Промышленная геофизика на примере Южно-Осташковичского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Учреждение образования

«Гомельский государственный университет имени Ф.Скорины»

Институт повышения квалификации и переподготовки кадров

Специальный факультет по переподготовке кадров

Специальность: Разработка полезных ископаемых

Курсовая работа

ПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОФИЗИКА

(на примере Южно-Осташковичского месторождения)

Гомель 2006

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

1.1 ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

1.2 СТРУКТУРА ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ И ТЕКТОНИКА

1.3 КОРРЕЛЯЦИЯ КОЛЛЕКТОРОВ МЕЖСОЛЕВОГО КОМПЛЕКСА

2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ

2.2 РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ

2.3 АКУСТИЧЕСКИЙ МЕТОД

2.4 ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ

2.5 ТЕРМОМЕТРИЯ СКВАЖИН

2.6 МЕХАНИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ

2.7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КАРОТАЖА

2.8 ИНКЛИНОМЕТРИЯ

2.9 КАВЕРНОМЕТРИЯ

2.10 ПРОФИЛЕМЕТРИЯ

2.11 ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

2.12 МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

2.13 ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ

месторождение скважина пласт цементирование

ВВЕДЕНИЕ

Поисково-разведочного бурение на Южно-Осташковичской площади было составлено Светлогорским управлением буровых работ в 1972 году на основании материалов сейсморазведки, проведенных геофизической партией 13/65 Госгеолкомитета БССР в1965 году и с учетом результатов буровых работ, выполненных на Осташковичском месторождении. По этим материалам Южно-Осташковичская площадь по поверхности подсолевых отложений представляла собой южное крыло обширной брахиантиклинали. примыкающее к Осташковичскому месторождению, срезанное региональным тектоническим нарушением, которое формирует промежуточную зону шириной 1500 м.

В результате поисково-разведочного и эксплуатационного бурения установлена промышленная нефтеносность подсолевых и межсолевых отложений Южно-Осташковичской структуры. Открыто новое месторождений нефти в Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба. См рис № 1.

В данной контрольной работе рассмотрим и изучим геофизические исследования в скважинах проводимых на Южно-Осташковичском месторождении нефти.

Применительно как к проводке так и к заканчиванию скважин исследование их геофизическими методами осуществляется в следующих направлениях: изучение геологического разреза скважины; изучение технического состояния скважин; проведение перфорационных, взрывных и прочих работ в скважинах.

Техническое состояние скважин контролируют с помощью комплекса следующих геофизических методов: инклинометрия -- определение искривления ствола скважин; кавернометрия -- установление диаметра скважин, размера каверн, расширений и сужений ствола; профилеметрия ствола -- установление профиля сечения скважины; контроль за цементированием скважин -- определение высоты подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве, полноты заполнения последнего цементным камнем и наличия контакта цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины, наличия и направленности возможных каналов в заколонном пространстве скважины (указанные показатели цементирования определяются термометрией, акустическим и радиоактивными методами); профилеметрия обсадных колонн (после их истирания по внутреннему диаметру); определение местоположения элементов технологической оснастки на обсадной колонне и мест ее нарушений, мест притоков и поглощений жидкости в скважинах, мест заколонной циркуляции жидкости, результатов гидроразрыва пластов, уровня жидкости в скважинах; выявление местоположения муфтовых соединений и толщины обсадных колонн, а также зон перфорации; установление глубин водопоглощающих горизонтов и затем контроль за эффективностью некоторых методов интенсификации добычи нефти и газа и др.

Считается установленным, что между физическими свойствами горных пород (электрическими, радиоактивными, тепловыми, магнитными и газо- нефте- и водонасыщенностью) существуют количественные связи, которые позволяют применять геофизические методы исследования для изучения коллекторских свойств пород (В.Н. Дахнов).

Краткая характеристика основных геофизических методов изучения скважин показывает, что они имеют существенное значение в развитии работ по строительству и заканчиванию скважин и являются их неотъемлемой частью. Рассмотрение проводимых геофизических методов исследований будет производится на конкретных примерах (т.е. на видах исследований в скважинах Южно-Осташковичского месторождения нефти).

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

Южно-Осташковичского месторождения нефти

Месторождение расположено на границе Калинковичского и Речицкого районов Гомельской области. В тектоническом отношении оно находится в пределах центральной части Речицко-Вишанской зоны поднятий. На западе - граничит с Чкаловским месторождением, на востоке - с Южно-Тишковским. Выявленные залежи нефти приурочены к осадочным образованиям ланского, саргаевского, семилукского, воронежского, петриковско-задонского и лебедянского горизонтов. В пределах месторождения пробурено 75 скважин, из которых 21 ликвидирована по геологическим, 18 скважин - по техническим причинам, 3 скважины контрольные, 3 скважины нагнетательные, остальные 30 находятся в фонде добывающих.

