Вариан состоит из одного вопроса из каждой темы

Контрольные вопросы к первой теме

9. Какую информацию о разрезах горных пород, вскрытых скважиной, может дать геофизический метод собственных потенциалов?

Электрический каротаж — это проведение измерений собственных [естественных) потенциалов (ПС) и кажущегося удельного сопротивления (КС) горных пород для изучения геологического разреза скважин. Результаты измерений регистрируются в виде кривых ПС и КС.

Измерение ПС сводится к определению разности собственных (естественных) потенциалов между электродом М, который на кабеле может перемещаться по стволу скважины, и электродом N, расположенным вблизи устья скважины на дневной поверхности. Естественные (собственные) потенциалы ПС возникают на границах между скважиной, заполненной буровым раствором, и породой, а также между породами различной литологии.

Между электродами М и N возникает и электродная разность потенциалов, которая при записи кривой ПС компенсируется введением в цепь разности потенциалов, противоположной по знаку. Потенциалы собственной поляризации пород образуются в результате нескольких физико-химических процессов.

Вследствие растворения солей и других соединений в водной среде происходит диссоциация молекул растворенного вещества. Результат этого процесса — возникновение на контакте двух электролитов различной концентрации (например, пластовой воды и бурового раствора) диффузионной разности потенциалов. Диффузионный потенциал Еа для растворов различных солей различен, так как определяется разной подвижностью диссоциированных ионов.

Известна также диффузионно-адсорбционная (мембранная) электродвижущая сила ЭДС.Еда. Она возникает вследствие «мембранного» эффекта (при разделении двух растворов разной концентрации с помощью мембраны) главным образом в результате участия в диффузии подвижных ионов двойного слоя. Диффузионно-адсорбционную активность породы (порода рассматривается как мембрана) можно определить как способность вызывать повышение ЭДС диффузионно-адсорбционного происхождения Еда над диффузионной ЭДС Еа для одной и той же пары растворов.

Известны также фильтрационные потенциалы (или потенциалы течения), которые связаны с процессом фильтрации жидкости из бурового раствора в проницаемые пласты. Этот процесс сопровождается возникновением фильтрационной ЭДС. Фильтрационный потенциал мал и может играть существенную роль лишь при слабой минерализации бурового раствора и значительном перепаде давлений в скважине. Кроме того, в скважинах могут возникать окислительно-восстановительные потенциалы в результате химических реакций, происходящих между телами с электронной проводимостью и электролитами бурового раствора и пластовых вод.

Форма и амплитуда отклонения кривой ПС зависят от ряда факторов: диаметра скважин, мощности пласта, его сопротивления, литологической характеристики, природы бурового раствора, проникновения его в пласт, минерализации, пластовых вод и др.

Кривые ПС вместе с диаграммами других методов широко применяют при сопоставлении разрезов скважин и уточнении литологии пород. При этом могут быть выделены глинистые и песчаные пласты в карбонатном разрезе — глинистые разности и т.д. Метод ПС позволяет расчленить (при заканчивавнии — уточнить) разрез нижней части скважины, выделить тонкодисперсные (глинистые) породы и коллекторы, оценить их пористость, а также определить минерализацию пластовых вод. Данные ПС являются одними из основных материалов при промыслово-геофизических исследованиях.

Удельное электрическое сопротивление пород — это электрическое сопротивление объема породы, имеющего форму куба с размерами 1 Ч 1 Ч 1 м. Если электрическое сопротивление R проводника выразить в омах, длину 1 в метрах и площадь поперечного сечения S в квадратных метрах, то удельное сопротивление

р = RS/1.

Способность пород проводить электрический ток можно представить зависимостью а = 1/р (Ом/м). Удельное электрическое сопротивление пород изменяется в широких пределах — от долей до сотен тысяч ом-метров. Удельное сопротивление скелета пород очень высоко (в сухом виде они практически не проводят электрический ток). Ток в породах проводят в основном жидкости с растворенными в них солями, т.е. пластовые воды или фильтрат бурового раствора, насыщающие поры или трещины породы. Проникновение фильтрата бурового раствора способствует снижению или повышению удельного электрического сопротивления. В первом случае сопротивление фильтрата меньше сопротивления пластовой воды, во втором — наоборот, больше.

Удельное электрическое сопротивление пластовых вод определяется концентрацией солей в растворе, их химическим составом и температурой. Оно тем ниже, чем выше концентрация солей в пластовой воде. В пластовых водах, приуроченных к нефтегазовым месторождениям, примерно 70 — 95 % общего количества растворенных солей составляет хлорид натрия.

С повышением температуры увеличивается подвижность ионов, что обусловливает понижение удельного электрического сопротивления минерализованных пластовых вод.

Удельное электрическое сопротивление гранулярных пород рвп зависит от количества содержащейся в них минерализованной воды (определяемого пористостью пород и степенью их заполнения), минерализации пластовой воды и других факторов. Чтобы исключить влияние удельного сопротивления пластовой воды рв, породу, поры которой заполнены водой, характеризуют коэффициентом относительного сопротивления (коротко — относительным сопротивлением), который определяется отношением Р = рвп/Рв.

В первом приближении Р определяется количеством воды в единице объема породы и распределением ее в породе, т.е. Р зависит от пористости породы и формы порового пространства. Для чистых (неглинистых) гранулярных пород Р выражается с помощью пористости Кп, тогда Р = а/Кmn, где а — некоторая постоянная; т — показатель степени пористости, зависящий от характера пород.

Чаще пользуются выражением Р = 1/Кmn, где значения т изменяются от 1,3 (для песков) до 2,3 (для сцементированных пород).

Удельное электрическое сопротивление в направлении напластования меньше, чем перпендикулярное к нему.

