Комплекс ГИС в бурящихся скважинах для литологического расчленения разреза и выделения пластов-коллекторов на Ромашкинском месторождении

4)оценка пористости.

Отбивка границ пластов. Из-за малых размеров зонда экранирование тока на границах существенно снижается, что способствует детальному расчленению разрезов скважин и четкой отбивке границ пластов. Границы пластов выделяются точно также как и по боковому каротажу.

2.1.5 Индукционный каротаж (ИК)

Индукционный каротаж (ИК) является электромагнитным методом, основанным на измерении в стволе скважины напряженности переменного магнитного поля, создаваемого вихревыми токами, возбужденными в породах генераторными катушками зонда ИК, и предназначен для определения электропроводности (проводимости) пород.

Индукционный каротаж выгодно отличается от каротажа обычными зондами и бокового тем, что применим не только в скважинах, заполненных промывочной жидкостью (проводящей ток), но и в скважинах с непроводящей жидкостью (нефтью или промывочной жидкостью, приготовленной на нефтяной основе), воздухом или газом.

Существуют два варианта интерпретации данных ИК: пластовый, при котором восстановление истинных значений осуществляется для заранее выделенных по кривой ИК пластов, и точечный (непрерывный), при котором кривая кажущейся удельной проводимости (КУП) преобразуется в кривую истинной удельной проводимости без предварительного выделения пластов.

В пластовом варианте интерпретации основными этапами обработки данных ИК являются: выделение пластов, отбивка их границ, отсчет существенных значений КУП, учет влияния скважины, вмещающих пород и зоны проникновения, учет влияния скин-эффекта и определение истинной удельной проводимости (УП) пласта.

Непрерывный вариант интерпретации заключается в оптимальной обратной фильтрации кривой ИК, при которой в каждой точке кривой МК устраняется влияние вмещающих пород и вертикального усреднения по всему интервалу измерения восстанавливается истинная непрерывная кривая проводимости пород, Оптимальная фильтрация осуществляется с помощью ЭВМ.

Отбивка границ пластов. Отбивка границ пласта по данным ИК производится в точках, соответствующих серединам склонов аномалии кривой КУП против пласта. Существенное значение КУП определяется как средневзвешенное на интервале пласта, уменьшенного на половину длины зонда со стороны кровли и подошвы. При мощности пласта, меньшей длины зонда или равной ей, берется экстремальное значение.

Наилучшие результаты ИК дает при исследовании скважин, заполненных плохо проводящей жидкостью. При растворе сопротивлением менее 0,1 Ом.м и высоком УЭС пород применение ИК ограничено. С помощью ИК достаточно точно разделяются породы сопротивлением до 50 Ом.м, хуже - сопротивлением 50-200 Ом.м, породы более высокого сопротивления на диаграммах практически не расчленяются, т.е. кривая ИК пишет в ограничении. Применение ИК эффективно в разрезах, где кривые КС зондов электрического каротажа искажаются вследствие экранирования прослоями высокого УЭС.

2.2 Каротаж ПС

Определяет потенциал, создаваемый в скважине электрическим полем самопроизвольной поляризации. Метод ПС относится к методам электрохимической активности. Естественное электрическое поле в скважинах, изучаемое методом ПС, создается благодаря электрохимической активности горных пород, которая зависит от минералогического состава и структуры, а также от минерализации насыщающих породы вод. В скважинах создаются диффузионно-адсорбционные, фильтрационные и окислительно-восстановительные потенциалы, они определяются видами электрохимической активности. Основной интерес представляет диффузионно-адсорбционная активность, проявляющаяся при диффузии ионов электролитов из пластовых вод в поровую жидкость или наоборот.

Метод ПС регистрирует разность потенциалов между электродами M и N, находящимися на небольшом расстоянии друг от друга. Градиент ПС близок к средней (на некотором интервале) величине, слагающей напряженности электрического поля ПС вдоль оси скважины.

Определение диффузионно-адсорбционной активности пород при малом влиянии зоны внутренней глинизации облегчается при переходе от относительных измерений потенциалов собственной поляризации к условно абсолютным измерениям. Для этого необходимо на диаграмме U_сп установить положение «нулевой линии» потенциалов U_сп или «нулевой линии» активностей А_да.

Для определения положения «нулевой линии» потенциалов U_сп в разрезе скважины выделяют опорные пласты, характеризующиеся:

1) достаточно большой мощностью, в условиях которой U _сп = 1;

2) удельным сопротивлением, близким удельным сопротивлениям глинистого раствора и вмещающих пород;

3) отсутствием иных потенциалов, кроме диффузионно-адсорбционных;

4) известным значением коэффициента К_да,оп диффузионно-адсорбционной э.д.с. пласта.

По этим признакам вместо «нулевой линии» потенциалов собственной поляризации и диффузионно-адсорбционной активности часто проводят «условные нулевые линии» по точкам, в которых значения U_сп максимальны - «нулевая линия глин».

При геологической интерпретации диаграмм потенциалов собственной поляризации исходят из следующих основных положений. Потенциалы U_сп собственной поляризации находятся в прямой зависимости от диффузионно-адсорбционной активности горных пород и, следовательно, от их относительной глинистости. Выделив опорные пласты, наносят на диаграмму U_сп «нулевую линию» проходящую (в масштабе записи кривой U_сп) по линии кыновских глин. Напротив пластов-коллекторов отмечается оптимальное отклонение кривой U_сп от «нулевой линии» - отрицательные аномалии.

Если минерализация пластовых вод выше минерализации фильтрата глинистого раствора и пластовое давление ниже гидростатического давления раствора на уровне пласта, то в разрезе осадочных пород в большинстве случаев отрицательными аномалиями U_сп отмечаются чистые песчаники, положительными - глины и сильно заглинизированные породы.

Отбивка границ пластов. Кривая ПС на диаграмме ассиметрична кривой КС. Пласт-коллектор отмечается отрицательной аномалией независимо от его насыщенности. Границы пластов также выделяются по середине сгиба кривой ПС. Чем больше отклонение кривой U_сп от «нулевой линии», тем лучше пласт по проницаемости.