1.1 ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

В геологическом строении участка принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями, разделенными между собой крупными перерывами в осадконакоплении.

Кристаллический фундамент вскрыт 6 скважинами. Сложен плагиосланцами биотитовыми, гранат-биотитовыми, гнейсами гранат-биотитовыми, диоритами и гранитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 33,5 м в скв. № 124- Южно-Осташковичской.

Верхний протерозой представлен вендским и рифейским терригенными комплексами. Рифейский комплекс восточнее скв № 124-Ююжно-Осташковичской отсутствует. Согласно этому изменяются и толщины протерозоя. В районе развития рифейского комплекса толщины достигают 92,5 м в скв. № 124-Ююжно-Осташковичской, а на остальной территории толщины колеблются от 2 м до 7 м.

Подсолевой терригенный комплекс включает отложения витебско-пярнуского, наровского, старооскольского горизонтов среднего девона и ланского горизонта верхнего девона.

Витебско-пярнуский горизонт сложен песчано-глинистыми породами с прослоями карбонатов и ангидритов в кровельной части. Толщины его 9-14 м.

Наровский горизонт представлен чередованием глин, алевролитов с прослоями мергелей, доломитов глинистых, песчаников, сульфатно-карбонатных пород. Толщины изменяются от 48 м в скв. № 1- Восточно-Осташковичской до 62 м в скв. № 123- Осташковичской.

Старооскольский горизонт сложен чередованием алевролитов, глин и песчаников, причем песчаники преобладают в подошвенной части. Граница с ланским горизонтом нечеткая, что обусловлено литологической невыдержанностью отложений в кровле горизонта, а возможно наличием размыва или перерыва в осадконакоплении. Толщины колеблются в пределах 114-136 м.

Ланский горизонт представлен песчаниками, алевролитами и глинами с отдельными прослоями доломитов глинистых. В нижней части преобладают песчаники, в верхней - глины. В отличие от нижней - верхняя часть литологически выдержана на всей территории исследуемого участка. Толщины горизонта изменяются от 29 м в скв. № 1- В-Осташковичской до 36 м в скв. № 193, 194- Ю-Осташковичских.

Подсолевой карбонатный комплекс включает отложения саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и евлановского горизонтов.

Саргаевский горизонт сложен доломитами, известняками в разной степени доломитизированными и глинистыми и мергелями. Толщины его колеблются в пределах от 36 м до 38 м.

Семилукский горизонт, в основном, представлен доломитами. В подошвенной части присутствуют известняки глинистые. Толщины его колеблются в пределах 23-25 м.

Речицкий горизонт сложен пестроцветными глинисто-мергельными породами с прослоями глинистых известняков, реже доломитов. Толщины его изменяются от 7 м в скв. № 193-Ю-Осташковичской до 19 м в скв..№ 1- В-Осташковичской.

Воронежский горизонт сложен известняками в разной степени доломитизированными и глинистыми с прослоями мергелей, доломитов и реже ангидритов. Толщины его колеблются в пределах от 60 м в скв. № 193, 194- Ю-Осташковичских до 72 м в скв. № 1- В-Осташковичской.

Евлановский горизонт представлен чередованием известняков глинистых, мергелей, сульфатно-карбонатных пород и каменных солей. Толщины горизонта изменяются от 120 м в скв. № 193-Ю-Осташковичской до 140 м в скв. № 108- Ю-Осташковичской.

Нижнесоленосный комплекс евлано-ливенского возраста представлен переслаиванием каменных солей, глинисто-сульфатных пород, ангидритов, мергелей и глин. Толщины его варьируют в широких пределах от 166 м скв. № 108- Ю-Осташковичской до 317 м в скв. № 1- В-Осташковичской. На большей части он подвергнут в той или иной степени соляному тектогенезу.

Межсолевой комплекс включает отложения домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов. В связи с фациальной неустойчивостью отложений елецкого, петриковского и верхней части задонского горизонтов и отсутствием четких реперных пачек на их границах, эти границы во многих случаях проведены с большой долей условности.

К домановичскому горизонту отнесена глинисто-карбонатная пачка в основании комплекса, толщина которой варьирует в пределах от 2,5 м в скв. № 129- Ю-Осташковичской до 35 м в скв. № 136 - Ю-Осташковичской.

Задонский горизонт представлен чередованием доломитов, известняков и их глинистых и сульфатизированных разностей. В составе горизонта преобладают доломиты. Толщины горизонта изменяются в широких пределах от 75,5 м в скв. № 129-Ю-Осташковичской до 276 м в скв. №109- Ю-Осташковичской. Минимальные толщины отложений развиты в северной части месторождения, максимальные - в южной.

