Геофизические исследования скважин. Преподаватель кафедры ГНГ Черных Ирина

Преподаватель кафедры ГНГ
Черных Ирина Александровна

пород.
Электрические, радиоактивные, акустические
и другие свойства горных пород.

этапом разведки и разработки большинства месторождений полезных ископаемых является бурение

скважин. С помощью скважин происходит эксплуатация месторождений нефти, газа, воды, каменной соли.
При бурении каждой скважины необходимо изучить ее геологический разрез:
определить последовательность залегания и литолого-петрографическую характеристику вскрытых горных пород;
выявить в них наличие полезных ископаемых и оценить их содержание. Для этого в процессе бурения отбирают образцы горных пород (керн) и выносимые промывочной жидкостью (ПЖ) на устье скважины обломки пород (шлам). В нефтяных, газовых и гидрологических скважинах также проводят пробные испытания пластов.
Однако получаемая при этом информация не дает полного представления о геологическом разрезе скважины. При отборе керна свойства породы и насыщающей ее флюида несколько изменяются. Часть образцов во время разбуривания и подъема керна на поверхность разрушается (неполный вынос керна). Процент выноса керна из пористых пластов часто бывает очень малым. Это затрудняет оценку пород, пересеченных скважиной, по керну. В то же время отбор керна и испытания пластов приводит к увеличению времени проходки. Поэтому стремятся максимально сократить отбор керна и количество испытаний пластов.
Трудности, связанные с получением керна привели к созданию геофизических
методов исследования скважин, которые позволяют оперативно и достаточно
полно решать вышеперечисленные задачи.
Эти геофизические методы исследования скважин получили название каротаж.

измерении вдоль ствола скважины при помощи прибора какой-либо физической величины,

характеризующей свойства горных пород. Поэтому по его результатам можно получить представление о том, какие породы пройдены скважиной и каковы их особенности.
В зависимости от изучаемых физических или химических, свойств пород различают следующие виды каротажа: электрический, радиоактивный, акустический, магнитный, термический, газовый, механический и др.
Данные каротажа оказывают существенную помощь в оценке характера пройденных скважиной пород и последовательности их залегания, позволяют обнаруживать полезные ископаемые. Наиболее благоприятные результаты дает каротаж нефтяных и газовых скважин. В большинстве случаев по его данным удается выделить пласты, в которых могут быть встречены нефть или газ (коллекторы), получить предварительную оценку их возможной нефтегазоносности и наметить перспективные объекты для опробования и эксплуатации. Каротаж нефтяных и газовых скважин позволяет во многих случаях обходиться без отбора керна в процессе бурения.
В нефтяной и газовой промышленности бурение скважин производят не только для поисков и разведки месторождений углеводородного сырья, но и для их разработки. В целях изучения геологического разреза скважин, их технического состояния и контроля за режимом разработки месторождений в них проводятся геофизические исследования скважин (ГИС).
Комплекс ГИС, проводимый в скважине, называется
промысловой геофизикой.

данным заключается в определении последовательности и глубины залегания пластов горных

пород, их литолого-петрографических и коллекторских свойств, содержания в них полезных ископаемых и оценке степени их насыщения нефтью, газом или водой.
По данным ГИС определяются количественные параметры, необходимые для подсчета запасов нефти и газа:
эффективная мощность коллектора;
положение водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов;
коэффициент пористости Kп продуктивных пластов;
коэффициент нефтегазонасыщения Kнг коллекторов;
коэффициент вытеснения нефти Kвыт и др.
Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений включает в себя комплекс геофизических исследований в действующих скважинах, размещенных в пределах эксплуатируемой залежи. При проектировании и контроле разработки нефтегазовых месторождений методами ГИС решаются следующие задачи:
исследование процесса вытеснения нефти и газа в пластах коллекторах (в том числе определение начального положения и наблюдение за перемещением ВНК и ГЖК контактов);
изучение эксплуатационных характеристик пластов (в том числе проницаемости и глинистости);
установление состава флюидов в стволе скважины;
изучение технического состояния скважин (в том числе оценка качества цементирования обсадных колонн и выявление мест затрубной циркуляции флюидов и т. п.).

всех этапах их действия: бурения, перед вводом в эксплуатацию, в

процессе эксплуатации. Во время бурения инклинометром определяют искривление 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 также принято 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 исследованиями определяется тем, что для их выполнения применяется то же оборудование, что и при ГИС. В эксплуатационных и нагнетательных скважинах с открытым забоем с помощью пороховых генераторов давления и торпедирования производят разрыв пласта и тем самым повышают их отдачу или приемистость.
Поэтому ГИС в настоящее время являются неотъемлемой частью геологических, буровых и эксплуатационных работ, проводимых при разведке и разработке нефтегазовых месторождений.
Изучение разреза возможно производить путем отбора керна. Однако 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 (рис. 1).

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 исследований. Такие исследования, заменяющие частично или полностью отбор керна, названы, как было ранее отмечено каротажем. Их результаты изображаются в виде диаграммы изменения физических свойств пород вдоль скважин – каротажных диаграмм (планшеты).
Отбор керна осуществляется в основном на первых разведочных скважинах изучаемого месторождения и доводится до оптимального минимума, а в тех случаях, когда разрез месторождения хорошо изучен, бурение, как правило, ведется без отбора керна. Однако полный отказ от отбора керна нецелесообразен, т. к. данные о пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и других свойствах горных пород, полученных при анализе керна, являются исходными для обоснования количественной геологической интерпретации данных ГИС.

и материалов геофизических и гидродинамических исследований являются надежной основой эффективного

использования промысловой геофизики для подсчета запасов и разработки месторождений.
Итак, результаты каротажа дают возможность сделать геологическое описание разреза скважины, они являются исходными для изучения геологического строения всего месторождения и региона в целом, а также для подсчета запасов и проектирования рациональной системы разработки нефтегазовой залежи. Поэтому данные ГИС являются в настоящее время основными и служат для оценки коллекторских свойств пород и степени их насыщения нефтью, газом или водой.
И так: геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) осуществляются в пяти основных направлениях:
изучение геологических разрезов скважин;
изучение технического состояния стволов скважин;
контроль за разработкой месторождений;
прямые методы исследования скважин;
прострелочно-взрывные работы.
К отдельным направлениям можно отнести также методы по интенсификации добычи нефти и разработку технологий для исследований в горизонтальных скважинах.

исследования, как правило, проводятся в процессе бурения, т.е. в не

обсаженной части ствола скважин. При этом используется измерительная аппаратура различных модификаций электрических методов (БКЗ, БК, МК, БМК, ИК, ПС), радиоактивных (ГК, ГК-С, НГК, ННК, ГГК-П) термических, акустических, ядерно-магнитных и др.
В результате интерпретации полученной информации решаются следующие задачи:
геологическое расчленение разреза;
выделение коллекторов и изучение их свойств (пористость, глинистость, проницаемость и др.):
определение характера насыщения и количественная оценка насыщения.

При изучении технического состояния стволов скважин выполняются следующие виды исследований:
инклинометрия – определение искривления стволов скважин инклинометрами;
кавернометрия – установление фактического диаметра скважины при помощи каверномеров;
профилеметрия – определение профилей сечения стволов скважин и обсадных колонн;
цементометрия – определение высоты подъема, характера распределения и степени сцепления цементного камня с обсадной колонной и породой термическими, акустическими и радиоактивными методами;
определение местоположения башмаков обсадных колонн, центраторов, металлических предметов, оставленных при авариях в скважинах и др.

Контроль за разработкой месторождений нефти и газа предусматривает следующие определения:
местоположения водонефтяных и газонефтяных контактов и наблюдения за их продвижением;
дебитов в добывающих скважинах и расходов в нагнетательных;
профилей приемистости и профилей отдачи соответственно в нагнетательных и добывающих скважинах;
интервалов нефтеотдачи пластов и прорыва нагнетаемых вод, мест затрубной циркуляции жидкости (заколонных перетоков) и др.

скважин пластов трубными пластоиспытателями и испытателями пластов на кабеле;
отбор грунтов

сверлящими керноотборниками;
геохимические исследования.
Прострелочно-взрывные работы проводятся с целью вторичного вскрытия пластов кумулятивными перфораторами. Следует отметить, что в последние годы применяются и другие виды перфорации к которой можно отнести сверлящую и щелевую.
Взрывные методы (торпедирование) позволяют также ликвидировать аварии в скважинах, а также используются для целей интенсификации добычи нефти.
В отдельное направление следует выделить геофизические исследования и работы в горизонтальных скважинах, строительство которых в последние годы интенсивно нарастает. Исследования в горизонтальных скважинах решают практически те же задачи, которые уже были перечислены выше, но здесь имеются особенности, которые требуют разработки совершенных технологий доставки приборов к забоям горизонтальных скважин, а также принципиально новых геофизических приборов.

исследованиями нефтяных скважин принято считать термометрические исследования, выполненные в 1906

году инженером-нефтяником Д. В. Голубятниковым в скважинах Азербайджана и Дагестана. Считается, что эти измерения были первыми геофизическими скважинными исследованиями в мире. За 10 лет, до 1916 года было проведено 300 таких измерений.
По полученным данным впервые была установлена возможность использования термометрии для решения различных геологических и нефтепромысловых задач. В своей работе «Детальная геологическая карта Апшеронского полуострова. Биби-Эйбат. Ч.2. Геотермические наблюдения на Биби-Эйбат и в Сараханах». (Труды геологического комитета, нов. сер. вып. 141, Петроград, 1916), посвященной результатам опробования термометрии на месторождениях Апшеронского полуострова,Д.В. Голубятников писал: «Если бы удалось выявить температуру слоев, содержащих нефть, температуру пустых слоев и температуру притекающей к забоям воды, то тогда мы могли бы ответить на вопрос, откуда притекает нефть к забою скважины и, следовательно, могли бы решить академический вопрос, поднимается ли в настоящее время нефть по скважинам».

6 сентября 1927 года братьями Конрадом и Марселем Шлюмберже отмечалась памятная дата – день первого электрического зондирования скважины (электрический каротаж), которое заключалось в измерении кажущихся удельных сопротивлений. Впервые возможность использования электрических методов была доказана профессором К. Шлюмберже в 1912 году при изучении зависимости удельного сопротивления пород от глубины их залегания [1].

У нас в стране этот метод начал применятся с 1929 года по инициативе Голубятникова. К 1 октября 1930 года на месторождениях объединения «Грознефть» специалисты фирмы Шлюмберже провели 240 измерений в 101 скважине. Измерениями было охвачено 32004 м ствола скважин. Следует отметить, что первый электрический каротаж в США был выполнен 17. 08. 1929 в скважине, расположенной к северу от г. Санта-Барбара.

году в процессе исследовательских работ, проведенных нашими специалистами и с

привлечением сотрудников фирмы Шлюмберже в объединениях «Азнефть» и «Грознефть» был разработан метод потенциала собственной поляризации горных пород (ПС). В этом же году в России были разработаны первые инклинометры - приборы для определения угла и азимута направления ствола скважины.
В 1933-1934 годах группой исследователей (Г.В. Горшков, А.Г. Грамманов, В.А. Шпак) был предложен метод исследования скважин, использующий естественную радиоактивность горных пород (ГК) и создана первая аппаратура для таких исследований.
В 1934 году В.А. Шпак предложил метод магнитного каротажа (в нефтепромысловой геофизике этот метод не применяется). В эти же годы были разработаны основы газового каротажа (метод, который заключается в изучении газа, выделяющегося из промывочной жидкости) этот метод успешно опробован в 1934 году М. И. Бальзамовым.
В 1942 – 1947 годах А.И. Заборовским, Г.В. Горшковым и Л.С. Полаком был разработан и создан метод нейтрон-нейтронного каротажа (ННК), основанный на регистрации плотности тепловых нейтронной, а в 1947 году ими же был создан метод определения плотности горных пород - метод гамма-гамма каротажа (ГГК).
В 50-е годы Г.Г. Доллем (фирма Шлюмберже) были созданы новые эффективные модификации электрического каротажа (БК, ИК, МК). В СССР аппаратура трехэлектродного бокового каротажа была разработана в конце 50-х годов, а ее выпуск на Киевском заводе геофизического приборостроения начался в начале 60-х годов. В конце 50-х годов за рубежом был разработан метод акустического каротажа, у нас в стране он был разработан в 60-е годы (Д.В. Белоконь, П.А. Прямов), в эти же годы разработан метод индукционного каротажа (С.Г. Комаров, М.И. Плюснин).

году начаты работы по созданию метода ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). В

разработке принимали участие исследователи С.М. Аксельрод, В.М. Запорожец, В.Д. Неретин. Скважинная аппаратура метода ЯМК в естественном поле Земли и методическое обеспечение были созданы в середине 70-х годов. Аппаратура ЯМК в сильном поле земли была разработана значительно позже (середина 90-х годов) и широкого распространения до настоящего времени не получила.
На этом, практически, закончилась разработка основных методов каротажа для исследований открытого ствола скважин. В дальнейшем идет их совершенствование.
Каротажные станции.
В первые годы применения ГИС измерения проводились в отдельных точках скважины вручную при помощи электроразведочной аппаратуры (электроразведочный потенциометр и источники постоянного тока). Первые полевые регистраторы (потенциометры) для каротажа разработаны фирмой Шлюмберже и стали поступать в нашу страну с 1936 года. После получения разрешения на копирование этой аппаратуры с использованием отечественной элементной базы начался выпуск отечественных потенциометров ЭП-1. В результате на основе электромеханического и полуавтоматического преобразователей были сконструированы разборные установки, которые монтировались на устье скважины и обеспечивали регистрацию одного -двух параметров.
С 1947 года стали применяться полуавтоматические станции, в которых использовалась та же аппаратура, что и в разборных установках, но уже смонтирована в кузове автомобиля. Станции были сконструированы под руководством С.Г. Комарова и Л.И. Померанца. Привод лентопротяжного механизма регистратора от мерного ролика, установленного на устье скважины, осуществлялся с помощью дистанционной сельсинной передачи.

автоматизация процесса регистрации ГИС началась в начале 1950-х годов. В

результате работ больших коллективов институтов, заводов и производственных предприятий под общим руководством профессора С. Г. Комарова, в результате была создана первая отечественная станция АКС/Л-50 с фоторегистраторами ФР-3 и ФР-4. Через три года Московским заводом «Нефтеприбор» начат выпуск станции ОКС-52, которая позволяла производить работы на одножильном кабеле. В 1956 году станция получила название ОКС-56, которая после модернизации стала называться ОКС/Л-64. В эти же годы разработана автоматическая электрокаротажная станция АЭКС-900, а в начале 70-х годов была разработана лаборатория АКС/Л-7. Эта разработка стала основой для конструирования современных станций (лабораторий). Позже на ее базе были разработаны каротажные лаборатории типа ЛКС-7-АУ и ЛКС-7 ЦУ-05.
В 1975 году во ВНИИгеофизики была завершена разработка первой цифровой каротажной лаборатории ЛЦК-10 (И.К. Саркисов, Л.И. Померанц, Н.Н. Сохранив), которая была передана в серийное производство на Мытищенский завод геофизического приборостроения и выпускалась до 1985 года [2].
К этому времени за рубежом уже применялись программно-управляемые каротажные станции. К примеру, фирма «Шлюмберже в 1978 году уже имела в своем арсенале 40 программно-управляемых станций. Это направление стало стремительно развиваться и в СССР.
Первая такая лаборатория была создана во ВНИИгеофизике на базе ЭВМ «Электроника-60». Она успешно прошла испытания и послужила основой для более совершенных программно-управляемых станций на базе индустриального компьютера IBM-PC. Позже были созданы и другие лаборатории, в состав которых входили цифровые каротажные регистраторы типа НО-78 и «Триас».
Следует отметить, что к концу 80-х годов был создан целый ряд программно-управляемых каротажных станций, которые не были поставлены на серийное производство в связи с распадом СССР. В начале 90-х годов практически во всех предприятиях занимающихся разработкой геофизической аппаратуры началась разработка компьютеризированных геофизических комплексов. За короткое время было разработано большое количество таких комплексов, большинство и которых в модернизированных вариантах производятся и в настоящее время[2].

ГИС.
На современном этапе разработкой и производством скважинной аппаратуры для геофизических

исследований бурящихся скважин в России, в основном, занимаются три научно-производственных предприятия: НПП «Нефтегазгеофизика» (г. Тверь), НПФ «Геофизика» (г. Уфа) и Всероссийский научно-исследовательский институт геофизических исследований скважин (ВНИИГИС, г.Октябрьский).
Имеются также небольшие предприятия, которые ведут разработку и выпуск отдельных видов геофизических приборов. К ним можно отнести фирму «Кар-Сар» (г. Саратов), предприятие «Сэлка» (г.Краснодар).
Отдельно следует отметить производство скважинной аппаратуры на предприятии ЗАО «Тюменьпромгеофизика» (ТПГ), которое являясь сервисным подразделением, принадлежащим компании «Шлюмберже», имеет также в своем составе подразделения, разрабатывающие и производящие геофизические приборы и наземную технику для производства ГИС, как в бурящихся скважинах, так и при их эксплуатации. В отличие от самой компании «Шлюмберже», которая не продает скважинную аппаратуру, а оказывает только сервисные услуги, ТПГ предлагает к реализации свои приборы.
Рассматривая пути и направления совершенствования геофизических приборов, можно отметить, что эти направления указывают мировые лидеры геофизического сервиса – компании Шлюмберже, Бейкер Хьюз, Халибартон, Везерфорд, а также китайские компании и, в частности предприятие CPL (China petroleum logging), входящее в состав крупнейшей нефтяной компании CNPC (China national petroleum corporation).

ГИС.
Так для выполнения стандартного комплекса исследований в скважинах необходима аппаратура,

позволяющая выполнять измерения за одну спускоподъемную операцию. Такая аппаратура в последние годы разработана, в настоящее время совершенствуется и реализовывается в производственные предприятия. К таким разработкам можно отнести модульную аппаратуру МАГИС-2, которая за одну спускоподъемную операцию позволяет регистрировать: БКЗ, ПС, БК, резистивиметр, ИК, ГК, ННК (НГК), ГГК-П, инклинометр, АК, ДС и др. Аппаратура позволяет проводить исследования также с отдельными модулями с использованием блока телеметрии. Эффективно эксплуатируется в настоящее время ранее разработанная аппаратура К1-723 МИН. Она позволяет за один спуск регистрировать БКЗ, ПС, резистивиметр, ИК, БК, инклинометр, ГК.
Важным направлением в развитии геофизического приборостроения является разработка аппаратуры микро сканирующего электрического каротажа, позволяющей выявлять наличие трещиноватости и определять направление ее распространения. Разработка названной аппаратуры в России ведется предприятием ООО «Геофизтехника» (г. Саратов). В 2012 году произведен опытный образец аппаратуры и были произведены успешные испытания на месторождениях Пермского края. На этом же предприятии разработана модульная аппаратура аналогичная приборам МАГИС-2.
Отечественной геофизике требуются совершенные приборы для выполнения исследований в скважинах, заполненных непроводящими промывочными жидкостями – аппаратура диэлектрического и многозондового индукционного каротажа, позволяющая проводить измерения кажущихся удельных сопротивлений до 2000 омм и более. Необходимо наладить выпуск аппаратуры ядерно-магнитного каротажа в сильном поле.
Особое внимание необходимо уделять разработкам аппаратуры и технологий для проводки горизонтальных скважин и доставки приборов к забоям таких скважин. Западные компании для проводки горизонтальных скважин используют аппаратуру с гидравлическим каналом связи, т. е. передача информации производится по промывочной жидкости.

ГИС.

Отечественные разработки базируются на электромагнитном (гальваническом) способе передачи информации, который

имеет ограничения по глубине. Кроме того, наша аппаратура не позволяет производить каротаж во время бурения, определять геофизические параметры пород (пористость, гамма-активность, кажущееся удельное сопротивление и т. д.).
В тоже время в России имеются разработки, которых нет у ведущих мировых компаний. К таким разработкам можно отнести аппаратуру ЭМДС-Т (электромагнитная дефектоскопия сканирующая), для оценки технического состояния колонн скважин. Аппаратура разработана во ВНИИГИС и позволяет определять толщину стенки и наличие повреждений в обсадной колонне. В НПФ «Геофизика» для этих же целей и оценки вещества в затрубном пространстве выпускается аппаратура СГДТ (скважинный гамма - дефектомер толщиномер). Аппаратура электрического каротажа через обсадную колонну (ЭКОС) по своим техническим показателям превосходит аналоги западных компаний. Верхний диапазон измерений кажущихся удельных сопротивлений ЭКОС составляет 5000 Ом*м - у компании Шлюмберже всего 500 Ом*м. Разработана указанная аппаратура научно производственным предприятием геофизической техники «Геофизика» (г. Пятигорск).

Литература:
1. Джафаров К. И., Джафаров А. К. Электрические методы разведки полезных ископаемых в СССР. Интернет ресурсы: wwwwww.www.oilwww.oil-www.oil-industrywww.oil-industry.www.oil-industry.ru, 2012
2. Зайченко В. Ю. Страницы истории отечественного приборостроения в области геофизических исследований скважин (1917 – 1991 г. г.). Тверь: Изд-во АИС, 2006. 245с.