Относительное сопротивление глинистых пород определяется не только объемным содержанием и удельным электрическим сопротивлением пластовой воды, но и объемным содержанием и формой распределения глинистого материала. Это приводит к несоответствию между ростом удельного электрического сопротивления воды и удельного электрического сопротивления породы (рост удельного электрического сопротивления породы отстает от роста удельного электрического сопротивления насыщающей породы воды) и поэтому к уменьшению относительного сопротивления глинистых пород по сравнению с относительным сопротивлением неглинистых пород. Относительное сопротивление в глинистых породах уменьшается при сопротивлении пластовых вод более 0,4 Омм. Относительное сопротивление, фиксируемое в этом случае, является кажущимся Рк. Зависимость между Рк и пористостью Кп требует поправки на глинистость, которая увеличивается с повышением глинистости коллектора и удельного электрического сопротивления пластовой воды. Поправку можно найти по кривой ПС или по данным анализа кернов. Определение исправленного Рп (относительное сопротивление) по данным Рк (кажущееся сопротивление) для оценки пористости глинистых пород — одна из важнейших задач геофизической интерпретации.

Относительное и удельное электрические сопротивления трещиноватых и кавернозных пород (осадочных — известняков, доломитов, ангидритов, гипсов; метаморфических и др.), как правило, высокие; они резко изменяются по площади и разрезу при небольшом изменении литологии и пористости пород.

Удельное электрическое сопротивление пород в значительной степени определяется наличием трещин, особенно, если они заполнены минерализованными водами.

Удельное электрическое сопротивление нефтегазоносных пород определяется содержанием в порах (в процентах) нефти, газа или воды, а также минерализацией пластовых вод, пористостью породы, структурой порового пространства и т.д. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют повышенное удельное электрическое сопротивление. Породы с одинаковой нефтегазонасыщенностью могут характеризоваться неодинаковыми удельными электрическими сопротивлениями, в то время как породы с различной нефтегазонасыщенностью могут описываться одинаковыми удельными электрическими сопротивлениями. Такое кажущееся несоответствие объясняется тем, что удельное электрическое сопротивление чистых нефтегазоносных пород пропорционально удельному электрическому сопротивлению насыщающей породу пластовой воды.

Влияние указанных факторов может быть полностью или частично исключено, если вместо удельного электрического сопротивления пользоваться отношением удельного электрического сопротивления нефтегазоносного пласта р„г (поры которого заполнены нефтью или газом и минерализованной водой) к удельному электрическому сопротивлению этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой той же минерализации и при той же температуре. Это отношение называется коэффициентом увеличения сопротивления, показывающим, во сколько раз увеличивается сопротивление водоносного пласта при частичном насыщении объема его пор нефтью или газом,

О = Рнг/Рвп

С его помощью можно определить коэффициент нефтегазонасы-щенности Квт нечистого пласта

О = 1/(1 — Киг)п,

где л изменяется в диапазоне 1,73 — 4,33.

Метод кажущегося сопротивления при исследовании скважин предусматривает использование различия удельных электрических сопротивлений горных пород, которое изменяется в очень широких пределах.

Кажущиеся электрические сопротивления горных пород измеряют с помощью зондовых устройств (зондов), у которых обычно три электрода находятся в скважине.

Выбор типа зонда определяется конкретной характеристикой объекта исследования: потенциал-зонды целесообразно применять при изучении разрезов, представленных мощными пластами низкого или, наоборот, высокого удельного электрического сопротивления. В случае необходимости изучения разрезов, представленных пластами небольшой мощности, наиболее эффективны градиент-зонды и т.д.

Для установления удельного электрического сопротивления пластов используют боковое электрическое зондирование (БЭЗ) или, что то же самое, боковое каротажное зондирование (БКЗ). Суть его состоит в измерении КС с помощью нескольких (5 — 6) градиент-зондов (или потенциал-зондов), что в конечном счете позволяет учесть искажающее влияние на КС скважины зоны проникновения фильтрата бурового раствора, мощности пласта и вмещающих пород. Этот метод, обычно применяемый в продуктивной части разреза, позволяет уточнить литологическую характеристику пласта, его пористость, проницаемость и газоводонефтенасыщенность.

Метод микрозондирования также используется для измерения КС, но зондами меньших размеров (до 5 см). Метод позволяет изучать разрезы, сложенные пластами весьма малой мощности, что обеспечивается небольшими размерами зондов и плотным прижатием изолированной пластины с микрозондами к стенке скважины, практически устраняющими влияние бурового раствора и снижающими влияние глинистой корки. Наличие фильтрата бурового раствора в приствольной зоне скважины затрудняет получение с помощью микрозондов сведений о характере газоводонефтенасыщенности пласта, однако метод микрозондирования дает возможность получить детальное расчленение разрезов скважин, выделять коллекторы и оценивать их пористость.

Изучение разрезов скважин методом экранированного электрического заземления (боковой каротаж — БК) позволяет детально расчленить разрез по значению КС, изучать литологию, оценивать пористость и проницаемость пород, их газоводонефтенасыщенность. Применение БК наиболее эффективно в «высокоомных» разрезах скважин, слагаемых породами с большим электрическим сопротивлением.

 

Контрольные вопросы ко второй теме

9. Назовите основные области применения различных методов радиометрии скважин.

Метод радиометрии. Радиометрией скважин называют совокупность методов, основанных на регистрации различных ядерных излучений, главным образом гамма-квантов и нейтронов. Радиоактивные методы исследования скважин подразделяются на методы изучения естественной радиоактивности (гамма-метод) и искусственно вызванной радиоактивности (гамма-гамма и нейтронные методы).

рис. 1 Методы радиометрии

Метод естественной радиоактивности (Гамма — метод) Метод исследования геологического разреза скважин, основанный на регистрации излучений, испускаемых естественно радиоактивными элементами горных пород, носит название метода естественной радиоактивности. Гамма-каротаж (ГК) заключается в измерении г-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах, пересеченных скважиной. Наиболее распространенными ЕРЭ являются: U (и образующийся из него Ra), Тh и К.

На показания гамма-метода оказывают влияние: поглощение гамма-излучения в скважине, зависящее от диаметра скважины, плотности бурового раствора, наличия и толщины обсадной колонны и цементного кольца; радиоактивность среды, заполняющей ствол скважины. Показания ГМ растут при увеличении диаметра скважины, если радиоактивность горных пород меньше радиоактивности среды, заполняющей скважину. При обратном соотношении радиоактивностей горной породы и скважинной среды показания ГМ уменьшаются с ростом диаметра скважины. Обсадная колонна всегда уменьшает показания ГМ. При строгом учете влияния перечисленных факторов по результатам ГМ можно количественно определить общую массовую радиоактивность пород. радиус исследования ГМ составляет примерно 30 см.