Елецкий горизонт сложен доломитами, известняками, известняками глинистыми и мергелями. По характеру изменения толщин и литолого-фациального состава довольно сильно различаются отложения туровских и дроздовских слоев. В туровских слоях органогенные фации развиты в северной части месторождения, где им соответствуют максимальные толщины (80-128 м) отложений. Относительно более глубоководные фации распространены в южной и юго-восточной частях месторождения, где они сопровождаются уменьшенными толщинами (17,5-39,5 м). В дроздовских слоях максимальные толщины (59-106,5 м) распространены в южной части месторождения, а минимальные(8,5-30 м)- в северной. В составе дроздовских слоев преобладают известняки и их глинистые разности, а в составе туровских - доломиты.

Петриковский горизонт на большей части участка сложен известняками, доломитами, известняками глинистыми с прослоями мергелей. Толщины горизонта изменяются в широких пределах от 13 м в скв. № 171 (IIств.) Ю- Осташковичской до 95,5 м в скв. № 192 - Ю- Осташковичской. Для южной части месторождения характерны относительно высокие значения толщин (56-73 м) и более глинистый состав отложений. В северной части значения толщин обычно низкие (13-19,5 м). В центральной части месторождения в составе отложений преобладают доломиты, и достигают 95 м.

Верхний соленосный комплекс делится на галитовую и глинисто-галитовую подтолщи. Галитовая подтолща, включающая отложения лебедянского горизонта и найдовских слоев оресского горизонта, сложена каменными солями и несолевыми прослоями. Толщины ее колеблются в пределах от 35 м в скв.№117 - Ю-Осташковичской до 276 м в скв. № 174-Ю-Осташковичской. Глинисто-галитовая подтолща представлена чередованием каменных солей и несолевых пород (глин, мергелей, ангидритов, известняков глинистых). Толщина подтолщи изменяется от 1160 м в скв. № 193 - Ю-Осташковичской до 1950 м в скв. № 114 - Ю-Осташковичской.

Надсолевая толща сложена верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Толщина ее изменяется от 1280 м в скв. № 193 - Ю-Осташковичской до 1900 м в скв.№108 - Ю-Осташковичской.

1.2 СТРУКТУРА ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ И ТЕКТОНИКА

Месторождение имеет сложное тектоническое строение. Здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлениями соляного тектогенеза. Особенности строения подсолевого комплекса месторождения во многом определяются приуроченностью его к промежуточным блокам Речицко-Вишанской ступени, а межсолевого - к опущенному крылу Речицко-Вишанской зоны поднятий.

По поверхностям ланского, семилукского, воронежского и евлановского горизонтов подсолевые отложения представлены серией промежуточных блоков, относящихся к Речицко-Вишанской ступени. Наиболее крупные из них Южно-Осташковичские промежуточные I и II и Восточно-Осташковичский промежуточный I.

По поверхностям петриковского, елецкого, задонского и подошве домановичского горизонтов межсолевые отложения имеют блоково-пликативное строение. Углы падения их изменяются от 0- 8^о до 39^о. Наиболее крутые углы падения у межсолевых отложений, расположенных над поверхностями крупных подсолевых сбросов, а наиболее пологие у пород, залегающих над подсолевыми блоками. С северо-востока межсолевая структура ограничена зоной отсутствия межсолевых отложений, являющейся отражением тектонической деятельности системы сбросов Речицко-Вишанского разлома, а с востока и запада - малоамплитудными сбросами (40-80 м). Внутри структура осложнена шарнирным сбросом, который пересечен скв. № 169, 202 (I ств.), 202 (II ств.) - Южно-Осташковичскими. Максимальная амплитуда сброса в районе скв. № 202 (I ств.), 202 (II ств.) - Южно-Осташковичских достигает приблизительно 100 м. Сброс затухает в районе скв. № 182-Южно-Осташковичской. В скв. № 136- Южно-Осташковичской отмечено повторение разреза низов межсолевого комплекса, что можно интерпретировать как результат деятельности разлома, имеющего угол падения сместителя меньше угла падения пород. См рис № 2.

Структурные формы межсолевого комплекса образовывались как в процессе осадконакопления, так и после него. Одним из важнейших факторов, влияющих на структурные формы межсолевого комплекса в процессе осадконакопления, является формирование органогенных построек. После осадконакопления на формирование структурных форм большое влияние оказал соляной тектогенез в нижнесоленосном комплексе. Сравнительный анализ геологического строения межсолевого и подсолевого комплексов показывает, что при тектонических подвижках блоков фундамента, названные комплексы пород по разному реагировали на них. Если в подсолевом комплексе они приводили к образованию разрывных нарушений, то в межсолевом комплексе это происходило не всегда.

