Как расшифровывается уэс? Значения аббревиатур и сокращений на сайте

Метод кажущегося сопротивления КС.

Метод КС основан на изучении УЭС горных пород ρ_К , которое характеризует способность пород пропускать электрический ток и зависит от их минерального (химического) состава, структуры, пористости, проницаемости нефте-, газо-, водонасыщенности, физических факторов (температура, давление и др.), воздействующих на горные породы.

Для определения УЭС пород обычно используют четырехэлектродную установку АВМN (рис. 1).

Рис. 1

Схемы измерения кажущегося сопротивления горных пород в скважине обычными зондами разного типа:

а, б – однополюсные зонды; в, г – двухполюсные зонды (а, в – потенциал-зонды, б, г – градиент-зонды); д – идеальный потенциал-зонд; Г – генератор тока; R – реостат; РП – регистрирующий прибор.

Электрический ток вводится через электроды А и В, которые называют питающими. Чаще всего измеряют разность потенциалов ∆U между измерительными электродами М и N, расположенными от А и В на некотором расстоянии. Электроды, имеющие одинаковое назначение называют парными (А и В или М и N), электроды разного назначения – непарными (А и М или В и N). Обычно один электрод (В или N) устанавливают на поверхности около устья скважины, а три других (А М N или А В М) размещают в стволе скважины и перемещают от забоя до устья. Совокупность электродов А М N или А В М, расположенных в скважине на заданных расстояниях, называют обычными зондами КС (рис. 2).

Рис. 2 Зонды КС

I – прямого питания (однополюсный); II – взаимного питания (двухполюсный); электроды: 1 – питающие (A, B); 2 – измерительные (M, N); 3 – точка записи КС; 4 – точка записи СП

Зонды КС обозначают буквами в порядке расположения электродов в скважине сверху вниз. Между буквами указывают межэлектродные расстояния в м.

Например, зонд с расстояниями между электродами А и М x(м), а между М и N у(м) обозначается А х М у N, а зонд с расстояниями между электродами В и А х(м), а между А и М у(м) – В х А у М.

Результаты измерений относятся к точке записи О.

УЭС пород определяют по измеренным величинам потенциала U, либо разности потенциалов ∆U, либо напряженности электрического поля Е, созданного током силой I.

Предположим, что в однородной изотропной среде с УЭС ρ находится электрод А, являющийся точечным источником тока силой I, а электрод В удален в бесконечность и его влиянием на поле электрода А можно пренебречь (рис.3). Потенциал U в любой точке среды на расстоянии r от электрода А согласно закона Ома:

(1.1) т.к. (1)

где R – электрическое сопротивление среды, ограниченной окружностью с радиусом

ℓ = r и представляющей сферу с площадью S = 4π r²

Поэтому потенциалы в точках М и N равны

; (1.3) ; (2)

Откуда УЭС породы равно

; (3)

Разность потенциалов ∆U между точками M и N

; (4)

Откуда УЭС породы равно

; (5)

Согласно закона Ома в дифференциальной форме напряженность электрического поля

; (6)

Т.к. r = АО – расстояние от электрода А до точки измерения Е, которая находится в середине между точками М и N (т.О).

Отсюда УЭС породы равно

; (7)

Реальные среды – неоднородны, поэтому измеряемое УЭС обычными зондами КС является кажущимся ρ_к и вычисляют его по формулам:

; ; (8)

; ; или

; (9)

; ; (10)

где , — коэффициенты зондов КС, измеряются в м.

Кажущееся сопротивление неоднородной среды равно УЭС фиктивной однородной среды, создающей при заданных расстояниях между питающим и измерительными электродами А, М, N и токе питания I такую же разность потенциалов ∆ U(либо потенциал U, либо напряженность Е), как и в однородной среде.

Наиболее яркий пример неоднородной среды – пласт коллектора, в поры которого проникает фильтрат промывочной жидкости (ПЖ), а на стенках образуется глинистая корка.

Кажущееся УЭС зависит (рис.3) от расстояний между электродами зонда, формы и размеров неоднородностей, окружающего зонд пространства, мощности пласта h_пл, диаметра скважины d_c, толщины глинистой корки h_гк, диаметра зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) D_зп, УЭС ПЖ ρ_р, УЭС глинистой корки ρ_гк , УЭС зоны проникновения ρ_зп , УЭС исследуемых пород ρ_П, УЭС вмещающих пород ρ_вм.

