Метод природного електричного поля

Завдання № 1.

Метод природного електричного поля. Фізичні основи методу, записувані криві і їх інтерпретація.

При електричного каротажу вивчають електричне поле, створене електричним струмом, що проходить через точкові електроди в навколишньому провідному середовищі. Струм через електроди (А і В) зазвичай підтримується джерелом, що знаходяться в живильного ланцюга.

Електродна установка або каротажний зонд, зберігаючи відстань між електродами під час вимірювання, рухається по стовбуру свердловини. Каротажний зонд характеризується коефіцієнтом зонда К.

Після розгляду елементів електричного поля, що реєструється трьохелектродні каротажних зондом, стає ясним, що для визначення питомої електричного опору однорідної середовища потрібно виміряти різницю потенціалів Δ U і, знаючи коефіцієнт зонда К і живить його ток I можна розрахувати питомий електричний опір середовища (породи) з наступної формули:

Δ U = ρ _п · I / К → ρ _п = К · Δ U / I

Для одержання кривої зміни ρ _п по стовбуру свердловини при постійному значенні I досить реєструвати зміна тільки Δ U по стовбуру свердловини.

У природі ми зустрічаємося з багатошаровою і неоднорідною середовищем (стовбур свердловини, зона проникнення промивної рідини в пласт, неоднорідність і обмеженість товщини пластів та ін) і отримуємо деяке умовне, результуюче значення від всіх впливають на вимірюване питомий опір досліджуваного інтервалу різних факторів, що носить назва уявного питомого опору (ρ _н або КС). Для визначення ρ _н (КС) зазвичай исползуют флрмулу, справедливу для однорідного середовища:

ρ _к = К · Δ U / I

Результати вимірювань удаваного питомого опору, як і ρ _п, представляють у вигляді кривої, що показує зміна ρ _до по стовбуру свердловини з глибиною (крива КС).

Проходження електричного струму в речовинах, в тому числі і в гірських породах, обумовлено наявністю двох видів провідностей (електронної та іонної) у твердих тілах і водних розчинах солей.

Гірська порода являє собою складний агрегат, що складається з твердого скелета, поровий простір якого заповнене водними розчинами, нафтою і газом. Електрична провідність породи в більшості випадків обумовлена ​​наявністю електропровідних рідин в порах і каналах між твердими частинками гірських порід. Різні гірські породи, пересічені стовбуром свердловини, мають різний хімічний склад, різну мінералізацію заповнюють пори і тріщини водних розчинів, і тому відрізняються один від одного значеннями питомого електричного опору. Його значення в чому характеризує насиченість колекторів (вода, нафта, газ), відносний об'єм пор, заповнених водним розчином солей (пористість), у зв'язку з чим метод опорів обов'язково включається в стандартний комплекс досліджень геологічного розрізу свердловини.

Питомий опір гірських порід вимірюється в ом-метрах і відноситься при вимірах до 1 м ³ породи. Питомий опір гірських порід змінюється в широких межах - від часток до декількох тисяч ом-метрів, в залежності від наявності мінералізації пластової води, що заповнює їх пори і тріщини. Підвищення мінералізації водних розчинів веде до зменшення їх питомої опору за рахунок збільшення загального числа іонів у розчинах.

Але, незважаючи на цю обставину, в межах одного району однотипні породи мають близькі значення питомих опорів. Тому, визначивши по електричному каротажу питомий опір пройдених свердловиною порід, можна судити, які літологічні різниці були пройдені свердловиною, та виділити в розкритому геологічному розрізі нафтогазонасиченість і водонасичені інтервали.

Питомий опір водонасиченого пласта знаходиться в прямій залежності від опору пластової води, що насичує пори, її кількості і форми розподілу в породі.

Неоднорідність пластів, їх часте чергування - тонкослоістих розрізу, складна структура порового простору, що спотворює вплив свердловини створюють певні труднощі при вирішенні завдань нафтопромислової геології методом опорів.