2.3 Радиоактивный каротаж

Геофизические методы изучения геологического разреза скважин, основанные на измерении характеристик полей ионизирующих излучений (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов элементов, называют радиоактивным каротажем (РК).

Наиболее широкое распространение получили следующие виды радиоактивного каротажа:

1.гамма-каротаж, предназначенные для изучения естественного гамма-излучения горных пород;

2.гамма-гамма-каротаж и нейтронный каротаж, основанные на эффекте взаимодействия с горной породой источников гамма-излучения и нейтронов.

Измерение интенсивности естественного гамма-излучения пород вдоль ствола скважины называется гамма - каротажем (ГК).

Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют при помощи индикатора гамма-излучения, расположенного в глубине прибора. В качестве индикатора используют сцинтилляционные счетчики. Полученная в результате замера кривая, характеризующая интенсивность гамма-излучения пластов вдоль ствола скважины, называется гамма-каротажной кривой (ГК). В общем случае интенсивность гамма-излучения пластов, вскрываемых скважиной, приблизительно пропорциональна гамма-активности пород. Однако, при одинаковой гамма-активности породы с большей плотностью отмечаются меньшими показаниями ГК из-за более интенсивного поглощения гамма-лучей. Показания гамма-каротажа являются функцией не только радиоактивности и плотности пород, но и условий измерений в скважине (диаметр скважины, плотность промывочной жидкости и др.).

Условно считают, что эффективный радиус действия установки гамма-каротажа соответствует приблизительно 30см, излучение от более удаленных участков породы поглощается окружающей средой, не достигнув индикатора. Увеличение диаметра скважины из-за размыва стенки скважины и образования каверн (обычно в глинистых породах) сопровождается уменьшением показаний гамма-каротажа.

Гамма-каротаж находит широкое применение для изучения литологии пород, выделения глинистых пластов, качественной и количественной оценки их глинистости, пористости, при корреляции разрезов скважин, в том числе и обсаженных колонной.

Отбивка границ пластов. Границы пластов определяются по точках начала резкого подъема и спада кривой ГК.

При нейтронном каротаже изучаются характеристики нейтронного и гамма-излучений, возникающих при облучении горных пород источником нейтронов.

Различают стационарные и импульсные нейтронные методы исследования скважин. К числу стационарных нейтронных методов относится нейтронный гамма - каротаж (НГК). Результаты измерений при нейтронном каротаже представляют в виде кривой изменения вторичного гамма-излучения (НГК). В скважинном приборе, который используется при нейтронном каротаже, содержатся источник и индикатор гамма-излучения, расстояние между источником нейтронов и индикатором соответствует длине зонда.

Общая величина гамма-излучения, регистрируемая при НГК, слагается из трех компонентов:

1) интенсивности гамма-излучения I_нгк возникающего в результате радиационного захвата ядрами породы (радиационное или вторичное гамма-излучение);

2) гамма-излучения I_ггк источника нейтронов, которое воздействует на индикатор непосредственно или вследствие облучения стенок скважины гамма-лучами, часть которых рассеивается породой в направлении индикатора;

3) естественного гамма-излучения I_гк, обусловленного естественной радиоактивностью породы. Величина I_нгк является наиболее важной составляющей.

При исследованиях зондами, длина которых L_з более 40см, плотность нейтронов в среде с большим водородосодержанием в зоне размещения индикатора мала, поскольку в такой среде нейтроны замедляются и поглощаются в основном вблизи источника. В результате породы с высоким водородосодержанием отмечаются на диаграммах НГК низкими показаниями. В малопористых породах с низким водородосодержанием плотность нейтронов вблизи индикатора увеличивается, что вызывает повышение интенсивности радиационного захвата, а следовательно, показаний НГК.

На результаты НГК значительное влияние оказывают также элементы, обладающие аномально высокой способностью захвата тепловых нейтронов: хлор, бор, литий, кадмий, кобальт и др. Из них наиболее широко распространенным в осадочной толще является хлор.

По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы - большого и малого водородосодержания.

К первой группе пород относятся глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) и содержащие значительное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты), гипсы, отличающиеся малой пористостью, но содержащие химически связанную воду, а также некоторые очень пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы, насыщенные в естественных условиях жидкостью. При измерении большими зондами (L_з более 40см) на диаграммах НГК эти породы отмечаются низкими показаниями.

Во вторую группу пород входят малопористые разности - плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, а также гидрохимические образования (ангидриты и каменная соль). На диаграммах НГК, зарегистрированных большими зондами, эти породы выделяются высокими показаниями.

Против других осадочных пород (песков, песчаников, пористых карбонатов) показания НГК зависят от их глинистости и содержания в них водорода (насыщенности водой, нефтью и газом).

Нефть и вода содержат почти одинаковое количество водорода, поэтому нефтеносные и водоносные пласты с малым содержанием хлора отмечаются приблизительно одинаковыми значениями НГК.

Отбивка границ пластов по НГК определяется в точках резкого спада и подъема кривых. Точно также, как и по ГК, только наоборот.

2.4 Резистивиметрия

Под резистивиметрией понимают измерение удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину, с помощью скважинного резистивиметра.

Значения сопротивления промывочной жидкости необходимы при вычислении истинных удельных сопротивлений пород на основании кажущихся. Удельное сопротивление жидкости сильно зависит от температуры.

Скважинный резистивиметр представляет собой обычный каротажный зонд малых размеров (расстояние между электродами 2-3 см). При перемещении резистивиметра по скважине жидкость свободно циркулирует через трубу, которая служит изолирующим экраном, исключающим влияние среды за пределами определяемого объема жидкости (стенки скважины, обсадной колонны). Измерения резистивиметром выполняют по схеме, аналогичной замеру при обычном электрическом каротаже методом сопротивления. Удельное сопротивление промывочной жидкости находят по формуле:

Р= K * (U/ I) (2.2)

где К - коэффициент зонда - постоянный множитель, зависящий от расстояний AM, AN и взаимного расположения электродов;

U/I - представляет собой сопротивление части среды, заключенной между двумя эквипотенциальными поверхностями, проходящими через точки M и N.