Типы зондов.

Зонды, содержащие один питающий и два измерительных электрода, называютоднополюсными или зондами прямого питания.

Зонды, содержащие два питающих электрода и один измерительный, называют двухполюсными или зондами взаимного питания.

Зонд прямого питания можно превратить в зонд взаимного питания и наоборот. Для этого надо поменять назначения электродов : А ↔ М; В ↔ N. Согласно принципу взаимности результат измерения при этом не изменится, если сохранить расстояние между электродами.

Зонды прямого питания позволяют исключить помехи от промышленных установок и поля Земли.

Зонды взаимного питания используют при одновременной регистрации кривых КС и СП (метода собственных потенциалов).

По взаимному расположению электродов различают:

1) потенциал-зонды (П-З), у которых расстояние между парными электродами больше расстояния от непарного электрода до ближайшего из парных АВ > АМ или

МN > АМ. Расстояние между парными электродами называют длиной П – З

L_П = АМ, точка записи О находится в середине между непарными электродами;

2) градиент-зонды (Г-З), у которых расстояние между парными электродами меньше расстояния от непарного электрода до ближайшего из парных АВ < АМ или МN < АМ. Расстояние от непарного электрода до точки записи О, находящейся в середине между парными электродами называют длиной Г-З L_Г = МО, АО = ОВ или L_Г = АО, МО = ОN.

Зонды также делятся на:

1) последовательные потенциал-зонды или подошвенные градиент-зонды, у которых парные электроды расположены ниже непарного;

2) обращенные потенциал-зонды или кровельные градиент-зонды, у которых парные электроды находятся выше непарного.

Зонды также могут быть идеальными.

Идеальный потенциал-зонд отличается от обычного тем, что электрод N удален в бесконечность (может находиться на поверхности около устья скважины), а в скважине кроме питающего электрода А имеется только один измерительный электрод М, т. е. МN → ∞.

Разность потенциалов между электродами М и N

; (2.1)

т.е. измеряется потенциал электрода M – U_M, отсюда название «Потенциал-зонд».

УЭС, измеряемое идеальным П – З,

; (2.2),

Где — длина идеального П-З

— коэффициент идеального П-З

Идеальный градиент-зонд отличается от обычного зонда тем, что расстояние между измерительными электродами стремится к нулю

УЭС, измеряемое идеальным Г –З, определяют по величине напряженности электрического поля Е

, (2.3)

т.е. измеряется градиент потенциала электрического поля между электродами М и N, отсюда название «градиент — зонд»

, (2.4)

поэтому

; (2.5)

Глубинность метода КС оценивается по радиусу исследования r_и , под которым понимают радиус окружности c центром в питающем электроде А (рис.3)

для П –З

r_{и П} = 2 L_П = 2AM ; (2.6)

для Г – З

r_{и Г} = L _r = AO ; (2.7)

Рис. 3

Факторы, влияющие на кажущееся сопротивление

Радиальная характеристика среды

Недостаток метода КС: определение кажущегося УЭС ρ_к , которое может значительно отличаться от истинного УЭС ρ_П.

Если в плотных непроницаемых породах ρ_к ≈ ρ_П, то в межзерновых коллекторах, когда промывочная жидкость (ПЖ) является глинистым раствором в воде и давление ПЖ превышает пластовое давление, фильтрат ПЖ (вода) проникает в поры коллектора, а глинистые частички оседают на стенке скважины, образуя глинистую корку ГК. В коллекторе формируются следующие околоскважинные области: ПП – промытый пласт, в порах которого содержится фильтрат ПЖ; ЗП – зона проникновения фильтрата ПЖ, в порах которой имеется и фильтрат, и флюид; НП – неизменный пласт, в порах которого имеется флюид.