ГМ применяют для решения следующих задач: Расчленения и корреляции осадочных толщ по степени их глинистости; Выделения коллекторов нефти, газа и пресных вод, залегающих среди глинистых вмещающих пород; Оценки коллекторских свойств, зависящих от глинистости пород. ГМ-С применяют для корреляции «немых» толщ, а также для детального литологического расчленения осадочных пород в тех случаях, когда их радиоактивность не связана с глинистостью.

Гамма-гамма-каротаж (ГГК) заключается в облучении горных пород г -квантами искусственного источника и измерении рассеянного г -излучения. Аппаратура ГГК устроена так же, как и аппаратура ГК, но скважинный снаряд дополняется источником г-квантов. Расстояние между центрами детектора и источника называется длиной зонда. Чтобы прямое г -излучение источника не попадало на детектор, между ними помещают свинцовый экран. Поскольку рассеянное излучение имеет более низкую энергию, чем прямое, то для уменьшения его поглощения в буровом растворе детектор г -квантов так же, как и источник, прижимают к стенке скважины. Для уменьшения влияния кавернозности скважин и детектор, и источник могут быть размещены в небольшом выносном блоке, прижимаемом к стенке скважины и способном заходить в каверны.

Нейтрон-нейтронный метод. Испускаемые источником быстрые нейтроны с энергией в несколько мегаэлектрон-вольт в результате многочисленных соударений с ядрами атомов окружающей среды уменьшают свою| энергию до величины порядка энергии теплового движения атомов (при комнатной температуре в среднем 0,025 эВ). Дальнейшие столкновения нейтрона с ядрами могут привести как к уменьшению, так и к росту энергии нейтрона, но в среднем она остается вблизи указанной величины средней энергии теплового движения атомов. Поэтому такие нейтроны называют тепловыми, а процесс их распространения в среде — диффузией тепловых нейтронов. Часть истории нейтрона от момента вылета из источника до достижения тепловой энергии называется процессом замедления нейтронов.

Импульсные нейтронные методы

При импульсных нейтронных методах источник испускает нейтроны в течение сравнительно коротких интервалов времени Дt = 100ч200 мкс (рис. 44, а). Такие импульсы источника повторяются периодически с периодом Т = 10-3—10-1 с-1т. е. 10-103 раз в 1 с. С помощью специальной схемы — временного анализатора регистрация излучения осуществляется не непрерывно, а лишь в некоторые (специально выбранные) интервалы времени.

В настоящее время получили применение две модификации импульсных нейтронных методов -с регистрацией тепловых нейтронов (ИННМ) и гамма-квантов радиационного захвата (ИНГМ). Регистрация нейтронов (и гамма-квантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя импульсами источника через некоторое время задержки t после каждого импульса, составляющее от нескольких сотен до двух-трех тысяч микросекунд

Нейтронный активационный анализ

Метод наведенной активности (МНА) основан на изучении искусственной радиоактивности, возникающей при облучении горных пород нейтронами. По периоду полураспада Т1/2 искусственно радиоактивных ядер и энергии их гамма-излучения определяют возникший радиоактивный изотоп, а следовательно, и исходный изотоп горной породы, из которого он образовался. По интенсивности гамма-излучения радиоактивных ядер находят концентрацию соответствующих исходных элементов в горной породе.

Метод радиоактивных изотопов

Метод радиоактивных изотопов основан на том, что в буровой раствор вводят некоторое количество радиоактивного изотопа и продвижение такого меченного раствора прослеживают путем измерения гамма-излучения по стволу скважины. Наибольший интерес при изучении геологического разреза представляет обнаружение проницаемых горных пород (коллекторов) по повышению их радиоактивности в результате проникновения в них активированного бурового раствора или его фильтрата. Такие исследования проводят как в не обсаженных, так и в обсаженных скважинах, например, для определения зон поглощения в нагнетательных скважинах. Другое применение метода — разделение водо — и нефтенасыщенных пород путем закачки активированного раствора, преимущественно проникающего либо в водоносные (например, раствор на водной основе), либо в нефтеносные пласты (раствор на нефтяной основе).

Ядерно-магнитные методы

Применение ядерно-магнитных методов (ЯММ) основано на наличии магнитных и механических моментов у ядер атомов. При отсутствии внешнего магнитного поля магнитные моменты отдельных ядер хаотически направлены во все стороны и их суммарный магнитный момент равен нулю.

 

Контрольные вопросы к третьей теме

9. Какие тепловые свойства горных пород определяются по данным термометрии скважин?

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности. Эти параметры необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт и решении термодинамических вопросов, связанных с прогнозированием температуры флюидов на устье добывающих скважин, оценкой фильтрационных параметров пласта, термической обработкой продуктивных горизонтов.

Свойство горных пород поглощать тепловую энергию при теплообмене характеризуется удельной теплоёмкостью пород.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 

где M – масса породы;

dT – прирост температуры от количества теплоты dQ, переданной породе.

Удельная теплоёмкость пород зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относит к определенной температуре или к интервалу температур. Сообщение породе количества теплоты (dQ), вызывает количественное повышение температуры (dT):

dQ = с · М · dT. (1.52)

Теплоёмкость пород зависит от условий его нагревания – при постоянном объёме и при постоянном давлении. При нагревании породы при постоянном объёме всё тепло расходуется на увеличение внутренней энергии тела. При нагревании породы при постоянном давлении часть тепла расходуется на увеличение внутренней энергии тела, а часть идет на расширение породы.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Чем больше пористость, влажность, и температура горных пород, тем выше их теплоёмкость, особенно при слабой минерализации пластовой воды.

Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.

Удельная теплоёмкость в пород нефтесодержащих толщ изменяется в пределах 0,4–2 кДж/ (кг×К).

Коэффициент теплопроводности(удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в породе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:

Коэффициент температуропроводности (α)горных пород характеризует скорость прогрева пород, изменения температуры пород, вследствие поглощения или отдачи тепла, или скорость распространения изотермических границ. При нагреве породы расширяются. Способность пород к расширению характеризуется коэффициентами линейного (a_L) и объёмного(a_V) теплового расширения.