В результате замера на каротажной ленте регистрируется диаграмма сопротивления промывочной жидкости вдоль ствола скважины.

2.5 Ядерно - магнитный каротаж (ЯМК)

Ядерно - магнитный каротаж (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 и 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.

Изучение разрезов скважин ядерно-магнитным методом осуществляют по данным измерения сигнала свободной прецессии (ССП) - величины э.д.с., возникающей в измерительной катушке зонда при переходе вектора ядерной намагниченности из одного равновесного состояния в другое, и постоянной времени релаксации этого процесса.

Среди породообразующих элементов эффект ядерного магнетизма наиболее сильно выражен у водорода, поскольку ядрам атомов водорода свойственно наибольшее значение гидромагнитного 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 скважин. При исследовании горных пород можно учитывать только ядерную намагниченность протонов.

Величина U_о калибруется в единицах, называемых индексом свободного флюида (ИСФ) и характеризующих объем пор (в %), занятых жидкостью, участвующей в образовании ССП.

Индекс свободного флюида условно считают соответствующим коэффициенту пористости, который находится по формуле:

К _п.эф. = К _п * (1- К _во) (2.3)

где К_во - коэффициент остаточной водонасыщенности.

Индекс свободного флюида определяется как отношение начальной амплитуды ССП, зарегистрированной на образце породы, к начальной амплитуде ССП, измеренной на дистиллированной воде, занимающей такой же объем, как и образец породы.

Величины ИСФ, полученные от одинаковых объемов воды и нефти и в равных термодинамических условиях, часто оказываются различными.

Уменьшение этого показателя для нефти связано с содержанием в ней вязких компонентов, снижающих в единице объема нефти число протонов, входящих в состав свободно перемещающихся молекул.

Интерпретация диаграмм ЯМК заключается в определении величин измеряемого сигнала свободной прецессии (ССП) и времени продольной релаксации Т₁. Время поперечной релаксации Т₂, будучи искажено неоднородностью поля Земли, для изучения разрезов скважин не используется.

На основании интерпретации диаграмм ЯМК возможно решение следующих задач:

1.выделение коллекторов и оценка их коллекторских свойств;

2.оценка характера насыщения коллектора и перспективы получения нефти, газа или воды из пласта.

Отбивка границ пластов. Однородные водородосодержащие пласты, мощности которых равны длине зонда или превышают ее, отмечаются на кривых ЯМК симметричными максимумами, расположенными в средней части пласта: границы пластов проводятся по середине наклонных линий. Если мощность пласта меньше длины зонда, то происходит уменьшение ИСФ по сравнению с истинными величинами и расширение максимума, определение границ тонких пластов по кривым ЯМК затрудняется.

В качестве существенных (характерных) величин (ИСФ) принимаются их средние значения. Для получения истинных значений ИСФ вводятся поправки за влияние скважины, глинистой корки (каверномер), пространственной ориентации скважины (инклинометрия) и др. Для этого построены соответствующие палетки и номограммы.

2.6 Кавернометрия

Диаметр скважины измеряют с помощью каверномеров и каверномеров-профилемеров. Каверномер состоит из нескольких (минимум трех) измерительных рычагов, контактирующих со стенкой скважины, и датчика, с помощью которого отклонения рычагов преобразуются в электрический сигнал, характеризующий диаметр скважины.

Диаметр, измеренный каверномером, - диаметр окружности, проходящей через наиболее удаленные от оси прибора точки измерительных рычагов, или удвоенное значение средней величины расстояний указанных точек от оси прибора.

При измерениях профилемером определяется диаметр (или радиус) скважины в одной или нескольких плоскостях, проходящих через ось скважины.

В результате измерения каверномерами получают кривую изменения диаметра скважины по ее стволу - кавернограмму.

Кавернограммы используют для подсчета объема затрубного пространства при определении необходимого количества цемента для цементирования скважины, выявления наиболее благоприятного интервала установки башмака колонны или испытателя пластов при испытании скважины, контроля состояния скважины при бурении, получения исходных данных о диаметре скважины для интерпретации материалов БКЗ и радиоактивного каротажа, уточнения геологического разреза скважины.

Измерение диаметра скважины в двух и более плоскостях по оси скважины (профилеметрия) позволяет судить о форме сечения скважины, выявлять в ней наличие желобов и других аномальных отклонений.

Увеличение диаметра скважины наблюдается:

1) в глинистых породах, размокающих (набухание глинистых частичек) и обрушивающихся в результате этого;

2) в каменной и калийной солях, растворяющихся в промывочной жидкости;

3) в некоторых рыхлых песках, размывающихся в процессе бурения струей промывочной жидкости;

4) в некоторых кавернозных известняках и доломитах, а также при пересечении скважиной карстовых пустот.

Уменьшение диаметра скважины наблюдается:

1) против проницаемых пород за счет образования против них глинистой корки вследствие фильтрации промывочной жидкости в пласт;

2) на участках, сложенных пластическими глинами, образующими при бурении сальники.

Отбивка границ пласта. По кавернометрии против проницаемых пластов образуется глинистая корка (уменьшение диаметра скважины). Она и служит критерием для определения кровли и подошвы пласта.



2.7 Аппаратура, применяемая при проведении электрического каротажа

Прибор скважинный комплексного электрического каротажа К1А-723М предназначен для измерения кажущегося удельного электрического сопротивления горных пород (в дальнейшем - КС) зондами бокового каротажного зондирования (в дальнейшем БКЗ) и трехэлектродного бокового каротажа (в дальнейшем БК), потенциала самопроизвольной поляризации (в дальнейшем ПС), удельного электрического сопротивления промывочной жидкости (в дальнейшем - Р_с), кажущейся электрической проводимости горных пород (в дальнейшем - УЭП) зондом индукционного каротажа (в дальнейшем - ИК).