горных пород.

Горные породы в зависимости от условий их образования и

распространения обладают присущими им структурными и текстурными признаками. Они характеризуются определенным комплексом физических свойств – пористостью, проницаемостью, плотностью, упругостью, удельным электрическим сопротивлением, радиоактивностью и др. Наука, занимающаяся изучением физических свойств горных пород и установлением численной взаимосвязи различных параметров между собой, называется петрофизикой.

Пористость.
Под пористостью горной породы понимается совокупность пустот (пор) между частицами ее твердой фазы в абсолютно сухом состоянии. Пористость в основном определяет содержание в породах жидкостей и газов и является одним из основных параметров, характеризующих их коллекторские свойства. Поры горных пород могут быть различны по происхождению, форме, размерам и внутренней взаимосвязи. Формы и размеры отдельных пор, характер их распределения в породах и соотношение объема пор различных размеров, их взаимосвязь, извилистость и удельная внутренняя поверхность поровых каналов определяют структуру порового пространства породы.
По своей форме поры пород крайне разнообразны и могут быть близкими к ромбоидальным и тетраэдрическим, щелевидным, каверновидным, трещинновидным, каналовидным, ячеистым, пузырчатым и др. (рис. 1).
Рис.1. Породы с различными типами пористости.
Межзерновая пористость: а – с хорошо
отсортированными зернами;
б– с хорошо отсортированными зернами и
цементирующим веществом в промежутках
между ними; в – глинистый песчаник
с рассеянным глинистым материалом.
Пористость: г – трещинно-каверновая,
д –трещинная. 1 – зерна,
2 – глинистые частицы, 3 – цементирующий
материал, 4 – блоковая часть породы

условно подразделяются на сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные. К сверхкапиллярным относятся поры

радиусом 0,1 мм и более. Движение жидкостей и газов в них происходит под действием силы тяжести или напора по обычным для трубчатого канала законам гидродинамики. Капиллярные поры имеют просвет от 0,0002 до 0,1 мм. Движение жидкостей и газов в них осуществляется при участии капиллярных сил и возможно лишь тогда, когда силы тяжести и напора значи-тельно превосходят силы молекулярного взаимодействия между фильтрующимся флюидом и поверхностью канала фильтрации.
Размер субкапиллярных пор составляет менее 0,0002 мм. Вследствие малого расстояния между стенками субкапиллярных каналов жидкость в них находится в сфере действия молекулярных сил и при градиентах давлений, наблюдаемых в природе, перемещаться не может. Породы, имеющие в основном субкапиллярные поровые каналы, не являются коллекторами (глины, глинистые сланцы, сильноглинистые разности терригенных пород и др.). Трещинная пористость классифицируется по раскрытости трещин аналогично рассмотренной выше схеме. Трещины сверхкапиллярны,если ширина их раскрытости больше 0,25 мм, капиллярны при ширине от 0,0001 до 0,25 мм, субкапиллярны при ширине меньшей 0,0001 мм.
Иногда выделяются макротрещины и микротрещины. Первые имеют раскрытость более 0,1 мм, а вторые – от 0,01 до 0,1 мм.
Одна и та же порода может содержать поры различных размеров. Их соотношение и распределение по объему в кластических породах зависит от отсортированности, плотности укладки и формы породообразующих частиц. В практической работе поры горных пород по своей морфологии (форме и происхождению) принято делить на межзерновые (гранулярные), трещинные и каверновые.

пород и влияние на него различных факторов.
Поры горных пород

могут быть взаимосвязанными и изолированными. Первые соответствуют открытой,
а вторые – закрытой части порового пространства породы. Общая (абсолютная) пористость породы равна суммарному объему открытых и закрытых пор. Количественно пористость оценивается коэффициентом, численно равным отношению объема пор Vпор к объему образца породы Vобр, и выражается в долях единицы или процентах. Для оценки внутренней взаимосвязи пор используют:
– коэффициент общей пористости Kп = Vпор.общ / Vобр, где Vпор.общ – общий объем пор в образце породы;
– коэффициент открытой пористости Kп.о = Vпор.о / Vобр,где Vпор.о – объем открытых пор в образце породы;
– коэффициент закрытой пористости Kп.з = Vпор.з / Vобр, где Vпор.з – объем закрытых пор в образце породы.
Статистическая полезная емкость пород-коллекторов определяется объемом пор, которые могут быть заняты нефтью или газом. Величина этой пористости характеризуется коэффициентом эффективной пористости Kп.эф = (Vпор.о – Vпор.св)/ Vобр, или Kп.эф = (1 – Kв.св) Kп.о, где Vпор.св – объем порового пространства, занятый связанной водой; Kв.св – коэффициент связанной водонасыщенности. При подсчете запасов нефти и газа используется средневзвешенное значение коэффициента пористости, рассчитываемое по формуле



где Kпi, hi и Si – соответственно коэффициент пористости, мощность и площадь отдельных участков пласта-коллектора.

Для пород с жесткой связью частиц в определении общей

пористости Kп наряду с межзерновой первичной пористостью Kп.м значительную роль играют поры вторичного происхождения Kп.вт –трещины, каверны и другие пустоты выщелачивания. Коэффициент общей пористости в таких породах
Kп = Kп.м + (1 – Kп.м) Kп.вт, откуда коэффициент вторичной пористости
Kп.вт = (Kп – Kп.м) / (1 – Kп.м).
В зависимости от преобладающего типа пористости выделяют породы с межзерновой пористостью (поровые), трещиноватые, кавернозные или порово-кавернозно-трещиноватые (смешанные). Величина пористости обломочных пород зависит от формы и размера породообразующих частиц, степени их отсортированности, сцементированности и уплотненности. Породы с низкой пористостью (меньше 5 %) при отсутствии трещин и каверн обычно15 не являются промышленными коллекторами. Породы с пониженной пористостью характеризуются Kп = 5 – 10 %, со средней пористостью – 10–15 %, с повышенной – 15–20 %. Высокопористыми считаются породы с Kп > 20 %. Увеличение глинистого и другого по вещественному составу цементирующего материала снижает пористость пород.
Водонасыщенность и нефтегазонасыщенность.
Содержание воды в горных породах называется их влажностью, а способность пород удерживать в себе то или иное количество воды в определенных условиях – влагоемкостью. В естественных условиях поровое пространство пород-коллекторов может быть заполнено водой полностью или частично. В последнем случае оставшаяся его часть может быть заполнена нефтью или газом. Количественное содержание воды (нефти, газа) и ее состояниев породах существенно влияет на формирование ряда физических свойств и имеет большое значение при проведении электрических, нейтронных и других методов ГИС. Вода, содержащаяся в породах, в зависимости от характера ее взаимодействия с твердыми частицами имеет различное состояние и подразделяется на связанную и свободную. Содержание связанной воды в породах обусловлено химическими и физико-химическими (адсорбционными) процессами. В связи с этим различают химически связанную и адсорбционно связанную воду.

Содержание связанной воды определяется минеральным составом и степенью дисперсности

(удельной поверхностью) ее твердой фазы. Величина последней в значительной мере зависит от глинистости. В связи с этим для более глинистых пород характерно и большее содержание связанной воды. К свободной (подвижной или извлекаемой) воде относят воду, которая не подвержена действию адсорбционных сил и способна сравнительно легко передвигаться в порах и пустотах пород под действием гравитационных сил или напора. Содержание связанной воды в поровом пространстве пород оценивается коэффициентом связанной водонасыщенности:
Kв.св = Vв.св / Vпор,где Vв.св – объем связанной воды, соответствующий доле объема пор, занятого связанной водой; Vпор – общий объем пор породы.
Связанная и условно подвижная вода обусловливает остаточную водонасыщенность, характеризуемую коэффициентом остаточного водонасыщения Kв.ост. Количество подвижной (извлекаемой) воды оценивается коэффициентом подвижной водонасыщенности:
Kв.подв = Vв.подв / Vпор = 1 – Kв.ост,
а общее содержание воды в поровом пространстве – коэффициентом Kв водонасыщенности:

Kв= Vв / Vпор= Kв.подв+ Kв.ост= Kв.подв+ Kв.усл.подв+ Kв.св.

На практике часто содержание подвижной и условно подвижной воды рассматривается совместно и характеризуется коэффициентом эффективной водонасыщенности Kв.эф:

Kв.эф = Vв.эф / Vпор = 1 – Kв.св = Kв.подв + Kв.усл.подв.

пространстве пород-коллекторов наряду с водой может содержаться нефть и газ.

При этом количественное соотношение и характер распределения воды, нефти и газа в поровом пространстве может быть различным. Распределение нефти (газа) и воды в порах зависит от того, гидрофильна или гидрофобна порода.
Твердая фаза осадочных пород сложена в основном гидрофильными минералами, что обусловливает распространение в природе преимущественно гидрофильных коллекторов. В общем случае
Vн + Vг + Vв = Vпор;

Vн / Vпор + Vг / Vпор + Vв / Vпор = Kн + Kг + Kв = 1,

где Vн, Vг и Vв – доли объемов порового пространства, занятые соответственно нефтью, газом и водой; Kн, Kг и Kв – коэффициенты нефте-, газо- и водонасыщенности.
Нефть или газ, находящиеся в поровом пространстве породы, извлекаются лишь частично. В связи с этим различают коэффициенты извлекаемого и остаточного нефтенасыщения (газонасыщения), сумма которых равна Kн (Kг):
Kн = Kн.изв + Kн.ост .

В частном случае для гидрофильной нефтенасыщенной породы
Kн + Kв = Kн.изв + Kн.ост + Kв.подв + Kв.ост = 1.
Если поры нефтеносной породы не содержат свободноподвижной воды (Kв.подв = 0), что происходит чаще всего, то
Kн + Kв = Kн.изв + Kн.ост + Kв.ост = 1.

Глинистость горных пород.
Глинистость осадочных пород – это их свойство

содержать частицы с dэф < 0,01 мм (реже с dэф < 0,001 мм), т. к. частицы таких малых размеров особенно влияют на свойства осадочных пород. Глинистые частицы являются обломками глинистых минералов групп каолинита, монтмориллонита, гидрослюды (иллита), обломками кварца, полевых шпатов, слюдистых и тяжелых минералов и содержат примеси лимонита, гематита, карбонатов, сульфатов
(гипс), сульфидов (пирит, марказит) и других минералов. Размеры глинистых частиц, их адсорбционные свойства и способность к набуханию неодинаковы у различных по составу глинистых минералов. Свойство пород содержать совокупность глинистых частиц, занимающих пространство между более крупными зернами или разделяющую их между собой, называют рассеянной глинистостью, в противоположность глинистости слоистой – свойству пород иметь в своем составе тонкие прослои глин.
Свойство пород содержать различную массу Mс.гл (или объем Vс.гл) сухих глинистых частиц на их массу Мс (или объем Vс) в сухом состоянии оценивается удельной массовой глинистостью
kгл.м = Mс.гл / Мс (или удельной объемной kгл.м = Vс.гл / Vс). Отсюда



где δт, δс.гл и δс – плотности соответственно твердого, сухого глинистого компонентов породы и сухой породы. Удельная массовая глинистость осадочных пород изменяется от нескольких единиц до 90 % и более.
Степень заполнения пространства между песчано-алевритовыми, карбонатными или другими зернами глинистым материалом характеризуется величиной относительной глинистости ηгл –отношением объема Vс.гл сухого глинистого компонента к сумме объемов Vпор пор породы и Vс.гл сухого глинистого компонента.

Плотность горных пород.

Плотность δ – физическая величина, которая для

однородного вещества определяется его массой в единице объема. Для практических целей часто используют относительную плотность. Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4 ºС, для газов – по отношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (p = 101325 Па, Т = 0 ºС). Средняя плотность тел (в кг/м3) δ = М / V.
Плотность достаточно тесно связана с рядом физико-химических свойств горных пород и оказывает влияние на показания радиоактивных, акустических и других геофизических методов исследования скважин.Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности δ на ускорение свободного падения g. Следовательно, удельный вес является физико-химической характеристикой вещества, т. к. зависит от значений g.
Плотность твердой фазы δм пород зависит от плотностей составляющих ее минералов и их соотношения в единице объема этой фазы, которая может быть мономинеральной и полиминеральной. Предел изменений довольно широкий – от 1,5 до 5·103кг/м3 и более. В первом случае ее плотность совпадает с плотностью породообразующего минерала, во втором – определяется величиной средней взвешенной плотности минералов.
Жидкая фаза пород δн обычно бывает представлена пластовой водой или пластовой водой и нефтью. Плотность пластовых вод в свободном и рыхлосвязанном состояниях зависит в основном от химического состава, минерализации и температуры и изменяется в пределах (0,95–1,2)·103 кг/м3. Природные нефти характеризуются незначительным пределом изменения плотности. В нормальных условиях (р = 0,1 МПа, Т = 20 ºС) в зависимости от химического состава δн изменяется в пределах (0,7–1,06) 103 кг/м3. Повышенная плотность обычно свойственна окисленной нефти с высоким содержанием асфальтенов и смол.

Различие

плотностей нефти в пластовых и поверхностных условиях учитывается с помощью объемного коэффициента. Если жидкая фаза состоит из воды и нефти, то ее плотность рассчитывается как средняя взвешенная величина:
δж = δв Vв + δн Vн, где δв и δн – плотности воды и нефти; Vв и Vн – занимаемые водой и нефтью объемы в единице объема жидкой фазы.

Плотность природных газов δг в нормальных условиях зависит от их химического состава и обычно определяется отношением к плотности воздуха при тех же условиях. В отличие от твердой и жидкой фаз, δг существенно зависит от температуры и давления.
Плотность пород δп зависит от содержания в единице объема породы твердой Мм, жидкой Мж и газообразной Мг фаз и соответственно их плотностей δм, δж, δг. Плотности отдельных фаз определяются следующим образом:
δм = Мм / Vм; δж = Мж / Vж; δг = Мг / Vг.

Отсюда плотность породы
δп = Мп / Vп = (Мм + Мж + Мг) / Vп.

Проницаемость горных пород.
Свойство пород пропускать через себя жидкости, газы

и их смеси при перепаде давлений называется проницаемостью. Проницаемость является мерой фильтрационной проводимости породы.
Ее подразделяют на физическую (абсолютную), фазовую (эффективную) и относительную.
Физическая проницаемость соответствует проницаемости породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе, и количественно оценивается коэффициентом физической проницаемости Kпр.
В уравнении Дарси Kпр является коэффициентом пропорциональности между скоростью фильтрации Vф однородной жидкости (газа) и градиентом давления Δp / L:



где Δp – перепад давления (Па); L – длина пористой среды (м); μ – динамическая вязкость жидкости (газа) (Па⋅с); Q –объемный расход жидкости (газа) в единицу времени (м3/с) через сечение F (м2) пористой среды. Отсюда коэффициент проницаемости (м2)

Kпр = Q μ L / F Δ p.
За единицу проницаемости значением в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкости 1 Па⋅с составляет 1 м3/c. Физически эта единица измерения проницаемости характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. Практической единицей измерения проницаемости является Дарси (Д), равная 1,02⋅10-12 м2 ≈ 1 мкм2. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД).

Горные породы условно подразделяются на проницаемые, (с Kпр =

10,2⋅10–15 м2), полупроницаемые (с Kпр = 0,1–10,2⋅10–15 м2) и практически непроницаемые (с Kпр ≤ 0,1⋅10-15 м2). Физическая проницаемость коллекторов колеблется в широких пределах от 0,1⋅10 до 3⋅10–12 м2 и более. Наибольшее распространение имеют коллекторы с проницаемостью (0,2–1,02)⋅10–12 м2.Основным фактором, влияющим на коэффициент проницаемости пород, является структура их порового пространства, характеризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации.

Фазовая и относительная проницаемость. В нефтегазонасыщенных породах-коллекторах одновременно присутствуют две или три фазы (нефть–вода, газ–вода, газ–нефть–вода). Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями, проводить отдельно нефть, газ, воду называют
фазовой (эффективной) проницаемостью.
Последняя характеризуется своим (для каждого компонента смеси Kпр.в, Kпр.н и Kпр.г) коэффициентом проницаемости согласно формуле, но при этом в формулу подставляются соответствующие значения Q и μ.

Отношение фазовой проницаемости к физической называют относительной проницаемостью K΄пр.в = Kпр.в/Kпр; K΄пр.н = Kпр.н/Kпр;
K΄пр.г= Kпр.г/Kпр, ее выражают безразмерной величиной в долях единицы или процентах. Фазовая и относительная проницаемость зависят от характера насыщения порового пространства породы, а также от физико-химических свойств пористых сред и компонентов, насыщающих их смесей. Если часть пор занята какой-либо фазой, то совершенно очевидно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше.

акустические и другие свойства горных пород.


Удельное

электрическое сопротивление.
Свойство горных пород проводить электрический ток характеризуется их у дельной электропроводностью σ или величиной ей обратной – удельным электрическим сопротивлением ρ
ρ = 1 / σ = RS / L ,

где R – полное электрическое сопротивление образца породы (Ом);
S и L – площадь поперечного сечения (м2) и длина (м) образца.

Из формулы следует, что величина ρ измеряется в оммометрах.Удельное электрическое сопротивление в 1 Ом⋅м равно полному сопротивлению 1 м3 породы с основанием 1 м2 и высотой 1 м, измеренному перпендикулярно к плоскости куба. Удельное сопротивление горной породы определяется удельным сопротивлением твердой фазы, жидкостей и газов, насыщающих поровое пространство, их объемным
соотношением, характером распределения в породе и температурой. Удельное сопротивление твердой фазы пород зависит от ее минералогического состава и температуры. Минералы весьма разнообразны по своему удельному сопротивлению, которое изменяется в широких пределах (10-6–1015 Ом⋅м). Однако основные минералы, образующие скелетную часть твердой фазы осадочных пород (кварц, полевые шпаты, кальцит, слюды и др.), характеризуются удельным электрическим сопротивлением от 1010 до 1015 Ом⋅м и практически не проводят электрического тока. Присутствие в скелетной части твердой фазы полупроводящих минералов (графит, пирит, магнетит и др.) снижает ее удельное сопротивление в зависимости от их количественного содержания и характера распределения. В природных условиях содержание в осадочных породах минералов повышенной электропроводности невелико и, как правило, не приводит к существенному изменению удельного сопротивления скелетной части. В связи с этим ее ρ принято считать практически бесконечным.

акустические и другие свойства горных пород.

Пластовые поровые воды представляют собой растворы солей (электролиты) и относятся к классу ионных проводников. Их удельное сопротивление зависит от химического состава растворенных солей, концентрации и температуры. С увеличением общей концентрации солей удельное сопротивление растворов уменьшается. При этом электропроводность раствора приблизительно равна сумме электропроводностей, обусловленных каждой из солей в отдельности. В пластовых водах обычно преобладает содержание хлористого натрия, которое достигает 70–95 %. Если содержание других солей не превышает 10 %, то для практических целей удельное сопротивление пластовой воды оценивается по общей концентрации, приравненной к концентрации NaCl. Следует отметить, что удельное сопротивление водных растворов с увеличением температуры закономерно уменьшается. Для определения ρв обычно используется номограмма зависимости удельного сопротивления растворов NaCl от концентрации и температуры (рис. 3). Удельное сопротивление природных нефтей и газов во много раз превосходит удельное сопротивление пластовых вод и соизмеримо с ρ скелетной части твердой фазы пород. Практически электропроводность нефтей и газов принимается равной нулю.
Удельное сопротивление неглинистых пород.
Горные породы проводят электрический ток в основном за счет наличия в их поровом пространстве водных растворов солей. В связи с этим удельное сопротивление неглинистой породы ρвп гранулярного строения, поры которой полностью насыщены водой, зависит от ρв этой породы, ее количества и характера распределения в породе, определяемых соответственно коэффициентом пористости Kп и структурой порового пространства.
Для исключения влияния удельного сопротивления пластовой воды вместо ρвп для водонасыщенных пород принято рассматривать величинуРп = ρвп / ρв ,называемую относительным сопротивлением. Для чистых (неглинистых) пород Рп не зависит от удельного сопротивления насыщающих вод, а связано с величиной пористости и структурой порового пространства. В связи с этим его называют также параметром пористости.

акустические и другие свойства горных пород.

акустические и другие свойства горных пород.

