной точке (может быть положительным и отрицательным), D – магнитное отклонение (в восточной полушарии со знаком «+», в западном со знаком «-»). Значения этих углов указывается на географических картах. По значениям измеренного угла δ и вычисленного дирекционного угла α строится проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость, называемую инклинограммой. В современных скважинах расчет кривизны (определение удлинения ствола скважины с глубиной Δl) производится автоматически.

Измерение диаметра и профиля ствола скважины

Фактический диаметр скважины d_с в ряде случаев отклоняется от его номинального d_н. Увеличение диаметра скважины наблюдается из-за образования каверн в стволе скважины в основном напротив глин и сильно глинистых разностей горных пород. При использовании соленого бурового раствора гидратация глинистых частиц уменьшается, что приводит к замедлению образования каверн. При использовании промывочной жидкости на нефтяной основе каверны обычно не образуются. Против соляных и гипсовых пород из-за растворения этих пород водой промывочной жидкости наблюдается увеличение диаметра скважины. Иногда увеличение диаметра скважины наблюдается и против трещиноватых пород, которые могут быть ослаблены по механической прочности в процессе бурения. Номинальный диаметр скважины отвечает крепким породам – известнякам, доломитам, плотным песчаникам.

Оседание глинистых частиц против проницаемых пластов в результате фильтрации бурового раствора в пласт приводит к образованию глинистой корки на стенке скважины, что приводит к уменьшению диаметра скважины на кавернограмме. Толщина глинистой корки изменяется от нескольких мм до 5 см и более.

Знать фактический диаметр скважины необходимо для расчета затрубного пространства при цементировании обсадных колонн, выбора места установки башмака колонны, фильтров, пакеров и испытателей пластов, а также для контроля технического состояния скважины в процессе бурения.

Кавернометрия в основном используется для выделения пластов горных пород и определения их литологического состава. Диаметр скважины измеряется с помощью каверномеров, которые различаются по своим конструктивным особенностям. Наибольшее распространение имеют каверномеры с 4 рычагами, попарно расположенными во взаимноперпендикулярных плоскостях. Электрические сигналы от каверномеров, передаваемые на каротажную станцию, регистрируются в виде кавернограммы. Каверномер представляет сведения о среднем диаметре скважины. Для более детального изучения формы сечения диаметра скважины применяют каверномеры-профилемеры, которые позволяют измерять диаметры скважин в двух взаимноперпендикулярных плоскостях с выдачей значений их полусумм.

Определение уровня цемента в затрубном пространстве с помощью термометрии.

Определение качества цементирования скважин с помощью радиоактивных и акустических методов.

После окончания бурения в скважину как правило спускают обсадные колонны, а затрубное пространство между стенками скважины и внешней поверхностью обсадной колонны заливают цементом. Цементирование затрубного пространства необходимо для разобщения отдельных пластов с целью устранения перетока различных флюидов из одного пласта в другой. Высококачественное цементирование обсадных колонн позволяет однозначно судить о типе флюида, насыщающего породу (нефть, газ, вода, нефть+вода и т.д.), правильно подсчитать запасы НиГ и эффективно осуществлять контроль разработки месторождения.

О высоком качестве цементирования обсадных колонн свидетельствуют следующие показатели:

• соответствие подъема цемента в затрубном пространстве к проектной высоте подъема;

• наличие цемента в затрубном пространстве в затвердевшем состоянии;

• равномерное распределение цемента в затрубном пространстве;

• хорошее скрепление цемента с колонной и породами.

Качество цементированная обсадных колонн контролируется методами термометрии и радиоактивных изотопов, гамма-гамма каротажем ГГК и акустическим каротажем АК.

При контроле качества цементирования обсадных колонн по методу ГГК используют дефектомер-толщиномер, при непрерывном перемещении которого по стволу скважины регистрируется круговая цементограмма и толщинограмма, а при его остановке на определенной глубине – дефектограмма, характеризующая изменение интенсивности рассеянного гамма-излучения по окружности.

Применение АК для изучения качества цементирования затрубного пространства основано на различии затухания и скорости распространения упругих колебаний в зависимости от плотности сцепления каменного цемента с колонной и стенками скважины. Качество цементирования оценивается по трем параметрам: А_к – амплитуда продольной волны в колонне, А_п – амплитуда продольной волны в породе, t_п – время распространения продольной волны в породе. Запись этих трех параметров осуществляется акустическими цементомерами типа АКЦ.

По диаграмме АКЦ определяют:

• высоту подъема цемента за колонной;

• наличие или отсутствие цемента за колонной;

• присутствие каверн, каналов и трещин в цементном камне;

• качество сцепления цемента с колонной и стенкой скважины.

Качество цементирования оценивается поинтервально с выдачей следующих характеристик:

1. Наличие в затрубном пространстве цементного камня, жестко связанного с колонной – хорошее сцепление;

2. Неполное заполнение затрубного пространства цементным камнем или плохая связь с колонной – плохое сцепление;

3. Чередование участков, хорошо и плохо сцементированных, - частичное сцепление;

4. Отсутствие сцепления цементного камня с колонной или вообще отсутствие цемента в колонне.