У результаті електрохімічної активності гірських порід, що знаходяться в умовах природного залягання, при перетині їх свердловиною в стовбурі останньої виникає природне мимовільне електричне поле. Вимірювання в свердловині потенціалу мимовільно виникає електричного поля дає важливу інформацію про породи. Виникнення електричного поля обумовлено наступними факторами: дифузією іонів солей з пластових вод у стовбур свердловини і навпаки, адсорбцією іонів частинками породи і промивної рідини, фільтрацією пластових вод і промивної рідини в простій середовищі, окисними процесами мінералів, що складають гірські породи.

У свердловині відсутність безпосереднього контакту розчинів одного складу різної концентрації, наявність тонкопористих перегородок, розходження в складах розчинів і накладення інших потенціалів ускладнюють загальну картину. Схематичне зображення поля мимовільної поляризації в свердловинних умовах показано на малюнку:

У піщано-глинистому розрізі при великій мінералізації пластової води в порівнянні з мінералізацією промивної рідини колектори на кривих ПС характеризуються негативними аномаліями. Збільшення в складі порід домішок глин відзначається зменшенням негативної аномалії. Ущільнені породи, що містять незначну кількість глинистих домішок, виділяються за кривими ПС як чисті глини. Зміна потенціалів мимовільної поляризації по розрізу використовують для його розчленування, кореляції, виділення глинистих, пористих і проникних інтервалів.

При стандартному електричного каротажу вимірюють позірна питомий опір і потенціали мимовільної поляризації пересічених свердловиною порід.

Для проведення електричного каротажу використовують трьохелектродні свердловинний зонд, який з'єднується з поверхневою апаратурою і управляється через каротажний кабель. Спуско-підйомні операції свердловинного приладу здійснюються за допомогою лебідки каротажного підйомника.

Свердловинні дослідження методом природного поля (ЄП) або поля самовільного (каротаж ПС) зводяться до вимірювання постійних природних потенціалів, що виникають у пластів з різною електрохімічною активністю. Природничі потенціали (потенціали власної поляризації) виникають при окислювально-відновлювальних-новітельних, дифузійно-адсорбційних і фільтраційних процесах, що протікають в різних гірських породах. Зондом для вимірювання власних потенціалів служать свинцеві приймальні електроди. Роботи в методі ПС частіше виконуються способом потенціалу, тобто установкою, що складається з одного нерухомого приймального електрода N, заземленого поблизу гирла свердловини, і другого електрода M, переміщуваного по свердловині (рис. 7.4, а). Іноді, особливо при наявності електричних перешкод, запис ПС ведеться способом градієнта потенціалу. У цьому випадку обидва прийомних електрода M і N пересуваються по свердловині, а відстань між ними залишається постійним (1 - 2 м).

У результаті робіт виходять графіки природних потенціалів, вимірювані в мілівольтах. За аномалій на діаграмах ПС виділяються пласти з різною електрохімічною активністю. Однозначна літологічна інтерпретація діаграм ПС утруднена, тому що природне електричне поле залежить від багатьох факторів. Частіше за все проти глинистих порід спостерігаються позитивні аномалії потенціалу ПС, а близько пористих проникних пластів - негативні. Інтенсивними аномаліями позитивного і негативного знаку виділяються сульфідні поклади, пласти антрациту, графіту. Слабкими аномаліями (одиниці мілівольт) відрізняються масивні, щільні, погано проникні пісковики, вапняки, вивержені породи. Свердловинні дослідження методом ПС служать для розчленування геологічних розрізів і кореляції по сусідніх свердловинах окремих пластів, виявлення погано проникних сланців, глин і добре проникних пісків, пористих вапняків, виділення сульфідних, поліметалічних руд, вугілля, графіту, оцінки пористості і проникності порід. У результаті ГІС будуються каротажні діаграми: графіки зміни того чи іншого фізичного параметра від глибини:

Принципи обробки діаграм будь-якого методу однакові і зводяться до виділення аномалій: максимумів, мінімумів, порізаних інтервалів та ін на нормальному тлі. За ними можна визначити місце розташування пластів, їх потужності. Для симетричних зондів, наприклад, за графіком потенціалів і пропорційних йому параметрів поля, центр пласта знаходиться навпроти екстремумів, а кордону - на ділянках перегину. Для несиметричних зондів, що вимірюють градієнт потенціалу і пропорційні йому параметри, екстремумами на діаграмах виділяються покрівля або підошва пласта. Якісна інтерпретація діаграм ГДС включає як подібну обробку кожної діаграми, так і їх межметодную і міжсвердловинного кореляцію. Кількісна геолого-геофізична інтерпретація в кожному методі своя, але найбільш достовірна інформація виходить при комплексування декількох методів. Наявність однієї АКС (Агіс) з більшістю зондів створює можливість проводити комплексування швидко і дешево. Цим ГІС різко відрізняється від польових методів геофізики

Завдання № 2.

Визначення дефектів обсадних колон.

У процесі експлуатації свердловини обсадні труби старіють, роз'їдаються корозією, іноді спостерігаються їх зминання, пошкодження, порив і втрата герметичності. Зустрічаються випадки негерметичності нових труб, особливо в місцях муфтових сполук. Негерметичність обсадних труб ліквідується в процесі ремонтних робіт для відновлення нормального функціонування експлуатаційної свердловини. Тому безпосередньо після перфорації і робіт з цементування контролюють технічний стан експлуатаційної колони з періодичним повтором цих робіт у подальшому.

При вивченні технічного стану і виявленні дефектів обсадних сталевих труб відбивають місце розташування з'єднувальних муфт, пакерів, центраторів і клапанів за допомогою локатора муфт, вимірюють товщини сталевих труб, їх внутрішній діаметр, елліпсность поперечного перерізу, встановлюють місця пошкодження труб за допомогою товщиномірів, дефектомеров, профілемеров, візуально спостерігають і фотографують стан внутрішньої поверхні стінок труб і характер пошкодження акустичним телевізором, досліджують місця порушення герметичності труб за допомогою Резистивіметрія, термометра, випробувача пластів, ізотопів, витратомірів, дебітомеров та інших приладів. Для прив'язки по глибинах вимірювань в інтервалі дослідження різними приладами застосовуються локатори муфт.

Магнітний локатор муфт є індуктивну котушку, вміщену в корпус з немагнітного матеріалу (бронза, нержавіюча сталь, титан) з феромагнітним сердечником і двома магнітними наконечниками, що створюють в котушці і навколо неї постійне магнітне поле. При переміщенні локатора в колоні сталевих труб в місцях муфтових сполук, пошкоджень або перфорації через зміни магнітної проникності відбувається перерозподіл магнітного поля і виникає ЕРС в ланцюзі котушки. Таким чином, муфтові з'єднання або інші дефекти колони відзначаються імпульсами електричного струму, зареєстрованими на поверхні у функції глибини свердловини. Магнітні локатори двох модифікацій використовуються в комплексі з приладами радіоактивного каротажу (ЛР) і перфоратора (ЛП) для прив'язки інтервалів перфорації до пласту, а також у комплексі з іншими свердловинними приладами (акустичний телевізор, калібромер та ін), які застосовують для дослідження технічного стану експлуатаційної колони.

При вимірі гамма-товщиноміром реєструють інтенсивність розсіяного γ-випромінювання. Вимірювальний прилад складається з зонда малої довжини (9-12 см), колімаційну вікон і центраторів. Діаграма зміни товщини труб у функції глибини називається тлщінограммой.

Місця порушення герметичності експлуатаційної колони визначаються звичайно Резистивіметрія. Тому використовується методика продавлювання, що полягає у проведенні серії повторних вимірювань питомої електричного опору рідини, що заповнює колону, для простеження за переміщенням порції рідини, що відрізняється за опору від попередньо закачаної.

Технічний стан обсадних труб перевіряється, як правило, до і після проведення підземного ремонту свердловини.

Завдання № 3.

Опишіть, як визначається пористість за даними гамма-гамма-методу.

При гамма-гамма-каротажу (ГГК) вимірюють інтенсивність розсіяних γ-квантів, що генеруються в навколишнє середовище джерелом γ-випромінювання.

