Промислова геофізика

При переміщенні штока 11 у нижнє положення включається мікро-вимикач 13, внаслідок чого відбувається розрив сигнальної ланки, що відзначається індикатором розкриття важелів на панелі керування. Це служить сигналом для вимикання двигуна 2. Після вимикання нагрівача тиск у камері 3 падає і пружина 5 повертає поршень 4 разом зі штовхальником 7 у вихідне положення, а шток 11 залишається в зафіксованому крайнім нижнім положенні, впираючись у пристрій 16 і стискаючи пружину 17, за рахунок пружності якої і відбувається переміщення штока 18 при зміні діаметра свердловини.

Важелі закриваються при повторному включенні гідравлічного двигуна в такий спосіб. Собачка 6 при опусканні штовхальника 7 повертає храповик 8 так, що у фіксатора 10 згинається права пружина 9 проти годинникової стрілки. Поворот фіксатора та звільнення вимірювального пристрою відбувається при незначному переміщенні штока 11 вниз. При цьому фіксатор повертається, стає навпроти паза штока 11 і тим самим повертає вимірювальний пристрій у вихідне положення. Переміщення системи виробляється пружиною 12 після вимикання двигуна.

Живлення каверноміра здійснюється постійним струмом силою 0,48 А і напругою 300 В. Каверномір КСУ-2 дозволяє вимірювати діаметр свердловини в межах 46-370 мм із похибкою ±5 мм при максимальному куті викривлення свердловини 40°, температурі навколишнього середовища до 70°C і гідростатичному тиску до 2·107 Па.

Іноді з метою виділення в розрізі колекторів реєструють додатково мікрокавернограму приладом з мірними важелями спеціальної конструкції (вони мають меншу довжину, чим у звичайних каверномерах) у масштабі 1:1 і кіркограму кіркоміром, що дозволяє вимірити товщину глинистої кірки.

Технічні характеристики деяких типів каверномірів приведені в таблиці 3.1.

Градуювання каверномірів

Перед вимірами фактичного діаметра свердловини необхідно зробити градуювання каверноміра, що полягає у визначенні сталої каверноміра C, початкового діаметра свердловини d0 і нормальної сили струму I, а також у перевірці лінійності його показів.

Градуювання звичайно виконується на базі промислово-геофізичних партій не менше одного разу на місяць. На буровій, перед початком виміру, варто перевіряти правильність роботи каверноміра за допомогою двох-трьох кілець відомого діаметра.

Таблиця 3.1 Технічні характеристики каверномірів

Марка	Діаметр, мм	Довжина, мм	Маса, кг	Число жил кабелю	Число вимірювальних важелів	Межі вимірювання діаметра свердловини, мм	Гранична температура, С	Граничний тиск, Па·108	Похибка вимірювання діаметра свердловини, мм
СКС-4 СКТ-5 СКО-12 КВ-2 КФМ КСУ-1 КСУ-2	80 80 80 55 60 70 36	1921 1736 1619 1410 1200 1918 1810	33 33 30 10,8 5 35 12	3 3 1 3 3 3 3	4 4 4 3 3 3 3	100-760 100-750 125-750 60-240 70-250 70-760 46-370	100 120 120 60 60 120 70	0,50 0,50 0,50 0,15 0,30 0,80 0,20	±15 ±15 ±15 ±15 ±15 ±10 ±5

Для градуювання каверномірів у стаціонарних умовах звичайно використовується хрестовина з отворами, які розташовані на однаковій відстані від її центра, в які вставляються вимірювальні важелі або набір градуювальних кілець.

Для градуювання каверноміра збирається звичайна схема виміру, мінус джерела живлення, підключається до корпуса приладу. При зворотній силі струму живлення каверноміра I, яке рівне близько 2 мА, і значеннях розкриття, що задаються, мірних важелів, які відповідають визначеним діаметрам свердловин, вимірюють різниці потенціалів U, що знімаються з омічного датчика. За величиною U і відомих діаметрів хрестовини будують графік градуювання U=f(dc) (Рис. 3.4). Стала C каверноміра розраховується за двома парами значень dc, U1 і dc, U2, які взяті на лінійній ділянці графіка, за допомогою формули:

, (3.2)

Рисунок 3.4 Графік градуювання каверноміра з трьохжильним кабелем

Діаметр d0, при якому U=0, встановлюють за графіком U=f(dc).

Нормальна сила струму I0, при якій зміна діаметра на 1 см відповідає U=1,25 мВ, знаходять із співвідношення:

. (3.3)

Характеристика каверноміра повинна бути близькою до лінійної та відхилення від лінійності не повинне перевищувати 10%. Величина нелінійності графіка градуювання розраховується за формулою:

. (3.4)

3.4 Порядок проведення роботи

1. Встановити хрестовину з отворами в горизонтальне положення.

2. Вставити мірні важелі каверноміра в хрестовину.

3. Під'єднати каверномір до панелі вимірювання.

4. Включити панель вимірювання.

5. Через кожних 10 см (від 18 см до 78 см) знімають значення U з вимірювального пристрою при силі струму 2, 4 та 6 мА. Результати вимірювань заносять в таблицю 3.2.

Таблиця 3.2 Результати проведення лабораторної роботи

Сила струму I, мА	Значення U при відповідних діаметрах, мВ
	18 см	28 см	38 см	48 см	58 см	68 см	78 см
2
4
6

6. Будують графіки градуювання каверноміра U=f(dс).

7. За формулою (3.2) розраховують сталу каверноміра при I=2, 4 та 6 мА і зіставляють.

3.5 Контрольні питання

1. Призначення каверномірів.

2. Технічна характеристика каверномірів.

3. Принцип роботи каверномірів.