В нефтегазонасыщенной породе нефть или

газ, частично замещая в поровом пространстве воду, повышают ее удельное сопротивление. В этих условиях ρнг зависит от содержания в ее порах нефти, газа и воды, характера их распространения в поровом пространстве, минерализации пластовой воды, пористости и структуры порового пространства и т. п. Для полного или частичного исключения этих факторов, влияющих на величину ρнг, вместо него рассматривают отношение
Рн = ρнг / ρвп > 1,
где ρнг – удельное сопротивление породы, поры которой заполнены нефтью (газом) и остаточной водой; ρвп – удельное сопротивление той же породы при условии 100%-ного заполнения ее пор водой. Величина Рн показывает, во сколько раз увеличивается удельное сопротивление породы, насыщенной нефтью или газом, при частичном заполнении ее пор водой, и называется коэффициентом увеличения сопротивления.
Для неглинистых пород Рн зависит не только от степени их насыщения водой, но и от характера распределения в поровом пространстве воды, нефти и газа. В связи с этим величина Рн часто называется параметром насыщения. Между Рн и Kв существует обратная степенная зависимость.
Так как Kв = 1–Kнг (где Kнг – коэффициент нефтегазонасыщенности), то
Kнг = 1 / ( 1 – Kнг )n
Удельное сопротивление глинистых пород. Для глинистой водонасыщенной породы пропорциональность между ее удельным сопротивлением ρвп.гл и удельным сопротивлением насыщающей воды ρв нарушается. Это связано с тем, что электропроводность такой породы определяется не только проводимостью воды, но и поверхностной проводимостью глинистых частиц, точнее, гидратационной пленки, покрывающей их поверхность. Поверхностная проводимость проявляется тем значительнее, чем выше глинистость породы и меньше минерализация насыщающей воды. Вследствие этого относительное сопротивление глинистых пород, в отличие от неглинистых, зависит не только от их пористости и структуры пор, но и от их глинистости и минерализации насыщающих вод. Относительное сопротивление глинистой породы, соответствующее насыщению высокоминерализованной водой, при которой поверхностная проводимость минимальна, называют предельным Рп.

акустические и другие свойства горных пород.

Удельное сопротивление пород с трещинной

и каверновой пористостью. Породы с трещинной и каверновой пористостью весьма разнообразны по составу и строению. Наряду с межзерновой (первичной) пористостью Kп.м значительную роль играют поры вторичного происхождения Kп.вт – трещины, каверны и другие пустоты выщелачивания. Каверны (изолированные и полуизолированные пустоты) заметного влияния на удельное сопротивление пород не оказывают. Наличие трещин, заполненных электролитом, вызывает существенное снижение сопротивления по сравнению со снижением сопротивления, обусловленным межзерновой пористостью такого же объема.
Электрохимическая активность.
Электрохимические процессы, протекающие в горных породах, вызывают их поляризацию. К ним относятся диффузионно-адсорбционные, фильтрационные, окислительно-восстановительные процессы и процессы, связанные с действием внешнего электрического поля. В зависимости от фактора, вызывающего поляризацию, различают диффузионно-адсорбционную, фильтрационную, окислительно-восстановительную и вызванную электрохимически активность пород.
Радиоактивность горных пород.
Под радиоактивностью понимают самопроизвольное превращение неустойчивых изотопов химических элементов в другие, более устойчивые, которое сопровождается выделением энергии с испусканием α-, β- и γ-лучей. Различают естественную и искусственно вызванную радиоактивность горных пород, результаты измерений которых широко используются для изучения геологических разрезов скважин. Самопроизвольное превращение одного изотопа в другой называется радиоактивным распадом . Естественная радиоактивность. В естественных радиоактивных превращениях основными видам распада являются: α- и β-распады, захват ядром электрона одной из оболочек атома, самопроизвольное деление некоторых тяжелых ядер и др. При распадах радиоактивных ядер и их переходах из более возбужденного энергетического состояния в менее возбужденное или основное возникает γ-излучение. Все виды радиоактивных излучений, попадая в материальную среду, испытывают в той или иной мере поглощение. Наибольшему поглощению подвержены α-лучи. Поток α-лучей почти полностью поглощается даже листом бумаги или слоем пород толщиной в несколько микронов.

акустические и другие свойства горных пород.

Поток β-лучей обладает большей проникающей способностью и полностью поглощается слоем алюминия толщиной 8мм или слоем породы в несколько миллиметров. γ-излучение представляет собой высокочастотное коротковолновое электромагнитное излучение, граничащее с жестким рентгеновским. Оно возникает в результате ядерных процессов и рассматривается как поток дискретных частиц γ-квантов; γ-лучи не отклоняются ни в электрическом, ни в магнитном поле. Благодаря своей высокой проникающей
способности γ-излучение имеет практическое значение при исследовании разрезов скважин.
Для количественной оценки радиоактивности пользуются соответствующими единицами измерений. Чаще всего на практике за такую единицу принимают весовую или объемную единицу эквивалентной концентрации радия по γ-излучению – г-эквивалент радия на 1 г породы (г-экв Ra/г). Такая единица соответствует концентрации радиоактивных элементов в горной породе, при которой возникает γ-излучение такой же интенсивности, как при распаде 1 г радия.
Радиоактивность пород в основном связана с содержанием в них таких радиоактивных элементов, как уран, торий, актиноуран, продуктов распада и изотопа калия 1940К. Кроме этих элементов, источниками радиоактивных излучений, составляющих меньшую долю, чем вышеназванные, являются изотопы рубидия, циркония, индия, лантана, самария, лютеция, рения, висмута и др. В литосфере известно более 200 минералов, в состав которых входит уран, торий, радий и калий. Радиоактивность горных пород зависит от радиоактивностей их твердой, жидкой и газообразной фаз. В большинстве случаев пластовые воды и нефти характеризуются незначительной радиоактивностью, а у природных углеводородных газов она практически равна нулю. Радиоактивность твердой фазы обусловлена наличием в ее составе собственно радиоактивных минералов и минералов, содержащих адсорбированные радиоактивные элементы. Обычно глинистая составляющая твердой фазы, особенно в кварцевых песчаниках и карбонатных породах, обладает значительно большей удельной радиоактивностью, чем ее собственно твердая фаза (скелетная часть). Поэтому для конкретных типов пород характерно наличие однозначной связи между их радиоактивностью и глинистостью, что широко используется при интерпретации результатов гамма-каротажа.

акустические и другие свойства горных пород.

Искусственная радиоактивность. Нейтронные свойства горных

пород (искусственная радиоактивность) связаны с радиоактивным распадом искусственных радиоактивных изотопов химических элементов, образующихся при облучении их элементарными частицами (электронами, протонами, нейтронами, γ-частицами и др.) в результате изменений в ядре, происходящих вследствие проникновения в него заряженной частицы или нейтрона.
Нейтроны, получаемые при помощи нейтронных источников, распространяются в окружающей среде и взаимодействуют с ядрами ее химических элементов. При этом наиболее существенными процессами являются рассеяние и поглощение (захват). Рассеяние нейтронов может быть упругим и неупругим. Сущность этого процесса состоит в изменении направления движения и уменьшении кинетической энергии нейтронов при их столкновении с ядрами элементов окружающей среды. При упругом рассеянии происходит перераспределение энергии между налетевшим нейтроном и неподвижным ядром в соответствии с их массами и углом рассеяния по принципу соударения упругих шаров. При неупругом рассеянии нейтрон сначала захватывается, а затем выбрасывается ядром, но уже с меньшей энергией и под некоторым углом к направлению начального движения. Ядро же, захватившее и потерявшее нейтрон, остается на некоторое время в возбужденном состоянии и затем возвращается в основное, испуская γ-квант.
Быстрые нейтроны, распространяясь в окружающей среде, в процессе неупругого и упругого рассеяний сравнительно быстро теряют свою энергию и скорость и превращаются в тепловые. Последние поглощаются ядрами вследствие реакции радиационного захвата с образованием на первой стадии составных ядер, которые затем переходят в основное состояние с испусканием γ-квантов. Распределение нейтронов в среде (породах), т. е. плотность нейтронов на различном расстоянии от источника, зависит от нейтронных свойств этих пород, в основном связанных с химическим составом последних. Для большинства горных пород поглощающие и замедляющие свойства определяются водородосодержанием: чем оно выше, тем быстрее убывает плотность нейтронов с удалением от источника.

акустические и другие свойства горных пород.

Вероятность той или иной реакции взаимодействия нейтронов с веществом количественно характеризуется нейтронным эффективным сечением, численное значение которого выражается в метрических единицах. Поэтому интенсивность поглощения тепловых нейтронов зависит от содержания в породах элементов с высоким эффективным сечением захвата, основным из которых в осадочных породах является хлор. Замедляющая и поглощающая способности горных пород определяют пространственное распределение нейтронов на различных стадиях их взаимодействия с породами, на изучении которого основаны нейтронные методы исследования скважин.

Упругие свойства горных пород
Компоненты горных пород – твердая фаза, жидкость и газы –обладают резко отличными упругими свойствами. В породе, на которую действуют внешние силы, стремящиеся к восстановлению ее начальной формы и размеров, величина последних сил, приходящаяся на единицу площади сечения тела, измеряемая в паскалях, называется напряжением, которое является векторной величиной, зависящей от действия внешних сил, внутренних свойств и формы образца породы. В зависимости от характера приложенных внешних сил образец породы может испытывать линейное, плоскостное и объемное напряженное состояние. Под воздействием внешних сил изменяются линейные размеры, объем или форма горной породы. Эти изменения называются деформацией. При увеличении напряжений можно наблюдать три вида деформации породы – упругую, пластическую и разрушающую. Для каждого из приложенных напряжений существует свой коэффициент пропорциональности между напряжениями и упругими деформациями, являющийся упругим параметром породы. Коэффициент пропорциональности между продольным (сжимающим или стягивающим) напряжением p и соответствующей ему относительной деформацией e называется модулем упругости или модулем Юнга Е:
p = E e.
Коэффициентом пропорциональности Ʈк между касательным напряжением и соответствующей деформацией сдвига εс является модуль сдвига G:
τк = G εс.

акустические и другие свойства горных пород.

При объемном напряженном состоянии породы, что соответствует действию всестороннего гидростатического давления, связь между величиной р и относительным изменением объема ΔV / V выражается через модуль всестороннего сжатия Kс или сжимаемость β


Связь между относительными продольными и поперечными деформациями сжатия (растяжения) устанавливается коэффициентом Пуассона ν:


где l1 и l2 – начальные продольный и поперечный размеры образца;
l1' и l2' – то же, при одностороннем сжатии, Δl1 = l1' – l1; Δl2 = l2' – l2; e1 = –Δl1/l1; e2 = Δl2/l2.

Скорость распространения упругих волн. Смещение одной частицы горной породы под действием внешних сил вызывает сдвиг других, более удаленных, а распространение упругой деформации происходит с определенной скоростью. Если на породу действуют кратковременные силы, то в ней возникают упругие колебания. Процесс последовательного распространения в породе деформаций (упругих колебаний) называется упругой волной. В зависимости от вида деформации в породе возникают различные типы волн,основными из которых являются продольные и поперечные. Продольные волны связаны с объемной деформацией среды, а их распространение представляет собой перемещение зон растяжения и сжатия, при котором частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, совпадающем с направлением распространения волны. Продольные волны распространяются в любой среде – твердых телах, жидкостях и газах, т. к. все вещества обладают сопротивлением объемному сжатию. Поперечные волны обусловлены деформациями сдвига в среде и присущи только твердым телам, т. к. в жидкостях и газах отсутствуют сопротивления сдвигу. Их распространение представляет собой перемещение зоны скольжения слоев среды относительно друг друга; частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в плоскости, перпендикулярной к направлению распространения волны

акустические и другие свойства горных пород.

Одним из важных кинематических параметров упругих волн является скорость их распространения Vп. Для идеально упругих изотропных горных пород скорости продольных Vp и поперечных Vs волн определяются по формулам:

где δп – плотность породы; Е и ν – соответственно модуль Юнга и коэффициент Пуассона.

Среднее значение скорости распространения волн в осадочных породах составляет 2500–4000 м/с. Основными факторами, влияющими на скорость распространения упругих колебаний в горных породах, являются: литолого-минералогический состав, поровое пространство, заполненное жидкостью, степень насыщения пор жидкостью или газом, степень цементации, текстурные и структурные особенности, разность горного и пластового давления (эффективное давление) и др. Скорость пробега продольной волны (интервальное время) в воде зависит от ее минерализации, температуры и давления и определяется на практике с помощью номограммы. Скорость распространения упругих волн в нефти и газе меньше, чем в воде, так как сжимаемость углеводородов больше, чем сжимаемость воды. На величину скорости влияет также тип цемента.
Распространение упругих волн в горных породах сопровождается постепенным уменьшением их интенсивности по мере удаления от источника возбуждения. Уменьшение интенсивности в основном связано с поглощением части энергии упругих колебаний породой и превращением ее в тепловую вследствие взаимного трения частиц породы, совершающих колебательные движения; с рассеиванием акустической энергии и неоднородностями породы.

горных пород.

Другие физические свойства горных пород
Диэлектрическая проницаемость. Вещества, которые поляризуются

в электрическом поле и обладают очень малой электропроводностью (практически не проводят электрический ток), называются диэлектриками. Поляризуемость вещества характеризуется диэлектрической проницаемостью
ε = 1 + 4 π а,
где а – поляризуемость среды.
Абсолютная диэлектрическая проницаемость ε определяется соотношением D/E, показывающим, во сколько раз напряженность электрического поля Е в данном диэлектрике меньше напряженности поля индукции D в вакууме. Диэлектрическая проницаемость является одним из физических свойств горной породы и показывает, во сколько раз возрастает емкость конденсатора, если вместо вакуума между обкладками в качестве диэлектрика поместить данную породу. Она измеряется в фарадах на метр и определяется в виде произведения
ε = εотн ε0, где εотн – относительная диэлектрическая проницаемость, показывающая, во сколько раз абсолютная диэлектрическая проницаемость данной среды превышает абсолютную диэлектрическую проницаемость вакуума ε0. Вакуум обладает наименьшей диэлектрической проницаемостью, равной 10–9/36 π ≈ 8,85 10–12 Ф/м.
Диэлектрическая проницаемость горных пород зависит от их состава, содержания в них твердой, жидкой и газообразной фаз,а также от частоты поля и температуры. Значения εотн главных породообразующих минералов невелики (4–10), например в отличие от воды при 20 °С, для которой εотн достигает 80. Поэтому диэлектрическая проницаемость пород в большой степени зависит от их водонасыщенности. Для нефти εотн = 2–6, а для нефтенасыщенной породы – 6–10. Зависимость величины εотн от коэффициента водо- и нефтенасыщенности для пород-коллекторов очти линейно связана с ко-
эффициентом водонасыщенности Kв.

горных пород.

Магнитные свойства горных пород. Основными магнитными параметрами горных пород,

используемыми в геофизике, являются намагниченность I, магнитная восприимчивость χ и магнитная проницаемость μ.
Намагниченность характеризует магнитное состояние намагниченного тела и оценивается для однородного намагниченного тела как отношение магнитного момента Мм к единице его объема V:
I = Мм / V.
В случае неоднородного намагниченного тела I определяется для каждой точки (физически малого объема) и представляет средний магнитный момент единицы объема, равный геометрической сумме магнитных моментов отдельных атомов и молекул, заключенных в этом объеме. Единица намагниченности – 1 А/м, т. е. 1 м2 вещества обладает магнитным моментом в 1 А⋅м2. Магнитный момент – основная величина, характеризующая магнитные свойства вещества. Магнитным моментом определяются силы, действующие на тело во внешнем магнитном поле.
Магнитная восприимчивость определяет связь между магнитным моментом (намагниченностью) породы I и ее магнитным полем Н:
χ = I/H,
где χ – величина безразмерная; размерность Н – А/м. Различают объемную χ магнитную восприимчивость, отнесенную к единице объема, и удельную χ уд, рассчитанную на 1 кг вещества.
Магнитная проницаемость μ характеризует связь между магнитной индукцией В в породе и магнитным полем Н:
μ = В/ μо H,
где μо – коэффициент пропорциональности, принятый в качестве магнитной постоянной.

горных пород.

По величине магнитной восприимчивости горные породы подразделяются на четыре

группы: очень сильномагнитные, сильномагнитные, среднемагнитные и слабомагнитные. Осадочные породы обладают слабой магнитностью. Их магнитные свойства определяются содержанием частиц ферромагнитных минералов,сильных и темноцветных парамагнетиков и слабых парамагнитных и диамагнитных минералов. Для глинистых пород χ составляет (10–14) 10–3, для песчаников – (14–15) 10–3, а для гидрохимических и карбонатных пород – менее 6⋅10–3 А/м. Под действием магнитного поля Земли горные породы в период своего формирования способны намагничиваться и сохранять приобретенную (остаточную) намагниченность в последующие геологические эпохи. По величине и направлению остаточной намагниченности пород определяют магнитное поле, существовавшее в данной точке земной поверхности при образовании породы. На этом основывается палеомагнетизм – область знаний, занимающаяся изучением эволюции геомагнитного поля во времени.

Тепловые свойства горных пород.
Основными тепловыми свойствами горных пород являются теплопроводность λ или тепловое сопротивление породы ξ = 1/λ, теплоемкость или удельная теплоемкость с и температуропроводность породы a.Коэффициент теплопроводности характеризует способность горных пород к передаче тепла и численно показывает поток тепла в ваттах в единицу времени через породу сечением 1 м2, высотой 1 м при разности температур 1 К и выражается в ваттах на метр-кельвин. В промысловой геофизике обычно пользуются величиной обратной теплопроводности – тепловым сопротивлением породы ξ (в метр-кельвинах на ватт). Установлено, что тепловое сопротивление пород понижается с увеличением их плотности. Поэтому изверженные и метаморфи ческие породы имеют меньшее тепловое сопротивление, чем осадочные песчано-глинистые отложения. С глубиной плотность горных пород закономерно возрастает.

горных пород.

Тепловое сопротивление зависит от слоистости пород: в направлении, перпендикулярном

к напластованию, тепловое сопротивление выше, чем в направлении напластования.
Это явление известно под названием тепловой анизотропии. Понижение теплового сопротивления по напластованию связо но с циркуляцией вод в этом направлении и возникающим в результате дополнительным переносом тепла конвекцией. Свойство среды поглощать тепловую энергию при теплообмене оценивается удельной теплоемкостью (массовой См, объемной Сv). Под удельной теплоемкостью понимают количество тепла в джоулях, необходимое для нагрева 1 кг данного вещества на1 К, и выражают ее в джоулях на метр-кельвин. Изменение температуры различных пород при поглощении или отдаче ими тепла может происходить с различной скоростью. Эта скорость изменения температуры пород характеризуется комплексным параметром, называемым температуропроводностью.
Тепловые свойства основных породообразующих минералов изменяются незначительно. Несколько повышенным тепловым сопротивлением и пониженной теплопроводностью обладают глинистые минералы твердой фазы. Данные о тепловых свойствах горных пород широко используются при термических исследованиях бурящихся и эксплуатационных скважин и решении задач, связанных с разведкой и разработкой месторождений нефти и газа.

виды ГИС (гл.6)

методы исследования скважин
Электрический каротаж составляет основу комплекса геофизических исследований при

изучении разрезов скважин, бурящихся на нефть и газ. Во всех скважинах, выходящих из бурения, по всему стволу выполняют стандартный электрический каротаж для литологического и стратиграфического расчленения и взаимной корреляции разрезов скважин. В интервалах, перспективных на нефть и газ, проводят детальные электрические исследования.
Классификация электрометодов исследования скважин основана на характере происхождения изучаемого электромагнитного поля и его изменении во времени – на частоте. По происхождению методы электрометрии делятся на две большие группы – естественного и искусственного электромагнитного поля, а по частоте – на методы постоянного, квазипостоянного и переменного поля. Среди методов переменного поля различают низко- и высокочастотные.

Для изучения стационарных естественных электрических полей применяются методы потенциалов собственной поляризации
горных пород (ПС). Искусственные стационарные и квазистационарные электрические поля исследуются методами кажущегося
сопротивления (КС), микрозондирования (МЗ), сопротивления заземления (БК и МБК), методами регистрации тока (ТМ) и потен-циалов вызванной поляризации (ВП). Искусственные переменные электромагнитные поля изучаются индукционными (ИК), диэлектрическими (ДМ) и радиоволновыми методами.
Рис.

методы исследования скважин
Основы теории потенциала электрического поля
Для определения удельного сопротивления

горных пород в скважине используется источник тока, создающий в окружающей среде электрическое поле.

Электропроводность и удельное электрическое
сопротивление

Электропроводность горных пород не зависит от их минерального состава, т. к. удельное электрическое сопротивление основных породообразующих минералов (кварц, полевой шпат, ангидрит, галит) изменяется от 108 до 1015 Ом·м, что соответствует первоклассным изоляторам.

методы исследования скважин
Градиент-зонд. Пласт высокого сопротивления. На кривой КС такой

пласт отмечается асимметричным максимумом. При замерах подошвенным градиент-зондом кровля пласта соответствует минимальному сопротивлению, а подошва – максимальному. В действительности для реального зонда граница подошвы пласта фиксируется ниже максимума на половину расстояния между сближенными электродами. Тонкому пласту соответствует максимум со слабо выраженной асимметрией. Кровля его находится против точки наиболее крутого подъема кривой, а подошва – несколько ниже максимума. Ниже подошвы пласта на длину зонда наблюдается повышение сопротивления, вызванное экранным максимумом .