Установка гамма-гамма-каротажу є індикатор γ-променів, що знаходяться на деякій відстані від джерела γ-випромінювання. Між індикатором і джерелом поміщається екран-фільтр, що захищає індикатор від прямого γ-опромінення. Відстань між джерелом і індикатором, так само як і при нейтронних методах, називають довжиною зонда. У залежності від розв'язуваної задачі застосовують відповідні модифікації апаратури. Деякі прилади центруються ілоі притискаються до стінки свердловини. Найбільш перспективними є двухзондовие прилади з Колімація пучка γ-квантів. В якості джерела γ-випромінювань при ГГК зазвичай використовують радіоактивний ізотоп кобальту ₂₇ СВ ⁶⁰ і цезію ₅₅ Cs ^134.

Ослаблення енергії γ-квантів на інтервалі джерело - середа - індикатор викликано трьома основними процесами взаємодії γ-квантів з атомами елементів, складових гірські породи: комптонівського розсіювання, утворення пар і фотоелектричного ефекту.

Ефект Комптона полягає у взаємодії γ-кванта з електроном, при якому частина енергії кванта передається останньому. Багаторазове комптонівське розсіювання призводить до послідовного зниження енергії γ-кванта. Імовірність розсіяння пропорційна числу електронів в обсязі породи (атомного номера елемента Z або суми складових породу елементів).

При фотоелектричному ефекті відбувається поглинання γ-кванта атомом елемента. При цьому вся енергія γ-кванта передається одному з електронів, що вириваються з електронної оболонки атома. У гірській породі процес даного типу поглинання пропорційний атомному номеру в шостого ступеня (Z ^6).

Освіта пар спостерігається в результаті взаємодії з ядром γ-кванта, при цьому останній перетворюється на пару електрон - позитрон. Утворився позитрон через короткий проміжок часу з'єднується з вільним електроном, в результаті чого випускається два γ-кванта з енергією 0,51 МеВ, які, у свою чергу, піддаються комптонівського розсіювання або фотоелектричному поглинання. Освіта пар пропорційно квадрату атомного номера (Z ²⁾ елементів, що складають навколишнє середовище.

Гамма-кванти, що вийшли з джерела, розсіюються в породі в результаті перерахованих вище процесів, частина з них досягає індикатора і відзначається ім. Інтенсивність розсіяного (реєстрованого) γ-випромінювання характеризується об'ємною щільністю середовища.

Еталоніровка апаратури ГГК здійснюється в декількох середовищах з відомим значенням щільності. Крива логарифма відносин сигналів двох зондів ГГК характеризує ефективну щільність породи поблизу стінки свердловини, тобто сумарне значення щільності зерен твердого скелета і що заповнює пори флюїду. Зв'язок об'ємної щільності породи δ _про з її пористістю k _n виражається рівнянням:

δ _про = δ _м - k _n · (δ _м - δ _ф)

де: δ _м, δ _ф - щільності скелета породи і заповнює породу флюїду (зазвичай фільтрату промивної рідини).

З наведеної вище формули порістоть визначиться:

k _n = (δ _про - δ _м) / (δ _м - δ _ф)

Метод ГГК в комплексі з іншими геофізичними методами успішно вирішує наступні задачі нафтопромислової геології: літологічний розчленування гідрохімічних осадом, виділення колекторів в карбонатних відкладеннях, виділення колекторів у піщано-глинистих відкладах, визначення пористості колекторів. Радіоактивний каротаж, як правило, проводять у комплексі з електричним і акустичного каротажу.

Бібліографічний список.

1. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тімашов О.М. Супутник нафтовика і газовики: Довідник. - М.: Надра, 1986. - 325 с.

2. Мінєєв Б.П., Сидоров Н.А. Практичне керівництво по випробуванню свердловин. М.: Недра, 1981. 280 с.

3. Шакіров А.Ф. Каротаж, випробування, перфорація і торпедування свердловин: Навчальний посібник для профтехосвіти. - 2-е вид., Перераб. і доп. - М.: Надра, 1987. - 300 с.

4. Аміров А.Д., Карапет К.А., Лемберанскій Ф.Д. та ін Довідкова книга з поточного і капітального ремонту нафтових і газових свердловин. М.: Недра, 1989. - 309 с.