Наиболее крупные амплитуды у сбросов, относящихся к зоне Речицко-Вишанского разлома, которая протягивается через весь участок и имеет общее северо-западное простирание. Зона представляет собой сложно построенную систему сбросов общей амплитудой по поверхностям подсолевых отложений и фундамента до 1300 м. Относительно хорошо изучены бурением только Осташковичский 1 и Южно-Осташковичский 1 сбросы, для которых удалось построить в изогипсах поверхности сместителей и в какой-то степени определить их углы падения и азимуты простирания. Характеристика этих сбросов приведена в отчете. Другие сбросы пересечены одной, двумя скважинами или проведены по данным сейсмических работ 3D.

Проявление тектонической деятельности в пределах месторождения отмечается начиная с верхнепротерозойского времени по Южно-Осташковичскому 2 разлому. Результаты этой деятельности отразились в больших толщинах и полноте разреза верхнего протерозоя Южно-Осташковичского промежуточного блока I по сравнению с Восточно-Осташковичским промежуточным блоком I. Возобновление тектонических подвижек, но с обратным знаком по данному разлому происходило в речицко-воронежское время, о чем свидетельствуют максимальные толщины соответствующих отложений в Восточно-Осташковичском промежуточном блоке I. С этого времени заметны подвижки по Речицко-Вишанскому разлому, отразившиеся в увеличенных толщинах речицко-евлановских и литологическом составе евлановских отложений в южной части площади месторождения. Продолжение тектонической деятельности по Речицко-Вишанскому разлому происходило в домановичско-петриковское время, о чем свидетельствуют более глинистый состав и толщины соответствующих отложений в южной части площади. Наибольшие амплитуды сбросов разломной зоны, видимо, сформировались в оресско-полесское время и в карбоне, что определяется по разнице толщин соответствующих отложений в приподнятом и опущенном крыльях.

1.3 КОРРЕЛЯЦИЯ КОЛЛЕКТОРОВ МЕЖСОЛЕВОГО КОМПЛЕКСА

По Южно-Осташковичскому месторождению на основе унифицированной модель-схемы детализации строения межсолевого разреза с элементами индексации, отработанной на разрезах осташковичского типа, обработаны 52 скважины. По 12 профилям построены схемы корреляции выделенных по ГИС пластов-коллекторов, проведено детальное расчленение разреза каждого стратиграфического среза межсолевой продуктивной толщи на литопачки-компоненты. В разрезах однообразного литологического состава без четких реперных пачек расчленение на компоненты проведено в некоторой степени условно. В большинстве случаев в основании каждого компонента отмечается условный глинистый репер. Каждый компонент имеет повсеместное площадное распространение в пределах месторождения.

Межсолевая толща Южно-Осташковичского месторождения представляет сложно построенный рифовый массив. Это образования ядерных фаций, представленных доломитами вторичными, с реликтовой структурой корковых и столбчатых строматолитов, линзами онколитов, гнездами нацело или частично доломитизированных известняков водорослевых, с реликтовой зоогенно-фитогенной структурой, с высоко ёмкими хорошо проницаемыми коллекторами смешенного каверново-порово-трещинного типа. На каротажных диаграммах это слабо дифференцированная карбонатная толща с мозаичным распределением емкостных характеристик, что обусловливает спонтанность перемычек непроницаемых пород в пределах площади, как по вертикали, так и по латерали.

Межсолевая залежь включает задонский, елецкий, петриковский горизонты с соответствующими лито-стратиграфическими слоями. Здесь выделены четыре резервуара:

Петриковский резервуар в связи с литологической неоднородностью строения и площадного распространения не расчленен на верхний и нижний и показан как единый. Представлен двумя компонентами ptr1 и ptr2. Распределение коллекторов в компонентах неоднозначное, без определенной закономерности и приоритетности того или иного компонента. По площади распространения основные мощные пачки-коллекторов сосредоточены в центральной части месторождения, где в разрезах петриковского возраста развиты биогермные породы, претерпевшие интенсивную доломитизацию. Толщина коллектора здесь колеблется от 15,0 (скв. № 174) до 45,2 м (скв. № 183 s-2), максимальная величина выделена в скважине №192 (80,9 м). Долевое участие коллекторов в общей толщине компонентов в основном составляет 0,4-0,5, в редких разрезах значение приближается к 0,9.