Прибор рассчитан на работу совместно со следующими изделиями:

1) каротажными станциями, оснащенными системой «АЯКС»;

2) модулем сопряжения с системой «АЯКС»;

3) трехжильным бронированным каротажным кабелем марки КГ3-70-180 длиной 3000…5000 м, оснащенным кабельным наконечником;

4) каротажным генератором типа П4507 или УГ-1.

В приборе применена телеизмерительная система ТИС с время-импульсной модуляцией сигнала и временным разделением каналов.

Цикл состоит из 28 измерительных каналов и нулевого (служебного) канала.

В нулевом канале передается сигнал контроля тока питания скважинного прибора.

Каналы 1,2,3 занимает блок ИК. В первом канале передается сигнал зонда ИК, во втором - сигнал нулевого уровня зонда ИК, в третьем - стандарт сигнал, соответствующий показанию зонда индукционного каротажа, равному 100 мСм/м.

Блок БК-БКЗ занимает каналы 4…28, которые распределены между грубым и чувствительным трактами усиления. Усиление чувствительного тракта в десять раз выше грубого. Поэтому там, где сигналы одного и того же зонда передаются по двум трактам одновременно, диапазон измерения и значения стандарт-сигнала для грубого канала в 10 раз больше, чем для чувствительного. Это касается всех зондов электрического каротажа за исключением резистивиметра, сигнал которого занимает только один канал грубого тракта.

Каналы 9,15,16,28 предназначены для передачи опорных сигналов блока БК-БКЗ в следующей последовательности:

9 канал - стандарт сигнал грубого тракта;

15 канал - нуль грубого тракта;

16 канал - нуль чувствительного тракта;

28 канал - стандарт-сигнал чувствительного тракта.

Измерение КС зондом БК осуществляется путем раздельного измерения и передачи тока центрального электрода I_0БК (4 и 5 каналы) и потенциал экранного электрода U_эБК (6 и 7 каналы).

Диапазоны измерений для зондов A8.0M1.0N, A4.0M0.5N, A2.0M0.5N, N0.5M2.0A, A1.0M0.1N - от 0,2 до 5000 Ом·м.

Для зондов A0.4M0.1N, N11M0.5 - от 0,2 до 1000 Ом·м.

Для зонда БК - от 0,2 до 10000 Ом·м.

Для зонда ИК - от 10 до 2500 мСм/м.

Для резистивиметра - от 0,05 до 5 Ом·м.

Для сигнала ПС - от -0,5 до +0,5 В.

Технические характеристики прибора приведены в таблице 1.

Таблица 1

Технические характеристики прибора К1А-723М

Параметр	Значение параметра
Максимальная рабочая температура окружающей среды	120 оС
Максимальное рабочее гидростатическое давление	80 МПа
Диаметр, не более	75 мм
Длина жесткой части, не более	3,9 м
Длина гибкого зонда, не более	17 м
Масса прибора, не более	80 кг

Точка записи зондов (рис.2.1.):

A8.0M1.0N - 14,50м

A4.0M0.5N - 10,25м

A2.0M0.5N - 14,75м

N0.5 M2.0A - 10,25м

A1.0M0.1N - 13,55м

A0.4M0.1N - 12,95м

N11.0 M0.5A - 12,25м

Резистивиметр - 6,00м

БК - 17,68м

ИК - 19,67м

ПС - 15,75м

Параметры тока питания скважинного прибора:

1) действующее значение тока зондов электрического каротажа 400±40 мА;

2) частота - 400±5 Гц.

Скорость каротажа - 2000 м/ч.



Рис.2.1 Точки записи зондовых установок прибора

Прибор состоит из следующих конструктивно законченных блоков (рис.2.2):

- блока ИК, выполненного на общем шасси с ТИС,

-блока БК-БКЗ, а также гибкого зонда с размещенными на нем питающими и измерительными электродами.

В верхней части гибкий зонд заканчивается стандартным герморазъемом для подсоединения к геофизическому каротажному кабелю.



Рис.2.2 Компоновка прибора К1А-723М

На рис.2.3. и граф.прил.№2 приведена функциональная схема прибора.

Телесистема обеспечивает питание прибора, синхронизацию работы его схемы, модуляцию и передачу по первой жиле кабеля сигналов блоков БК-БКЗ и ИК.

Блок БКЗ обеспечивает питание зондовых установок, приём, усиление, согласование со входом ТИС сигналов от зондов БК-БКЗ

Блок ИК осуществляет питание зондовой установки ИК, прием, усиление и согласование со входом ТИС сигнала зонда ИК.



Рис.2.3 Функциональная схема прибора К1А-723М

При проведении измерений ток питания скважинного прибора подаётся по первой жиле кабеля и оплётке кабеля. Ток питания - переменный, частота - 400Гц, сила тока - 400мА. Ток питания поступает в блок БК-БКЗ, блок ТИС и блок ИК.

Питание токовых электродов А₁, А₂,А_э поступает для питания зондов БК-БКЗ. Измеряемые сигналы, поступающие с зондов БК и БКЗ, поступают в блок БК-БКЗ, который обеспечивает питание зондов, приём, усиление, согласование с входом ТИС сигналов от зондов. Измеряемые сигналы с блока БК-БКЗ поступают на вход блока ТИС.

Питание зонда ИК происходит от блока ИК, а измеряемый сигнал поступает в блок ИК, где происходит усиление сигнала и согласование со входом телеизмерительной системы (ТИС). С выхода блока ИК измеряемый сигнал поступает на вход блока ТИС. С выхода блока ТИС измеряемые сигналы зондов БК-БКЗ и ИК во времяимпульсной модуляции по первой жиле и оплётке кабеля поступает на поверхность. В скважинном приборе также имеется возможность включать нуль-сигнал и стандарт сигнал.