– 50 Омм)
±0,4 мсм (>50 Омм)
Затухание
0,1 – 500 Омм
±1,75%

(0,1 – 25 Омм)
±0,85 мсм (>25 Омм)
Вертикальное разрешение 8" (20 см) для 90% сигнала в проводимых пластах
Кривая сопротивления 400 MHz
Разность фаз
0,1 – 1000 Омм
±0,85% (0,1 – 25 Омм)
±0,8 мсм (>25 Омм)
Затухание 0,1 – 200 Омм
±4% (0,1 – 10 Омм)
±4 мсм (>10 Омм)

ПАРАМЕТРЫ «РЕЗИСТИВИМЕТРА» BAKER HUGNES

5

пластов
Характер насыщенности в ходе

глубинного оптического анализа пластовых флюидов
отбор глубинных проб пластовых флюидов
- гидродинамические характеристики пластов и дебиты скважин, при записи КВД/ИГ:

ГДК-ОПК (MDT)

15

80

1

2

объекта исследования.
Схема строения проницаемого пласта, вскрытого скважиной:
1 – коллектор; 2

– глинистая корка; А – стенка скважины; В – граница между зоной проникновения и неизменной частью пласта; h – толщина пласта; hгк– толщина глинистой корки; dс– диаметр скважины, D –
диаметр зоны проникновения, ρп, ρзп, ρпп, ρвм, ρгк, ρс– удельное сопротивление соответственно пласта, зоны проникновения, промытого пласта, вмещающей породы, глинистой корки и бурового раствора

Для водоносных и продуктивных коллекторов отношение ρпп/ρс контролируется в основном параметром пористости Рп. Это означает, что для реальных коллекторов при изменении пористости от 10 до 26 % удельное сопротивление промытой зоны пласта отличается от ρс в 8–100 раз.

объекта исследования.
Величина кажущегося удельного электрического сопротивления, определяющая форму кривой КС,

зависит от мощности пласта, типа и размера зонда, его положения относительно границ пласта. На рис. приведены кривые ГИС, полученные в результате экспериментальных и теоретических исследований для обычных зондов против однородных пластов ограниченной мощности и различного удельного сопротивления. Условно принято считать пласт мощным, если его размер превышает размеры зонда, если его толщина меньше или равна его размерам. Если удельное сопротивление пласта соответственно больше или меньше удельного сопротивления вмещающей среды, то пласт квалифицируется как пласт высокого или низкого сопротивления.

объекта исследования.
Градиент-зонд. Пласт высокого сопротивления. На кривой КС такой пласт

отмечается асимметричным максимумом. При замерах подошвенным градиент-зондом кровля пласта соответствует минимальному сопротивлению, а подошва – максимальному. В действительности для реального зонда граница подошвы пласта фиксируется ниже максимума на половину расстояния между сближенными электродами. Тонкому пласту соответствует максимум со слабо выраженной асимметрией. Кровля его находится против точки наиболее крутого подъема кривой, а подошва – несколько ниже максимума. Ниже подошвы пласта на длину зонда наблюдается повышение сопротивления, вызванное экранным максимумом .

сопротивлений. Определение границ и толщин пластов потенциал- и градиент-зондами.
Величина кажущегося

удельного электрического сопротивления, определяющая форму кривой КС, зависит от мощности пласта, типа и размера зонда, его положения относительно границ пласта. На рис. приведены кривые ГИС, полученные в результате экспериментальных и теоретических исследований для обычных зондов против однородных пластов ограниченной мощности и различного удельного сопротивления. словно принято считать пласт мощным, если его размер превышает размеры зонда, если его толщина меньше или равна его размерам. Если удельное сопротивление пласта соответственно больше или меньше удельного сопротивления вмещающей среды, то пласт квалифицируется как пласт высокого или низкого сопротивления.
Градиент-зонд. Пласт высокого сопротивления. На кривой КС такой пласт отмечается симметричным максимумом. При замерах подошвенным градиент-зондом кровля пласта соответствует минимальному сопротивлению, а подошва – максимальному. В действительности для реального зонда граница подошвы пласта фиксируется ниже максимума на половину расстояния между сближенными электродами. Тонкому пласту соответствует максимум со слабо выраженной асимметрией. Кровля его находится против точки наиболее крутого подъема кривой, а подошва – несколько ниже максимума. Ниже подошвы пласта на длину зонда наблюдается повышение сопротивления, вызванное экранным максимумом (рис. а, б).
Пласт низкого сопротивления. Мощный пласт фиксируется на кривой сопротивления асимметричным минимумом. При замерах подошвенным градиент-зондом кровля пласта приблизительно отмечается максимумом, а точнее – ниже него на половину расстояния между сближенными электродами, подошва – минимумом. Для тонких пластов подошва на кривой КС фиксируется по переходу кривой сопротивления от пониженных значений к максимальным (рис.в, г).
При измерениях кровельным градиент-зондом кривые сопротивления являются зеркальным отражением кривых, полученных подошвенным градиент-зондом. Определение границ пласта кровельным градиент-зондом производится по тем же правилам, что и в случае подошвенного, но с учетом обратного хода кривой.

сопротивлений. Определение границ и толщин пластов потенциал- и градиент-зондами.
Потенциал-зонд. Пласт

высокого сопротивления. Мощный пласт отмечается на кривой КС максимумом, симметричным относительно середины пласта. Его границы проводятся симметрично относительно максимума, кровля – на половину длины зонда выше точки перехода от плавного к более крутому подъему кривой, а подошва – на ту же величину ниже этой точки. Тонкий пласт высокого сопротивления фиксируется снижением сопротивления: некоторое повышение последнего наблюдается выше кровли и ниже подошвы пласта на расстояниях, равных половине длины зонда из-за экранных явлений (см. рис.13 б).
Пласт низкого сопротивления. Такой пласт на кривой кажущегося сопротивления отмечается минимумом, симметричным относительно середины пласта. Его границы проводятся по точкам перехода от крутого спада к плавному пониженному участку кривой с учетом того, что эти точки смещены относительно кровли
и подошвы на половину длины зонда. Таким образом, ширина минимума превышает толщину пласта на длину зонда. Выделение границ тонкого пласта малого сопротивления в этом случае затруднено (см. рис. 13г)

Рис. 14. Определение границ пластов
высокого удельного сопротивления по диаграммам КС.
Пласты: 1 – высокого сопротивления; 2 – низкого сопротивления; 3 – интервалы экранирования

сопротивлений. Определение границ и толщин пластов потенциал- и градиент-зондами.
Величина кажущегося

удельного электрического сопротивления, определяющая форму кривой КС, зависит от мощности пласта, типа и размера зонда, его положения относительно границ пласта. На рис. приведены кривые ГИС, полученные в результате экспериментальных и теоретических исследований для обычных зондов против однородных пластов ограниченной мощности и различного удельного сопротивления. словно принято считать пласт мощным, если его размер превышает размеры зонда, если его толщина меньше или равна его размерам. Если удельное сопротивление пласта соответственно больше или меньше удельного сопротивления вмещающей среды, то пласт квалифицируется как пласт высокого или низкого сопротивления.
Градиент-зонд. Пласт высокого сопротивления. На кривой КС такой пласт отмечается симметричным максимумом. При замерах подошвенным градиент-зондом кровля пласта соответствует минимальному сопротивлению, а подошва – максимальному. В действительности для реального зонда граница подошвы пласта фиксируется ниже максимума на половину расстояния между сближенными электродами. Тонкому пласту соответствует максимум со слабо выраженной асимметрией. Кровля его находится против точки наиболее крутого подъема кривой, а подошва – несколько ниже максимума. Ниже подошвы пласта на длину зонда наблюдается повышение сопротивления, вызванное экранным максимумом (рис. а, б).
Пласт низкого сопротивления. Мощный пласт фиксируется на кривой сопротивления асимметричным минимумом. При замерах подошвенным градиент-зондом кровля пласта приблизительно отмечается максимумом, а точнее – ниже него на половину расстояния между сближенными электродами, подошва – минимумом. Для тонких пластов подошва на кривой КС фиксируется по переходу кривой сопротивления от пониженных значений к максимальным (рис.в, г).
При измерениях кровельным градиент-зондом кривые сопротивления являются зеркальным отражением кривых, полученных подошвенным градиент-зондом. Определение границ пласта кровельным градиент-зондом производится по тем же правилам, что и в случае подошвенного, но с учетом обратного хода кривой.

каротаж.
Акустический каротаж (АК) основан на изучении характеристик упругих волн ультразвукового

и звукового диапазона в горных породах. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и воспринимаются приемниками, расположенными в той же скважине.
В естественном залегании горные породы практически являются упругими телами. Если в элементарном объеме некоторой упругой среды в течение короткого времени действует внешняя возбуждающаяся сила, в среде возникают напряжения, вызывающие относительное перемещение частиц. Это ведет к возникновению двух типов деформации: деформации объема (растяжения, сжатия) и деформации формы (сдвига).
Процесс последовательного распространения деформации называется упругой сейсмической волной, которая, распространяясь во все стороны, захватывает все более удаленные области. Поверхность, отделяющая в данный момент времени область среды,в которой уже возникло колебание частиц, от той, где колебания еще не наблюдаются, называется фронтом волны.
Линии, нормальные к волновым поверхностям, носят название лучей. В однородной среде лучи прямолинейны, а в неоднородной они имеют криволинейную форму. Распространение фронта волны изучается при помощи известного в геометрической сейсмике принципа Гюйгенса–Френеля, согласно которому каждая точка фронта рассматривается как источник элементарных волн, а понятие луча связывают с направлением переноса энергии волны. Различают два типа волн – продольные Р и поперечные S.

каротаж.
Продольная волна несет с собой только деформации объема. Распространение продольной

волны представляет собой перемещение зон растяжения и сжатия; частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, совпадающем с направлением распространения волны (рис. а).
Поперечная волна связана с деформацией формы; распространение ее сводится к скольжению слоев среды относительно друг друга;частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, перпендикулярном направлению распространения волны (рис.б). Поперечные волны могут существовать только в твердых телах.

Рис. Схема смещения частиц среды при распространении
продольных (а) и поперечных (б) волн

каротаж.
Если упругая волна достигает границы раздела двух сред с различными

упругими свойствами, часть энергии волны отражается – образуется отраженная волна, а часть проходит через границу – проходящая волна (рис. 38 и 39).
Отраженная волна возникает в том случае, если волновое сопротивление (произведение плотности на скорость) у одной среды больше, чем у другой. Волна, проходящая через границу раздела, изменяет свое направление – луч преломляется. Из законов геометрической сейсмики следует, что sin α / sin β = V1 / V2, где α – угол падения (угол луча падающей волны с перпендикуляром к границе раздела); β – угол преломления (угол луча проходящей волны с перпендикуляром к границе раздела; V1 и V2 – скорости распространения волны в средах I и II (см. рис. 38 и 39).

Рис. 38. Прохождение волны через границу двух сред (I и II)

Рис. 39. Прохождение волны через границу двух сред (а)
и распространение упругих волн от расположенного в скважине
импульсного сферического излучателя (б):
α – угол падения (угол между лучом падающей волны и перпендикуляром
к границе раздела); α' – угол отражения; β – угол преломления
(угол луча проходящей волны с перпендикуляром к границе раздела);
V1, V2 – скорости распространения волн в средах I и II; фронты волн
в последовательные моменты времени t1, t2, …, tn+2: 1 – падающей
(прямой) Р1; 2 – проходящей Р12; 3 – головной Р121;
4 – отраженной Р11; 5 – ось скважины

каротаж.
Акустический каротаж в основном варианте сводится к определению скорости распространения

упругих колебаний в пересеченных скважиной породах (АК по скорости); могут также определяться поглощающие свойства горных пород (АК по затуханию). Скорость распространения упругих волн в горных породах зависит от их минералогического состава, пористости и формы порового пространства и, следовательно, тесно связана с их литологическими и петрографическими свойствами.
Поглощающие свойства горных пород различаются еще больше, чем скорости распространения в них упругих волн, и зависят от геологического характера пород. Среди горных пород выделяются по большому ослаблению ими упругих колебаний газоносные, трещинные и кавернозные породы. Сильное влияние на затухание оказывает глинистость пород. Основным зондом, применяемым в АК, является трехэлементный (рис.), который состоит из возбуждающего упругий импульс излучателя И и двух расположенных на некотором расстоянии от него приемников П1 и П2, воспринимающих колебания.

Рис.40. Установка АК трехэлементного зонда:
И – излучатель; П1 и П2 – приемники; S – длина базы зонда

Вместо двух приемников П1 и П2 могут быть установлены два излучателя И1 и И2, т. е. излучатель соответственно заменяется приемником. При такой перемене мест излучателей и приемников
сущность зонда сохраняется. Расстояние между приемниками П1 и П2 является характерной величиной – базой S; длине зонда Lз соответствует расстояние от излучателя до ближайшего приемника.

каротаж.
В используемой при АК ультразвуковой установке излучатель посылает импульсы колебаний,

состоящие из трех-четырех периодов (6–8 фаз) с колокольной формой огибающей (рис.41 а). Как видно, в некоторый момент времени t0 частица приходит в движение. Первое отклонение ее от положения равновесия называют вступлением волны. Величину максимального отклонения называют амплитудой фаз волны; промежуток времени, разделяющий два соседних максимума или минимума, – видимым периодом волны Т. Преобладающей частотой волны является f = 1/Т. График колебаний (волновой картины), воспринимаемых приемниками, изображен на рис. 41, б. На графике отмечено первое вступление (1), колебания продольной головной волны Р121 (2), поперечной головной волны Р1S2Р1 (3) и прямой РП, идущей по промывочной жидкости, трудно разделимых.
Акустический каротаж по скорости основан на изучении скорости распространения упругих волн в горных породах, вскрываемых скважинами путем измерения интервального времени Δt = (t2 – t1)/S (мкс/м).
На рис. 40 дано схематическое изображение изломанного луча, по которому колебания от излучателя через породу приходятк приемникам (путь волны). Время пробега Δt упругой волны на единицу длины и ее скорость Vп определяются по разности времени вступления на втором и первом приемнике (t2 – t1).

Рис. 41. Волновая картина, полученная при записи упругих
колебаний приемниками трехэлементного зонда: а – график
колебаний продольной волны; б: I – запись ближним приемником; II – запись дальним приемником; III – марки времени (через 100 мкс); пластовая скорость распространения волны Vп = 2700 м/с; расстояние между излучателем и приемником 1,36 м; расстояние между приемниками 1,16 м; 1 – отметка импульса; 2 – первое вступление головной продольной волны; 3 –поперечные колебания и волна, идущая по промывочной жидкости

каротаж.
Часть пути от излучателя до приемника возбужденная волна проходит по

промывочной жидкости и глинистой корке. Эти отрезки пути одинаковы для каждого из приемников, вычитаются из времени вступления t2 и t1, что обеспечивает исключение влияния скважины при измерениях трехэлектродным зондом. Влияние скважины возможно лишь в том случае, когда в интервале между приемниками резко изменяется диаметр скважины.
Разность путей, проходимых волной от излучателя до первого и второго приемников, равняется длине отрезка П1П2, т. е. базе зонда S. Из этого следует, что скорость распространения упругой волны
Vп = S / (t2 – t1),
или время пробега на единицу длины в трехэлементном зонде
Δt = 1 / Vп = (t2 – t1)/ S .
Скорость распространения упругой волны в пласте Vп, определяемая при акустическом каротаже, называется пластовой, или интервальной, а Δt – интервальным временем пробега продольной волны.
Акустический каротаж по затуханию основан на изучении характеристик затухания упругих волн в породах, вскрываемых скважиной. Энергия упругой волны и амплитуда колебаний, наблюдаемых в той или иной точке, зависят от многих факторов – мощности излучателя, расстояния от него до данной точки и характера горных пород. В однородной среде при распространении волны со сферическим фронтом количество энергии, приходящейся на единицу объема, уменьшается пропорционально квадрату расстояния от рассматриваемой точки до излучателя; амплитуда колебаний уменьшается обратно пропорционально этому расстоянию.
При акустическом каротаже измеряется скорость распространения упругих волн в породе в интервале базы зонда. Породы, залегающие за пределами базы, не влияют на измеряемые величины.

каротаж.
На практике применяется трехэлементный зонд И20,5 И11,5П и эквивалентный ему

зонд П20,5П11,5И (расстояние между элементами выражено в метрах).

Рис. 43. Литологическое расчленение разреза и выделение коллектора-песчаника по кривым АК: 1 – карбонатные породы (доломит); 2 – песчаник; 3 – глина (аргиллит); 4 – коллектор

каротаж.
Данные АК в комплексе с другими геофизическими методами дают возможность

определить пористость пород; выделить гранулярные коллекторы (рис. 44) и зоны трещиноватости и кавернозности в карбонатном разрезе; уточнить литологию разреза; получить сведения о техническом состоянии скважин (высота подъема цементного кольца в затрубном пространстве и качество цементации скважин); вычислить средние и пластовые скорости распространения упругих колебаний, используемых при интерпретации данных сейсморазведки.

Рис. 44. Выделение гранулярных коллекторов в карбонатном разрезе (коллекторы заштрихованы)

Располагая диаграммами АК, можно сократить объем сейсморазведочных работ с целью выделения отражающих горизонтов и оценки качества отражений.

виды ГИС
6.1. Термометрия
Измерение температуры по стволу скважины производят в целях

изучения следующих явлений: естественного теплового поля Земли; местных (локальных) тепловых полей, наблюдаемых в скважине в процессе бурения и эксплуатации; искусственных тепловых полей, вызванных наличием в скважине промывочной жидкости и цементного раствора в затрубном пространстве. Результаты температурных измерений в скважине являются основой для изучения теплового поля Земли и находят широкое применение для решения ряда практических задач при бурении и эксплуатации скважин.
Применение термометрии скважин заключается в следующем.
Температурные измерения в скважине производят для решения как геологических задач, так и задач, связанных с изучением технического состояния скважин. Выбор способа измерения температурной кривой и масштаба ее регистрации определяется характером и детальностью решаемых задач. Измерение абсолютных значений температуры Т (в ºС) в функции глубины и времени (обычная термометрия) производится для решения следующих задач:
определения основных геотермических параметров (геотермического градиента, геотермической ступени и плотности теплового потока),
тепловой характеристики пород (теплопроводности или теплового сопротивления, температуропроводности),
изучения технического состояния скважин (высоты подъема цемента за колонной, наличия перетоков флюида в затрубном пространстве и мест его поступления в скважину,
выявления интервалов поглощения жидкости или ее поступления из пласта в скважину в процессе бурения). Термограммы регистрируются с точностью до 0,25–0,50 ºС.

виды ГИС
6.1. Термометрия
Для выявления небольших температурных аномалий, исчисляемых десятыми и

сотыми долями градуса, применяются методы высокочувствительной термометрии. Последняя эффективно используется при определении зон закачки газа в подземные газохранилища, глубины закачанного под давлением цемента, местоположения продуктивного пласта и газонефтяного контакта, мест потери циркуляции в бурящейся скважине, зон гидроразрыва и т. п. (рис. 45). Дальнейшее повышение чувствительности глубинных приборов даст возможность расширить круг задач, решаемых в нефтегазопромысловой геологии по температурным измерениям. Наиболее важными вопросами являются выделение пластов по их тепловым характеристикам и определение характера нефтегазонасыщенности.

виды ГИС
6.2. Магнитный и ядерно-магнитный каротаж
Для изучения геологического разреза скважин

и выделения в нем полезных ископаемых используются магнитные и ядерно-магнитные свойства горных пород.
Магнитный каротаж. Методы ГИС, основанные на изучении магнитных свойств пород, слагающих разрезы скважин, называют магнитным каротажем. Существуют две его модификации: каротаж по естественному магнитному полю и магнитной восприимчивости.
Каротаж по магнитному полю (скважинная магниторазведка) основан на изучении магнитных аномалий, связанных с магнитным полем Земли, которое в каждой точке пространства характеризуется вектором напряженности. Величина и направление этого вектора определяется тремя составляющими X, Y и Z, измерение которых может осуществляться с помощью трех взаимно перпендикулярных магниточувствительных датчиков, расположенных соответственно вдоль оси скважины (измерение Z), в вертикальной плоскости, проходящей через ось скважины (измерение Х) и в горизонтальной плоскости (измерение Y).
Каротаж по магнитному полю применяют для выявления намагниченных рудных тел в околоскважинном пространстве.
Каротаж магнитной восприимчивости пород основан на измерении этой величины и может осуществляться двумя разными способами: по изменению индуктивности соленоида и величине реактивной составляющей напряженности вторичного магнитного поля. Этот каротаж применяется для литологического расчленения разрезов скважин, их корреляции, выделения зон оруденения, определения содержания железа в магнетитовых рудах, получения данных при интерпретации аномалий магнитного поля, отмеченных при магниторазведке.

виды ГИС
6.2. Магнитный и ядерно-магнитный каротаж
Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК). ЯМК основан

на том, что ядра ряда элементов (водорода, фтора, алюминия, углеводорода-13 и др.) обладают собственным механическим моментом (спином) и магнитным моментом, оси которых совпадают. При помещении таких ядер в постоянное внешнее магнитное поле Н их магнитные моменты стремятся ориентироваться в направлении вектора данного поля, что ведет к возникновению ядерной намагниченности.
При снятии внешнего магнитного поля из-за беспорядочного теплового движения атомов и молекул вещества происходит разрушение приобретенной ядерной намагниченности. Если это происходит в присутствии остаточного магнитного поля, например поля Земли, ядра стремясь перемещаться вдоль этого поля, прецессируя вокруг него, подобно волчку, в поле силы тяжести, с частотой около 2 кГц (частотой Лармора), обусловленной напряженностью магнитного поля Земли (Нз ≈ 40 А/м) и гиромагнитными свойствами ядер.
Среди породообразующих элементов эффект ядерного магнетизма наиболее сильно выражен у водорода, поскольку ядрам атомов водорода свойственно наибольшее значение гиромагнитного отношения. Благодаря этому их присутствие удается установить в условиях скважины. Ядерный магнетизм всех других элементов слишком мал, чтобы его можно было использовать для изучения разрезов скважины. При исследовании горных пород можно учитывать только ядерную намагниченность протонов.
ЯМК основан на регистрации эффектов свободной прецессии ядер водорода. На основании интерпретации диаграмм ЯМК возможно решение следующих основных задач:
выделение коллекторов и оценка их коллекторских свойств;
оценка характера насыщения коллектора и перспективы получения нефти, газа или воды из пласта.