Поэтому в межзерновых коллекторах ρ_к изменяется в радиальном направлении r

неодинаково (рис.4). Неоднородность пласта в радиальном направлении называютрадиальной характеристикой среды. При насыщении пласта-коллектора водой возможны следующие ситуации:

1) ρ_р ≈ ρ_ф> ρ_{з П}— кривая 1, когда фильтрат ПЖ пресный, а пластовая вода минерализованная С_Ф < С_Вили ρ_ф > ρ_в. Такое проникновение фильтрата ПЖ в пласт называютповышающим . Работая с зондами малой длины можно ошибочно выделить пласт, насыщенный минерализованной водой, как продуктивный;

Рис. 4

Радиальная характеристика коллектора

2) ρ_р ≈ ρ_ф ≈ ρ_{з П} ≈ ρ_вП — кривая 2, когда фильтрат ПЖ и пластовая вода имеют одинаковые минерализации

С_Ф ≈ С_В; ρ_в ≈ ρ_ф ;

3) ρ_р ≈ ρ_ф < ρ_{з П} < ρ_вП — кривая 3, когда фильтрат ПЖ соленый, а пластовая вода менее соленая или пресная, С_Ф > С_Вили ρ_ф < ρ_в.

Такое проникновение фильтрата ПЖ называют понижающим. Используя зонды малой длины, также можно ошибиться в определении типа насыщения коллектора.

При насыщении коллектора нефтью возможны следующие случаи:

1) ρ_р ≈ ρ_ф > ρ_{з П} > ρ_нП — кривая 1^/, когда фильтрат ПЖ пресный, а коэффициент газонефтенасыщения низкий. Наблюдается повышающее проникновение;

2) ρ_р ≈ ρ_ф ≈ ρ_{з П} ≈ ρ_нП — кривая 2^/, когда фильтрат ПЖ пресный, а коэффициент газонефтенасыщения средний. В этом случае продуктивный коллектор по КС не выделяется, т.к. он не отличается от плотного пласта.

3) ρ_р ≈ ρ_ф < ρ_{з П} < ρ_нП — кривая 3^/, когда фильтрат ПЖ соленый, а коэффициент газо-нефтенасыщения высокий. Наблюдается понижающее проникновение. Работая с зондами малой длины, также можно пропустить продуктивный пласт.

Поэтому необходимо определение истинного УЭС ρ_П.

1. Отбивка границ пластов, определение их мощности.

2. Выделение коллекторов.

3. Определение пористости и проницаемости.

4. Оценка характера насыщения и коэффициентов газо-, нефте-, водонасыщения.

Недостаток КС: определение кажущегося сопротивления ρ_к, которое может значительно отличаться от истинного ρ_п.

Боковое электрическое (каротажное) зондирование БЭЗ (БКЗ).

БЭЗ представляет исследование разреза комплектом однотипных зондов КС разной длины или глубины исследования для определения истинныхУЭС пород ρ_П.

Комплект обычно включает один кровельный градиент-зонд и пять подошвенных градиент-зондов.

Например: 1) N 0,5 М 4,0 А и 1) А 8,0 М 1,0 N 2) А 4,0 М 0,5 N ;

3) А 2,0 М 0,5 N ; 4) А 1,0 М 0,1 N ; 5) А 0,4 М 0,1 N ;

Кровельный и подошвенный градиент-зонды одной длины используют для более точной отбивки границ изучаемого пласта. Одновременно с КС разными зондами записывают УЭС бурового раствора ρ_р резистивиметром и диаметр скважины d_c каверномером.

Интерпретацию данных БЭЗ осуществляют следующим образом:

1) выделяют однородные пласты, снимают существенные значения ρ_к с диаграмм КС, измеренных зондами разной длины для каждого пласта и заносят в таблицу;

2) по данным ρ_к для каждого пласта строят фактическую кривую БЭЗ (ФК БЭЗ);

3) определяют тип этой кривой;

4) сопоставляют фактическую кривую БЭЗ с расчетными или палеточными кривыми и определяют истинное УЭС пласта ρ_П.

К существенным значениямρ_котносятся (рис.5)

Рис. 5

Примеры снятия оптимального ρ_{к опт} , среднего ρ_{к ср} и экстремальных значений кажущегося сопротивления ρ_{к max} и ρ_{к min}

а) экстремальные значенияρ_{к max} и ρ_{к min} , их используют при мощности пластов h < d_c , причем ρ_{к max} , если ρ_П > ρ_вм и ρ_{к min} , если ρ_П < ρ_вм ;

б) оптимальные значенияρ_{к опт} при ρ_П > ρ_вм и h > (16 ÷ 25) d_c , которые снимают на кривой КС, отступив от границы пласта со стороны минимума на длину зонда АО внутрь этого пласта, усредняя ρ_к в интервале пласта (h – АО), т.к. АО – интервал экранирования, равный длине зонда.