4. Градуювання каверноміра.

5. Методика визначення сталої каверноміра.

6. Задачі, які вирішуються за допомогою електричного термометра.

Лабораторна робота №4

Вивчення будови, принципу роботи та градуювання термометра

4.1 Мета роботи

Вивчити фізичні основи даного методу, будову та принцип роботи апаратури, а також провести градуювання термометра.

4.2 Теорія

Інтенсивність і поширення теплових полів залежить від термічних властивостей, геометричних форм і розмірів досліджуваних середовищ.

Термічні властивості гірських порід характеризуються коефіцієнтом теплопровідності або питомим тепловим опором, тепловою анізотропією, питомою теплоємністю і коефіцієнтом температуропроводності.

Коефіцієнт теплопровідності визначається з відомого рівняння Фур'є:

, (4.1)

яке описує передачу тепла dQ за час d через елемент середовища з поперечним перерізом ds, довжиною dl при перепаді температур dt. У рівнянні (4.1) характеризує властивість середовища передавати теплову енергію її молекул і називається питомою теплопровідністю середовища. У системі СІ має розмірність Вт/м·градус.

Питомий тепловий опір - величина, яка обернена питомій теплопровідності , і має розмірність м·градус/Вт. Для різних гірських порід і корисних копалин варіює в широких межах - від тисячних до десятків м·градус/Вт. Він знижується зі збільшенням щільності, вологості, проникності і вмісту льоду в породі, підвищується при заміщенні в поровому просторі води нафтою, газом або повітрям і залежить від шаруватості порід (теплова анізотропія).

Теплова анізотропія порід характеризується безрозмірним коефіцієнтом

, (4.2)

де n і t - питомі теплові опори породи по нормалі та по дотичній до напластування. Так як в шаруватих породах n>t, то t>1 (1,015-1,32).

Питома теплоємність Ср визначається з рівняння

, (4.3)

яке описує зміну температури dt тіла, що має об'єм dV і густину , при наданні тілу тепла dQ. Коефіцієнт Ср у рівнянні (4.3) характеризує властивість середовища змінювати свою температуру. В системі одиниць СІ Ср має розмірність Дж/кг·градус. Для більшої частини гірських порід і корисних копалин Ср варіює у відносно невеликих межах - від 580 до 2090 Дж/кг·градус, зростаючи зі збільшенням вологості.

Коефіцієнт температуропроводності а входить множником у диференціальне рівняння теплопровідності і має розмірність м2/с. Величина а визначається співвідношенням а=/Ср. Це комплексний параметр, що характеризує тепло-інерційні властивості гірських порід. Він виражає зміну температури одиниці об'єму середовища за одиницю часу. Гірські породи розрізняються за температуропроводністю більш ніж у 100 разів.

У розподілі природного теплового поля істотне значення має тепловий опір, а при вивченні нестаціонарних теплових процесів, при аналізі штучних теплових полів у свердловинах - теплоємність і температуропроводність гірських порід. Диференціація гірських порід і корисних копалин за термічними властивостями лежить в основі застосування термічних методів для вивчення геологічних розрізів свердловин, а теплова анізотропія гірських порід забезпечує можливість рішення тектонічних задач.

Аналіз теплових полів зводиться до рішення диференціального рівняння теплопровідності, що у випадку однорідного ізотропного середовища в системі прямокутних координат має вид:

, (4.4)

де t/ - зміна температури t з часом в точці з координатами x, y, z; 2t - лапласіан від функції t, що має в прямокутній системі координат наступне вираження:

. (4.5)

Інтегрування рівняння в умовах нестаціонарних теплових процесів, коли t/ =0, є складною задачу, яку можна розв'язати лише для найбільш простих окремих випадків поширення тепла.

При сталому процесі теплообміну, коли t/ =0, рівняння (4.4) перетвориться в рівняння Лапласа

. (4.6)

Області застосування методу природного теплового поля Землі та геологічні задачі, які розв'язуються за результатами даного методу.

Розподіл природного теплового поля в товщі земної кори залежить головним чином від літологічних, тектонічних та гідрогеологічних факторів, на вивченні яких базується розв'язок наступних задач:

1. Літолого-тектонічні та гідрогеологічні задачі регіональної геології. Ці задачі розв'язуються шляхом визначення основних геотермічних параметрів, до яких відносяться геотермічний градієнт, геотермічна ступінь та густини теплового потоку.

За допомогою зазначених параметрів проводять:

визначення природної температури порід на заданій глибині;

кореляцію розрізів свердловин при регіональних дослідженнях;

прогнозування тектонічної будови території, яка не вивчена за допомогою буріння;

вивчення гідрогеологічної і мерзлотної характеристики досліджуваних районів. Для розв'язку цих задач звичайно використовують термограми природного теплового поля.

2. Детальне дослідження розрізів свердловин. При розв'язанні цієї задачі використовуються також матеріали інших геофізичних методів. Для цієї мети визначають теплові характеристики порід (теплопровідність або тепловий опір і температуропроводність) за даними термічних досліджень свердловин зі сталим чи несталим тепловим режимом.

Теплові характеристики в комплексі з іншими петрофізичними параметрами порід дозволяють вирішувати наступні задачі:

літологічного розчленовування розрізів свердловин;

виявлення колекторів;

пошуків корисних копалин.

Найбільше доцільно залучати дані термометрії для вивчення глинистих покришок, пошуків колекторів у карбонатних відкладах, визначення газоносності карбонатних і тонкошаруватих піщано-глинистих комплексів. Для цього необхідні діаграми детальної термометрії.