На рис.2.13. приведена функциональная схема блока ТИС. Схема содержит дроссель L1, трансформаторы Тр1, Тр2, источник питания ИП, формирователь синхронизирующих сигналов Ф, счетчик Сч, модулятор, усилитель-формирователь УФ.

В состав модулятора входят сумматор, два амплитудных детектора АД1 и АД2, формирователь пилообразного напряжения ФП, компаратор К, запоминающее устройство ЗП, ключи К=, К~, К₀. Кроме того модулятор содержит два источника опорного напряжения на стабилитронах У1 и У2. Прочие элементы носят вспомогательный характер и на функциональной схеме не показаны.

Схема ТИС работает следующим образом.

Ток питания прибора I_п 0,4А, 400 Гц последовательно проходит через дроссель L1, трансформатор питания Тр1, трансформатор Тр2 и далее на блок БК-БКЗ.

Выходные обмотки Тр1 поступают на схему ИП, который вырабатывает стабилизированные уровни питания ±12В, 24В, 50В, 6В.

С выходных обмоток Тр2 синусоидальные напряжения поступают на модулятор и формирователь, который вырабатывает серии импульсов, синхронные с частотой тока питания, необходимые для управления модулятором и работы счетчика. Состояние счётчика определяет номер текущего канала прибора, подключённого ко входу ТИС.

Модулятор блока ТИС обеспечивает преобразование сигналов, поочерёдно поступающих на вход в широтно-модулированный сигнал. При этом возможны следующие режимы преобразования.

Первый режим - преобразование сигнала напряжения переменного тока частотой 400 Гц, синхронного с током питания зондовых установок БК-БКЗ. В этом режиме сигнал, поступающий на вход модулятора, представляет собой фрагмент синусоидального напряжения длительностью в один период.

Начало и конец фрагмента расположены на максимальных значениях положительных полуволн. Преобразование напряжения в интервал времени основано на сравнении уровня напряжения на выходе запоминающего устройства с пилообразно изменяющимся напряжением на выходе формирователя ФП. Сравнение происходит с помощью компаратор К. При этом схема обеспечивает линейное преобразование амплитуды сигнала в интервал времени, причем коэффициент преобразования, а также начальное значение интервала, соответствующее нулевому уровню преобразуемого сигнала, не зависят от тока питания I_п.

Второй режим работы модулятора ТИС предназначен для преобразования сигнала напряжения постоянного тока (не связанного с током питания скважинного прибора). Включение этого режима осуществляется подачей логического сигнала ИК=1. Отличие этого режима от описанного выше состоит в том, что на вход сумматора в качестве сигнала нулевого уровня подается напряжение не от обмотки Тр2, а через ключ К~ от источника постоянного напряжения на У2. Напряжение питания цепи заряда конденсатора ФП в этом случае осуществляется через ключ К~ с опорного стабилитрона У1. [9]

Рис.2.4 Функциональная схема блок ТИС.

2.8 Методика проведения геофизических исследований

Снять со стыковочного узла гибкого зонда защитный колпак. Разъем и уплотнительные кольца узла стыковки должны быть сухими, чистыми и не иметь повреждений. При необходимости следует протереть их сухой тканью, а при наличии на уплотнительных кольцах повреждений кольца следует. Установить на разъеме стыковочного узла все три контакта. Смазать уплотнительные кольца тонким слоем смазки ЦИАТИМ-2001 или касторовым маслом и стыковать прибор с кабельным наконечником.

Если нумерация жил каротажного кабеля неизвестна, то определить номера жил можно с помощью омметра, измеряя их сопротивление относительно к ОК. Если прибор находиться на мостках и установлен на изоляционных подставках, то 1-я и 3-я жилы имеют по отношению к ОК бесконечно большое сопротивление. 2-я соединена с ОК в кабельной головке зонда БКЗ (косы), поэтому омметр покажет сопротивление жилы кабеля. Первую жилу можно определить, кратко временно замыкая ОК с корпусом прибора, либо токовыми электродами А1, А2. Аналогично можно определить 3-ю жилу, кратковременно замыкая электрод ПС и ОК.

Если прибор опущен в скважину и находится в буровом растворе, то сопротивление 1-й жиле будет больше, чем 2-й, так как а цепи 1-й жилы находятся обмотки дросселя и первичные обмотки силового и других трансформаторов скважинного прибора, а 2-я жила в стыковочном узле соединена с ОК. Сопротивление 3-й жилы будет больше, чем сопротивление 1-й и 2-й жил, поскольку последовательно с ней включено сопротивление ?10 кОм фильтра ПС, размещенного в верхнем подвесе косы.

Включить регистратор «Гектор» и источник переменного тока «Актор», предварительно повернув многооборотные регуляторы «U» и «I» на его лицевой панели влево до отказа и установив переключатель частоты в положение «400 Гц».

Запустить на компьютере программу «LOG». Заполнить наименование площади и номер скважины и войти директорию «Каротаж». В это время прибор может двигаться к забою скважины.

В списке директории «Каротаж» выбрать прибор К1-723-М.

Вывести на регистрацию зонды, подлежащие регистрации. Установить масштабы вывода кривых и точки записи. Ввести коэффициент резистивиметра.

Запустить программу графического изображения данных каротажа. На экране появиться планшета каротажных диаграмм. В верхнем левом углу экрана будет индицироваться глубина, скорость движения прибора, значения тока питания скважинного прибора Iп.

Регуляторами «U» и «I» на лицевой панели генератора «Актор» плавно увеличить ток питания скважинного прибора до 0,4 А, контролируется его значения по монитору. Генератор должен при этом работать в режиме стабилизации тока(горит светодиодный индикатор «I»).

При движении прибора по стволу скважины по каротажной диаграмме зонда ИК проверить положение нулевой линии по реперному пласту и при необходимости скомпенсировать ее смещение после записи в редакторе, либо впоследствии отрегулировать прибор.