Коэффициентылинейного (a_L) и объёмного (a_V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

где α – коэффициент температуропроводности, м²/с;

l – коэффициент теплопроводности, Вт/(м · К);

с – удельная теплоёмкость, Дж/(м · К);

ρ – плотность породы, кг/м³.

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей.

Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины одновременно подвергают ультразвуковой обработке. Вследствие упругих колебаний среды, ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы. Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах величина температуропроводности более низка, чем в водонасыщенных породах, так как теплопроводность нефти меньше чем воды.

 

Контрольные вопросы к четвертой теме

3. В чем заключается способ установления радиального градиента сопротивления для выделения коллекторов? Какие методы ГИС привлекаются при этом?

Сущность способа заключается в использовании радиального градиента rдля разделения коллекторов на продуктивные и водоносные.

Для разделения коллекторов на нефтегазоносные и водоносные используют следующие приемы:

1) сопоставление приведенных значений удельного сопротивления r, рассчитанных по диаграммам малого r1 и большого r2 зондов.

2) сравнение методом наложения диаграммы r двух разноглубинных фокусированных зондов (в одном логарифмическом масштабе сопротивлений).

Таким образом, в скважинах, пробуренных на РВО, при определении продуктивности и водоносности коллекторов в основном используют данные метода сопротивлений при условии комплексной интерпретации материалов ГИС.

Контрольные вопросы к пятой теме

9. Каковы особенности определения коэффициента общей пористости глинистых коллекторов?

Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости Кп, который численно равен отношению объема пор к общему объему породы и выражается в долях единицы или процентах:

Кп=Vпор/Vп (3.1)

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ различают эффективную Кпэф и динамическую Кпдин пористость. Наличие эффективной пористости отличает породы-коллекторы от неколлекторов. Доля объема породы, представленная эффективными открытыми порами, характеризуется коэффициентом эффективной пористости:

Кпэф=КпоЧ(1-Кво) (3.2)

где Кво — коэффициент остаточной водонасыщенности.

В нефтенасыщенном коллекторе часть эффективной пористости представляет динамическую пористость:

Кпдин=КпЧ(1-Кво-Кно) (3.3)

где Кно — коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Определение коэффициента пористости коллекторов нефти, газа и погребенных вод геофизическими методами основывается на различии физических свойств среды, заполняющей поровое пространство, и твердой фазы коллектора.

Физические свойства твердой фазы зависят от минерального состава и дисперсности. Резко отличаются и физические свойства среды (вода, нефть, газ), заполняющей поровое пространство. В связи с этим для определения пористости коллекторов необходимо знать ряд сторонних факторов.

Определение коэффициента пористости Кп по методу потенциалов собственной поляризации.

Определение Кп по диаграммам метода ПС возможно в геологических объектах с терригенными коллекторами, имеющими преимущественно глинистый цемент рассеянного типа, при наличии корреляционной связи между Кп и содержанием в породе глинистого материала. Благоприятны для определения Кп по диаграмме ПС следующие условия:

1) значительная общая толщина изучаемых продуктивных отложений и наличие в разрезе каждой скважины, вскрывшей эти отложения, достаточного числа пластов с разными пористостью и глинистостью;

2) наличие в разрезе хорошо выдержанных по площади, достаточно мощных опорных пластов — чистого и слабоглинистого песчаника (алевролита), чистой и слабопесчаной глины; постоянство минерализации и химического состава пластовых вод изучаемых отложений.

Основа определения Кп по диаграммам ПС — корреляционная связь относительной амплитуды ПС — бпс и Кп. Корреляционную связь бпс- Кп получают сопоставляя значения бпс и Кп по пластам, в которых Кп определено другим методом ГИС или по данным представительного керна. Затем зависимость бпс- Кп в виде графика или уравнения регрессии используют для определения Кп по значению бпс в пластах, где параметр Кп неизвестен. Определение Кп по бпс возможно как в продуктивных, так и водоносных коллекторах. Если в области Кп > Кп гр и бпс >бпс гр, т.е. для пород- коллекторов бпс изменяется в широких пределах (от 0,3 до 1), определение Кп по величине бпс имеет смысл.

Определение коэффициента пористости Кп по акустическому методу.

Основу метода определения коэффициента пород по данным акустического метода составляет наличие тесной зависимости между величинами р (или интервального времени Tп ) и Кп. Скорость распространения упругих продольных волн р в горных породах зависит от их минерального состава и структуры.

В ряде случаев необходимо определить интервальное время пробега упругой волны в минеральном скелете породы Tск для конкретного интервала геологического разреза. Это достигается сопоставлением интервального времени, отсчитанного по диаграмме акустического каротажа T, со значениями пористости Кп, определенными по керну или одним из геофизических методов. Полученные данные используются для нахождения по T параметра Кп.

Если пористость по разрезу изменяется слабо, значение tск определяют для каждого относительно однородного пласта:

Tск = (T — КпЧTж)/(1-Кп) , (3.4)

где Tж — время пробега упругой волны в жидкости, заполняющей поровое пространство породы.

Результаты опытных работ, проведенные по данным скважинных исследований, подтверждают существование сложной зависимости скорости распространения упругих волн от глинистости. Поэтому для коллекторов с любой глинистостью используют обобщенное уравнение среднего времени:

T = (1- Кп — Кгл)Ч Tск+КглЧTгл+КпЧTж (3.5)

где Tгл — интервальное время глин, зависящее от характера распределения глинистого материала в породе (в агрегатном состоянии).

Для расчета Кп с учетом влияния глинистости на показания методов существует уравнение распространенное по Западной Сибири, которое описывает связь между Кп, ?T и бпс (Фоменко В.Г, Шальновой С.Г) :

?Т = 0.175ЧсЧ Кп 2Ч(бпс — 0.05)-0.5+180 , (3.6)

(3.7)

где 0.175с — комплексный параметр, который, в целом, учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород; величина 180 принята авторами как ?Tск.