Елецкий (дроздовский) резервуар обозначен одним компонентом dr1. Основные нефтенасыщенные пачки коллекторов сконцентрированы в сводовой части структуры. Здесь в разрезах скважин № 189, 128, 190, 202 s-2, 175, 191 и др. долевое участие коллекторов близкое к единице. Преобладающий диапазон их суммарных толщин составляет 10-20 м, открытая пористость - до 14%. Максимальная нефтенасыщенная толщина установлена в скважине № 174 (37,3 м). На юго-западном и южном участках месторождения, где развиты более глубоководные фации, толщины отложений увеличиваются, а коллекторские свойства ухудшаются. Здесь развиты редкие, разобщенные более плотными породами, пласты-коллекторы, толщины которых составляют первые метры, либо они вовсе отсутствуют, а открытая пористость в них - не более 5% (скв. № 160, 136, 161, 109 и др.).

Елецкий (туровский) резервуар представлен компонентом tr1. Отличается от вышеописанного содержанием в разрезе мощных пачек коллекторов, повсеместным их площадным развитием и высокими емкостно-фильтрационными характеристиками, слагающих его рифогенных образований. Здесь в пределах месторождения коллекторские породы с долевым участим их в общем разрезе 0,8-1 составляют пласты толщиной в преобладающем диапазоне 20-40 м. Разрезы редких скважин не содержат пласты-коллекторы, либо их содержание составляет 20-35% (скв. № 109, 113, 132, 161, 170, 178). Наилучшие коллектора сосредоточены в сводовой части структуры, где их суммарные толщины достигают 122,4 м (скв. № 190). Наиболее часто встречаемые значения - от 35 до 50 м. Открытая пористость изменяется в пределах 6 - 15%.

Задонский резервуар-2.3.(I-III)- в своем объеме содержит пять компонентов: zd1, zd2, zd5. К компоненту отнесены коллектора, установленные в отложениях вишанских слоев. Остальные компоненты включают коллектора тонежских отложений, а последний включает пласты, выделенные в разрезе кузьмичевских слоев.

Задонский резервуар характеризуется достаточно высоким содержанием нефтенасыщенных коллекторов в разрезе. Наилучшие высокоемкие пачки сосредоточены по-прежнему в сводовой части структуры, где их толщины достигают 60 м. На погруженных южных и юго-западных участках ухудшаются коллекторские свойства пород, сокращаются толщины установленных пластов-коллекторов.

В компоненте отмечается неоднородное распределение пластов-коллекторов по разрезу. Здесь толщины разобщенных пластов изменяются от первых метров до 15 м. Суммарная их толщина изменяется по площади от 0,8 (скв. № 129) до 29,8 м (скв. № 128). Преобладает диапазон 5 - 15 м. Долевое участие коллекторов в общей толщине редко превышает 60%, в единичных разрезах значения приближаются к 1. Остальные компоненты близки по своим характеристикам. Представляют в целом однородную слабо дифференцированную пачку коллекторских пород, которые сливаясь образуют единую нефтепродуктивную толщу. Изменение по площади суммарных толщин коллекторов здесь составляет от 8,4 (скв. № 170) до 107,6 м (скв. № 131). Наиболее часто встречаемые значения в диапазоне 40 - 60 м. Открытая пористость в них варьирует от 6,0 до 17,7%.

2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

2.1 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

р = RS/1.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

О = Рнг/Рвп

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

О = 1/(1 - Киг)^п,

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

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

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

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

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

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

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

Рассмотрим метод БК на примере скважины № 205 Южно-Осташковичской площади. В интервале 3500 - 3562 м наблюдаются значения кривой БК в диапазоне - 7 - 70 Ом-м. со средними значениями - 30 Ом-м - такие значения характерны для глинистых отложений петриковских отложений и верхней части елецко-задонских. В интервале 3562 - 3647 м наблюдается повышение значений кривой БК до 300 - 500 Ом-м - такие значения характерны для карбонатных отложений с флюидом представленным углеводородными соединениями. В интервалах где кривая БК уменьшается до 10 Ом-м - это интервалы глинистых пропластков. См рис № 3.

С помощью индукционного метода (ИК), основанного на изучении различия в электропроводности пород бесконтактным способом, удается расчленить разрез скважины и установить удельные сопротивления пластов. Применение ИК наиболее эффективно в "низкоомных" разрезах скважин.

2.2 РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ

В основе радиоактивных методов исследования скважин лежит измерение в скважинах естественного или искусственно вызванного радиоактивного излучения горных пород.

Радиоактивные методы в зависимости от вида изучаемого излучения и способа его создания делятся следующим образом.

1. Гамма-метод, применяющийся для выделения в разрезе скважин горных пород, обогащенных глинистым материалом.

Этот метод основан на измерении естественного гамма-излучения горных пород. Для этой цели в скважину спускают прибор (рис. № 4), содержащий разрядный счетчик гамма-квантов 1, который питается от сухой батареи или генератора постоянного тока высокого напряжения 2. В усилителе 3 электрические импульсы, созданные в счетчике при прохождении через него гамма-квантов, усиливаются, передаются на поверхность по каротажному кабелю и регистрируются на поверхности измерительным устройством 6.