виды ГИС
6.2. Магнитный и ядерно-магнитный каротаж
На рис. 47 показан пример

использования диаграмм ЯМК в комплексе с кривыми других методов ГИС для выделения коллекторов и оценки их насыщенности. ЯМК предназначен для выделения пластов, содержащих подвижный флюид, определения их пористости и характера насыщения. Метод ЯМК используется также для разделения нефтеносных и битумизированных пород.
Для битумизированных пород эти значения очень малы. Ограничения метода ЯМК связаны с невозможностью измерения ССП в среде (в глинистом растворе, в породе с повышенной магнитной восприимчивостью, в породах с малой эффективной пористостью (1,5–2 %), в том числе в трещинных коллекторах. ЯМК применим при исследовании разрезов скважин, не обсаженных колонной.

Рис. 47. Выделение коллекторов по диаграмме ЯМК (в варианте ССП) в терригенном разрезе:
1 – коллектор; 2 – неколлектор; 3 – глина. Кривые U1, U2, U3 cоотвествуют временам t1, t2, t3 после начала прецессии

виды ГИС
6.3. Газовый и механический каротаж
Комплекс геохимических исследований скважин включает

газовый каротаж, применяемый в двух вариантах: в процессе бурения и после бурения.
Геолого-технические исследования скважин заключаются в сборе и обработке комплексной геологической, геохимической, геофизической и технологической информации. Основными объектами информации являются промывочная жидкость, шлам, параметры гидравлической и талевой системы буровой установки и др.

виды ГИС
6.4. Пластовая наклонометрия., скважинная инклинометрия
Пластовая наклонометрия служит для определения

элементов залегания пластов (угла падения α и азимута λ) по геофизическим измерениям в скважине. Определение элементов залегания пластов имеет важное значение для изучения геологического строения района. Данные о наклоне пласта необходимы для интерпретации материалов ГИС. Азимут и угол падения пластов определяют в скважине при помощи специального глубинного прибора – пластового наклономера.

Скважинная инклинометрия.
Причины и понятия искривления скважин
При составлении проектов на бурение скважин ствол скважины может закладываться вертикальным, наклонно направленным, а также иметь горизонтальное завершение. Однако по ряду причин геологического и технического характера скважины отклоняются от намеченного направления.
В искривлении скважин (отклонении оси скважины от вертикали) наблюдаются следующие закономерности:
- при очень пологом залегании пластов (угол падения до 8 градусов) не наблюдается каких либо преимущественных направлений искривления;
- при углах падения пластов в пределах 8 – 45 градусов преобладает направление отклонение от вертикали вверх по восстанию пластов, т. е. ствол скважины стремится занять положение, перпендикулярное к плоскости напластования; векторы смещения забоев направлены в области сводов положительных структур;
- при углах падения пластов более 60 градусов преобладает направление отклонения вниз по падению пластов, т. е. ось ствола скважины стремится занять положение, параллельное плоскости напластования.

виды ГИС
6.4. Скважинная инклинометрия
Данные по искривлению скважин нужны как при

технологических операциях (спуск обсадных труб, НКТ, глубинно насосного оборудования и т. п.) и при геологических построениях. К ним относятся вычисление глубины забоя, определение абсолютных отметок границ пластов, и их истинных мощностей. Например. При расчетах местоположения водонефтнефтяных контактов по каждой отдельной скважине и по площади их отметки приводятся к абсолютным глубинам, т. е. вычисляется глубина залегания с учетом альтитуды (высоты) ротора и кривизны ствола. При кустовом бурении очень важно контролировать местоположение забоя.
Положение оси скважины в пространстве на любой фиксированной глубине определяют зенитный угол Ө - угол между вертикалью и осью скважины и дирекционный угол δ. Вертикальное проложение (толщина пласта), а также вычисление абсолютных отметок можно определить как
h = li×cos Ө, где
li–длина интервала равная расстоянию между двумя точками замера hi и hi -1. (рис. 8.1)
Горизонтальная проекция Δl (смещение оси скважины от вертикали в пределах заданного интервала) рассчитывается по формуле
Δl = li sin Ө.
Вместо дирекционного угла, который отсчитывается по ходу часовой стрелки между направлением на географический север и касательной к горизонтальной проекции скважины, в основном, используют получаемый при измерениях магнитный азимут искривления α. Он определяется как угол между направлением на магнитный север и касательной к горизонтальной проекции скважины .

виды ГИС
6.4. Скважинная инклинометрия
Скважинные инклинометры
У подавляющего большинства современных инклинометров в

качестве датчиков для измерения зенитного угла и азимута в необсаженных стальной колонной скважинах используются соответственно акселерометры и феррозонды. Акселерометр представляет собой прибор для измерения линейных ускорений и может использоваться для получения информации о положении инклинометра относительно вертикали. Чувствительный элемент акселерометра – инерционная масса, перемещение которой ограничено пружинами. Схема простейшего акселерометра приведена на рис., из которого понятно, что чем больше кажущееся ускорение, тем сильнее деформируется пружина, изменяя показания прибора.

Конструкция акселерометра емкостного типа представляет собой плоский дифференциальный конденсатор, имеющий две неподвижные кремневые пластины и внутренний подвижный электрод также из кремния. На рис. приведена принципиальная схема устройства акселерометров фирмы Colibrybris (Швейцария), которые предлагается использовать в скважинных инклинометрах

виды ГИС
6.4. Скважинная инклинометрия
Конструкция акселерометра емкостного типа представляет собой плоский

дифференциальный конденсатор, имеющий две неподвижные кремневые пластины и внутренний подвижный электрод также из кремния. На рис. приведена принципиальная схема устройства акселерометров фирмы Colibrybris (Швейцария), которые предлагается использовать в скважинных инклинометрах

Для таких чувствительных элементов характерными показателями являются потенциально высокая термоустойчивость, стабильность метрологических характеристик во времени, отсутствие шумов и самонагрева. Принцип действия емкостного акселерометра основан на измерении разности емкостей между подвижным электродом и неподвижными пластинами. Центральная пластина обеспечивает упругий подвес измерительной массы, которая также является центральным электродом емкостного датчика. Все три пластины сплавляются вместе.

виды ГИС
6.4. Скважинная инклинометрия
Феррозондовый преобразователь магнитного поля или феррозонд предназначен

для измерения постоянных и медленно меняющихся магнитных полей и их градиентов. Феррозонд представляет собой ферромагнитный сердечник с распределенными вдоль него обмотками – обмотки возбуждения, питаемой переменным током и измерительной (сигнальной) катушки (одноэлементный зонд). Сердечник феррозонда выполняется из материалов с высокой магнитной проницаемостью - феррита или пермаллоя, который состоит из сплава никеля с железом. Работа феррозонда основана на том, что на обмотку возбуждения от специального генератора подается переменное напряжение частотой от 1 до 300 кГц.
Работа феррозонда основана на том, что на обмотку возбуждения от специального генератора подается переменное напряжение частотой от 1 до 300 кГц. При отсутствии измеряемого магнитного поля сердечник под действием переменного магнитного поля Нв, создаваемого током в катушке возбуждения, перемагничивается по симметричному циклу. Изменение магнитного поля, вызванное перемагничиванием сердечника по симметричной кривой, индуцирует в измерительной катушке ЭДС, изменяющуюся по гармоническому закону. Если одновременно на сердечник действует измеряемое постоянное или медленно меняющееся магнитное поле Н0, то кривая перемагничивания меняет свои размеры и форму и становится не симметричной. При этом изменяется величина и гармонический состав ЭДС в измерительной катушке. В частности, появляются четные гармонические составляющие ЭДС, величина которых пропорциональна напряженности измеряемого поля и которые отсутствуют при симметричном цикле перемагничивания.

виды ГИС
6.4. Скважинная инклинометрия

На рис. приведена схема дифференциального феррозонда с

разомкнутым сердечником, который состоит из сердечников с обмотками, соединенных так, что нечетные гармонические составляющие практически компенсируются. Тем самым упрощается измерительная аппаратура и повышается чувствительность феррозонда.
Феррозонд преобразует напряженность или индукцию магнитного поля в пропорциональный электрический сигнал. Возможность непосредственного преобразования параметров магнитного поля в электрический сигнал и отсутствие подвижных частей наряду с небольшими габаритами феррозондов, обусловили перспективность их использования в инклинометрах поскольку при этом значительно упрощается конструкция датчика азимута, обеспечивается возможность работы в условиях вибраций, повышается надежность датчика.

виды ГИС
6.4. Скважинная инклинометрия

Данный феррозонд может работать по принципу пик

типа и второй гармоники. Название дано по форме выходного сигнала третьей катушки. Принцип работы феррозонда состоит в следующем. Рассмотрим рисунок, на котором показано поведение феррозонда в отсутствие внешнего магнитного поля. На феррозонд подается переменное магнитное поле, под воздействием которого сердечник начинает насыщаться, в момент насыщения в катушке происходит резкий спад напряжения, во второй полупериод происходит такая же картина. Во второй катушке картина изменения ЭДС будет зеркальным отображением кривой с первой катушки. Напряжение в третьей катушке должно быть равно нулю

Работа феррозонда при отсутствии внешнего магнитного поля: 1, 2 и 3 изменения ЭДС в первой, второй и третьей катушках соответственно

На рисунке 8.6 на феррозонд действует внешнее магнитное поле (Т), направление которого показано стрелкой. В первый полупериод под действием внешнего магнитного поля ЭДС будет расти значительно быстрее, чем в предыдущем случае, насыщение произойдет раньше и спад будет глубже. Во второй полупериод в первой катушке внешнее магнитное поле будет тормозить насыщение, спад произойдет сильнее и незначительной амплитуды. На выходе получатся пики, амплитуда пика говорит о величине внешнего магнитного поля.
Феррозонд работает, если подается ЭДС питающая сердечник до насыщения.
При наличии постоянного магнитного поля напряженностью Н0 в измерительной обмотке наводится ЭДС второй гармоники, пропорциональная продольной составляющей измеряемого магнитного поля

Работа феррозонда при наличии внешнего магнитного поля

виды ГИС
6.4. Скважинная инклинометрия
Помимо рассмотренных однокомпонентных феррозондов известны двух- и

трехкомпонентные, позволяющие измерять соответственно две и три составляющие магнитного поля.
Датчик азимута в инклинометре представляет собой три ортогонально расположенных феррозонда. На выходе датчика присутствует аналоговый сигнал, величина которого пропорциональна углу поворота продольной оси прибора относительно магнитного меридиана Земли.
В конструкции инклинометра используются три жестко закрепленных феррозонда и три неподвижно закрепленных акселерометра, которые представляют собой блоки датчиков небольших размеров (рис. ).

Рис. Кинематическая схема измерительных датчиков инклинометра с феррозондами и акселерометрами: 1-корпус прибора; 2 – феррозонды; 3 – акселерометры
По аналогии с определением зенитного угла и угла поворота инклинометра, если выходные сигналы феррозондов обозначить, как ах1, ау1, аz1 и считать их соответствующим составляющим вектора напряженности магнитного поля можно определять и азимут.

эксплуатационных характеристик пласта;
изучение технического состояния скважин.

месторождений нефти и газа существенно отличаются от геофизических работ, проводимых

в поисковых и разведочных скважинах. Эти геофизические исследования образуют самостоятельное направление ГИС и проводятся в эксплуатационных скважинах, как добывающих, так и нагнетательных. Основная особенность этих исследований заключается в том, что они проводятся не в открытом стволе, а через обсадные трубы. Это обстоятельство требует применения специальных скважинных приборов, обладающих малым диаметром, специального комплекса геофизических исследований, учитывающего влияние окружающей среды на регистрируемые параметры, а также решения особого вида задач, включающих как оценку эксплуатационных характеристик пластов, так и технического состояния скважин в процессе их эксплуатации.

за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений выполняются в эксплуатационных скважинах,

обсаженных колонной. Эти методы получили широкое развитие с конца 60-х годов и выделились в самостоятельное направление геофизической службы. В настоящее время они составляют более 80% от общих объемов геофизических исследований нефтегазовых скважин.
Бурный рост потребления нефти, отсутствие естественного воспроизводства и ограниченность запасов ее на Земле вынуждают предпринимать энергичные усилия к более полному извлечению нефти из недр. В связи с этим в области разработки нефтяных месторождений стоят задачи:
- увеличить нефтеотдачу;
- повысить эффективность методов контроля параметров выработки нефтяных пластов.
Цель геофизического контроля — это получение информации о состоянии и изменениях, происходящих в продуктивных пластах в процессе их эксплуатации, с целью выбора обоснованной системы разработки залежей, регулирования темпа отбора флюидов, направленного на максимальное извлечение их из земных недр.
По своим задачам все геофизические исследования в обсаженных скважинах можно разделить на следующие группы:
- исследование процесса вытеснения нефти в пласте;
- изучение эксплуатационных характеристик пласта;
- изучение технического состояния скважин.

решаются следующие задачи:
Контроль за перемещением водонефтяного контакта (ВНК) и контуров

нефтеносности.
Контроль за продвижением фронта закачиваемых вод (ФЗВ).
Определение текущей и остаточной нефтенасыщенности.
Контроль за перемещением газонефтяного контакта (ГНК) и определение газонасыщенности пласта.
Контроль за перемещением ВНК и контуров нефтеносности осуществляется по комплекту следующих данных:
- по кривым электрического каротажа (БКЗ, БК, ИК, ди­электрический каротаж), полученным в контрольных необсаженных скважинах и дополнительных скважинах, пробуренных из числа резервных в процессе эксплуатации месторождения;
- по кривым радиоактивного (НГК, ННК) и ядерно-геофизического каротажа (ИНГК, С/О-каротаж, СГК);
- по результатам периодических исследований неперфориро­ванных пластов в эксплуатационных и контрольных обсаженных скважинах;
по материалам промысловых исследований и гидродинами­ческих расчетов на основании данных, включающих характер обводнения соседних эксплуатационных скважин, сопоставления их профилей притока во вре­мени, аналитические расчеты, произведенные на основе карт-изобар.
При внутриконтурном заводнении необходимо осуществлять контроль за продвижением фронта закачиваемых вод. Для решения этой задачи применяются тот же комплекс методов и методика исследований, что и при контроле за продвижением ВНК.

остаточной нефтенасыщенности разрабатываемого пласта в открытом стволе решается методами электрического

каротажа, методика интерпретации результатов которых не отличается от методики оценки первоначального коэффициента нефтенасыщенности.
В обсаженной скважине для минерализованных пластовых вод методом оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности является методика импульсного нейтронного каротажа. Оценка нефтенасыщенности по данным ИНГК и ИННК базируется на связи среднего времени жизни тепловых нейтронов с коллекторскими свойствами и нефтенасыщенностью исследуемых пород.
На характер зависимости существенное влияние оказывают минерализация пластовой воды, состав минерального скелета, глинистость, химический состав нефти. Влияние этих факторов должно быть учтено или исключено.
Наиболее универсальным методом для оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности является ИНГК в спектрометрическом варианте или иначе С/О-каротаж, позволяющий независимо от минерализации пластовых и закачиваемых вод проводить оценку нефтенасыщенности по соотношению содержания углерода в составе углеводородов (СnHm) и кислорода в составе воды (Н2О).
Контроль за продвижением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным:
- в неперфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов НГК, ННК-Т, ИННК, С/О-каротажа;
- в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;
- по промысловым данным.

дебит и приемистость, работающая толщина, давление, продуктивность и другие показатели.

Они являются важнейшими параметрами, которые необходимо контролировать в процессе разработки месторождений. При исследовании эксплуатационных характеристик продуктивного пласта решаются следующие задачи:
- определение интервалов притока и поглощения жидкости;
- определение профиля притока нефти, воды и газа в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
- выявление обводненных интервалов и установление причин обводнения;
- определение пластового давления и расчет коэффициента продуктивности;
- изучение состава и структуры потока жидкости по стволу скважины с целью определения интервалов и количества поступления нефти, газа и воды в скважину.
Данные задачи могут решаться при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае используется комплекс методов, включающий методы термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии, шумометрии, метод меченого вещества.

следующие задачи:
- общие, выполняемые во всех скважинах;
- специальные, которые проводят

только в скважинах, режим эксплуатации которых отличается от проектного или в которых возникли другие обоснованные предположения о нарушении целостности обсадной колонны и/или цементного кольца и, как следствие, герметичности затрубного пространства.
Общие исследования предназначены для оценки целостности и несущей способности обсадной колонны и герметичности затрубного пространства как основных элементов скважины, обеспечивающих ее работоспособность в соответствии с запланированными технологическими нагрузками и выполнение природоохранных задач. Они включают измерения:
- размеров и положения в разрезе отдельных элементов обсадной колонны: труб, муфт, патрубков, цементировочного башмака, центраторов, турбулизаторов, и соответствия положения этих элементов проектному и «мере труб»;
- толщин обсадных труб во вновь построенных и действующих скважинах;
- минимального и среднего проходного сечения труб;
- высоты подъема цементной смеси, степени заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с обсадной колонной и горными породами;
- наличия в цементе вертикальных каналов и интервалов вспученного (газонасыщенного цемента);
- глубины и протяженности интервалов перфорации.

к разрезу, локация муфт (ЛМ), акустическая цементометрия (АКЦ), гамма-гамма-цементометрия (ЦМ),

электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия, термометрия (Т).
Общие исследования проводят после спуска кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн по всей их длине.
Для выделения интервалов перфорации проводят гамма-каротаж (с целью привязки геофизических данных к глубине), локацию муфт и отверстий, термометрию. Термометрию необходимо проводить непосредственно после перфорации, так как с течением времени температурные аномалии расплываются.
Между выделенными группами геофизических исследований существует взаимосвязь. Так, изучению процесса вытеснения нефти в пласте должно предшествовать исследование эксплуатационных характеристик пласта, а последняя задача не может быть надежно решена без данных о техническом состоянии скважины. В связи с этим комплекс промыслово-геофизических работ в скважинах эксплуатационного фонда и их программа должны предусматривать решение всех трех задач в одном цикле исследований.

3. Исследование технического состояния скважин

для эксплуатационных скважин
Первые крупные исследования по контролю за разработкой нефтяных

месторождений с помощью геофизических методов были выполнены на месторождениях Урало-Поволжья. В дальнейшем методы геофизического контроля стали применяться при освоении нефтяных и нефтегазовых залежей других регионов, особенно крупных месторождений Западной Сибири. При этом накопленный опыт работы на Урало-Поволжье потребовал существенной корректировки при разработке месторождений, характеризующихся иными геологическими особенностями: минеральным составом пород-коллекторов и их фильтрационно-емкостными свойствами, минерализацией пластовых и нагнетаемых вод, типом залежей, термобарическими условиями залегания продуктивных пластов, физико-химическими свойствами нефтей. В связи с этим появилась необходимость в усовершенствовании ранее применяемых геофизических исследований и разработки как их модификаций, так и принципиально новых методов: спектрометрической импульсной радиометрии, высокочувствительной термометрии, широкополосной волновой акустики, высокочастотной электрометрии, дебитометрии, магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии, а также методик проведения исследования скважин и интерпретации промыслово-геофизических данных.

для эксплуатационных скважин
Геофизические исследования при контроле за разработкой месторождений существенно

отличаются от геофизических работ, проводимых в бурящихся необсаженных скважинах. Это обусловлено следующим:
- при контроле исследуются различные категории скважин при различных режимах их эксплуатации;
- используются различные технологии исследований;
каждая обсаженная скважина, как объект измерений, требует индивидуального подхода как к методике, так и к интерпретации полученных данных.
В отличие от обсаженных, исследования необсаженных скважин обычно проводятся в одинаковых геолого-технических условиях для всего месторождения в целом, что позволяет использовать единую методику интерпретации, адаптированную для конкретных условий.

для эксплуатационных скважин
Рассмотрим общие положения состояния залежи в ее первоначальном

виде.
Первоначально распределение углеводородов в нефтегазовой залежи подчиняется гравитационному закону, то есть определяется их плотностью. В соответствии с этим наиболее легкие углеводороды (газ) занимают наиболее высокую часть пласта, образуя газовую шапку. Под ней располагается нефтеносная часть залежи, а еще ниже – водоносная. При этом в продуктивных нефтяных пластах практически всех известных месторождений наряду с нефтью содержится и вода, оставшаяся там при формировании залежей.
Вода, присутствующая в нефтяных пластах, подразделяется на связанную и свободную (капиллярно-удержанную и подвижную). Сумма коэффициентов свободной Кв и связанной воды Ков в нефтяном пласте составляет коэффициент остаточной водонасыщенности Кво:
Кво=Кв+Ков.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта при этом определяется как
Кн=1-Кво.
В настоящее время разработка большинства месторождений ведется с поддержанием давления путем нагнетания воды. В процессе разработки нефтяной залежи происходят изменения в распределении нефти и воды различной минерализации внутри продуктивного пласта. При этом наблюдается многофазное насыщение продуктивных пластов: нефть (газ), пластовая вода, нагнетаемая вода. Минерализация нагнетаемой воды изменяется довольно в широких пределах, но для многих объектов она остается пресной.