4.3 Апаратура, обладнання та матеріали

Електричний термометр опору є основним приладом для виміру температур у свердловинах. Його дія заснована на зміні опору металевого провідника зі зміною температури:

, (4.7)

де Rt0 і Rt - опір провідника при деякій початковій температурі t0 і вимірюваній температурі t; - температурний коефіцієнт (його величина для міді складає 0,004°С-1).

За величиною Rt можна визначити температуру середовища в свердловині.

Переважно в свердловинних електричних термометрах опорів використовується мостова схема виміру для трьохжильного й одножильного кабелів. У схемі для трьохжильного кабелю всі чотири плеча мостової схеми розташовані в свердловинному приладі, а в схемі для одножильного кабелю одне чуттєве плече моста змонтоване в свердловинному приладі, а три плеча розташовані на поверхні.

У мостовій схемі термометра з трьохжильним кабелем (Рис. 4.1, а) плечі R2 і R4 є інертними з дуже малим температурним коефіцієнтом, а плечі R1 і R3 - чутливими зі значним температурним коефіцієнтом. Інертні плечі виготовляються з манганіну або константану ( =(1-3)•10-5°С-1), чутливі плечі - з міді. Живлення моста здійснюється постійним струмом з поверхні, зворотним проводом служить земля. В іншій діагоналі моста між точками М і N вимірюється різниця потенціалів U, яка пропорційна зміні температури середовища в свердловині.



Рисунок 4.1 Схеми виміру температур у свердловині електричними термометрами на трьохжильному (а) і одножильному (б) кабелях та електричним термометром типу ТЕГ (в)

Опори інертних плечей практично при будь-якій температурі не змінюють своєї величини та рівні один одному, тобто R2=R4. При деякій температурі t0 спостерігається рівновага моста, тобто дотримується умова R1R3=R2R4. При цій температурі різниця потенціалів між точками М і N дорівнює нулю. Температура, що вимірюється, рівна:

, (4.8)

де C=2/R0 - стала термометра.

Визначення сталої термометра С і температури t0 рівноваги моста проводиться шляхом градуювання електричного термометра за допомогою точного ртутного термометра.

Градуювання електричного термометра

Градуювання електричного термометра проводиться в термостаті з обігрівом при зміні температури води від 10 до 80°С і вище через кожних 10 - 15°С. Криві градуювання термометра U=f(t) знімаються при паспортному струмі, наприклад при 10, 20 або 40 мА. Точка перетинання кривої U=f(t) з ординатою U=0 дає значення температури t0 рівноваги моста. Для визначення сталої електричного термометра вибирають два значення температури t1 і t2 та за кривою U=f(t) визначають відповідні їм значення різниці потенціалів U1 і U2, потім розраховують величину С за формулою:

. (5.9)

Кожен електричний термометр опору характеризується сталою часу термометра, що показує, у який час він, будучи переміщений з одного середовища в інше, сприйме 2/3 різниці температур цих середовищ. Стала часу характеризує теплову інерцію термометра та змінюється для різних типів електричних термометрів від 0,5 до 3 с.

В електричних термометрах для роботи з одножильним кабелем опір з великим температурним коефіцієнтом (R1=2000 Ом при 20°С) розміщений у свердловинному приладі, інші елементи мостової схеми розташовані на поверхні (Рис. 4.1, б). Рівновага моста досягається опором R2, на якому можна безпосередньо розрахувати температуру t. Опором R3 регулюється масштаб запису.

В електронному термометрі для одножильного кабелю опір з великим температурним коефіцієнтом є плечем моста, який розташований у свердловинному приладі. Міст живиться змінним струмом.

Термометри типу ТЕГ працюють на основі електронного генератора, що знаходиться в свердловинному приладі. Зміна опору чуттєвого плеча за рахунок варіацій температури впливає на RC-генератор, змінюючи його частоту. Керування частотою генератора здійснюється ланкою RC, що містить два термочутливих резистора Rt і дві термостатичні ємності C (Рис. 4.1, в). Період автоколивань генератора RC знаходиться в залежності від величини опорів Rt і, отже, від температури середовища, в яку поміщені резистори Rt.

У деяких свердловинних приладах знаходиться перемикач, що за сигналом з поверхні підключає до RC-генератора Г замість термочутливих резисторів еталонні опори, які відповідають температурам 20 і 100°С, за допомогою яких виробляється калібрування апаратури. На поверхні тривалість періоду коливань струму генератора виміряється за допомогою частотоміра Ч, вихідна напруга якого пропорційна тривалості періоду коливань, а значить, і температурі. Напруга на виході частотоміра спостерігається візуально за допомогою вимірювального приладу ІП і записується приладом, що реєструє, РП. Межі виміру температур встановлюються за допомогою потенціометра.

Система виміру температури з попереднім перетворенням її в частоту вимірюваного струму характеризується високою завадостійкістю, оскільки частота сигналу, що визначає вимірювану величину, практично не залежить від параметрів кабелю та наявності перешкод у схемі вимірів.

Свердловинний прилад живиться від стабілізованого джерела постійного струму з напругою 250 В через баластовий опір. Електронна схема свердловинного приладу укладена в сталевий герметичний кожух зі свічковим мостом для приєднання кабельного наконечника. Термочутливі резистори Rt розміщені в нижній частині свердловинного приладу в мідних трубках і контактують із промивною рідиною.

Характеристика електричних термометрів приведена в таблиці 4.1.