2. Метод рассеянного гамма-излучения, или гамма-гамма метод, основан на измерении рассеянного горной породой гамма-излучения, в качестве источника которого обычно применяют радиоактивный изотоп Со⁶⁰. Метод применяют при расчленении разреза скважин по плотности пород, оценке коэффициента их пористости и др.

3. Нейтронный гамма-метод (НГК) дает возможность изучать интенсивность вторичного гамма-излучения, создаваемого при облучении горных пород нейтронным. Для осуществления исследований данным методом в приборе (см. рис № 4, б), спускаемом в скважину, на некотором расстоянии от счетчика гамма-излучения помещают источник нейтронов (полоний в смеси с солью бериллия).

Установлено, что пространственное распределение тепловых нейтронов (энергия которых снижена до энергии теплового движения молекул в результате столкновения с ядрами элементов, слагающих породу) и интенсивность вторичного гамма-излучения в горных породах определяются главным образом их водосодержанием. Весьма активные поглотители тепловых нейтронов в осадочных породах -- хлор и бор.

При исследованиях скважин с помощью метода НГК на диаграммах породы-коллекторы, содержащие большое количество водорода в единице объема, характеризуются низкими аномалиями вторичного гамма излучения, а плотные, низкопористые породы, -- высокими. Высокие аномалии наблюдаются и против газоносных коллекторов в связи с низким объемным содержанием водорода в газе. Фильтрат бурового раствора, проникающий в газоносный коллектор, уменьшает этот эффект.

Метод НГК применяют для определения водонефтяного контакта в разрезах скважин (так как в водонасыщенных горизонтах по сравнению с нефтеносными в единице объема имеется большое количество хлора).

4. Нейтронные методы также позволяют расчленять разрез горных пород по содержанию хлора и водорода, выделять коллекторы, оценивать их пористость, нефтегазоводоносность и т.д.

Рис. 4 Принципиальные схемы измерений гамма-метода (а) и нейтронного гамма-метода (б): 1 -- разрядный счетчик; 2 -- генератор высокого напряжения; 3 -- усилитель; 4 -- блок питания всей установки; 5 -- измерительный блок; 6 -- измерительное устройство; 7 -- фильтр; 8 -- источник нейтронов

Однако в отличие от нейтронного гамма-метода у нейтронных методов зависимость показаний от водородсодержания горных пород более однозначна в связи с тем, что на результаты исследований не влияет естественное гамма-излучение горных пород. Существенным недостатком метода является большая чувствительность к изменению условий в скважине (изменение толщины глинистой корки, диаметра скважины и др.).

5. Метод радиоактивных изотопов основан на измерении интенсивности гамма-излучения, созданного в скважине после обработки ее жидкостью, активированной радиоактивным изотопом. Выбор изотопов определяется целями и продолжительностью исследований.

В практике с помощью радиоактивных изотопов проводили работы по изучению технического состояния скважин: определение высоты подъема тампонажного раствора за колонкой, установление мест повреждения обсадных и бурильных колонн, выявление мест затрубной циркуляции жидкости, контроль за направленностью и эффективностью гидроразрыва пластов, уточнение интервала перфорации и др.

Известны и другие радиоактивные методы геофизических исследований скважин (метод наведенной активности, ядерно-магнитный метод и др.), применяемые в нефтепромысловой практике, в том числе и при заканчивании скважин.

Рассмотрим на примере скважины № 205 Южно-Осташковичской Площади (Рис № 5). В интервале 3492 - 3523 м наблюдаются высокие значения кривой ГК до 12 гамм, и низкие значения кривой НГК от 1,2 до 1,8 ст. ед. такие значения характерны для глинистых отложений межсолевого комплекса петриковского горизонта. В интервале 3523 - 3569 наблюдается уменьшение значений Кривой ГК до 3 - 5 гамм и незначительное повышение значений кривой НГК от 1,6 - 2 ст. ед. - такие значения характерны для карбонатных отложений межсолевого комплекса на Южно-Осташковичском месторождении нефти в елецко-задонских отложениях. Карбонатные отложения глинистые, плотные, крепкие. Коллектор в таких отложениях может быть только трещиноватым. В интервале 3569 - 3642 м наблюдается уменьшение значений кривой ГК до 1 гаммы. Средние значения - 2 гаммы. Значения кривой НГК практически неизменны. Такие значения характерны для чистых карбонатных отложений с порово-кавернозным коллектором. В интервале 3622,5 - 3625 м наблюдается резкое повышение значений кривой ГК до 12 гамм, и уменьшение значений кривой НГК до 2 ст. ед. - эти значения указывают на наличие в карбонатных отложениях глинистого пропластка. В интервале 3642 - 3652,5 м кривая значений ГК уменьшается до 0,8 гамм, кривая значений НГК практически неизменна, лишь в середине интервала уменьшается до 1,8 ст. ед. - идеальный коллектор порово-кавернозный в карбонатных отложениях.