Опустить прибор до нижней границы интервала исследований, перейти на подъем, и нажав «К» выполнить запись каротажных диаграмм до верхней границы исследуемого интервала. Нажать клавишу «О», при необходимости сделать повторную запись, создав новый файл.

После выполнения измерений, прибор достать из скважины, промыть его водой, отстыковать его от кабеля, протереть сухой тряпкой стыковочные поверхности и закрыть стыковочный узел защитным колпаком.

Вставить в геофизический блок плату «АЯКС» и модуль сопряжения с прибором К1А-723М. Осуществить необходимые соединения между прибором, кабелем (эквивалентом), геофизическим блоком, генератором П4507, компьютером (рис.2.5).

Установить на геофизическом блоке адрес источников данных на 1…14 каналах равный 8, на канале 15 - 9.

Согласно инструкции по пользованию «АЯКС» установить режим регистрации данных.

Опустить прибор в скважину ниже уровня бурового раствора.

Медленно увеличивать ток на выходе П4507 до 0,4А, контролируя его значения на дисплее.

Произвести запись данных.

Перед полным подъёмом прибора сбросить ток возбуждения генератор П4507. [9]

Рис.2.5 Схема соединений прибора К1А-723М в каротажной лаборатории

2.9 Обработка и интерпретация результатов исследования

Проведение исследований и дальнейшая интерпретация результатов представлена на примере скважины №27675 (граф.прил. №3). Исследования выполнены с целью литологического расчленения разреза скважины и выделения пластов коллекторов.

Скважина пробурена на терригенные отложения девонской системы и исследования проведены в интервале 1888-1937м.

В скважине был выполнен комплекс электрического каротажа методами :

1. КС, ПС - потенциал зондом N11.0 M0.5A;

2. БКЗ - комплексом градиент зондов, 5 подошвенных: A 0.4 M 0.1 N,

A 1.0 M 0.1 N, A 2.0 M 0.5 N, A8.0 M 0.5 N и 1 кровельным N 0.5 M 2.0 A;

3. ИК- прибором К-1-723М;

4. БК- прибором К-1-723М;

5. Микрометоды МГЗ, МПЗ, МБК прибором;

6. Кавернометрия- прибором ПФ-73 М;

7. Радиоактивный каротаж: ГК и НГК.

По результатам исследований в разрезе скважины можно выделить следующие породы и пласты коллекторы в интервалах:

В интервале 1888- 1892 м реперный горизонт « Аяксы» показания КС, НГК - высокие, по показаниям МКЗ - проникновения нет, по каверномеру dскв= dном- это плотные карбонатные породы.

В интервале 1892- 1919,4 м - кыновские глины, КС- низкие значения, НГК- низкие, ГК- высокие значения, МКЗ- проникновения нет, по кавернометрии dскв>dном образовалась каверна.

В интервале 1919,4- 1921 м - реперный « верхний известняк», показания Кс не высокие, показания НГК так же не высокие, по показаниям МКЗ проникновения нет.

В интервале 1921- 1927 м - пласт коллектор, об этом свидетельствует отрицательные значения ПС, по показаниям МКЗ есть проникновение (МПЗ> МГЗ, это обозначает приращение), по показаниям каверномера dскв < dном - это обозначает, что образовалась глинистая корка. Значение НГК и ГК средние. По показаниям КС пласт коллектор делится на две части: В интервале 1921- 1924 м - показания КС высокие, примерно = 10 Омм, т.е. эта часть пласта коллектора нефтеносная. В Интервале 1924-1927 м - показания КС низкие, примерно = 2,5 Омм, т.е. эта часть плата коллектора водоносная.

В интервале 1927- 1930 м - по показаниям каверномера dскв>dном, т.е. в этом интервале образовалась каверна, значит это глина.

В интервале 1930- 1937 м - наблюдается переслаевание глинистых, уплотненных, пород. По результатам резистивиметрии определили, что сопротивление скважиной жидкости 1,0 Омм



3. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

3.1 Охрана труда и техника безопасности при проведении геофизических исследований

В связи с тем, что актуальность проблем улучшения условий труда возрастает, все больше внимания обращается на охрану труда.

Охрана труда - система законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда (ССБТ ГОСТ 12.0.002-80). Научно-технический прогресс внес серьезные изменения в условия производственной деятельности работников умственного труда. Их труд стал более интенсивным, напряженным, требующим значительных затрат умственной, эмоциональной в физической энергии. Это потребовало комплексного решения проблем эргономики, гигиены и организации труда, регламентации режимов труда и отдыха.

Охрана здоровья трудящихся, обеспечение безопасности условий труда, устранение профессиональных заболеваний и производственного травматизма составляет одну из главных забот человеческого общества. Обращается внимание на необходимость широкого применения прогрессивных форм научной организации труда, сведения к минимуму ручного, малоквалифицированного труда, создания обстановки, исключающей профессиональные заболевания и производственный травматизм.

Охрана труда - система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, организацией технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия. В настоящем разделе мной разработаны вопросы охраны труда при геофизических исследованиях скважин различными способами, в том числе и с использованием прострелочных, радиоактивных, электрических методов.

3.2 Требования для безопасного проведения промыслово-геофизических работ

Все промыслово-геофизические работы должны производиться с соблюдением действующих "Единых правил безопасности при взрывных работах", "Инструкции по технике безопасности при проведении промыслово-геофизических работ", "Санитарных правил при работе с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений", "Правил перевозки радиоактивных веществ", "Санитарных правил работы с закрытыми источниками излучений при радиометрических исследованиях разрезов буровых скважин" и "Норм радиационной безопасности" (НРБ-69) N 821-А-69, утвержденный Минздравом СССР.

Промыслово-геофизические, взрывные, прострелочные работы в скважинах должны производиться в присутствии представителя заказчика под руководством начальника партии или другого ответственного инженерно-технического работника, назначенного приказом по предприятию, осуществляющему эти работы.