Таблиця 4.1 Технічна характеристика електричних термометрів

Марка термометра	Число жил кабелю	Гранична температура,С	Граничний тиск, Па·108	Похибка вимірювання, %	Стала часу, С	Максимальна швидкість запису, м/год	Габарити, мм	Маса, кг
						При геотермії	При вивченні технічного стану свердловини	діаметр	довжина
ЕТС-2У ЕТМІ-58 ЕТО-2 ЗАТО ТЕГ-2 ТЕГ-36 ТЕГ-60 ТЕГ-60А	3 3 1 1 1 1 1 1	120 170 160 120 120 150 200 250	0,4 0,8 0,6 0,6 1 1 1,2 1,2	1 1 1 1 2 1 1 1	0,5 0,5 2,0 1,0 1,5 2,0 2,0 2,0	1000 1000 600 1000 1000 600 600 600	2000 2000 1500 2000 2500 1500 1500 1500	42 60 73 48 73 36 60 60	565 870 2330 1750 1960 2010 2045 2045	3,5 7 30 20 30 8 19 19

4.4 Порядок проведення роботи

1. Встановити термостат і заповнити його водою.

2. Помістити електричний термометр і точний ртутний термометр у термостат.

3. Під'єднати електричний термометр до панелі вимірювання.

4. Включити панель вимірювання в мережу.

5. Включити термостат.

6. Через кожних 10С (покази ртутного термометра) знімають значення U з вимірювального пристрою при силі струму 10, 20 та 40 мА. Результати вимірювань заносять в таблицю 4.2.

7. Будують графіки градуювання електричного термометра U=f(t).

8. За формулою (4.9) розраховують сталу електричного термометра при I=10, 20 та 40мА і зіставляють.

Таблиця 4.2 Результати проведення лабораторної роботи

Сила струму I, мА	Значення U при відповідних температурах, мВ
	20С	30С	40С	50С	60С	70С	80С
10
20
40

4.5 Контрольні питання

1. Призначення електричних термометрів.

2. Технічна характеристика термометрів.

3. Принцип роботи електричних термометрів.

4. Градуювання електричних термометрів.

5. Методика визначення сталої електричного термометра.

6. Що таке теплова інерція електричного термометра?

7. Задачі, які вирішуються за допомогою електричного термометра.

Лабораторна робота №5

Вивчення зондів методу уявного електричного опору (УО). Форми кривих методу УО. Визначення границь пластів і їх товщин за даними кривих УО

5.1 Мета роботи

Ознайомитись із зондами методу електричного опору, вивчити їх характеристику, форми кривих опору для різних зондів, а також вміти визначати границі пластів і їх товщини за даними форми кривої УО.

5.2 Теорія

Вивчення зондів методу уявного електричного опору.

Зонди методу уявного опору (УО) призначені для вимірювання електричного опору гірських порід, завдяки створенню електричного поля в них за допомогою електродів струму (А, В) і виміру значення потенціалів, різниці потенціалів, градієнту потенціалів за допомогою електродів M, N.

Зонд методу УО - це набір електродів A, B, M і N, які розташовані на різній відстані між собою та ізольованому каркасі.

На практиці, при вимірюванні електричного опору, в свердловині знаходяться три електроди A, M і N або M, A і В. Четвертий електрод В або N знаходиться на поверхні біля гирла свердловини.

В залежності від комбінації розташування електродів між собою зонди поділяються на потенціал-зонди та градієнт зонди, які в свою чергу діляться на: послідовні (підошвенні); обернені (покрівельні); двополюсні (взаємного живлення); однополюсні (прямого живлення); ідеальні; неідеальні (реальні) (Рисунок 5.1).

Із рисунка 5.1 видно, що потенціал-зонди - це такі, в яких відстань між одноіменними (парними) електродами A, В або M, N набагато більша (в 5 - 10 разів), ніж між різноіменними (непарними) A і M (L), тобто l>>L.

Градієнт-зонди - це такі, для яких l<<L.

Послідовні зонди - це такі, у яких одноіменні електроди знаходяться нижче від різноіменних.

* - електроди (A, В, М, N); * - точка запису; l - відстань між одноіменними електродами A і В, або M і N; L - відстань між різноіменними електродами A і M.

Рисунок 5.1 - Класифікація зондів методу електричного опору

Обернені (покрівельні) зонди - це такі, в яких одноіменні електроди знаходяться вище різноіменних.

Однополюсні - це такі, в яких у свердловині знаходиться один електрод струму (A).

Двополюсні - це такі, в яких у свердловині знаходяться два електроди струму A і В.

Ідеальний потенціал-зонд - це такий, в якого l > ?.

Ідеальний градієнт-зонд - це такий, в якого l > 0.

Крім цього зонди характеризуються:

коефіцієнтом,

розміром,

точкою запису.

Точка запису в потенціал-зонді знаходиться посередині між різноіменними електродами:

. (5.1)

Точка запису в градієнт-зонді знаходиться посередині між одноіменними електродами:

. (5.2)

Розмір потенціал-зонда Lзп - це відстань в метрах між різноіменними електродами (L), тобто:

. (5.3)

Розмір градієнт-зонда Lзг - відстань між точкою запису і різноіменним електродом (A або M), тобто:

. (5.4)

Коефіцієнт зонда розраховується за формулами:

для однополюсного зонда:

, (5.5)

для двополюсного зонда:

. (5.6)

Розмірність коефіцієнта зонда в метрах. Електричний опір гірських порід визначається за формулою:

. (5.7)

Форми кривих методу уявного електричного опору

Форма кривої методу уявного електричного опору для пласта може мати різне зображення в залежності від багатьох факторів (типу зонда, співвідношення між розміром зонда і товщиною пласта) і т.п.

Форма кривої для потенціал-зонда має симетричний характер, тобто екстремальні значення (максимальні, або мінімальні) для середини пласта і різка зміна при підході до границь пласта (Рис.5.2).

Для градієнт-зондів форма кривої має несиметричний характер, тобто екстремальні значення (максимальні і мінімальні) в підошві (максимальне) і в покрівлі (мінімальне) для послідовних зондів (Рис.5.2) (для випадку коли вивчаємо високоомний пласт); і дзеркальне відображення форми кривої має місце для оберненого (покрівельного) градієнт зонда (Рис.5.2).