2.3 АКУСТИЧЕСКИЙ МЕТОД

В основе использования акустического метода исследования скважин лежит зависимость скорости распространения и затухания упругих волн в различных горных породах от сцементированности, пористости, характера насыщения пор горных пород, их температуры и давления. Скорость распространения упругих волн в породах характеризуется следующими значениями (в м/с):

Гипсы, ангидриты, кристаллические породы………………4500 -- 6500

Каменная соль………………………………………..……….4500-5500

Углеводородные газы………………………………………..430 -- 450

Нефть…………………………………………………………………1400

Вода, буровой раствор………………………………………1500--1700

Глинистые, песчаные и карбонатные породы характеризуются промежуточными скоростями распространения упругих волн. Пористость пород способствует снижению, а их сцементированность - возрастанию скорости распространения упругих волн.

Акустические методы применяют для литологического расчленения разреза пород, проходимых скважиной, оценки их пористости и решения ряда технических вопросов (определение высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, состояния контакта цементного камня с колонной и породой, местонахождения башмака колонны и др.).

2.4 ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ

Сущность метода состоит в извлечении газа из выходящего из скважины бурового раствора, установлении количества и природы извлеченного газа и определении глубины, с которой он поступает. Газ из бурового раствора (дегазация) извлекают с помощью дегазаторов, в которые буровой раствор попадает в диспергируемом состоянии.

В процессе газового каротажа непрерывно определяется интегральное содержание углеводородных газов и компонентный состав смеси. В комплекте аппаратуры газового каротажа используются термохимический газоанализатор и хроматограф. Породы бурового раствора и шлама периодически подвергают люминесцентному анализу.

2.5 ТЕРМОМЕТРИЯ СКВАЖИН

Термометрические методы позволяют изучать изменение теплового поля Земли в интервалах ствола скважины или (и) продуктивного пласта и регистрировать температурные колебания, значение которых зависит от наличия в скважине бурового раствора с теми или иными параметрами, тепловыделения при твердении тампонажного раствора, закачки буферных жидкостей, наличия или отсутствия обсадной или бурильной колонн и т.д. Температуру измеряют электрическими термометрами в диапазоне ее изменения от 0 до 250 °С.

Изучение естественного теплового поля Земли позволяет, кроме установления геотермического градиента, выделить в разрезе породы, создающие местные изменения теплового поля Земли, а также решить некоторые технические проблемы (определить высоту подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве скважин, зоны поглощения жидкости, утечки и притоки флюидов и др.).

Разделение горных пород по тепловому сопротивлению дает возможность классифицировать их по физическим свойствам. При помощи градиент-термометра (два спарено работающих электрических термометра, расположенных на некотором расстоянии друг от друга) возможна регистрация малых (до сотых и даже тысячных долей градуса) тепловых локальных аномалий.

Рассмотрим на примере скв № 109 Южно-Осташковичского месторождения нефти. Рис № 6.

2.6 МЕХАНИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ

Одним из наиболее оперативных источников получения информации о некоторых, весьма важных для технологии бурения скважин, свойствах пород является механическая скорость бурения. При этом наличие датчиков, обеспечивающих контроль за режимно-технологическими параметрами бурения (нагрузка на долото G, частота вращения долота л), а также информация о плотности бурового раствора (рбр) и подаче насосов (Qн) создают предпосылки для оперативного определения порового (или пластового) давлений, пористости и давления гидроразрыва пород на базе ряда эмпирических и полуэмпирических формул.

В мировой практике существует ряд методов использования указанной информации: анализ изменения "мгновенных" (на малых интервалах проходки) значений механических скоростей или времени бурения фиксированных интервалов проходки;

сопоставление степенного показателя в модели бурения с предполагаемым его значением для бурения нормально уплотненных пород (d-экспо-нента);

анализ изменения составляющей нормирующего коэффициента в модели буримости с его предполагаемым значением при бурении нормально-уплотненных пород (д-1од-метод).

Эффективность методов во многом зависит от качества систем сбора и обработки информации, что обеспечивается использованием вычислительной техники и надежных первичных средств с необходимой точностью измерения. Следует отметить, что практика использования вышеперечисленных методов показала их эффективность для глинистых отложений. Основные используемые формулы и методологические особенности указанных подходов изложены ниже.

