50. Теория акустического зонда.

51. Кинематические и динамические хар-ки в акустическом методе. Их информативность.

Кинемтич.хар-ки:

Скорость волны, интервальное время волны и время вступления.

Для наблюдения упругих волн необходимо, чтобы длина зонда также превышала некоторое критическое значение. Наибольшая скорость распространения - преломленная продольная волна P₀P₁P₀. В обсаженной скважине дополнительно возникает волна сжатия (St – Лейнба-Стоунли), распространяющаяся по обсадной колонне. Ее амплитуда зависит от степени сцепления колонны с цементным камнем. Чем лучше сцепление, тем легче энергия волны рассеивается в окружающую среду и тем ниже амплитуда колонной волны. Это явление используют в акустических приборах для определения качества цементирования.

Динамич.хар-ки:

1. Сферическая волна:

2. Цилиндрическая волна

3. Плоская волна

Α=1/3 ln(А1/А2)- коэф.затухания.

А1=Ао*е^-αr1, А2=Ао*е^-αr2

Затухание энергии упругих волн α: Энергия пропорциональна(в 1 приближении)квадрату амплитуды. В пористых породах величина затухания очень велика(поры,трещины,каверны)

52. Контроль качества цементирования по данным ам и ггм

По АМ:

Определение уровня подъема цемента за колонной (по ∆t)

Качество сцепления цемента с колонной(этот контроль более качественно определяется по данным динамич.харак-к упругих волн)

По ГГМ:

Выявление(дефектометры, плотностномеры) мест коррозионного (механич) нарушения обсадной колонны или цементного камня. Нарушение сплошности ведет к снижению плотности в этом месте, и далее к увеличению показаний.

• акустический метод -

основан на зависимости параметров акустич.волн от состояния цементного камня и качества сцепления цемента с колонной и породой; на измерении затухания продольной упругой волны, распространяющейся по обсадной колонне, цементу и породе. Регистрируют амплитуды продольной волны в колонне А_к и в породе А_п и время распространения продольной волны в породе. При хорошей связи цемента с колонной и породой наблюдаются min амплитуды и max затухание сигнала. При отсутствии цемента за колонной наблюдается обратная картина. Средними значениями отмечаются участки с частичным заполнением либо с недостаточно прочным сцеплением цемента с породой и колонной;

• гамма-гамма-каротаж.

Плотности цемента и пж существенно различны. Разница в плотности затвердевшего цемента и контактирующей с ним жидкости (пластовой или промывочной) позволяет использовать гамма-гамма-каротаж.

Регистрируют одновременно несколькими детекторами, расположенными по периметру прибора, интенсивность рассеянного гамма-излучения. Совпадение всех кривых указывает на качественное цементирование.

Причинами расхождения кривых и смещения их относительно друг друга могут быть: эксцентриситет обсадной колонны, несплошная или односторонняя заливка, отсутствие цемента за колонной. Каждая из причин характеризуется определенным вариантом расхождения и смещения кривых гамма-гамма-каротажа.

53. Физические основы газового каротажа и решаемые задачи.

Газовый каротаж – опред-е общего газосодержания отдельных газовых компонентов. Исследуют содержание углеводородных газов в буровом растворе, выходящем из скважины на поверхность. Наибольшую информацию о продуктивности пород дают предельные углеводороды от метана СН₄ до гексана С₆Н₁₄.

В зависимости от залежи газы имеют специфический состав:

1. Для нефтяного месторождения: метан до 50%, много этана, есть гексан.

2. Для газового месторожденияя: метан 98%.

3. В пластовых газах есть азот и CO₂.

При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, находившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и выносятся с ним на поверхность. Существуют две разновидности газометрии: в процессе бурения и после бурения. В первом методе газосодержание выходящего бурового раствора исследуют одновременно с бурением. При исследовании вторым методом скважина должна предварительно простоять в течение времени, необходимого для обогащения газом неподвижного бурового раствора, заполняющего пробуренный ранее ствол, вследствие диффузии газов из пластов.

Основной вид газометрии — газометрия в процессе бурения:

1. Непрерывная дегазация бурового раствора с помощью дегазатора.

2. Определение параметров режимов бурения.

3. Определение компонентного состава газовой смеси.

4. Периодическое измерение свойств промывочной жидкости.

5. Определение глубин поступления газа в буровой раствор.

Дегазация бурового раствора осуществляется дегазаторами. Дегазатор представляют собой небольшую камеру, удерживаемую двумя поплавками на плаву в желобе, по которому течет буровой раствор, выходящий из скважины. Газовая смесь, выделяющаяся в результате естественной дегазации жидкости вместе с некоторым количеством воздуха, отсасывается под действием слабого вакуума, создаваемого установкой. Часть газа направляется на газоанализаторы газометрических (газокаротажных) станций.

Суммарное содержание углеводородов в газовой смеси определяется в пульте суммарного газоанализатора с помощью катарометра. Он устанавливает содержание углеводородных газов имеющих большую теплопроводность по сравнению с воздухом. Связь величины тока, появляющегося при этом в измерительной диагонали места, с содержанием углеводородных газов смеси устанавливают путем калибровки, продувая камеру смесями известного со става. Компонентный состав определяется с помощью хроматографа.

Результаты газометрии используют: а) для оперативного выделения интервалов поглощения и притока, прогнозирования нефтегазовых пластов непосредственно в процессе исследований. б) для оценки характера насыщения коллекторов, выделенных другими методами на этапе комплексной интерпретации всех данных ГИС.

Для определения продуктивных пластов на этапе предварительной интерпретации выделяют аномалии на диаграммах суммарного газосодержания и приведенного газосодержания. Для каждого аномалийного интервала строят кривые компонентного состава газа и сравнивают их с эталонными кривыми компонентного состава для типовых залежей данного района. Если фактическая и одна из эталонных кривых близки, то делают предварительный вывод о соответствующем насыщении пласта (водоносный, нефтеносный и т.п.).