Взрывные и прострелочные работы в скважинах должны вестись только работниками промыслово-геофизических партий.

Запрещается для промыслово-геофизических работ пользоваться электросетью с напряжением более 380В.

В газирующих и поглощающих скважинах проведение электрометрических работ запрещается.

К промыслово-геофизическим работам скважину должно подготовить предприятие, которому принадлежит скважина.

Ствол скважины должен быть подготовлен таким образом, чтобы

обеспечивалось беспрепятственное прохождение стреляющей аппаратуры, торпед и скважинных приборов. Диаметр и длина шаблона должна быть не менее соответствующих размеров спускаемого в скважину геофизического прибора.

Перед проведением геофизических работ необходимо произвести проверку изоляции электрооборудования и исправность устройства защитного заземления буровой установки или скважины. Обязательно наличие металлической связи между заземляющими устройствами скважины и источника питания, к которому подключаются геофизические токоприемники.

Инструмент, не имеющий непосредственного отношения к

промыслово-геофизическим работам должен быть убран от устья скважины и с приемных мостков, а машинные ключи отведены в сторону и надежно закреплены.

При отсутствии ротора устье скважины должно быть оборудовано подмостками для установки на них блок-баланса и площадкой, обеспечивающей безопасное передвижение людей. Спуск-подъемные операции в скважинах разрешается производить как через наземные, так и через подвесные блок-балансы.

Запрещается применять наземные подвесные блок-балансы, конструкция которых не позволяет установку указателей натяжения и глубин.

На скважине должен быть необходимый запас жидкости для долива скважины в случае поглощения, а в зимней период - источник тепла для обеспечения нормальной работы геофизической партии.

Около скважины со стороны мостков должна быть подготовлена площадка для размещения на ней оборудования, аппаратуры и инструмента промыслово-геофизической партии.

Для подключения промыслово-геофизического оборудования к силовой или осветительной сети у скважины должна иметься постоянно установленная штепсельная разетка с заземляющим контактом.

До начала геофизических работ скважина должна быть залита жидкостью до устья. Подготовленность скважины к промыслово- геофизическим работам оформляется актом, который подписывается ответственными представителя заказчика и геофизического предприятия. Акт о готовности скважины передается начальнику геофизической партии, после чего он может приступить к работе.

При промыслово-геофизических работах подъемник и лаборатория должны быть заземлены.

При проведении геофизической партией подготовительных работ должна быть обеспечена надежная устойчивость автомобиля-подъемника.

Во время спуск-подъемных операций в скважине запрещается наклоняться над кабелем, переходить через него, а также браться руками за движущийся кабель. На барабан подъемника кабель должен направляться специальным водильником. Грузы и скважинные приборы весом более 40 кг. или длинной более 2-х метров независимо от веса должны подниматься и опускаться в скважину промыслово-геофизическим подъемником.

Скважинные приборы, стреляющая аппаратура и грузы, опускаемая в скважину должны иметь ослабленное место присоединения к кабелю, разрывающееся при натяжении не превышающем 2/3 разрывного усилия кабеля.

После спуска прибора в скважину на барабане лебедки должно оставаться не менее половины последнего ряда витков кабеля.

Для освобождения прихваченного в стволе скважины кабеля или прибора следует его непрерывно расхаживать. Если расхаживанием освободить прибор не удается, дальнейшие работы по ликвидации прихвата должны вестись по согласию руководителей предприятий геофизического и заказчика.

Не допускается наличие "фонарей" на бронированном кабеле. Проволоки брони, образующие "фонари", необходимо срезать, а концы их заправить под проволоки неповрежденных витков.

Каротажная станция и подъемник устанавливаются с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины таким образом, чтобы были обеспечены хорошая видимость и сигнализация между станцией, подъемником и устьем скважины. Между устьем скважины и каротажным оборудованием не должно быть никаких посторонних предметов.

Запрещается: проведение каких-либо работ на скважине, не связанных с геофизическими исследованиями; выполнение работ при сильных выбросах, газопроявлениях и переливах жидкости из негерметизированного устья скважины, а также при неисправности герметизирующего устьевого оборудования скважин; проведение работ в ночное время при неисправностях в осветительной системе скважин; нахождение у скважины посторонних людей.

Перед началом исследований скважина должна шаблонироваться службой ПРС, КРС. Если прибор не проходит в скважину, а также в случае возникновения затяжек кабеля, работы в скважине должны быть немедленно прекращены, о чем ставятся в известность соответствующие службы заказчика и промыслово-геофизического предприятия.

Скорость спуска приборов в скважину не должна превышать 2500 м/ч, скорость подъема его не более 2000 м/ч. Последние 100 метров кабеля выбирается из скважины вручную.

В процессе спуска прибора в скважину контролируется качество брони кабеля. При обнаружении каких-либо повреждений брони кабеля спуск прибора прекращается. Применять кабель срощенный либо с реставрированной броней запрещается.

Во время спуска прибора необходимо внимательно следить за движением кабеля. При остановки прибора кабель ложится на землю. Продолжать спуск прибора путем резкого опускания его запрещается во избежании прихвата. Спуск прибора производить только после герметизации лубрикатора. Во время спуска прибора до глубины 300 метров магистральная задвижка должна быть закрыта.

3.3 Промышленная санитария и противопожарные мероприятия

Санитарные и гигиенические мероприятия в производственных условиях способствуют поддержанию и улучшению физического, морального состояния трудящихся и существенно влияют на производительность труда.

В ночное время освещение буровой, площадки перед скважиной, лабораторией и лебедочной должно обеспечивать безопасное выполнение работ и передвижение людей.

Контейнеры для перевозки радиоактивных веществ и инструменты должны соответствовать требованиям санитарных правил.На геофизических предприятиях проводят систематический учет дозы облучения, полученные работниками радиометрических партий.

Все люди геофизических партий обеспечиваются спецодеждой и спецобувью. В зимнее время необходимо следить за отоплением подъемников и лабораторий.