2.7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КАРОТАЖА

Для буровой практики наибольший интерес представляют следующие параметры (при заканчивании -- продуктивных) пластов: пластовое (или поровое) давление, давление гидроразрыва пород, пористость, геостатическое давление, так как они позволяют определить такие важные технологические параметры, как плотность бурового раствора, допустимые скорости движения колонн в открытом стволе, типоразмеры колонн и конструкцию скважин и т.п.

Основной моделью определения пластовых (или поровых) давлений является соотношение

gradpn = gradpreo -(gradpгео - gradprгидp) (Fф/FH)A,

где gradpn, gradpreo, gradpгидр -- соответственно градиенты порового (или пластового), гидростатического и геостатического давлений; Рф, FH -- характерные свойства пород в интервалах каротажа, соответственно фактически наблюдаемых и предполагаемых для нормальных (гидростатических) условий; А -- эмпирический коэффициент, зависящий от физической сущности измеряемого или рассчитываемого свойства породы.

Так, для собственного потенциала (ПС), кажущегося удельного сопротивления горных пород и d-экспоненты А ~ 1,2; для механической скорости и времени бурения фиксированных интервалов А ~ 3. Приведенные значения для различных геолого-физических условий колеблются в весьма незначительных пределах [375].

Для давления гидроразрыва пласта р_грП наиболее употребительна в мировой практике формула

gradpгрп = (gradpreo - gradprп) (м/1-м + gradprп,

где ц -- коэффициент Пуассона для горных пород, который во многом зависит от влажности, пористости и материала последних.

При использовании в качестве характеристики породы d-экспоненты откорректированное значение последней вычисляется по формуле

где v -- механическая скорость бурения; л -- частота вращения долота; G -- нагрузка на долото; DA -- диаметр долота; gradpr_гидр, -- градиент гидростатического давления; gradp6p -- градиент давления бурового раствора с учетом гидродинамической составляющей; аир -- коэффициенты, учитывающие соответственно износ и тип долота (а = 1 т 8 ир = 0,5 ч- 0,6 -- для шарошечных долот, р = 0,2 -- для долот с твердосплавными вставками и р = 0,01 -- для алмазных долот).

Для гидростатических условий бурения dH определяют по эмпирической формуле

где а и b -- коэффициенты уравнения регрессии, определенные на некоторых начальных интервалах бурения; Н -- глубина забоя.

Используя метод d-экспоненты, можно рассчитать пористость Я по формуле

где все обозначения приведены выше.

Если в качестве характеристики горной породы (в особенности для глинистых отложений) используют ее плотность р, которая может быть определена по шламу или корневому материалу, то

где,-- соответственно фактическая и предполагаемая плотности глины для условий нормального уплотнения на глубине

Меньшее распространение получил в практике бурения-log-метод, в котором основными соотношениями являются:

где аф, а„ -- соответственно фактическое и предполагаемое при гидростатических условиях значения параметра а для глубины Н (последнее определяется по уравнению регрессии); a, N1 v, DA -- соответственно нагрузка на долото, частота вращения, механическая скорость и диаметр долота; п -- корректирующий параметр по перепаду давления.

Последний параметр определяется в зависимости от величины

в соответствии с приведенными ниже данными:

Все рассмотренные выше методы имеют ряд недостатков, к главным из которых можно отнести: применимость в основном в глинистых отложениях, необходимость построения линии тренда и ее последующее использование за областью регрессии на значительные интервалы.

Все это приводит к достаточно большим (10 -- 20 %) погрешностям, особенно в переходных зонах, и значительным колебаниям в оценке поровых давлений для перемещающихся пород. Кроме того, для получения физически корректных данных большое значение имеет метод, при помощи которого осуществляется сглаживание gradpn.

2.8 ИНКЛИНОМЕТРИЯ

В процессе бурения скважины отклоняются от вертикали в соответствии с назначением (наклонно направленные) или в результате действия геологических и технико-технологических факторов. Отклонение скважины от вертикально направленной оси называется искривлением. Данные об искривлении скважины совершенно необходимы для определения глубины забоя, управления искривлением ствола скважины в целях доведения ствола скважины до заданного местоположения, выявления мест резкого искривления с целью предупреждения осложнения при бурении, спуске колонн и проведении геофизических работ. Без данных инклинометрии невозможно определение истинных глубин залегания пластов, их мощности и т.д.

Рис. 7 Схема измерительной части инклинометров: 1 -- подшипник; 2 -- контактные кольца коллектора; 3 -- коллектор; 4 -- магнитная стрелка; 5 -- азимутальный реохорд; 6 -- контактное кольцо; 7 -- острие; 8 -- пружинные контакты стрелки; 9 -- грузик буссоли; 10 -- дугообразный рычаг; 11 -- отвес; 12 -- стрелка отвеса; 13 -- угловой реохорд; 14 -- грузик, ориентирующий рамку; /5 -- керн рамки

...