Визначення границь пластів і їх товщини за даними кривих уявного опору

Виходячи із аналізу поведінки форми кривої УО для різних зондів (Рис.5.1), при визначенні границь пластів, доцільно використовувати градієнт-зонд, для якого розмір зонда менший товщини пласта Lз<h.

Тоді підошва та покрівля високоомного пласта може бути визначена за формулами:

Рисунок 5.2 Форма теоретичних та фактичних кривих уявного опору

, (5.8)

або

, (5.9)

тоді:

, (5.10)

де: - глибина для максимального значення уявного опору послідовного градієнт-зонда; - глибина для максимального значення уявного опору оберненого градієнт-зонда; - глибина для мінімального значення уявного опору послідовного градієнт-зонда; - глибина для мінімального значення уявного опору оберненого градієнт-зонда.

5.3 Порядок виконання лабораторної роботи

1. Студенти знайомляться із зондами в наглядній формі та закріпляють теоретичні знання.

2. Аналізують форми теоретичних кривих методу уявного електричного опору та порівнюють їх із фактичними кривими на конкретному діаграмному матеріалі.

3. На діаграмному матеріалі комплексу ГДС вибирають 5-6 пластів і визначають для них границі та товщини за даними методу уявного електричного опору.

4. Результати обробки діаграмного матеріалу заносять в таблицю 5.1.

5. Оформляють звіт.

5.4 Контрольні питання

1. Призначення зондів методу уявного електричного опору та їх будова.

2. Класифікація зондів методу уявного електричного опору та їх характеристика.

3. Форма кривих методу уявного електричного опору.

4. Методика визначення границь пластів і їх товщини за даними методу уявного електричного опру.

Таблиця 5.1 Результати обробки діаграмного матеріалу

Інтервали пластів, м	Товщина пласта, м	Діаметр свердловини, м	Опір свердловини, Ом·м	Покази зондів БКЗ, Ом·м	Тип кривої БКЗ
				A0.4M0.1	A0.4M0.1	A0.4M0.1	A0.4M0.1	A0.4M0.1

Лабораторна робота №6

Побудова фактичної кривої бокового каротажного зондування (БКЗ)

6.1 Мета роботи

Зняти значення з кривих бокового каротажного зондування, побудувати фактичну криву зондування, визначити її тип і отримати практичні навики інтерпретації даних БКЗ.

6.2 Теорія

Зняття значень з кривих бокового каротажного зондування.

Значення геофізичних параметрів (Гпар) пласта можна вирахувати, знаючи величину відхилення кривої (“l” в см) від лінії відліку з врахуванням горизонтального масштабу реєстрації:

, (6.1)

де: Гпар - значення геофізичного параметру пласта; l - відхилення кривої від лінії відліку в см; M - горизонтальний масштаб реєстрації геофізичного параметра (наприклад, 1 Ом·м/см).

Для кривих геофізичних параметрів, які мають симетричний характер, відхилення кривої (l) береться напроти середини пласта (Рис. 6.1, а). Для градієнт зондів, враховуючи несиметричний характер кривої, напроти пласта можемо мати різне значення геофізичного параметру (уявного опору): max - максимальне; min - мінімальне; опт - оптимальне; сер - середнє.

В залежності від співвідношення товщини пласта (h) до розміру зонда (Lз) - h/Lз слід визначати уо таким чином:



Рисунок 6.1 Зняття середніх, оптимальних і максимальних значень з кривих уявного опору

(6.2)

Оптимальне значення УО (оптуо) береться в точці на кривій, яка знаходиться на відстані -- Lз/2 від середини пласта вниз для послідовного або вверх для оберненого зонда.

Середнє значення визначається за формулою:

, (6.3)

де: S - площа проти пласта охопленої кривою УО - без інтервалу екранування (Lз).

Максимальне значення уо знаходиться в підошві або в покрівлі пласта.

Побудова фактичної кривої БКЗ

Побудова фактичної кривої зондування здійснюється на білогарифмічному бланку, де по осі “X” відкладаються значення розміру зондів в метрах, а по осі “У” - значення уявного електричного опору для цих зондів напроти конкретного пласта в Ом·м.

В результаті побудови фактичної кривої зондування можуть бути різні її типи (Рис. 6.2):

1. двошарова типу “а” - понижуючого характеру, коли с<п - рисунок 6.2, a; двошарова типу “б” - підвищуючого характеру, коли с>п - рисунок 6.2, б;

2. тришарова типу “а” - понижуючого характеру, коли с<зп<п - рисунок 6.2, в; тришарова типу “б” - підвищуючого характеру, коли с<зп>п - рисунок 6.2, г.

Для визначення типу фактичної кривої зондування необхідно порівняти її з теоретичними двошаровими кривими шляхом співставлення хреста фактичної кривої БКЗ з хрестом теоретичних кривих.

Якщо фактична крива на протязі зміни всіх розмірів зондів повторює аналогічну подібну форму теоретичної двошарової, то вона і є двошаровою - типу “а”, або “б” (Рис.6.3). Якщо із збільшенням розміру зонда, фактична крива БКЗ пересікає теоретичні двошарові все більшого модуля:

, (6.4)

то маємо справу з тришаровою кривою типу “2-а”:

, (6.5)

а якщо фактична крива, із збільшенням розміру зонда, пересікає теоретичні двошарові все меншого модуля (м), то маємо справу з тришаровою кривою типу “3-б”:



Рисунок 6.2 Фактичні криві БКЗ

- фактичний хрест кривої БКЗ з координатами (сс і dс); с - питомий електричний опір промивної рідини (ПР), п - питомий електричний опір пласта без проникнення промивної рідини, зп - питомий електричний опір зони проникнення

-------- - теоретичні криві типу 1-а і 1-б;

- - - - - - - - фактичні криві зондування типу 1-а;

- · - · - · - - фактичні криві зондування типу 1-б;

- - · · - - · · - фактичні криві зондування типу 2-а;

- · · - · · - - фактичні криві зондування типу 2-б.