для эксплуатационных скважин
В результате происходящих процессов закономерность в распределении флюидов

внутри продуктивного пласта нарушается. Эти процессы сопровождаются следующими явлениями:
- изменяется соотношение нефти и воды в поровом пространстве коллектора из-за появления свободной нагнетаемой воды;
- изменяется минерализация остаточной и свободной воды при нагнетании в пласт пресных вод;
- изменяется характер распределения остаточной воды в порах;
- на поверхности раздела твердых и жидких сред при нагнетании пресных вод более интенсивно протекают физико-химические процессы, связанные с набуханием глинистых минералов и формированием двойных электрических слоев;
- происходит колебание температуры пласта.
Основной объем геофизических исследований при контроле за разработкой выполняется в процессе работы скважины. Измерения при этом проводятся через насосно-компрессорные трубы или через межтрубное пространство между НКТ и обсадную колонну. С этой целью применяются специальные приборы малого диаметра в комплексе с дополнительным оборудованием устья скважины для спуска приборов без изменения гидродинамического режима скважины. Спуск приборов в скважины, эксплуатирующиеся фонтанным или компрессорным способами, а также в нагнетательные скважины производится через специальный лубрикатор с сальниковым уплотнением кабеля по фонтанным или лифтовым трубам. Часть исследований проводится с остановкой скважин после извлечения НКТ и оборудования. При этом используют обычные каротажные приборы и реже специализированную аппаратуру. 

перемещением ВНК и ГНК и оценка коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Контроль за

перемещением контактов осуществляется методами электрометрии, радиометрии, акустики и термометрии. В обсаженных скважинах ведущая роль при решении подобных задач принадлежит радиометрическим методам. В настоящее время для этих целей широко используется современный комплекс ядерно-геофизических методов, позволяющий решать задачу оценки флюидального состава коллектора на количественном уровне. Решение задач облегчается тем, что современные приборы имеют диаметр 25- 50 мм, что дает возможность проводить исследования через колонну НКТ или между штангами глубинного насоса и обсадной колонной
Контроль за продвижением контуров нефте- и газоносности предусматривает решение таких вопросов:
- приобщение и возврат на новые объекты эксплуатации;
- прогнозная характеристика новых объектов разработки по общему и фазовому объему притока;
- обоснованный выбор интервала перфорации нового объекта;
- оценка текущего положения межфлюидальных контактов и переходных зон;
- определение невыработанных интервалов пластов;
- оценка степени и характера заводнения пластов;
- площадной анализ и дифференциация участков залежи по степени выработанности запасов;
- мониторинг и оптимизация процесса разработки объектов;
- уточнение постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Электрические и электромагнитные методы
Разделение нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов

основано на большом различии в электрическом сопротивлении насыщающих их жидкостоей. Удельное электрическое сопротивление нефти очень велико – более 109 Омм, а пластовых вод – десятые и сотые доли Омм. Учитывая, что удельное электрическое сопротивление породообразующих минералов очень велико, то есть они практически являются непроводниками, сопротивление водонасыщенных пластов зависит от минерализации пластовых вод и величины емкостного пространства породы или их пористости. Сравнительно невысокие удельные электрические сопротивления нефтенасыщенных пластов обусловлены тем, что в поровом пространстве коллектора одновременно с нефтью всегда находится некоторое количество воды. Исходя из этого, первоначальное положение контура воды в необсаженных скважинах устанавливается достаточно уверенно по данным электрического каротажа. За водонефтяной контакт (ВНК) принимают некоторую условную поверхность, выше которой пласт отдает безводную нефть, а ниже до подошвы переходной зоны – нефть с водой. Границами переходной зоны являются: вверху – подошва зоны максимального нефтенасыщения коллектора (ρп=ρнп, Кн=max, Кв=min), внизу – зеркало воды, т.е. кровля водоносной части коллектора (ρп=ρвп, Кн=0, Кв=1).
Границу, расположенную в переходной зоне, выше которой при испытании получают промышленный приток нефти или нефти с водой, принимают за ВНК. Мощность коллектора, заключенную между ВНК и кровлей переходной зоны, включают в эффективную и учитывают при подсчете запасов.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Электрические и электромагнитные методы
На рис. 1 показана

отбивка ВНК по результатам электрических методов. Верхняя нефтенасыщенная часть пласта характеризуется высоким удельным электрическим сопротивлением (а,б, г, д) и низкой проводимостью (е), нижняя водонасыщенная – низким сопротивлением и высокой проводимостью.

Рис. 1. Определение ВНК по данным электрических методов.
1 - нефть. 2 - вода

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
При контроле за разработкой приходится иметь дело с

эксплуатационными скважинами, обсаженными стальными трубами, которые являются экраном для электрического тока и его магнитными полями. По этой причине электромагнитные измерения возможны только в одиничных бурящихся оценочных скважинах или в скважинах, закрепленных неметаллическими, например, стеклопластиковыми трубами.
Стеклопластиковая обсадка наблюдательных скважин позволяет с помощью высокочастотных методов индукционного каротажа различать нефтенасыщенные и водонасыщенные интервалы не только по их сопротивлению, но и по диэлектрической проницаемости ε, которая мало зависит от минерализации вод. Недостатком этого параметра является сильная зависимость ε от температуры.
Различие нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов основано на том, что вода имеет ε=80 ед., а нефть – от 4 до 8 ед., что служит основанием для использования высокочастотных методов индукционного каротажа для прослеживания ВНК в скважинах, обсаженных стеклопластиковой обсадкой

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Стационарные методы нейтронного каротажа
Основными методами контроля за положением

ВНК и ГНК в обса­женных скважинах являются методы нейтронного каротажа. Их преимуществом является то, что они могут использоваться в скважинах, обсаженных стальными колоннами. Физической основой использования нейтронных методов является то, что пластовые и закачиваемые воды часто обладают повышенным содержанием хлористых солей, а хлор обладает аномально высокой способностью захватывать тепловые нейтроны. Это дает возможность контролировать содержание в пластах воды и нефти по величине времени жизни тепловых нейтронов τ.
Наиболее благоприят­ными для применения нейтронного каротажа являются условия, при которых минерализация воды, вытесняющей нефть, и пористость пласта высокие, а минерализация связанной и обводняющей пласт воды одинаковы.
К стационарным нейтронным методам ГИС относятся методы нейтронного гамма-каротажа (НГК), нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННК-Т), выполняемых со стационарными источниками нейтронов. Исследования стационарными нейтронными методами рекомендуется проводить в районах с высокой минерализацией пластовых вод – 100-250 г/л.
Количественно различие регистрируемых в нефтеносных и водоносных пластах значений методов зависит от конструкции скважины и меняется в больших пределах. Это вносит ограничения в использование стационарных методов нейтронного каротажа и снижает эффективность его использования.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Возможность нейтронного каротажа по разделению нефте­носной и газоносной

частей пласта определяется их различием в объемном содержании водорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием во­дорода и меньшей плотностью, что приводит к повышению показа­ний НГК и НК-Т при измерениях с зондами, большими инверсион­ного, против газоносной части пласта. По этому признаку осуще­ствляется разделение газоносной и нефтеносной частей пласта и контроль за продвижением ГНК.
На рис. 2 показано положение ГВК по данным нейтронных методов. Расхождение показаний нейтронных методов указывает на процесс расформирования зоны проникновения, в результате чего процесс подступления газа к стенке скважины сопровождается повышением показаний метода при снижении водородосодержания газонасыщенного пласта по сравнению с водородосодержанием того же пласта, заполненного фильтратом бурового раствора в открытом стволе скважины.

Рис. 2. Определение положения ГВК по данным нейтронных методов.
Замеры: I - до расформирования, II - после расформирования зоны проникновения; 1 - газ, 2 - вода

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
На диаграммах НК в однородном пласте положение ГНК

устанавливается в точке начала роста показаний над уровнем по­казаний в заведомо нефтеносной части пласта. В неоднородном пласте положение ГНК может быть определено по результатам сравнения предыдущего и последующего измерений, если за время между измерениями произошло изменение положения ГНК. Сопо­ставление этих диаграмм позволяет по точке начала увеличения показаний на одной диаграмме относительно другой устанавли­вать положение ГНК как в момент последующего, так и в момент предыдущего измерения. Положение первоначального ГНК опре­деляется в неоднородном пласте по результатам сравнения двух измерений, выполненных после бурения, когда газ оттеснен от за­боя фильтратом промывочной жидкости, и после расформирования зоны проникновения.
Импульсные методы нейтронного каротажа
В условиях низкой минерализации пластовых вод, т. е. при эквивалентном содержании NaCl 0,3-2% объема породы (содер­жание NaCl в воде 15-100 г/л при kп=20%), контроль за положе­нием ВНК и ГНК возможен по результатам высокоточных определений нейтронных характеристик пластов по импульсному нейтронному каротажу (ИНГК, ИННК).
Импульсные нейтронные методы, в отличии от стационарных, выполняются аппаратурой с использованием генераторов нейтронов, которые работают в нестационарном режиме.
Эффективность импульсных модификаций выше за счет повышенной глубинности исследования скважин, снижения влияния диаметра скважины, толщины цементного кольца, состава промывочной жидкости и минерализации пластовых вод на показания методов.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Различия в показаниях ИНГК и ИННК против нефтеносной

и водоносной частей пласта в десятки раз больше, чем на диаграммах НГК и ННК. В высокопористых и однородных пластах этими методами возможно контролировать перемещение ВНК даже при относительно невысокой (30-35 г/л) минерализации пластовых вод. Поэтому в настоящее время стационарные методы практически везде заменяются импульсными.
Сущность импульсного нейтронного каротажа заключается в изучении нестационарных нейтронных полей, создаваемых генератором нейтронов. Пласты при этом облучаются импульсами нейтронов, следующими друг за другом через определенный промежуток времени, и через определенное время (время задержки) измеряется плотность нейтронов, то есть изучаются процессы взаимодействия излучения с веществом, характерным для данного времени жизни нейтронов. При достаточно большом времени задержки t плотность потока тепловых нейтронов N(t) изменяется по закону:
N(t)=Noe-t/τ=Noe-λt=Noe-νΣat
где τ – кажущееся время жизни тепловых нейтронов, λ – декремент затухания плотности потока излучения, Σа – макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов. Величина No – начальная плотность потока , зависит от длины зонда измерительной установки, пористости пласта, конструкции и заполнения скважины.
Для определения характера насыщенности пластов используются получаемые с помощью ИНК диффузионные параметры горных пород, важнейшими из которых являются время жизни тепловых нейтронов τ и макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов Σa.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Плотность тепловых нейтронов определяется через коэффициент диффузии D

и время жизни тепловых нейтронов τ. Проводя измерения на различных временах, т.е. меняя время задержки, появляется возможность раздельного измерения этих параметров. При этом коэффициент диффузии зависит от водородосодержания среды, а время жизни тепловых нейтронов и макроскопическое сечение поглощения нейтронов зависят от поглощающих свойств породы, главным образом от содержания хлора.
Параметр Σа находится в обратной зависимости от τ и зависит от различных условий флюидонасыщения в пласте определенного вещественного состава.
Этот параметр позволяет оценивать флюидальный состав коллекторов для двухфазного насыщения (углеводород-вода) при достаточном контрасте флюидов по минерализации (содержанию хлора). То есть эти данные позволяют разделять нефтенасыщенную часть пласта (флюид без содержания хлора) и водонасыщенную часть пласта, заполненную минерализованной водой (с хлором). Для пресных пластовых вод, не содержащих хлор, различий в значениях Σа не будет, то есть определяющим фактором является наличие хлора в пластовом флюиде.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
На рис.3 в колонках с показаниями ИННК отражено

повышение значений времени жизни тепловых нейтронов (t) при переходе от водонасыщенной части пласта к нефтенасыщенной.

Рис. 3 Использование ИННК для разделения нефте- и водонасыщенных пластов

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Количественная оценка нефтенасыщенности пород по данным ИНК, основанная

на контрасте нейтронно-поглощающих свойств водо- и углеводоросодержащего пласта, возможна, если минерализация пластовых вод превышает 50г/л NaCl, а пористость больше 10%. Двухзондовые модификации ИНК позволяют расширить число определяемых геофизических параметров, побавив к ним пористость и коэффициент диффузии. Применение малогабаритных приборов диаметром 42мм позволяет проводить исследования в насосно-компрессорных трубах при эксплуатации пласта.
Петрофизическое уравнение для ИНК можно в общем виде представитьтаким образом:
Σа =ΣVlΣаl+КпКвз Σаз+КпКвп Σап +КпКнΣан
 
где ΣVlΣаl – макроскопическое сечение твердой составляющей породы (скелета), Квз, Квп – составляющие Кв доли закачиваемой и пластовой вод, Σаз, Σап - соответствующие сечения поглощения этих вод, Кн – доля нефти в поровом пространстве, Σан – сечение поглощение нефти.
Петрофизическое уравнение для ИНК может включаться в систему петрофизических уравнений при комплексной интерпретации данных ГИС с целью определения компонентного состава и насыщенности пород. Как видно из этого уравнения, при определении нефтенасыщенности должны быть известны пористость и компонентный состав твердой составляющей породы, то есть скелета, и корректно заданы соответствующие им значения сечений поглощения нейтронов.
Процедура определения Кн при этом сводится к вычислению двух опорных параметров:
- - сечение нефтенасыщенной породы,
- - сечение водонасыщенной породы.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
С использованием этих параметров рассчитывается коэффициент нефтенасыщенности:
Аналогичную

процедуру можно применять при определении по данным ИНК газонасыщенности пород. При этом следует учитывать, что при низких пластовых давлениях (меньше 10МПа) сечение газа резко уменьшается, а точность определения Кг повышается, что позволяет снизить ограничения на метод по минерализации пластовых вод до 20-30 г/л NaCl.
Таким образом, литологически однородные пласты одинаковой пористостью, насыщенные нефтью и минерализованной водой, могут рассматриваться как среды с примерно одинаковым водородосодержанием, но с разным содержанием хлора в единице объема породы и, следовательно, с разными поглощающими свойствами. Так в породе с пористостью 20%, содержащей сильно минерализованную воду, среднее время жизни тепловых нейтронов τ составляет 90-110 мкс, при нефтесодержании – от 260 до 300 мкс. В однородном пласте с пористостью Кп отношение показаний ИННК против нефтеносной и водоносной частей пласта достигает 50 и более, а для стационарных методов такое отношение не превышает 2-3 раза. Что касается значений Σа , то показания метода будут выше в пластах с минерализованной водой, а для пресного флюида, в том числе для нефте- и газонасыщенных плаcтов они будут низкими.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Рис. 4. Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности по результатам

ИНГК в песчано-глинистом разрезе.

Рис. 5. Определение текущей нефтенасыщенности по данным ИНГК в карбонатном разрезе Волго-Уральской провинции.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
На рисунках 4 и 5 приведены примеры оценки

текущей нефтенасыщенности по результатам ИНГК с использованием нейтронных характеристик компонент песчано-глинистых и карбонатных пород и пластовых флюидов для разрезов с минерализованной пластовой водой. На фоне минерализованных пластовых вод, а также связанной воды глинистых минералов, которые характеризуются низкими значениями времени жизни тепловых нейтронов τ и, следовательно, высоким сечением поглощения ∑ (зоны красной закраски), нефть, как пресный флюид, напротив, отмечается высокими τ и низкими ∑ (зоны серой закраски). Это объясняется тем, что нефть не содержит в своем составе основного поглотителя тепловых нейтронов – хлора. Качественно водонасыщенные и нефтенасыщенные коллекторы можно разделить путем графического представления нейтронных характеристик по разрезу скважин, а количественная оценка выполняется по «коридорной» методике путем теоретических расчетов параметров ∑ для полного водо- и нефтенасыщения порового пространства коллекторов и сравнения с зарегистрированной кривой ∑, совмещенной в области водонасыщенных пород.
На рис. 4 результаты интерпретации указывают на частичное обводнение коллектора, на рис. 5 – определяется текущий ВНК с нижележащими водоносными пластами.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Углеродно-кислородный каротаж (С/О-каротаж)
Для месторождений нефти с низкой и

ультранизкой минерализацией пластовых вод, а также для эксплуатируемых месторождений нефти с закачкой в пласты пресной воды наиболее хорошие результаты по оценке текущей и остаточной нефтенасыщенности получают по данным углеродно-кислородного каротажа (СО-каротажа).
СО-каротаж реализуется с применением современной скважинной программно-управляемой аппаратуры с высокочастотным генератором нейтронов на 14МЭВ, быстрого канала регистрации и телеметрии, энергетического и временного анализа вторичных излучений различной физической природы /
Впервые метод СО-каротажа получил распространение за рубежом, затем в связи с развитием современной вычислительной техники аппаратура СО-каротажа была создана в России, в том числе и в ОАО НПП ВНИИГИС. Метод начал развиваться с конца 90-х годов, в настоящее время он широко используется в различных регионах страны и ближнего Зарубежья, особенно на месторождениях Западной Сибири, для которых пластовые воды характеризуются как высокой, так и низкой минерализацией, то есть являются пресными.
Определение нефтенасыщенности основано на оценке соотношения С/О, которое характеризует распространенность в породе углерода по отношению к кислороду. Этот параметр связан с содержанием в породе углеводородных соединений и не зависит от содержания хлора.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Для проведения С/О-каротажа используется аппаратура в модификации ИНГК-С.

Используемый в аппаратуре генератор нейтронов облучает скважину и горные породы кратковременными потоками быстрых, с энергией 14 МэВ нейтронов. Длительность вспышки составляет от 5 до 25 мкс. Интервал между вспышками – 100 мкс. После вспышки нейтронный поток прекращается до следующего цикла.
Нейтроны при взаимодействии с ядрами окружающей среды до своего поглощения испытывают ряд столкновений. Первые соударения являются неупругим рассеянием, при котором нейтрон теряет большую часть своей энергии, передавая ее рассеивающему ядру. Возврат ядра из возбужденного состояния сопровождается гамма-излучением неупругого рассеяния нейтронов (ГИНР), имеющим характерные энергетические линии для каждого элемента (рис. 6). Распределение по амплитуде электрических импульсов или линий называется спектром. Например, на ядрах углерода образуются гамма-кванты с энергией 4.43 МЭВ, на ядрах кислорода – с энергией 6,13 МЭВ.

Рис. 6. Пример спектра ГИНР в моделях песчаника пористостью 40%, насыщенного водой (синие линии) и дизельным топливом (красные линии).

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Имея различные энергии, линии углерода и кислорода можно

различить и выделить на спектрах. Аналогично можно выделить линии других основных элементов, входящих в состав горных пород.
После потери нейтроном на неупругих соударениях энергии примерно до 1 МЭВ последующие соударения представляют собой упругое рассеяние, при котором нейтроны постепенно теряют энергию, пока не замедлятся до тепловой энергии. Наибольшим сечением упругого рассеяния обладает водород и его присутствие в окружающей среде играет основную роль в процессе замедления. Упругое рассеяние не сопровождается гамма-излучением. Замедлившись до тепловой энергии, нейтроны захватываются ядрами. При этом наблюдается мгновенное гамма-излучение радиационного захвата (ГИРЗ). Каждому элементу характерен свой энергетический спектр ГИРЗ. По характерным линиям ГИРЗа выделяют водород, кремний, кальций, железо, натрий, калий, магний, хлор, бор (рис. 7). Из определяемых породообразующих элементов кислород составляет 47% от общей массы всех элементов, кремний – 29%, в сумме восемь элементов O, Si, Al, Fe, Ca, Na, K, Mg составляют 995 всей массы земной коры.  

Рис.7. Пример спектра ГИРЗ в моделях песчаника пористостью 40%, насыщенного водой (синие линии) и дизельным топливом (красные линии).