Для расчетов пористости по АК в НПЦ «Тюменьгеофизика» предлагается уравнение следующего вида:

Кп = [(ДТ — 180)Ч(аЧбсп + в)]0,5 (3.8)

Для обоснования коэффициентов уравнения требуется настройка по кривым нормального уплотнения «чистых» песчаников и глин. С достаточной точностью эти коэффициенты могут быть рассчитаны следующим образом:

а = Кп.ч2 / (ДТпч — 180) — Кп.гл2 /(ДТпч — 180), (3.9)

в = Кп.гл.2 / (ДТгл — 180), (3.10)

где ДТпч и ДТгл — значения интервального времени по АК на уровне показаний метода, соответственно, против пластов чистых песчаников и глин; Кп.ч и Кп.гл — пористости «чистых» песчаников и глин.

Определение коэффициента пористости Кп по нейтронному каротажу.

Осуществляется с помощью традиционного уравнения: Кп=щ?-щтф, где щ? и щтф — соответственно водородосодержание суммарное и водородосодержание твердой фазы пород. На основании этих же значений определяют по каждой скважине уровень водородосодержания, соответствующий линии «чистых» песчаников и глин (щпч и щгл). Величину водородосодержания твердой фазы щтф определяют с помощью данных ПС или ГК с использованием линейных зависимостей вида:

щтф = а — вЧбпс, или щтф= а — вЧбгк (3.11)

с учетом, которого уравнение Кп= w — wтф можно записать как

Кп = w — а + вЧбпс (3.12)

Коэффициенты «а» и «в» в этих уравнениях рассчитывают для каждой скважины отдельно следующим образом:

а = щгл — Кп.гл , (3.13)

в = щгл — щпч + Кп.ч. — Кп.гл. (3.14)

Важным обстоятельством, которое необходимо учитывать при определении пористости методом НКТ, является следующее. В скважинах, вскрывших эксплуатируемый объект, возможно увеличение газонасыщенности прискважинной зоны за счет разгазирования нефти при падении пластового давления. Такие интервалы пласта отмечаются повышенными показаниями на кривых НКТ и определение пористости в них рассматриваемым методом не представляется возможным.

Определение коэффициента пористости Кп по гамма-гамма плотностному каротажу (ГГК-П).

Метод ГГК-П обеспечивает определение пористости пород в интервалах с номинальным диаметром скважины, т.е. в коллекторах, в плотных породах и в неразрушенных аргиллитах. Вертикальное разрешение метода обеспечивает возможности изучения пористости пластов толщиной от 0,6 до 0,8 м. Описанная методика имеет ограничения при изучении газонасыщенных коллекторов, сильно глинистых пород и пород, содержащих в твердой фазе минералы с аномальной плотностью.

Коэффициент общей пористости связан с объёмной плотностью следующим выражением:

Кп= (тф- об)/ (тф- ф) (3.15)

где т.ф., ф , об — минеральная плотность пород, плотность флюида заполняющего поровое пространство и объемная плотность породы.

Если плотность твердой фазы являеться постоянной величиной, то для определения коэффициента пористости можно воспользоваться формулой 3,15. Если же плотность твердой фазы зависит от литологии, то это необходимо учитывать при обосновании зависимости Кп=f(п).

 

Контрольные вопросы к шестой теме

 

1. Для решения каких задач целесообразно проводить отбор образцов горных пород?

 

Метод отбора образцов горных пород из стенок скважины боковыми сверлящими керноотборниками на кабеле позволяет получать надежную информацию для определения минералогического состава горных пород, характера насыщенности пластов, их литологического расчленения, определения коллекторских и физических свойств горных пород с целью использования полученных материалов для подсчета запасов.

Анализ полученных результатов позволяет представить процесс выбуривания керна сверлящими керноотборниками в скважинах, заполненных промывочной жидкостью, следующим образом.

Сочетая быстроту и оперативность, характерные для геофизических методов, с информативностью прямых определений состава и свойств горных пород при колонковом бурении, метод отбора керна из стенок скважин сверлящими керноотборниками позволяет эффективно решать следующие геологические задачи.

Основные факторы, обусловливающие конструкцию сверлящих керноотборников в необсаженных скважинах: характер горных пород, из которых отбирается керн, глубина залегания горных пород, конструкция скважин, давление и температура в точках отбора, параметры глинистого раствора. Из физико-механических свойств горных пород, определяющих конструкцию породоразрушающего инструмента, технологию выбуривания образца сверлящими керноотборниками, основным является буримость горных пород.

Образцы горных пород при роторном и турбинном бурении отбирают посредством колонковых долот. Этот способ позволяет извлекать образцы, не нарушая последовательности залегания пород, в неразрушенном состоянии. Колонковые долота обеспечивают разбуривание забоя по кольцу, при этом внутри сохраняется целик породы — керн. Высокоэффективны для отбора керна снаряды с бурильными головками различных типов, в устройство которых в последнее время внесен ряд усовершенствований.

После извлечения керна из грунтоноса его очищают от глинистого раствора и укладывают в ящики с перегородками таким образом, чтобы сохранить последовательность залегания, указывая на специальных этикетках верх и низ каждого интервала отбора керна. Отколовшиеся куски керна совмещают по плоскостям раскола. Рыхлый материал обертывают в бумагу и размещают в ящике в последовательности залегания. Этикетки, прилагаемые к верхней и нижней частям интервала, должны включать следующие данные:

площадь, на которой проводилось бурение;

номер скважины;

дату отбора;

интервал отбора, м;

выход керна (в м и % к длине интервала);

номер образца;

литологическое описание породы.

Колонковыми долотами удается поднять керн длиной от 40 до 90 % длины пройденного интервала.

Если керн почему-либо не удалось поднять, но геофизические данные свидетельствуют о возможной газонефтеносности пород, можно воспользоваться боковым грунтоносом, допускающим отбор керна в любом пробуренном интервале. Недостатками этого метода являются небольшая длина и диаметр извлекаемых образцов, что затрудняет определение угла падения пород.

Особый интерес представляют методы отбора керна, при которых он максимально сохраняет особенности, свойственные ему в пластовых условиях (в первую очередь имеется в виду нефтегазонасыщенность пород). Для подъема пород с минимальными потерями нефти применяют также специальные промывочные жидкости, к которым относятся известково-битумные смеси и инвертные нефильтрующиеся эмульсии.