Фактическую кривую БЭЗ, представляющую собой зависимость ρ_к = f (АО), где АО – длины зондов, строят на листе прозрачной бумаги в двойном логарифмическом масштабе для каждого изучаемого пласта. На этом листе отмечают точку пересечения двух прямых ρ_к = ρ_р ( ρ_р измерено резистивиметром) и АО = d_c (d_c измерено каверномером), которую называют крестом скважины.

Затем определяют тип построенной фактической кривой БЭЗ (ФК БЭЗ).

Типы кривых БЭЗ (рис. 6).

Рис. 6

Типы кривых бокового электрического зондирования

1 тип – двухслойные кривые БЭЗ, наблюдаемые в непроницаемых или слабопроницаемых мощных пластах, для которых ρ_П > ρ_р (кривая 1а) либо ρ_П < ρ_р (кривая 1 б). Такие пласты могут быть представлены известняками, песчаниками, глинами или карбонатными коллекторами, трещинными при глубоком проникновении фильтрата ПЖ в пласт по трещинам, либо нефтеносными коллекторами, когда УЭС пласта в зоне проникновения ρ_П пресного фильтрата ПЖ близко к УЭС пласта в неизменной части ρ_П (ρ _зП ≈ ρ_П ).

2 тип – трехслойные кривые, которые наблюдаются при проникновении фильтрата ПЖ, понижающего УЭС пласта (ρ _зП < ρ_П ) (кривая 2). Такие пласты могут быть газо нефтенасыщенными породами или водонасыщенными, если фильтрат ПЖ соленый, а пластовая вода пресная или менее соленая.

3 тип – трехслойные кривые, наблюдаемые при проникновении фильтрата ПЖ, повышающего УЭС пласта (ρ _зП > ρ_П ) (кривая 3). Такие пласты могут быть проницаемыми песчаниками или известняками с межзерновой пористостью, насыщенные минерализованной водой, либо газонефтенасыщенными породами с невысокой газонефтенасыщенностью при проникновении в них пресного фильтрата ПЖ.

4 тип – кривые наблюдаемые в тонких пластах высокого УЭС при отсутствии или при наличии проникновения фильтрата ПЖ в пласт. Это могут быть плотные породы или проницаемые коллекторы.

Построенную фактическую кривую БЭЗ сравнивают с расчетными кривыми, собранными в палетки.

Палетки получены путем моделирования электрического поля на электроинтеграторе.

Основные виды палеток для интерпретации кривых БЭЗ.

Двухслойные палетки построены для одной цилиндрической границы раздела, моделирующей скважину и пласт бесконечной мощности.

Они представляют семейство кривых ρ_к / ρ_р = f (АО/d_с ).

Модулем каждой кривой является отношение μ = ρ_П / ρ_р

Трехслойные палетки построены для двух цилиндрических границ раздела, моделирующих скважину, зону проникновения и пласт бесконечно большой мощности. Они составлены из набора палеток, каждая из которых имеет шифр ; и представляют семейство кривых ρ_к / ρ_р = f (АО / d_с ) с модулем μ = ρ_П / ρ_р.

Палетки для пластов конечной мощности построены для условий совместного влияния скважины и пласта ограниченной мощности без зоны проникновения. Они представлены в виде семейства кривых ρ_к / ρ_р = f (АО/d_с ). Модулем кривой является отношение ρ_П / ρ_р , шифрами палеток: ρ_вм / ρ_р ; h / d_c.

К этой серии относятся палетки ЭКЗ (экстремальные кривые зондирования).

Используются и другие палетки, но они имеют второстепенное значение в практике.

Интерпретация кривых БЭЗ.

Прозрачный бланк с построенной ФК БЭЗ накладывают на двухслойную палетку, совмещая крест скважины с крестом палетки (рис. 7).

Рис. 7

Пример интерпретации двухслойной кривой зондирования;

1 – интерпретируемая кривая (ρ_П/ ρ_р = 40); 2 – двухслойные палеточные кривые

При совпадении ФК БЭЗ с одной из палеточных, определяют истинное УЭС i – го пласта ρ_{П i}= μ_i ∙ ρ_П , где μ_i – модуль палеточной кривой, с которой совпала ФК БЭЗ.