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Таким образом, анализ спектров ИНГКС при наличии соответствующего

интерпретационного обеспечения позволяет определять относительные содержания в породе основных элементов (O, Si, Fe, Ca, Mg, H, C) , составляющих минеральный скелет (матрицу) горных пород, и четырех основных элементов (O, H, C, Cl), образующих флюид порового пространства. По полученным данным появляется возможность оценивать не только нефтенасыщенность, но и характер насыщенности при многофазном заполнении (нефть, газ, вода пластовая, вода закачиваемая) порового пространства с разделением на фазовые составляющие, а также пористость и литологический состав горных пород.
При необходимом условии достаточной компенсации изменений пористости и литологии пласта с использованием отношения Ca/Si, которое учитывает содержание углерода в карбонатных породах (известняках и доломитах), отношение C/O прямо пропорционально зависит от массового содержания углерода в пласте и, соответственно, от нефтенасыщенности пласта. Из этого следует, что основными геофизическими параметрами СО-каротажа, использующимися при определении нефтенасыщенности пород, являются отношения скоростей счета в окнах С и О (параметр C/O) в спектре ГИНР и в окнах Ca и Si в спектре ГИРЗ (параметр Са/Si). Выбор этих параметров основан на различии вещественного состава углеводородов (CnHn) и воды (Н2О). Параметр С/О увеличивается с ростом массового содержания углерода (нефть, уголь, карбонаты, битум) и уменьшается с ростом массового содержания кислорода (увеличение пористости, песчанистости пластов). Параметры устойчивы к изменению минерализации воды. Для учета влияния пористости, песчанистости и карбонатности при интерпретации совместно рассматриваются параметры С/О и Са/Si. В водонасыщенных и глинистых пластах эти параметры совпадают, при нефтенасыщенности наблюдается превышение кривой С/О над кривой Са/Si, причем степень превышения связан с увеличением нефтенасыщенности пласта.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Количественную связь этих параметров с нефтенасыщенностью устанавливают с

помощью экспериментальных и теоретических исследований, основными из которых являются результаты измерений на моделях пород с известной литологией, пористостью, насыщением, а также измерения в реальных скважинных условиях. Палетка зависимости параметра С/О от коэффициентов пористости (Кп) и нефтенасыщенности (Кн) для пород различного литологического состава показана на рис. 8

Рис. 8. Пример зависимостей основного спектрального отношения C/O от пористости насыщенных пресной водой и нефтью кварцевого песчаника и известняка

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Относительно небольшая глубинность исследования (20-30 см) налагает определенные

ограничения при применении C/O-каротажа при решении различных задач. Для решения задачи определения текущей насыщенности пласта с минимальной погрешностью за счет условий измерения необходимо:
- отсутствие зоны проникновения бурового фильтрата и промывочной жидкости в исследуемые пласты,
- отсутствие изменения состава жидкости в скважине в интервале исследования.
Если решается задача определения остаточной насыщенности пласта в области исследования метода в открытом стволе скважины или перфорированном интервале, наличие зоны проникновения обязательно.
Основным результатом интерпретации данных C/O-каротажа является текущая насыщенность пласта. Для решения практических задач при количественном анализе данных ИНГКС необходима опорная информация в виде результатов ГИС открытого ствола и данные ИНК и СГК в обсаженном стволе. Величина коэффициента конечного вытеснения нефти может быть установлена по результатам применения С/О-каротажа. Коэффициент конечного вытеснения нефти определяется по формуле:
В=1 - Кно/Кн нач,
где Кн нач, Кно – коэффициенты начального и остаточного нефтенасыщения.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Примеры применения С/О-каротажа для решения задач контроля за

разработкой нефтегазовых месторождений в различных геологических условиях приведены на рис. 9-11.

На рисунке показан подъем ВНК в результате разработки пласта. Начальный ВНКнач. определен по данным электрических методов по открытому стволу скважины, ВНКтек. – определен в колонне по положительной аномалии превышения параметра С/О над параметром Ca/Si в прикровельной части пласта. В колонке оценки нефтенасыщенности приведены количественные расчеты КНнач. и КНтек., которые использованы для прогноза характера насыщения пласта.

Рис. 9. Результаты оценки текущей нефтенасыщенности (КНтек.) и отбивки ВНКтек. по данным С/О каротажа в песчано-глинистом разрезе.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Рис. 10. Определение текущей нефтенасыщенности (КНтек.) и отбивка

ВНК по данным С/О-каротажа в разрезе с битумонасыщенными глинистыми отложениями.

На рисунке по данным С/О-каротажа решена аналогичная задачи по отбивке текущего ВНК и оценке текущей нефтенасыщенности пласта в условиях наличия битумонасыщенных глинистых пород, которые также выделяются положительными аномалиями С/О-каротажа, но не являются коллекторами. Поэтому в колонке расчета коэффициента нефтенасыщенности предствлена кривая общего содержания углеводородов (Сугл.) и отдельно коэффициент текущей нефтенасыщенности (КНтек.) по С/О-каротажу. С использованием полученных результатов в колонке «Насыщение» показаны интервалы водонасыщенной, обводненной и нефтенасыщенной части коллектора

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Рис. 11. Результаты использования комплекса ядерно-геофизических методов для

оценки литологического состава и нефтенасыщенности в сложном сульфатно-карбонатном и терригенном разрезе

На рисунке представлены результаты С/О-каротажа в сложном геологическом разрезе, где, помимо оценки текущей нефтенасыщенности, решена задача определения литологического состава по элементному составу горных пород, полученному из спектров С/О-каротажа.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.




Гамма-каротаж (ГК) является одним из основных

методов современного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС). Он основан на измерении интенсивности естественного гамма-излучения горных пород, пересекаемых скважиной. Естественная гамма-активность горных пород определяется содержанием в них естественных радиоактивных элементов урана, тория и радиоактивным изотопом калия - K40. Спектрометрический гамма-каротаж (СГК), кроме суммарной интенсивности гамма-излучения пород, измеряет энергетическое распределение регистрируемых гамма-квантов и по спектрам гамма-излучения U, Th и K позволяет определять их удельные гамма-активности и концентрации (рис. 13).

Рис. 13. Энергетические спектры радиоактивных элементов урана (U), тория (Th) и калия (K)

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Спектрометрический гамма-каротаж применяют для решения следующих задач:
- выделения

в разрезах скважин местоположения полезных ископаемых, отличающихся повышенной или пониженной гамма-активностью;
- литологического расчленения и корреляции разрезов осадочных пород;
- выделения коллекторов;
- оценки глинистости пород;
- массовых поисков радиоактивного сырья;
- в обсаженных скважинах – для выявления радиогидрохимических аномалий, образующихся в процессе вытеснения нефти водой;
- увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.
Основанием для проведения СГК является то, что различные породы отличаются по содержанию естественных радиоактивных элементов и, соответственно, по удельной гамма-активности. В осадочных породах содержания ЕРЭ возрастают в следующем ряду пород: хемогенные, карбонаты, песчаник, глина. Вместе с тем геохимические особенности U, Th и K, их поведение в различных геологических процессах, закономерности накопления и распределения в геологических объектах существенно различны. Поэтому определение концентраций или удельной гамма-активности каждого из ЕРЭ в разрезе скважин вместо суммарной гамма-активности существенно расширяет информационные возможности ГК, повышает однозначность геологической интерпретации и ее эффективность при решении поисково-разведочных и нефтегазопромысловых задач.

коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.
Рис. 14. Выявление процессов обводнения с использованием методов

ядерной геофизики (СГК, ИНГК, С/О-каротажа)

На рисунке процесс обводнения отражается расхождением показаний первичного ГК и более позднего СГК в пласте, обводненность и низкая нефтенасыщенность которого подтверждена данными С/О-каротажа.
Наличие и величина аномалии учитываются при оценке текущих характеристик пласта, косвенно характеризуя динамику его эксплуатации.
Радиогидрохимический эффект проявляется в скважинах при вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается установившимся, если естественная радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10% выше интенсивности естественного гамма-поля. Однако этот эффект зависит от большого числа факторов и наблюдается не на всех месторождениях и даже не во всех скважинах одного месторождения.

необходимо осуществлять контроль за продвижением фронта закачиваемых вод. Для реше­ния

этой задачи применяются тот же комплекс методов и мето­дик исследований, что и при контроле за продвижением ВНК.
Методика интерпретации результатов исследований должна учитывать основные закономерности продвижения закачиваемых вод:
- в однородном пласте с хорошей вертикальной проницае­мостью наблюдается опережающее обводнение в подошвенной ча­сти и отставание в кровельной за счет проявления гравитацион­ных сил;
- в неоднородном по проницаемости пласте опережающее об­воднение наблюдается по наиболее проницаемым прослоям;
- по мере продвижения закачиваемых вод по нефтяному пла­сту происходит увеличение их минерализации за счет экстракции солей из нефти, в результате чего на фронте вытеснения образу­ется вал минерализованных вод, в которых содержание солей в ряде случаев выше, чем в реликтовых водах.
Кривая изменения декремента затухания плотности нейтро­нов в процессе выработки нефтяного пласта повторяет по форме кривую изменения содержания хлора в пласте и поэтому служит характеристикой, по которой можно судить об этапах процесса вытеснения нефти водой.

пластов,
определение их мощностей и дебита отдельных пластов и пропластков.
К эксплуатационным

характеристикам пласта относятся дебит и приемистость, работающая толщина, давление, продуктивность и другие показатели. Они являются важнейшими параметрами, которые необходимо контролировать в процессе разработки месторождений.

Дебитометрия и расходометрия скважин
Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе скважины, фиксируются глубинными расходомерами и дебитомерами. Расходомерами измеряют расходы воды, нагнетаемой в скважину, дебитомерами — притоки нефти, газа и их смеси с водой. Решение этих задач основано на данных потокометрии скважин.
К основным решаемым задачам относятся:
- выделение интервалов притока или приемистости в дейст­вующих скважинах;
- выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;
- распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интер­валами;
- получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.
Дебитомеры и расходомеры делятся на механические и термокондуктивные, по способу регистрации — автономные (регистрация сигналов осуществляется внутри прибора) и дистанционные (сигналы для регистрации передаются по линии связи на поверхность), по условиям измерений — на пакерные и беспакерные.

и дебита отдельных пластов и пропластков.
Расходомеры отличаются от дебитомеров диаметром

корпуса глубинного прибора: у расходомеров он больше, чем у дебитомеров. Это объясняется тем, что расходомеры предназначены для измерения больших объемов жидкости в нагнетательных скважинах – от 2000 до 5000м3/сут. Результаты дебитометрии дают возможность уточнить фильтрационные свойства пластов, выявить случаи несовершенства вскрытия коллекторов и снижения их проницаемости, контролировать продвижение подошвенных и законтурных вод. Измерения расходомерами и дебитомерами проводятся только в действующих скважинах. Зная диаметр колонны и скорость потока, можно пересчитать эти данные в величину притока (дебита) или расхода жидкости при закачке ее в пласт.
Различают дебитомеры и расходомеры с механическим датчиком (вертушка) и термокодуктивные. Измерительным элементом в механических дебитомерах является турбина или вертушка, которая при вращении приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют скорость вращения турбины. Объемную скорость потока измеряют в отдельных точках скважины. Частота вращения турбинки пропорциональна величине измеряемого дебита жидкости или газа. Чем выше дебит, тем больше импульсов тока в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверхность, преобразуется в пропорциональную ей величину напряжения, которая фиксируется регистрирующим прибором.
Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние – только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока через из измерительную камеру, в которую помещена турбинка (рис. 15).

и дебита отдельных пластов и пропластков.







Рис. 15. Устройство механических расходомеров:

а - с раскрывающимся пакером; б - с раскрывающейся вертушкой.

Работа термокондуктивных дебитомеров основана на эффекте охлаждения движущимся потоком жидкости омического датчика, нагреваемого электрическим током. Температура такого датчика и его электрическое сопротивление зависят от скорости потока. Фиксируя изменение сопротивления термодатчика, получают кривую термокондуктивной дебитометрии или расходометрии. По количеству отдаваемого тепла судят о линейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости. Интенсивность охлаждения датчика зависит от типа жидкости (нефть или вода), режима течения и других факторов, что затрудняет применение таких дебитомеров для количественных измерений. Поэтому термокондуктивные дебитомеры чаще используются как индикаторы притока. Однако метод более чувствительный в диапазоне низких дебитов (5-10 м3/сут). По своей конструкции термокондуктивные дебитомеры мало отличаются от термометра. Измерения им проводят как по точкам, так и непрерывно.

и дебита отдельных пластов и пропластков.
По результатам измерений механическими и

термокондуктивными дебитомерами или расходомерами можно получить профили притока (дебита) и приемистости флюида по мощности работающего пласта. Профиль притока или приемистости - это график зависимости количества жидкости, поступающей из пласта (или нагнетаемой в пласт) от глубины залегания работающих интервалов. Профили могут быть интегральными или дифференциальными. Интегральные профили строят по результатам измерений. Дифференциальная кривая строится из интегральной по разности величин дебитов жидкости в соседних точках.

В интервалах отсутствия притока, обычно ниже интервала перфорации, показания прибора равны нулю. В интервалах перфорации отмечается увеличение показаний, что связано с появлением притока. Если приток непостоянен, то показания дебитомера увеличиваются неравномерно, что обычно связано с неоднородностью коллектора по фильтрационным свойствам.

Определение профилей притока и приемистости по пластам и пропласткам имеет целью установить распределение добываемого и закачиваемого флюида по исследуемому горизонту.

и дебита отдельных пластов и пропластков.
Рис.16. Пример построения профиля притока:1-точечные

замеры;
2-интервалы перфорации

На рис. 16 показан пример построения дифференциальной и интегральной кривых для механической расходометрии. Крутому подъему интегральной кривой соответствует меньший дебит участка пласта, более пологому – больший дебит. Вертикальный ход кривой указывает на неизменность дебита, т.е. поступление флюида из данного участка пласта не происходит. Единицей измерения является дебит Q в м3/сут. Дифференциальная кривая характеризует удельный дебит, т.е. изменение дебита на единицу мощности пласта и имеет вид профиля притока или приемистости.

и дебита отдельных пластов и пропластков.
При исследовании многопластовой залежи, эксплуатируемой

одним фильтром, величины дебита нефти и расхода воды для каждого пласта в отдельности позволяют распределить накопленную добычу нефти и объем закачанной воды между совместно эксплуатируемыми пластами. Эти данные используются затем для анализа разработки: прогнозирования продвижения фронта закачиваемых вод, оценки текущего коэффициента нефтеотдачи раздельно по пластам и т.д.
Для количественной оценки дебита (или расхода жидкости) каждый прибор снабжается градуировочным графиком зависимости n=f(Q), где Q – дебит.
Результаты измерений контролируются сопоставлением суммарного дебита всех отдающих интервалов, определенного по кривой, и суммарного дебита, измеренного на поверхности в мернике. Расхождение не должно превышать 20%. выполаживанием (рис. 17).

При интерпретации интегральной кривой термокондуктивного расходомера участки с постоянными установившимися значениями ΔТу отвечают интервалам без притока. Наличие притока из какого-либо интервала разреза отмечается на кривой снижением регистрируемых показаний, т.е. уменьшением температуры резисторного датчика. Подошва отдающего интервала отмечается по началу спада кривой, кровля – по относительному минимуму кривой перед ее

Рис. 17. Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой термодебитомера.1 – работающие участки пласта; 2 – неработающие участки пласта; 3- профиль притока флюида; 4 – вода; 5 – нефть.

и дебита отдельных пластов и пропластков.
На рис. 18 приведен пример

использования в комплексе термокондуктивной и механической дебитометрии, результаты которых позволяет выделить работающие интервалы пласта внутри интервала перфорации. С использованием термометрии по величине аномалии определен тип флюида. В основе определения типа флюида лежит величина температурной аномалии, которая против верхнего интервала значительно больше, чем против нижнего. Величина температурной аномалии определяется дроссельным эффектом, который для нефти почти в 2 раза больше, чем для воды. Результаты указывают на то, что нижний интервал дает воду, верхний – нефть.
Исследования в действующих скважинах проводятся лишь при установившемся режиме работы скважины и надлежащем техническом ее состоянии (отсутствие затрубной циркуляции между пластами и притоков флюида вне интервалов перфорации).
Для более точной интерпретации дебитограмм и расходограмм необходимо иметь точные сведения о типе флюида в исследуемом интервале скважины, получаемые, например, резистивиметром, влагомером, плотномером, а также о дебите и составе жидкости, полученные путем замера на устье скважины.

Эти данные используются затем для анализа разработки: прогнозирования продвижения фронта закачиваемых вод, оценки текущего коэффициента нефтеотдачи раздельно по пластам и т.д.

1 – кривая, замеренная термокондуктивным дебитомером типа СТД; II – то же, механическим дебитомером; III, IV – термограммы, полученные в работающей и отсановленной скважине.
1 – нефть; 2 – нефть с водой; 3- вода; 4 – интервал перфорации.
Рис. 18. Выделение работающих интервалов пласта и определение типа флюидов по дебитометрии и термометрии.

и дебита отдельных пластов и пропластков.
Ограничения в использовании механической резистивиметрии

заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора скважине из-за наличия пакера или сужений.

Преимуществом прибора термокондуктивного является его повышенная чувствительность к небольшим притокам, безотказность, независимость результатов от содержания в жидкости твердых частиц. Более высокая чувствительность термокондуктивных дебитомеров (расходомеров) объясняется тем, что они не вносят гидродинамических сопротивлений в поток. Высокая проходимость в скважинах обусловлена отсутствием пакера. Также они не подвержены влиянию загрязняющих механических примесей и надежны в работе. Однако показания термокондуктивных дебитомеров (расходомеров) существенно зависят от состава смеси, протекающей по стволу скважины, поэтому термодебитограммы могут быть использованы для количественной интерпретации только при потоках однофазного флюида.

колонной (или переток) обычно связано с низким качеством цементирования. Причинами

этого может быть первоначальная неудачная заливка цемента или постепенное разрушение цементного камня в процессе эксплуатации скважины. При этом вода из пластов с большим давлением, расположенных выше или ниже интервалов перфорации, проходит через этот интервал перфорации в обсадную колонну и изливается на поверхность. В неперфорированных пластах переток за обсадной колонной может происходить из пласта с большим давлением в пласт с меньшим давлением. Выяснение причины обводнения (переток воды, перемещение ВНК в эксплуатируемом пласте) необходимо для обоснования ремонтных работ, а также для правильной интерпретации материалов ГИС при оценке характера насыщения пласта и уточнения местоположения ВНК и ГЖК.
Материалами для установления затрубной циркуляции служат:
-анализ химического состава воды;
- промысловые данные о динамике обводнения во времени и при изменении режима работы скважины;
- результаты цементометрии, выполненной перед вводом скважины в эксплуатацию;
- результаты анализа дебитограмм и термограмм, зарегистрированных до обводнения и после него;
- результаты закачки в скважину меченого вещества;
- термометрия скважин;
- радиогидрохимический метод;
- шумометрия.

скважину в результате затрубной циркуляции или негерметичности колонны являются быстрый

рост обводненности добываемой нефти, изменение степени обводненности при разных депрессиях на пласт, солевой состав воды в нефти, отличный от солевого состава закачиваемой воды, отсутствие интервала обводнения в перфорированной части пласта по данным импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГК), осолонение цементного камня в перемычках, прилежащих к пласту, или наличие радиогидрохимического эффекта в этом же интервале.
Признаками наличия затрубной циркуляции в нагнетательных скважинах являются быстрый рост приемистости скважины без увеличения давления в пласте, наличие дефектов в цементном камне и обсадной колонне, в перемычках между перфорированными и неперфорированными пластами, образование принимающих участков вне интервала перфорации.

циркуляции является термометрия. Определение затрубной циркуляции с помощью метода термометрии

основано на изучении теплообмена между скважинной жидкостью и флюидами, циркулирующими в затрубном пространстве. Признаком затрубной циркуляции флюидов по результатам термометрии является аномальное поведение термограмм на участке между сообщающимися пластами.
Уровень температуры на участке затрубной циркуляции вод устанавливается сравнительно постоянным. Появление аномалий обусловлено, во-первых, различием естественной температуры флюидов, и, во-вторых, дроссельным эффектом.
Применение термометрии для выделения зон затрубной циркуляции основано на закономерном увеличении температуры с глубиной в скважине с установившимся тепловым режимом. Значение геотермического градиента несколько изменяется по разрезу в зависимости от теплопроводности пород. В обсаженных скважинах при отсутствии возмущений температура повышается с глубиной в соответствии с геотермическим градиентом. Переток жидкости за колонной приводит к искажению кривой геотермического градиента (геотермы) – выравниванию температуры в интервале циркуляции. Если переток жидкости происходит из нижнего пласта в верхний, то весь интервал циркуляции отмечается на термограмме повышенной температурой, соответствующей температуре нижнего пласта. Выше поглощающего пласта температура резко снижается до уровня, определяемого геотермой.
При перетоке жидкости из верхнего пласта в нижний, температура в интервале циркуляции становится близкой к температуре верхнего пласта и восстанавливается до уровня геотермы ниже поглощающего горизонта.
Эти закономерности относятся к скважинам, простаивающим продолжительное время, в которых тепловой режим установился, а переток происходит между неперфорированными пластами. В действующих, особенно высокодебитных скважинах, геотерма выше интервала перфорации искажена за счет движения жидкости с повышенной температурой, соответствующей температуре отдающих пластов.

с помощью термометрии приведены на рис. 19. В зависимости от

ситуации термограмма может быть расположена выше геотермы, ниже геотермы и пересекать ее. В первом случае источник поступления флюида определяется в точке А максимальной температуры (рис. 19, I, A, Б). Если максимум температуры находится внизу, то переток флюида происходит из нижнего пласта в верхний, если вверху, то из верхнего пласта в нижний. При неопределенном положении точки максимальной температуры сравниваются величины давлений в пластах или величина депрессии на верхний пласт. Источником перетока является пласт с большим давлением или при Ар, превышающей реальные различия давлений верхнего и нижнего пластов, — нижний пласт на рис. 19, I, В.

геотермы, источник поступления флюида определяется по точке минимальной температуры В.