В соответствии с эпидимическими показателями всем работникам делают профилактические прививки.

Геофизические партии должны быть снабжены медицинскими аптечками, работники партий обучены приемам оказания первой медицинской помощи.

При работах на скважинах основное внимание должно уделяться подмене работников для отдыха и питания, обогревания персонала партий в холодное время, обеспечение горячей пищей.

Во время переезда на место работы и при работах на скважине необходимо соблюдать условия, исключающие возможность возникновения пожара.

Работники геофизических партий должны строго соблюдать противопожарные правила:

1) перфораторные подъемники и лаборатории содержать в чистоте и порядке;

2) в перфораторных подъемниках и лабораториях иметь первичные средства пожаротушения;

3) курить на объектах только в специально отведенных местах;

4) пользоваться открытым огнем на расстоянии не менее 20 м. от скважины и не менее 10 от лаборатории и подъемника;

5) жидкие горючие материалы перевозить в плотно закрывающихся бочках, банках; переливать их при помощи насоса, шланга. [1]

3.4 Мероприятия по охране окружающей среды при проведении геофизических исследований

Вопросы охраны недр при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений регламентируются Основами законодательства о недрах и Правилами разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин.

Ввод нефтяного и газового месторождения в разработку допускается при наличии отчета о результатах разведочного бурения, разведанных запасов, утвержденных ГКЗ РФ, технологической схемы или проекта разработки этого месторождения, проектов горного и земельного отводов, оформленных и утвержденных органами Госгортехнадзора. Горный отвод - это часть земельных недр, предоставляемая предприятию для промышленной разработки содержащихся в ней полезных ископаемых. Размеры горного отвода определяются границами разведанного месторождения.

Земельный отвод - это земельный участок, предоставляемый нефтегазодобывающему предприятию для строительства промысловых объектов в размерах установленных техническими нормами.

Основное условие предоставления горного и земельных отводов - обеспечение комплексного использования всех полезных ископаемых, охрана недр и окружающей среды на территориях выделенных и смежных земельных участков.

В соответствии с Основами законодательства о недрах правила разработки нефтяных и газовых месторождений предусматривают следующие основные требования охраны недр: применение наиболее рациональных и эффективных методов добычи нефти, газа и сопутствующих компонентов, имеющих промышленное значение; недопущение сверхнормативных потерь полезных ископаемых, а также выборочной отработки наиболее продуктивных и легкодоступных участков залежи, приводящей к необоснованным потерям балансовых запасов и ухудшению показателей разработки залежи в целом; осуществление доразведки месторождений и иных геологических работ, проведение маркшейдерских работ и ведение необходимой, предусмотренной правилами геолого-технологической документации; учет состояния, движения запасов и потерь полезных ископаемых; недопущение порчи запасов разрабатываемых и рядом расположенных месторождений, а также сохранение полезных ископаемых, консервируемых в недрах; сохранение и учет попутно добываемых, но временно не используемых полезных ископаемых, а также отходов производства, содержащих полезные ископаемые; соблюдение правил по безопасному ведению работ и охраны окружающей среды. Эти требования выполняются при соблюдении тех же правил, что и при разбуривании месторождений.

Основные методы охраны подземных вод следующие: использование подземных вод по замкнутому циклу (оборотное водоснабжение); пополнение запасов подземных вод; барражи - создание барьера повышенного давления, преграждающего путь загрязненным водам к водозабору; подземное захоронение стоков; изоляция водоносных горизонтов в скважинах; установление санитарно-охранных зон.

Основной метод охраны подземных вод нефтяных и газовых месторождений от загрязнения - изоляция соответствующих пластов в скважинах. Если загрязнение уже произошло, можно применить дренажи и барражи на участках между скважинами-загрязнителями и водозаборами. Защита поверхностных водоемов от стоков промышленных предприятий предусмотрена Правилами охраны поверхностных водоемов от загрязнения сточными водами. К важнейшим мероприятиям, предотвращающим загрязнение вод, относятся: широкое внедрение в районах добычи нефти замкнутых систем водоснабжения с ограниченным забором свежей пресной воды; внедрение эффективных методов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью снижения потерь; использование передвижных металлических емкостей для сбора нефти при освоении, глушении и подземном ремонте скважин; использование эффективных диспергирующих средств для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоемов.

В процессе эксплуатации месторождений нефти и газа актуальное значение имеет и охрана атмосферы на нефтяных и газовых промыслах. Вредные выбросы веществ в атмосферу загрязняют окружающую среду, изменяя, в частности, физические, химические и биологические характеристики воздушного бассейна. К наиболее массовым загрязнителям атмосферы при добыче нефти и газа относятся сернистый газ (СОз), оксиды азота, углерода (угарный газ), нефтяные газы, летучие вещества (ароматические углеводороды, спирты, эфиры, кетоны и другие).

Особое внимание к природоохранным мероприятиям должно проявляться при применении новых методов воздействия на пласт. В частности, необходимо неукоснительно соблюдать правила работы с химическими реагентами, не допускать неуправляемого течения термических реакций при использовании тепловых методов.

Ввиду многообразия и сложности вопросов охраны недр и окружающей среды в нефтегазовой промышленности особенную актуальность приобретают своевременное выявление ситуации возможного нанесения вреда недрам и окружающей среде, выбор и осуществление конкретных природоохранных мероприятий. [10]

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Расчет нормативной продолжительности (трудоемкости) исследования «Промежуточный каротаж»

Трудоемкость - это время, необходимое для выполнения определенного объема работ. Для расчета трудоемкости на геофизических предприятиях используется сборник «Межотраслевые нормы времени на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ», Москва, 1990 год. В сборнике даны единые нормы времени на все элементы работ при исследовании скважины. Единые нормы времени рассчитаны на геофизические исследования в скважинах при бурении и контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений и служат для нормирования труда рабочих и специалистов, находящихся на сдельной оплате труда, разработки нормативных заданий при повременной оплате труда, а также для расчета сметных норм.

...