Рисунок 6.3 Співставлення фактичних кривих БКЗ із двошаровими теоретичними кривими

. (6.6)

Визначення типу фактичної кривої БКЗ має важливе значення, так як дає можливість виявляти наявність пластів-колекторів і підібрати відповідну теоретичну палетку кривих БКЗ для інтерпретації фактичної кривої БКЗ.

6.3 Порядок виконання лабораторної роботи

1. Знімають значення з кривих бокового каротажного зондування. Результати записують в таблицю 6.1.

2. За даними значеннями опору пласта для різних зондів будують фактичну криву зондування.

3. Зіставляють фактичну криву з теоретичною та визначають тип даної кривої.

6.4 Контрольні питання

1. Методика зняття показів із кривих бокового каротажного зондування.

2. Класифікація фактичних кривих бокового каротажного зондування.

3. Побудова фактичної кривої бокового каротажного зондування.

4. Що таке двошарова крива зондування та її типи.

5. Що таке тришарова крива зондування та її типи.

Лабораторна робота №7

Виділення пластів-колекторів і визначення Кп і Кнг за даними ГДС

7.1 Мета роботи

Ознайомитись з методикою виділення порід-колекторів, визначення Kп і Кнг за даними ГДС, а також набути практичних навиків при вирішенні даних задач.

7.2 Теорія

Виділення порід-колекторів за даними ГДС - є однією із важливих задач, але в цей же час і трудною, особливо, коли маємо справу з складнопобудованими колекторами. Розв'язок даної задачі базується на тому, що колекторські властивості та характер флюїду, який знаходиться в порах колектора, впливають на покази геофізичних параметрів. Таким чином, одержуємо геофізичну характеристику для різного типу колекторів, яка дозволяє розв'язувати обернену задачу. Чим більше є геофізичної інформації по розрізу свердловин, тим більш впевнено можна здійснити виділення колекторів.

Нижче дається обмежена характеристика колекторів з використанням геофізичної інформації методів: УО, ПС, ГК, НГК, dс:

1. УО - наявність приросту електричного опору за даними мікрокаротажу (ДМК?0), тришарова крива БКЗ;

2. ПС - наявність аномалії (як правило);

3. ГК (Iг) - малі значення Iг=(28) мкР/год. (виключаючи випадки поліміктових пісковиків), для яких Iг може мати велике значення;

4. НГК (Inг) - середні, значення Inг=(1.21.4) ум.од.;

5. dc - незначне зменшення діаметра свердловини, порівнюючи з діаметром долота (dc<dдол) за рахунок утворення глинистої кірки.

Визначення Kп і Kнг за данини ГДС

Принцип визначення Kп і Kнг за даними ГДС базується на тому, що значення геофізичних параметрів, що реєструються, в тій або в іншій мірі залежать від величин Kп і Kнг.

Для практичного розв'язання даних задач використовують геофізичні параметри, які мають найбільший взаємозв'язок з Kп і Kнг.

Методики визначення Kп за даними ГДС

Коефіцієнт пористості впливає на показники багатьох геофізичних параметрів. Обмежимось аналізом даного впливу при таких методах: УО, ПС, ГК, НГК, АК.

Метод УО

Як відомо з теорії методу електричного опору збільшення Kп приводить до зменшення опору зони проникнення, якщо вона заповнена електропровідним флюїдом, тобто існує обернена залежність між зп і Kп.

Коефіцієнт пористості може бути виражений через параметр пористості (Рис.7.1):

, (7.1)

де: Pп - параметр пористості; Kп - коефіцієнт пористості; m - структурний показник, який залежить від форми порових каналів і, в основному рівний 2; вп - опір водоносного пласта; в - опір пластової води; пп - опір повністю промитої зони; зп - опір зони проникнення - визначається за даними МК; q - коефіцієнт за залишкову водонасиченість (q=0.75); Q - коефіцієнт за залишкову нафтонасиченість (Q=1.25); ф - опір флюїду промивної рідини (с), ф=0.75с.



Рисунок 7.1 Залежність Рп від Kп

Метод ПС.

Для незаглинизованих колекторів існує прямий зв'язок міх UПС і Kп (Рис.7.2).

Рисунок 7.2 Залежність UПС від Kп

Враховуючи те, що на величину аномалії ПС крім Kп впливав ще багато інших факторів, один із яких це опір промивної рідини, тому доцільно використовувати не абсолютне значення аномалії ПС, а відносне (Рис.7.3):

, (7.2)

де: UxПС - аномалія ПС для пласта з невідомим Kп; UmaxПС - аномалія ПС для пласта з відомим Kп (опорний пласт з максимальним значенням Kп).

Рисунок 7.3 Залежність UПСвід. від Kп

Метод ГК.

Як відомо із теорії даного методу, інтенсивність I залежить від наявності глини в колекторі (в заглинизованих колекторах). Чим більш заглинизовані колектори, тим менше значення Kп і тим більші показники інтенсивності гамма-випромінювання.

Таким чином, для таких колекторів існує обернена залежність між інтенсивністю I і Kп (Рис.7.4, а).