Если минимум температуры находится внизу, то переток флюида происходит из нижнего пласта в верхний и нижний пласт является либо газоносным, либо обводненным нагнетаемыми водами с температурой ниже пластовой. В случае, когда минимум температур находится вверху, то флюид перетекает из верхнего пласта в нижний (рис. 19, II, А, Б). Если положение минимума неопределенно, источником перетока является либо газоносный, либо обводненный закачиваемыми водами пласт. Источник перетока устанавливается по давлению в пластах (рис. 19, II, В).

источник поступления флюида определяется по расположению термограммы относительно оси, параллельной

оси глубин. Если термограмма расположена существенно правее этой линии, то переток флюида происходит из верхнего пласта в нижний, если левее, то из нижнего в верхний (рис.19, III, А, Б). В случае, когда в перемычке между пластами градиент температур равен нулю, источник перетока выделяется на основе анализа характера насыщения пластов (рис. 19, III, В). 0

Рис. 19. Примеры определения заколонных перетоков методом термометрии

на нефтегазовых месторождениях позволяет обнаружить места притоков из пласта в

скважину по величине и знаку температурных аномалий, так как температура может при этом как повышаться, так и понижаться в зависимости от дроссельного эффекта.
Дроссельный эффект или эффект Джоуля-Томпсона связан с изменением температуры флюида, проходящего через пористую среду из зоны повышенного давления в область пониженного давления.
При дроссельном эффекте изменение температуры определяется выражением:

где λ - коэффициент Джоуля-Томпсона.
Для воды и нефти коэффициент Джоуля-Томпсона положительный, для газа – отрицательный. Поэтому переток жидкости в пласте вызывает повышение температуры против этого пласта, а переток газа – понижение температуры.
Причиной снижения температуры при истечении газа в пласт является его расширение, что приводит к охлаждению газа. Это явление называется эффектом охлаждения или Кулинг-эффектом. Опытным путем установлено, что интенсивность эффекта охлаждения связана не с количеством выходящего газа, а с перепадом давления в продуктивном пласте. Поэтому небольшое количество газа может давать значительные аномалии охлаждения, в то время как высокодебитные и хорошо проницаемые газовые пласты с малым перепадом давления характеризуются небольшим эффектом охлаждения.

,

p

повышенные требования к точности измерений. Чувствительность термометра должна быть не

ниже 0.02 К, таким же является допустимый уровень случайных ошибок.
Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. Более точный промежуток времени устанавливают для конкретного района опытным путем. В скважине не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения .
На рис. 20 приведен пример использования комплекса методов с применением термометрии для выделения затрубной циркуляции в действующей скважине.

радиоактивных изотопов или меченого вещества состоит в том, что в

горные породы или в скважинный флюид вводятся вещества, обладающие различными аномальными физическими свойствами относительно окружающей среды, наличие которых надежно выделяется промыслово-геофизическими методами.
В качестве меченого вещества могут использоваться радиоактивные изотопы (метод радиоактивных изотопов) и вещества, обладающие аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов (нейтронный метод меченого вещества). В первом случае измерения в скважине проводят методом ГК, во втором случае – методом ИНК.
Метод меченого вещества является одним из наиболее трудоемких и дорогостоящих методов контроля за разработкой нефтяных месторождений. Его применение оправдано лишь в тех случаях, когда другими методами задача надежно не решается.
В качестве радиоактивных изотопов используют элементы, дающие жесткое гамма-излучение, растворяющиеся в применяемой жидкости, характеризующиеся относительно небольшими периодами полураспада и обладающие необходимыми адсорбционными свойствами. Чаще всего используются следующие изотопы: 59Fe, 95Zr, 131I, 51Cr.
Измерительная аппаратура и методика проведения замеров в методе индикации радиоактивными изотопами не отличаются от применяющихся в гамма-методе.
Применение радиоактивных изотопов для исследования скважин связано с опасностью облучения. Это препятствие может быть устранено, если в качестве меченой жидкости использовать не радиоактивные элементы, а элементы с аномальными нейтронными характеристиками. Такими элементами являются хлор, бор и кадмий, активно поглощающие тепловые нейтроны (большое сечение захвата) и обладающие высокой гамма-активностью (эффективной эмиссирующей способностью) радиационного захвата нейтронов (особенно хлор).

что при высоком пластовом давлении в пласте (источнике обводнения) активированная

жидкость может целиком уйти в поглощающий пласт и интервал циркуляции не будет выделен. Таким образом, если интервал затрубной циркуляции выделяется по сопоставлению кривых ГК до и после закачки, то полученные данные можно считать достоверными. Если же этот интервал не выделяется, нельзя с уверенностью сказать, что переток отсутствует.
Метод изотопов применяется в комплексе с другими методами и является основным методом выявления перетоков после ремонта нагнетательных скважин, когда использование термометрии малоэффективно из-за наличия температурных аномалий, вызванных ремонтом.
В эксплуатационных скважинах, где нежелательны длительные остановки, глушение, а также извлечение лифтовых труб, метод закачки меченого вещества применяется лишь в крайних случаях.

Метод шумометрии
Метод акустической шумометрии применяют:
- для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами;
- интервалов заколонных перетоков газа;
- выявления типа флюидов, поступающих из пласта.
Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе сква­жины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды.

является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), расположенный в отдельном модуле сборки «притока-состава»

или кон­структивно совмещённый с одним из приёмников акустической цементометрии (в последнем случае измерения проводят отдель­ной спускоподъёмной операцией при выключенном излучателе).
Акустический шумомер является индикаторным прибором и не пригоден для количественных определений. Полученные данные используют для выделения интервалов поступления в скважину пластовых флюидов и заколонных перетоков.
Ограничения связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.
Радиогидрохимический метод
При разработке многих нефтегазовых месторождений обнаружено существование повышенных показаний гамма-каротажа против обводненных пластов. Это явление получило название радиогидрохимического эффекта (РГХЭ). Оно обусловлено обогащением пластовых или закачиваемых вод радием на фронте вытеснения нефти водой. Источником радия служат горные породы, содержание урана в которых составляет около 2*10-4% при его содержании в нефти от 0.2*10-7 до 6*10-6%. Содержание радия в водах при этом в десятки раз превосходит его равновесное содержание в горных породах.
Установлено, что обогащению вод радием способствует повышенное содержание в них хлора и кальция. Радий в водах входит в состав кальцита и барита, замещая кальций и барий (радиокальцит и радиобарит) и образуя хлористые соли.

в результате затрубной циркуляции вод между цементом и колонной и

по трещинам цементного камня. Цемент обладает высокой адсорбционной способность, в результате концентрация радия в цементе на интервале передвижения пластовых вод отмечается радиогидрохимической аномалией, которая фиксируется повышенными показаниями на диаграмме ГК.
Для выявления радиогидрохимической аномалии регистрируют повторную диаграмму гамма-каротажа по добывающей скважине и, сравнивая ее с начальной, зарегистрированной сразу после окончания бурения скважины, выявляют расхождения в их показаниях. Превышение показаний ГК на повторных диаграммах по сравнению с начальной однозначно свидетельствует об обводнении продуктивных пластов. В настоящее время в качестве повторного каротажа проводят спектрометрический гамма-каротаж (СГК), на котором в этом случае проявляется аномалия повышенных показаний содержания урана.
Следует отметить, что этот эффект зависит от большого числа факторов и наблюдается не на всех месторождениях.

применением законтурного или внутриконтурного заводнения часто происходят прорывы воды по

наиболее проницаемым пропласткам в ствол добывающей скважины. Кроме того, по мере уменьшения нефтенасыщенности пластов или подъема ВНК в скважину может поступать минерализованная пластовая вода. Таким образом, в скважине может находиться одновременно нефть, пластовая и закачиваемая вода. Также в скважину может поступать еще и свободный газ, если в залежи имеется газовая шапка или если давление в залежи становится меньше давления насыщения газом.
По этим причинам при разработке нефтяных месторождений очень важно знать, какой именно флюид и в каком количестве поступает в скважину из каждого вскрытого ею пласта.
В основе информации по составу флюида лежат физические свойства жидкостей (нефть и вода) и газа, которые различны. К физическим свойствам относятся удельное электрическое сопротивление, диэлектрическая проницаемость, плотность флюида. В основу каждого метода для определения состава флюида в стволе скважины положена та или иная физическая характеристика. Состав флюидов может быть установлен с помощью методов электрометрии, радиометрии и термометрии. Наибольшее распространение получили электрические методы, включающие резистивиметрию и влагометрию, и ядерные методы, включающие плотнометрию.
Информацию о составе флюида в колонне используют для выделения интервалов обводнения. При этом допускают, что границы интервалов поступления воды из перфорированного работающего пласта и воды в стволе скважины совпадают. Такие условия бывают при отсутствии притоков из затрубного пространства и застойной воды против изучаемого пласта. От измерительных установок, применяемых для выделения интервалов обводнения, требуется, чтобы радиус исследований не превышал радиуса ствола колонны, а содержание воды и нефти в смеси жидкости определялось с точностью не ниже 5%.

определяют с помощью гамма-гамма-плотномера (плотностеметрии). Метод основан на зависимости интенсивности

рассеянного гамма-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов.
Показания ГГК-П находятся в обратной зависимости от электронной плотности изучаемой среды (для основных породообразующих минералов электронная плотность примерно равняется величине объемной плотности). Т.е. плотные участки отмечаются на диаграммах ГГК низкими значениями рассеянного у-излучения, и наоборот - участки пониженной плотности выделяются максимумами.
Гамма-плотномеры рассчитаны на диапазон изменения плотности жидкости 0.7-1.2*103кг/м3. Точность измерений соответствует 5%-ной обводненности нефти водой.
Если известны плотность воды δв и нефти δн , то по ним легко рассчитать содержание в смеси каждого из компонентов – воды Св и нефти Сн .Определение доли воды Св и нефти Сн в водонефтяной смеси осуществляют по формулам:
Св =(δсм-δН)/( δВ-δН), Сн=1—Св
Ошибки в оценке Св и Сн связаны с неточным нахождением δВ по поверхностным пробам и с изменением минерализации воды в процессе обводнения пласта. На плотностеграмме переход от воды к нефти отмечается по началу повышения интенсивности рассеянного гамма-излучения и, соответственно, снижением плотности от плотности воды к плотности нефти (рис. 21).

пласта с использованием плотнометрии.
I – скважина работающая; II – скважина

остановленная.

Плотномер применяется в эксплуатационных скважинах при решении следующих задач:
- определение плотности жидкости в стволе скважины,
- выявление интервалов разгазирования жидкости в эксплуатационных скважинах,
- выяснение наличия притока жидкости через нарушенные колонны,
- определение нефтеводораздела в стволе скважины и интервалов обводнения пластов, вскрытых перфорацией, минерализованными и пресными водами.
Ограничения данного метода заключаются в зависимости показаний от состава многофазной продукции, особенно - структуры потока флюида в стволе скважины, а также в необходимости строгого соблюдения правил техники радиационной безопасности.

проницаемости жидкости. Диэлектрические свойства – это способность вещества поляризоваться в

электромагнитном поле. Для измерения диэлектрических свойств используют электромагнитные поля с частотами в десятки мегагерц, в отличие от измерений проводимости пород, для которых используют электромагнитные поля с частотой около 1 МГц. Использование при интерпретации диэлектрической проницаемости основано на том, что диэлектрическая проницаемость воды составляет 80, а нефти 2-6 относительных единиц, что создает предпосылки для их разделения и оценки соотношения в смеси. Единицы измерений являются относительными, так как используется отношение диэлектрической проницаемости вещества к диэлектрической проницаемости вакуума. Абсолютные единицы измерений – Фарада на метр.
Для измерения диэлектрической проницаемости используется прибор влагомер, который позволяет измерять содержание нефти и воды в колонне.
Преимущества влагомеров по сравнению с плотномерами заключается в повышенной чувствительности влагомеров к изменению содержания воды в смеси, а также в безопасности работы с ним из-за отсутствия источника.
Схема прибора выполнена так, что увеличению частоты, регистрируемой на поверхности, соответствует увеличение диэлектрической постоянной исследуемой жидкости. При интерпретации используется параметр:
F1=(F-Fн)/(Fв-Fн),
где F, Fн, Fв – параметры в исследуемой среде, нефти и воде.
Значение F1 для применяемых приборов пропорционально содержанию воды в изучаемой жидкости. Градуирование влагомеров производится на специальных установках в нефти данного месторождения и в воде при температуре 293К.

нефти воды любой минерализации. Наиболее благоприятные условия для выделения обводненных

интервалов - начальная стадия обводнения продукции. Форма зависимости носит экспоненциальный характер, что является одним из недостатков данного метода. При объемных содержаниях воды в продукции свыше 40-60%, метод плохо реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.
В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные - для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры - беспакерные.
Исследование интервала включает непрерывные и точечные измерения. Для пакерных влагомеров непрерывные измерения выполняют с закрытым пакером при спуске прибора, точечные — при подъеме прибора, полностью открывая пакер. При перемещении прибора с точки на точку пакер прикрывают.
Непрерывные измерения выполняются в интервалах перфорированных пластов или предполагаемой негерметичности обсадной колонны, распространяя их на 20 метров вниз и вверх от исследуемого интервала.
Точечные измерения выполняют в тех же точках, что и измерения расходомером, включая аномальные участки, выделенные по результатам непрерывных измерений влагомером. На каждой точке проводят не менее трех измерений с последующим расчетом среднего значения.

воды и нефти или их смесей по уменьшению показаний при

переходе от водоносной зоны к нефтеносной (рис. 22). Данные влагометрии позволяют определить процентное содержание воды в нефти в смеси с точностью до ± 10%.

1 - глина; 2 - алевролит; песчаник: 3 - нефтеносный, 4 - водоносный; 5,6 - работающие интервалы

Влагометрию применяют для решения следующих задач:
- определения состава флюидов в стволе скважины,
- выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей,
- установления мест негерметичности обсадной колонны,
- при благоприятных условиях - для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной или газовой скважине.

для определения минерализации воды. Метод применяют для определения состава флюидов

в стволе скважины, выявления в гидрофильной среде интервалов притоков воды (включая притоки слабой интенсивности), оценки солености скапливаемой на забое воды, установления мест негерметичности колонны, разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий.
Для получения кривой удельного электрического сопротивления флюида по стволу скважины используются разистивиметры двух типов - индукционный и одноэлектродный на постоянном токе.
- индукционная резистивиметрия
Индукционная резистивиметрия основана на измерении удельной электропроводности жидкостной смеси в стволе скважины методом вихревых токов, что позволяет производить оценки параметров не контактным, а дистанционным (объемным) способом измерения.
Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух (возбуждающей и приемной) тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика.
Прибор калибруют с помощью устройства, выполненного в виде цилиндрического сосуда диаметром свыше 150 мм. Измерения выполняют в водных растворах хлористого натрия, отличающихся проводимостью. Результатом калибровки являются градуировочные зависимости показаний прибора от удельной электрической проводимости (см/м) или минерализации воды (г/л). Источником погрешностей измерений удельной электропроводности является нелинейность чувствительности резистивиметра к температуре и напряжению питания устройства.

интервал перфорации в скважину, заполненную водой, в колонне происходит последовательная

смена состава и структуры смеси воды и нефти в восходящем осевом потоке.
Структура потока определяется характером водонефтяной смеси. Смеси бывают гидрофильные и гидрофобные. Гидрофильная смесь: нефть присутствует в воде в виде капель. Гидрофобная смесь: в нефти в виде капель присутствует вода. Гидрофильная смесь характеризуется весьма высокой проводимостью, близкой к сопротивлению чистой воды, гидрофобная – низкой проводимостью, близкой к сопротивлению нефти. Переход гидрофильной смеси в гидрофобную отмечается снижением проводимости или увеличением удельного электрического сопротивления, а также снижением диэлектрической постоянной. Переход отмечается при критическом содержании нефти в воде (30-60%) и соответствует притокам нефти в скважину.
В скважине в восходящем осевом потоке наблюдается переход гидрофильной среды в гидрофобную. Гидрофильная смесь на диаграмме отмечается хаотическими выбросами в сторону снижения электропроводности на фоне высоких значений электропроводности воды. Для гидрофобной смеси на диаграмме отмечаются низкие значения электропроводности с небольшими увеличениями, соответствующими включениям воды в нефти.
Достоинство индукционной резистивиметрии – возможность индикации слабых притоков нефти, особенно при исследовании низкодебитных скважин, в которых против перфорированных интервалов находится столб застойной воды, через который барботирует нефть.

них должна быть выполнена запись показаний в зумпфе скважины, где

находится чистая вода, и в верхней части скважины или НКТ, где находится гидрофобная смесь с нулевой электропроводностью.
Непрерывные измерения индукционной резистивиметрии выполняют на спуске в интервалах перфорированных пластов с перекрытием на 20 м прилегающих к ним участков. Повторное измерение выполняют по всей длине исследуемого интервала.
- токовая резистивиметрия
Одноэлектродный резистивиметр работает по принципу токового метода и используется для качественного определения изменения сопротивления смеси в скважине. При этом используется различие в величинах удельного электрического сопротивления воды, нефти, газа и их смесей, которое увеличивается с увеличением содержания углеводородов. Это различие тем сильнее, чем выше минерализация воды, так как с увеличением содержания солей в воде удельное электрическое сопротивление падает (рис.23)
В настоящее время для оценки состава продукции в скважине широко используются современные датчики электрической проводимости (фактически токовые резистивиметры). Такие датчики предназначены для измерения в очень ограниченном объеме пространства скважины удельного электрического сопротивления среды заполнителя ствола, а также оценки истинного объемного содержания компонент потока (разделения воды от углеводородов).

Рис.23. Определение мест притока резистивиметрией

жидкости в скважине - оттартывание или путем его повышения -

продавливание. В этом случае проводится серия измерений при последовательной откачке жидкости из скважины (например, с использованием сваба), либо, напротив, закачки некоторого количества в скважину флюида с иным сопротивлением. На рис. 23 на кривой 1 характер небольшой аномалии дает основание для проведения дальнейших исследований с применением оттартывания. С каждым замером, сопровождаемым откачкой жидкости, в скважину поступает новая порция воды, которая изменяет сопротивление. На кривой 2 - после откачки порции жидкости в скважину поступает пластовая вода из интервала, следовательно, сопротивление снижается; кривые 3-4 - после откачки воды. Нижняя граница интервала притока отмечается на кривых резистивиметрии резкими изменениями показаний.
Граница перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к гидрофобной отмечается на кривой резистивиметра резким скачком сопротивления от низких значений к высоким. Как правило, в скважине проводится серия измерений для того, чтобы оценить динамику изменения свойств флюида, находящегося в скважине.

3. Исследования состава жидкости в колонне

нефтяной залежи, поскольку именно превышение пластового давления над давлением в

скважине обуславливает приток флюида в скважину. Информацию о давлении в залежи получают по результатам систематических измерений давления в скважине.
При этом различают забойное давление Рзаб. и пластовое Рпл. За забойное давление принимают давление флюидов в действующей добывающей или нагнетательной скважине на глубине середины интервала перфорации. Под пластовым давлением понимают давление флюидов против середины перфорированного интервала в длительно простаивающих скважинах. И то и другое может быть измерено с помощью глубинных манометров. Метод, который используется для измерения давления, называется барометрией.
Барометрия
Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени.
Метод барометрии применяют:
- для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты;
- определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления;
- оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси.

на измеряющие абсолютные и диф­ференциальные давления. Их подразделяют также на

манометры с авто­номной регистрацией, которые опускают на скребковой прово­локе, геофизическом кабеле (с последующим оставлением на якоре в заданном интервале) или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие на геофизическом кабеле.
Преобразователи давления могут быть пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные.
Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока.
Давление в пласте определяется путем измерения манометром давления на устье после остановки скважин (прекращения притока флюида в нее и восстановления пластового давления) и пересчета измеренного давления на забойное с учетом гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины. В многопластовой залежи, вскрытой одним фильтром, забойное давление в остановленной скважине соответствует максимальному давлению в пластах этой залежи. Определить давление в других пластах залежи, характеризующихся пониженным его значением, таким способом невозможно. При остановке скважины, если перепад давления между пластами (с учетом гидростатического давления столба флюида между ними) превышает критический градиент давления, возникают межпластовые перетоки жидкости. Установление межпластовых перетоков жидкости по измерениям дебитометрии-расходометрии и термометрии, проведенных после остановки скважины в процессе восстановления пластового давления, позволяет качественно выделять пласты с повышенным и пониженным давлениями.

многопластовой залежи возможно по результатам комплексных исследований расходомером и забойным

манометром, выполненных на разных режимах работы скважины, так называемым методом установившихся отборов.
Исследования этим методом заключаются в изменении режима работы скважины, замере забойного давления в работающей скважине после выхода ее на установившийся режим работы (когда дебит скважины стабилизируется) и одновременном определении профилей притока и приемистости.
По данным исследования строятся графики зависимостей дебитов (расходов) для каждого пласта от забойного давления. Эти графики называются индикаторными диаграммами (рис.24).

На индикаторнгых диаграммах по оси абсцисс откладывают дебиты, по оси ординат - забойное давление. Путем экстраполяции индикаторных линий каждого пласта до нулевого дебита определяются давления для каждого пласта.