В том случае, если интересующие отложения где-либо в районе работ залегают на небольших глубинах и образуют выходы на поверхность, необходимо отобрать и исследовать их образцы. При этом необходимо подробно описать и вычертить разрез всего обнажения, определить элементы залегания пород, замерить мощность каждого прослоя. Этот материал позволит откорректировать построения, выполненные на основе изучения керна, поскольку в обнажении представлен материал всех пород, в том числе и рыхлых, которые могут быть разрушены при извлечении керна, а также проследить фациальные изменения отложений, если обнажение расположено на значительном расстоянии от скважин.

 

Контрольные вопросы к седьмой теме

9. В процессе эксплуатации продуктивного горизонта стала во все большем объеме поступать пластовая вода. Какие исследования следует провести в скважине, чтобы:

а) установить место притока,

б) установить источник поступающей воды?

В процессе эксплуатации скважин рано или поздно в нее начинает поступать вода. Вода может поступать через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, коррозии колонны под воздействием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения скважины или при текущем и капитальном ремонтах.Помимо этого возможен переток вод из одного пласта в другой, происходящий в результате их вскрытия в процессе бурения скважины и отсутствия изоляции друг от друга цементным камнем. Хотя в этом случае пластовая вода и не поступает внутрь эксплуатационной колонны, но контакт ее с наружной поверхностью труб может привести к коррозии и нарушению впоследствии герметичности колонны. Помимо всего прочего изоляция подобных пластов необходима для охраны недр. Наличие межпластовых перетоков недопустимо всегда, поскольку возникают следующие нежелательные последствия:

— искажается дебит скважины, а также характер насыщения продуктивного пласта, что приводит к снижению как добывных возможностей скважины, так и коэффициента извлечения нефти из пласта;

— нарушается естественная минерализация пластовых вод по разрезу скважины, что искажает оценку характера насыщения пластов по геофизическим исследованиям;

— снижается достоверность значения газового фактора при добыче нефти, что нарушает проектную технологию разработки пласта;

— образуются вторичные залежи нефти и газа, которые могут осложнить бурение последующих скважин на площади;

— при наличии в посторонней воде сероводорода и углекислого газа возникает интенсивная коррозия подземного и наземного оборудования и цементного камня.

При изоляционных работах приходится выполнять изоляцию верхних и нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, а также подошвенных вод отдельных пластов и вод, поступающих через соседнюю скважину

Таким образом, причиной прорыва посторонних вод является недоброкачественное цементирование колонны в процессе бурения, вследствие чего отсутствует полная изоляция нефтеносных горизонтов от водоносных; Нарушение цементного кольца в затрубном пространстве или разрушение цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне вследствие наличия трещин и раковин в теле колонны; нарушения колонны в процессе освоения скважины; повреждение колонны при капитальном и текущем ремонтах скважины

Методы определения источника обводнения

Высокие темпы добычи нефти заводнением на нефтяных месторождениях и геолого-геофизические особенности строения продуктивных пластов приводят к интенсивному и быстрому обводнению добываемой продукции скважин задолго до достижения потенциально возможного уровня добычи нефти.

При этом наряду с закономерным обводнением значительная часть скважин обводняется преждевременно из-за прорыва вод по высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства в интервале продуктивных пластов, подтягивании конусов подошвенной воды.

Технические методы определения источника обводнения скважины:

Наипростейший способ определения места притока воды, поступающей в скважину через дефекты в колонне, это спуск конуса. Для этого в скважине предварительно снижают уровень жидкости значительно ниже места притока. Затем на канате спускают в скважину конус-ведро и, опуская его на различные глубины, определяют место притока по появлению воды в конусе. Данный способ применяют при небольших глубинах места слома колонны.

Продавливание пробки, как и спуск конуса, применяют для определения места притока воды, поступающей в скважину через слом колонны, причем к этому способу прибегают только в том случае, когда жидкость свободно циркулирует (т.е. при наличии выхода воды, закачиваемой в обсадную колонну, через пространство за колонной) и фильтр скважины закрыт цементом. Данный способ заключается в следующем. Верхняя пробка продавливается как при сплошной заливке. Выше слома пробка беспрепятственно движется вниз вместе с закачиваемой водой, так как вода уходит через повреждение колонны в затрубное пространство. При достижении поврежденного метода пробка перекрывает его и перестает двигаться вниз. Вследствие этого давление резко возрастает, что и указывает на достижение пробкой места повреждения в колонне.

Для определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны на промыслах также применяется метод поинтервальной опрессовки с использованием пакера, высоковязкой жидкости и газообразного агента.

Пакер применяют в тех случаях, когда интервал негерметичности поглощает закачиваемую жидкость при испытании на приемистость. В зависимости от конкретных условий скважины (глубины, высоты подъема цемента, предполагаемого интервала негерметичности и т.д.) при спуске НКТ пакер устанавливают через определенную глубину (до 500 м) и затем колонну опрессовывают (при этом интервал перфорации временно перекрыт цементным мостом).

Если при очередной опрессовке поглощение жидкости не наблюдается, то это указывает на негерметичность колонны в интервале между последними двумя глубинами установки пакера.

Более точное местонахождение негерметичности колонны устанавливают, увеличивая частоту установки пакера (например, при подъеме НКТ с пакером).

При использовании высоковязкой жидкости (например, КМЦ, ПАА, и т.д.) вначале колонну опресовывают, закачивая обычную промывочную жидкость и фиксируя величину падения давления. Затем в НКТ закачивают высоковязкую и продавочную (промывочную) жидкости из расчета вытеснения высоковязкой жидкости из НКТ.

Далее, при закрытом затрубном пространстве продолжают закачивать промывочную жидкость до создания давления, допускаемого для данной эксплуатационной колонны.

Вновь фиксируют величину падения давления. Сравнивают величины падения давления при закачивании промывочной и высоковязкой жидкостей. При отсутствии изменений в величинах падения давления открывается затрубное пространство, высоковязкая жидкость продавливается выше и опрессовывается следующий интервал.