Рисунок 7.4 Залежність J (а) та Jвід. (б) від Kп

Враховуючи те, що абсолютне значення залежить ще і від багатьох інших факторів, крім глинистості, то доцільно використовувати відносне значення гамма-випромінювання (Рис. 7.4, б):

, (7.3)

де Imin, Imax - значення інтенсивності гамма випромінювання для опорних пластів з відомим значенням коефіцієнта пористості (відповідно максимального і мінімального); Ix - інтенсивність гамма-випромінювання для пласта з невідомим значенням Kп.

Метод НГК

З теорії методу НГК відомо, що значення інтенсивності радіаційного випромінювання In, в основному, залежить від кількості водню в гірських породах. Таким чином, чим більше значення Kп тим більший вміст водню в даних породах. Між інтенсивністю In і Kп є пряма залежність, тобто збільшення Kп приводить до збільшення In (Рис. 7.5, а).

Рисунок 7.5 Залежність J (а) та Jвід. (б) від Kп

Враховуючи те, що абсолютне значення In також залежить ще і від інших факторів, то доцільно використовувати відносне значення радіаційного гамма-випромінювання (Рис. 7.5, б):

, (7.4)

де Inx - інтенсивність викликаного гамма-випромінювання для пласта з невідомим значенням Kп; Inx - інтенсивність викликаного гамма-випромінювання для опорних пластів з відомим значенням Kп (відповідно максимальним і мінімальним).

Метод АК

Швидкість розповсюдження пружних хвиль в гірських породах має прямий зв'язок з густиною гірських порід і обернений з Kп (Рис. 7.6, а, б).

Рисунок 7.6 Залежність V від (а) та Kп (б) і T від Kп (в)

Зв'язок між швидкістю пружних хвиль, інтервальним часом і коефіцієнтом пористості представлений наступними формулами:

. (7.5)

Як видно із формул, існує прямий зв'язок між T і Kп (Рис. 7.6, в).

Знаючи значення T - для пласта за даними АК, Tск - для скелета порід даного пласта і Tф - для рідини яка заповнює пори (промивна рідина) можна визначити Kп.

Методика визначення Kп за даними ГДС зводиться, до того, що для кожного геологічного району будуються залежності взаємозв'язку між даними геофізичними параметрами та Kп, який визначений спочатку за даними кернового матеріалу. Потім дану залежність використовують для визначення Kп, маючи тільки дані геофізичних параметрів.

Методика визначення Kнг за даними ГДС

Коефіцієнт нафтогазонасиченя (Kнг) впливає на покази багатьох геофізичних методів. Найбільш тісний взаємозв'язок є Kнг з електричним опором гірських порід. Збільшення значень Kнг приводить до збільшення електричного опору (Рис. 7.7, а), при всіх незмінних інших факторах.

Рисунок 7.7 Залежність п (а) та Pн (б) від Kнг

Для того, щоб уникнути впливу на покази електричного опору пласта ряду інших факторів, крім Kнг, використовують відносне значення опору пласта з будь-яким Kнг до опору даного пласта, коли Kнг=0 %, а Kв=100 %, тобто до опору водоносного пласта. Це відношення називають відносним параметром насичення:

, (7.6)

де: п - опір пласта з невідомим Kнг, який визначається за даними БКЗ, БК, ІК; вп - опір даного пласта коли Kв=100%.

Опір водоносного пласта вп у виразі Рн можна визначити через параметр пористості:

, (7.7)

, (7.8)

тоді:

. (7.9)

Залежність параметра насичення від коефіцієнта нафтогазонасиченя приведена на рисунку 7.7, б.

7.3 Порядок виконання лабораторної роботи

1. На основі аналізу геофізичної характеристики, яка притаманна пластам-колекторам, студенти виділяють інтервали в розрізі свердловини, які представлені колекторами.

2. Для виділених пластів-колекторів визначають значення геофізичних параметрів зп, п, UПС, I, In, T, які використовуються при визначенні Kп і Kнг.

3. Дають висновок про правильність виділення колекторів, визначення Kп і Kнг за даними ГДС.

4. Оформляють звіт.

7.4 Контрольні питання

1. Методика виділення колекторів за даними ГДС.

2. Методика визначення Kп за даними методів електричного опору.

3. Методика визначення Kп за даними методу ПС.

4. Методика визначення Kп за даними методу ГК.

5. Методика визначення Kп за даними методу НГК.

6. Методика визначення Kп за даними методу АК.

7. Методика визначення Kнг за даними методів електричного опору.

Лабораторна робота №8

Літологічне розчленування розрізу свердловини за даними комплексу методів ГДС

8.1 Мета роботи

Ознайомитись із методикою літологічного розчленування розрізів свердловин за даними ГДС.

8.2 Теорія

Літологічна різновидність гірських порід (глини, глинисті сланці, алевроліти, аргіліти, пісковики, вапняки, гіпси, ангідрити, конгломерати, солі і т.д.) визначається наявністю в них хімічних елементів, текстури, структури, цементуючого матеріалу і т.д., що в свою чергу відображається на результатах вимірювання геофізичних параметрів. Таким чином, кожна літологічна різновидність гірських порід має свою геофізичну характеристику.

Чим більше використовується даних від різних геофізичних методів при розв'язку поставленої задачі, тим точніше вона вирішується.

Враховуючи те, що в розрізі свердловин не завжди проводиться повний комплекс методів ГДС, тому нами розглядається характеристика тільки тих методів, які виконуються майже по всіх розрізах свердловин. До таких методів відносяться:

- метод уявного електричного опору (УО);

- метод самочинної поляризації (СП);

- кавернометрія;

- гамма-каротаж (ГК);

- нейтронний-гамма каротаж (НГК).

Нижче наводиться коротка характеристика геофізичних параметрів для різних літологічних різновидностей.