При интерпретации трехслойных кривых их условно делят на левую и правую ветви (рис. 8). Левая ветвь соответствует зондам КС малой длины и зоне проникновения, а правая – зондам большой длины и неизменному пласту. При совпадении левой ветви ФК БЭЗ с кривой двухслойной палетки, имеющей модуль μ_i= ρ_Пi/ ρ_р, определяют УЭС зоны проникновения ρ_{ЗП i}= μ_i ∙ ρ_р , считая μ = ρ_зП/ ρ_р .

По отношению выбирают группу, состоящую из четырех листов трехслойных палеток с шифром = μ. Из этой группы по совпадению правой ветви ФК БЭЗ с одной из палеточных кривых, выбирают бланк трехслойной палетки с шифрами = μ ;

χ ; Зная χ _i , рассчитывают диаметр зоны проникновения D _{ЗП i} = χ d_с.

Рис. 8

Пример интерпретации трехслойной кривой зондирования.

1 – интерпретируемая кривая; 2 – палеточные кривые

Определяют истинное УЭС i – го пласта ρ_{П i} по точке пересечения ФК БЭЗ с кривой АА на выбранной трехслойной палетке, которая является геометрическим местом точек ρ_к = ρ_П.

Уточнение УЭС бурового раствора по данным БЭЗ.

В разрезе выбирают пласт, для которого кривая БЭЗ является двухслойной, например, плотная порода. Желательно, чтобы мощность пласта была большой (h / d_c > 16) и УЭС пласта значительно отличалось от УЭС раствора.

На бланке, на котором построена кривая БЭЗ выбранного пласта, наносят прямую АО = d_c. Бланк накладывают на двухслойную палетку так, чтобы совпали прямые АО = d_cбланка и АО / d_c= 1 палетки. Затем бланк перемещают вниз или вверх до тех пор, пока ФК БЭЗ совпадет с одной из палеточных кривых. В этом положении крест палетки отмечают на бланке, получая крест скважины, т.е. точку пересечения прямых АО = d_cи ρ_к = ρ_р . Откуда определяют УЭС раствора ρ_р .

Когда скважина заполнена соленой ПЖ, УЭС ее фильтрата мало по сравнению с окружающими ее плотными или нефтенасыщенными породами. В этом случае ток распространяется в основном по стволу скважины, т.е. по ПЖ (рис.10 а). Для уменьшения влияния скважины используют экранированные зонды, которые состоят из основного питающего электрода А_О и двух экранных А_Э, однополярных с основным и расположенных на одинаковых расстояниях по обе стороны от А_О (рис. 10 б).

Рис. 10 Характер распределения токовых силовых линий от электрода А в случае обычных зондов (а) и при наличии экранирующих электродов в зондах БМ (б) в пласте большого сопротивления

Экранные электроды препятствуют растеканию тока по ПЖ и направляют его вглубь пород. Используют 3, 7, 9 – электродные экранированные зонды (рис.11).

Рис. 11 Схема токовых силовых линий, выходящих из центрального электрода А_о при измерениях методом экранированных зондов в пластах высокого сопротивления.

а – семиэлектродный зонд; б – трехэлектродный зонд

Чем больше использовано экранных электродов, тем выше коэффициент фокусировки тока.

Измеряемое экранированными зондами кажущееся УЭС пород определяют по формуле ρ_к = G_Р ∙ ρ_р G_ЗП ∙ ρ_ЗП G_П ∙ ρ_П ,

где ρ_р, ρ_ЗП , ρ_П — УЭС соответственно раствора, зоны проникновения и неизмененной части пласта (истинное).

G_Р , G_ЗП , G_П — геометрические факторы частей пространства, в котором течет ток от основного электрода соответственно по раствору, зоне проникновения, неизмененному пласту.

Сумма всех геометрических факторов составляет полное изучаемое пространство: G_Р G_ЗП G_П = 1.

Закономерности изменения кажущегося УЭС для экранированных зондов в зависимости от свойств исследуемых пород изучались при помощи сеточного моделирования [ 3 ] .

Диаграммы ρ_к , полученные экранированными зондами, в отличие от обычных зондов КС не искажены экранными эффектами и не имеют ложных аномалий.

На рис. 12 изображены кривые зависимости между кажущимся и истинным сопротивлением пласта для семиэлектродного зонда. Откуда видно, что при отсутствии зоны проникновения (D / d_c = 1) ρ_к пропорционально ρ_П .

Рис.12 Кривые зависимости ρ_к / ρ_р от ρ_П / ρ_р для семиэлектродного зонда (по С. Г. Комарову).