Продавливания и опрессовки продолжаются до резкого снижения величины падения давления, что характеризует достижение высоковязкой жидкостью интервала негерметичности колонны.

Рекомендуется, чтобы объем высоковязкой жидкости был не менее 1 м3, а количество продавочной жидкости для перемещения высоковязкой жидкости не превышало 80 % от ее объема.

При использовании газообразного агента на скважине необходимо иметь или автомобильную газификационную установку (АГУ) со сжиженным азотом, или паропроизводительную установку (ППУ), или компрессор УКП-80.

Газообразный агент подают в затрубное пространство. При этом замеряют количество жидкости, вытесняемой из НКТ, для определения уровня жидкости в колонне. После снижения уровня в колонне на 50 — 100 м закрывают кран на НКТ. Подача газообразного агента продолжается до тех пор, пока давление в затрубном пространстве не достигнет величены давления в затрубном пространстве на устье работающей скважины. После этого подачу газообразного агента прекращают, кран на НКТ закрывают. Скважина остается под давлением на время восстановления давления в межколонном пространстве на устье.

Если давление в межколонном пространстве не увеличивается, то подачу газообразного агента в затрубное пространство продолжают из расчета снижения уровня в нем еще на 50 -100 м, и повторяется вышеописанный цикл.

Опрессовки колонны продолжают до тех пор, пока не будет обнаружено повышение давления в межколонном пространстве, указывающее на негерметичность колонны в последнем интервале снижения уровня жидкости в затрубном пространстве (50 — 100 м).

 

Контрольная работа к восьмой теме

4. Перечислите методы воздействия на прискважинную зону пласта с целью восстановления и улучшения проницаемости отложений.

Высокие показатели разработки нефтяных месторождений и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) можно получить только при рациональной эксплуатации объекта.

При эксплуатации скважины значительная часть нефти (на практике при современных технологиях больше половины) остается в недрах, она прилипает к породам коллектора, застревает в мелких порах и т.п. Поэтому используют искусственные методы воздействия на пласт.

Искусственные методы воздействия на пласт делят на три группы:

-методы поддержания пластового давления нагнетанием воды или газа,

— методы повышения нефте и газоотдачи пластов,

— методы повышения проницаемости призабойной зоны.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) — обозначается вся совокупность технологий объемного воздействия на нефтяной пласт (обычно осуществляется через нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристики заводнения и, в конечном итоге, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов нефти (закачка в пласты воды с ПАВ, вытеснение нефти раствором полимеров, закачка в пласт углекислоты, нагнетание в пласт теплоносителей, вытеснение нефти из пласта растворителями, внутрипластовое горение).

Методы повышения проницаемости — обработка призабойной зоны (ОПЗ) — обозначается совокупность технологий локального воздействия на пласт в непосредственной близи от скважины (обычно осуществляется через добывающие скважины) с целью обеспечения заданных или восстановления утраченных эксплуатационных характеристик скважины без указания связи с состоянием извлекаемых запасов нефти (кислотные обработки, ГРП, ГПП, торпедирование, вибрационное воздействие, тепловая обработка).

К химическим методам относят кислотные обработки, основанные на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов и увеличению проницаемости. Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты. Соляная кислота растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты) продуктивных пластов, а продукты реакции соляной кислоты с карбонатами — соли хлористого кальция (СаС1) и хлористого магния (MgCl₂), углекислый газ (СО₂), вода после обработки легко вымываются с продукцией скважины.

Для обработки наиболее часто используют 12 — 15 процентный раствор соляной кислоты, на один метр высоты пласта берут от 0.4 до 1.5 м³ раствора.

Для предохранения металла от коррозии к кислоте добавляют ингибиторы коррозии — в основном ПАВ.

В скважинах с отложениями в призабойной зоне асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) ее предварительно промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотная обработка — процесс комбинированный — в первой фазе процесса осуществляется обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, во второй фазе без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин созданием высоких давлений на забое, закачиваемой в скважину жидкостью, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления в образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок.

Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачка последовательно в пласт жидкости для образования трещин; жидкости насыщенной песком; жидкости для продавливания песка в трещины (рис.2). Т.к. в большинстве случаев на всех этапах используется жидкость с одинаковыми свойствами, ее называют жидкость разрыва.

Рис.2. Схема ГРП

I — нагнетание жидкости для разрыва; II — нагнетание жидкости с песком; III-нагнетание жидкости вдавливания. 1 — глины; 2 — нефтяной пласт

Метод гидропескоструйной перфорации (ГПП) основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. Струя жидкости с песком образует прорезь в обсадной колонне, в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне труб с помощью того же наземного оборудования, что и для гидравлического разрыва пласта.

Рис.3. Схема ГПП

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия образуются новые и расширяются старые трещины и происходит очистка призабойной зоны. В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.

Один из вариантов импульсно-ударного воздействия на пласт — разрыв его пороховыми газами — основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. Рекомендуется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. При прогреве парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность.

Производство взрыва в скважине называют торпедированием, а предназначенный для взрыва заряд взрывчатых веществ — торпедой. Различают торпеды фугасные (ненаправленного действия) и кумулятивные (взрыв направлен по горизонтали или вертикали). Процесс торпедирования состоит в том, что заряженную взрывчатом веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся в радиальном направлении.

Какие методы пригодны для количественной оценки текущего коэфициента нефте- и газ о насыщения пород во вновь бурящихся скважинах? В скважинах, обсаженных диэлектрическими трубами? В скважинах, обсаженных стальными трубами?

Метод стандартных оценок

Наиболее старым и самым распространенным методом оценки является метод стандартных оценок. Руководитель заполняет специальную форму, оценивая отдельные аспекты работы сотрудника в течение аттестационного периода по стандартной шкале.

Данный метод отличается малыми издержками и общедоступностью. Руководителю не требуется ни специальной подготовки, ни значительных затрат времени или других ресурсов. Использование данного метода также обеспечивает единообразие аттестации всех сотрудников.