Глини

- УО - характер кривої монотонний, значення уявного опору змінюється від 1 до 10 Омм, крива зондування - двошарова;

- СП - крива монотонна без аномалій (максимальні значення додатних потенціалів);

- ДС - як правило, збільшений діаметр свердловини, у порівнянні з номінальним діаметром;

- ГК - збільшені або навіть максимальні значення інтенсивності гамма-випромінювання, якщо в розрізі свердловин немає явних радіоактивних елементів, значення природної радіоактивності змінюється в межах від 20 до 40 мкР/год.;

- НГК - найменші значення і змінюються в межах від 1.0 до 1.2 ум.од.

Пісковики

- УО - крива не монотонна, значення уявного опору може змінюватись в широких діапазонах, у залежності від зміни коефіцієнта пористості та характеру флюїду, від 1 до 1000 Омм, крива зондування - тришарова;

- СП - наявність аномалії, величина якої залежить від пористості та глинистості. При збільшенні пористості аномалія кривої СП збільшується, а при збільшенні глинистості - зменшується;

- ДС - як правило, діаметр свердловини рівний номінальному, але може бути і випадок, коли діаметр свердловини менший за номінальний, що спричиняється утворенням глинистої кірки на стінках свердловини проти пісковиків;

- ГК - як правило, невеликі значення природної радіоактивності і змінюються в межах від 2 до 4 мкР/год, із збільшення глинистості пісковиків природна радіоактивність збільшується;

- НГК - середні значення, в основному, визначаються характером флюїду, яким заповнені пори (вода, нафта, газ). При насиченні прісною водою чи нафтою будемо мати середні значення - (1.2-1.4) ум.од., а у випадку насичення мінералізованою водою з наявністю NaCl, KCl значення вторинної гамма-активності будуть великі, як і для щільних гірських порід.

Вапняки

- УО - крива УО слабодиференційована, УО змінюється в широких діапазонах у залежності від тих же факторів, що і для пісковиків. Фактична крива БКЗ - тришарова, якщо є проникнення бурового розчину в пласт;

- СП - наявність аномалії СП, величина якої залежить від тих же факторів, що і для пісковиків. Необхідно мати на увазі, що форма кривої СП має різне зображення, в залежності від характеру пористості вапняків;

- ДС - як правило, діаметр свердловини рівний номінальному діаметру, але можуть бути і інші характеристики, якщо вапняк кавернозний, тріщинуватий, тоді діаметр свердловини більший за номінальний;

- ГК - як правило, невеликі значення - від 2 до 4 мкР/год;

- НГК - великі значення і змінюються в межах від 3.0 до 5.0 ум.од.

Гідрохімічні осади (солі NaCl, KCl)

- УО - великі значення для зондів, розмір яких набагато більший діаметра свердловини; двошарова крива БКЗ;

- СП - аномалії, як правило, невеликі, але вони можуть мати різний характер у залежності від часу заміру після проходження їх долотом;

- ДС - як правило, збільшений діаметр свердловини за рахунок розчинення солей;

- ГК - дуже малі значення для NaCl - 2-3 мкР/год і великі проти KCl;

- НГК - великі значення як для солей NaCl, так і для KCl, але для останніх значно більші значення за рахунок наявності як Cl, так і K40.

8.3 Порядок виконання роботи

1. Виділити на діаграмному матеріалі комплексу методів ГДС пласти, для яких необхідно визначити літологію.

2. Визначити значення геофізичних параметрів із врахуванням характеру кривої геофізичного параметру.

3. Провести порівняння значень геофізичних параметрів з характеристикою, яка дається в теоретичній частині даної лабораторної роботи.

4. Оформляють звіт.

5. Результати інтерпретації занести у таблицю 8.1.

Таблиця 8.1 Результати літологічного розчленування розрізу свердловини

№ п/п	Інтервал глибин пластів, м	h, м	dс, м	сп, Ом·м	ДUпс, мВ	Іг, мкР/год	Іnг, ум.од.	ДТп, мкс/м	Тип породи
1.

8.4 Контрольні питання

1. У чому полягає методика літологічного розчленування розрізів свердловин за даними ГДС?

2. Дайте характеристику окремих літологічних різновидностей гірських порід за даними комплексу методів ГДС.

3. З якими труднощами зустрічаються при літологічному розчленуванні гірських порід за даними ГДС?

Література

1. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., Недра, 1977. 432 с.

2. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М., Недра., Гостоптехиздат, 1986, - 692 с.

3. Померанц Л.И., Чукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1978.

4. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., Недра, 1977. 432 с.

5. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М., Недра., Гостоптехиздат, 1986, - 692 с.

6. Померанц Л.И., Чукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1978.

7. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., Недра, 1977. 432 с.

8. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М., Недра., Гостоптехиздат, 1986, - 692 с.

9. Померанц Л.И., Чукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1978.

10. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., Недра, 1977. 432 с.

11. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М., Недра., Гостоптехиздат, 1986, - 692 с.

12. Померанц Л.И., Чукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1978.

13. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982, - 448 с.

14. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. 2-изд., перераб. М., Недра, 1981. 182 с.

15. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник под ред. В.М. Добрынина. М., Недра, 1988. 476 с.

16. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982, - 448 с.

17. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. 2-изд., перераб. М., Недра, 1981. 182 с.

18. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник под ред. В.М. Добрынина. М., Недра, 1988. 476 с.

19. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982, - 448 с.

20. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. 2-изд., перераб. М., Недра, 1981. 182 с.

21. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник под ред. В.М. Добрынина. М., Недра, 1988. 476 с.

22. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982, - 448 с.

23. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. 2-изд., перераб. М., Недра, 1981. 182 с.

Размещено на Allbest.ru

...