Однако метод стандартных оценок страдает рядом серьезных недостатков. Во-первых, аттестацию проводит один человек — руководитель, что предполагает высокую степень субъективности и односторонности оценки. Хотя он должен принимать во внимание только профессиональные качества сотрудника, на оценке могут отразиться личные взаимоотношения с подчиненным. Во-вторых, стандартная шкала не учитывает особенностей профессиональной деятельности каждого отдельного работника, что может повлиять на качество оценки.

Чтобы преодолеть эти недостатки, некоторые организации усовершенствовали метод стандартных оценок следующим образом: форма оценки заполняется не самим руководителем, а специалистом по управлению человеческими ресурсами. При использовании этого метода аттестации повышается степень объективности оценки за счет использования профессионального консультанта в данной области.

Сравнительные методы

При их использовании руководитель сравнивает работу одного сотрудника своего подразделения с результатами других. При ранжировании руководитель «выстраивает» своих сотрудников в условную цепочку — от лучшего к худшему по результатам работы за аттестационный период. При распределении все сотрудники классифицируются по группам — например, 10% лучших, 10% худших и т.д.

Вес (%)	Группы	Ф.И.О.
10 %	лучших работников
20 %	хороших работников
40 %	средних работников
20 %	отстающих работников
10 %	худших работников

Рис.1. Оценка с помощью метода распределения

Сравнительные методы являются очень простым способом оценки сотрудников. Их легко применять и понимать. Однако, эти методы слишком односторонни и приблизительны для того, чтобы сделанные с их помощью оценки применялись для целей развития персонала, профессионального обучения и т.д. Кроме того, сравнение сотрудников подразделения между собой является достаточно жесткой формой оценки, использование которой может повлечь за собой трения внутри подразделения, обиды, недоверие к руководителю. Поэтому применение методов сравнительных оценок относительно ограничено.

 

Контрольные вопросы к девятой теме

1. Какие задачи решают геофизические методы при контроле разработки месторождений нефти и газа?

 

При разработке месторождений полезных ископаемых, после того как выявлены пласты, определены их границы, условия залегания, производится подсчет запасов. При разработке месторождений возникают такие задачи:

1. Исследование процесса вытеснения нефти в пласте.

2. Изучение эксплуатационных характеристик пласта.

3. Изучение технического состояния скважины.

4. Исследование скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования.

В процессе разработки кондиция полезных ископаемых меняется и необходимо оценить их остаточное содержание. Важным является определение уровня ВНК, ГНК и ГВК. Правильная оценка этих уровней позволяет контролировать темп разработки и выбрать период необходимый для перевода скважины или геологического объекта в другой вид категории. В Западной Сибири важной является оценка состояния ствола скважины и техническое состояние эксплуатационной колонны и эксплуатационного объекта. Для решения этих задач применяется комплекс ГИС контроля за разработкой.

1. Локация муфт. Определяет места нарушений обсадной колонны, интервалы перфорации и позволяет привязать остальные виды исследований к длине обсадной колонны, выбрать интервал перфорации.

2. Гамма метод изучает естественную радиоактивность горных пород. Применяется для геологической привязки результатов исследований в эксплуатационных скважинах.

3. Термометрия производится с целью изучения теплового поля. Позволяет определить интервалы нарушений обсадной колонны, выявить интервалы перетоков флюидов. Для более точных исследований проводят многократные исследования сверхчувствительными термометрами при разных устьевых или забойных давлениях.

4. Притокометрия проводиться механическими и термокондуктивными притокомерами. Исследования проводят на различных режимах работы скважины. Т.о. определяются не только рабочие интервалы но и оценивается их производительность.

5. Барометрия позволяет непрерывно измерять изменение давления столба жидкости, находящегося в стволе скважины. Позволяет рассчитывать пластовое и устьевое давление.

6. Влогометрия — измерение диэлектрической проницаемости по стволу скважины. Позволяет наиболее точно определить состав флюида, а также определить состав жидкости в работающих интервалах.

7. Высокочастотная резистивиметрия производит измерение электрической удельной проводимости флюида, заполняющего ствол скважины. Является прекрасным дополнением для решения задач влагометрии.

8. Шумометрия измеряет акустические спектры шумов, возникающих в стволе скважины при эксплуатации скважинного оборудования или работающих пластов. Нефть или газ протекая через перфорационные отверстия излучают ультразвуковые колебания по частоте и характеру которых определяются интервалы и производительность.

9. Импульсный нейтрон нейтронный каротаж (ИННК) проводится с охватом всех перфорированных и неперфорированных нефтеносных и обводненных пластов в пределах разрабатываемых залежей проводится для определения положений ВНК, ГНК и ГВК, также используется для определения текущей нефтенасыщенности.

Список литературы

 

1. Стрельченко В. В. Геофизические исследования скважин: Учебник для ВУЗов, -М.: ООО « Недра — Бизнессцентр». 2008. 551с.

2. Сковородников И.Г., Геофизические исследования скважин, УГГУ, Екатеринбург, 2005.

3. Геофизика: учебник / Под ред. В. К. Хмелевского. М.: КДУ, 2007. 320 с.

4. Латышева М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. Учебное пособие. 2007, 327 с.

5. Золоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Комплексная интерпретация геофизических данных с целью оценки параметров коллекторов. Учебное пособие 2009, 148 с.

6. Золоева Г.М., Петров Л.М., Хохлова М.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Учебное пособие 2009, 180 с.

7. Г.М. Золоева, С.Б. Денисов, С.И. Билибин. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. Учебное пособие. 2-е изд., доп. и перераб. 2008. 212 с.

8. Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко. Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин. М.: Издательский Центр РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2011.

9. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов. Под ред. д.г.-м.н. В.М. Добрынина, к.т.н. Лазуткиной Н.Е. М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 400 с.

10. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учебник для вузов/Под ред. Каруса Е.В. М.: Недра, 1990. 398 с.;

11. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1987. 315 с.; Дахнов В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин: Учебник для вузов.М.: Недра, 1982, 448 с.

12. Геофизические исследования скважин (справочник мастера по промысловой геофизике). Под редакцией: проф. В.Г.Мартынова, доц. Н.Е.Лазуткиной, доц. М.С.Хохловой. Москва-Вологда: Издательство «Инфра-Инженерия», 2009, 960 стр., ил. 243, табл.96.