L_об = 2,5 м; L = 1,67 м; q = 2,5; d_c = 0,25 м; ρ_ЗП / ρ_р= 20.

Шифр кривых — D / d_c

При наличии зоны проникновения небольшой D / d_c < 4 возможно приближенное определение ρ_П , а при глубоких зонах проникновения для более точного определения ρ_П необходимы измерения ρ_к несколькими зондами КС разной длины или глубины исследования.

Заключается в детальном изучении прискважинной части разреза зондами КС оченьмалой длины (< d_c ). Микрозонд смонтирован на внешней стороне башмака из изоляционного материала (резины), который прижат к стенке скважины рессорной пружиной (рис. 13 а).

Осуществляют определение кажущегося УЭС пород одновременно двумя идеальными микрозондами: градиент-зондом А 0,025М 0,025N₂ и потенциал-зондом А0,05 М₂.

Радиусы исследования такими зондами равны :

R_{И МГЗ} = АО = АМ = 0,0375 м;

R _{И МПЗ} = 2 АМ = 0,05 ∙ 2 = 0,1 м;

Т.к. R _{И ПЗ} > R_{И ГЗ} на показания ρ_к , полученные потенциал-зондом в коллекторе влияет промытый пласт, в порах которого имеется фильтрат ПЖ, т.е. ρ_{к МПЗ} ≈ ρ_ПП, а на показания ρ_к , полученные градиент-зондом – глинистая корка ГК , т.е. ρ_{к МГЗ} ≈ ρ_{к ГК} ;

Диаграммы микрозондов расходятся в пластах межзерновых коллекторов, в которых образуется глинистая корка, промытый пласт, зона проникновения и неизменный пласт.

Когда отношение , глинистая корка шунтирует промытый пласт, т.е. ток полностью течет по глинистой корке с наименьшим ρ_ГК , а ρ_ПП измерить не удается. В этом случае, чтобы снизить влияние глинистой корки, а также когда в стволе скважины соленая ПЖ с малым УЭС, а окружающие породы плотные или нефтеносные (с большими УЭС) применяют экранированные микрозонды (МБЗ), фокусирующие ток вглубь пород (рис. 13 б).

Рис. 13 Электрическое поле при регистрации диаграмм. а – микрозонда; б – экранированного микрозонда; 1 – промытая зона коллектора; 2 – токовый пучок электрода А_О экранированного микрозонда; 3 – башмак зонда; 4 – токовые линии.

Электроды экранированных микрозондов также монтируют на прижимном башмаке. Они представлены центральным основным электродом А_Ои кольцевым или рамочными экранными А_Э , возможны управляющие электроды М и N в схеме трехэлектродного зонда (рис. 14 б). Чаще используют двухэлектродные зонды (рис. 14 а).

По диаграммам двух зондов А0,025М₁0,025М₂ и А0,05М₂ выделяют породы трех типов.

Рис. 14 Зонды БМК:

А – двухэлектродный; б – трехэлектродный; 1 – башмак микрозонда; 2 – глинистая корка; 3 – порода; 4 – пучок силовых линий центрального электрода

Типы пород выделяемые по микрозондам, определяются характером контакта башмака микрозонда с породой, который зависит от состояния стенки скважины.

1 тип– плотные, устойчивые при разбуривании породы, свойства которых не изменяются при контакте с буровым раствором и диаметр скважины в них d_c равняется номинальному d_Н(диаметру долота). Из-за шероховатости стенок скважины, т.е. неравномерного контакта зонда с породой, диаграммы микрозондов в этих интервалах сильно изрезаны и показания их высокие. Похожие диаграммы наблюдаются против пород с большой общей пористостью, но низкой проницаемостью, в которых отсутствует эффективная пористость, т.е. неколлекторов. Это могут быть сильно глинистые песчаники и алевролиты. Показания микрозондов в этих породах ниже, чем в плотных.

2 тип – глины, которые набухают и размываются при контакте с буровым раствором, образуя значительное увеличение диаметра скважины. Показания микрозондов в этих интервалах совпадают и равны УЭС бурового раствора ρ_{к МПЗ} = ρ_{к МГЗ} = ρ_р.

3 тип – фильтрующие коллекторы с межзерновой пористостью (пески, песчаники, известняки и т.п.). Микроградиент – зонд с радиусом исследования АО = 0,037 м изучает в основном глинистую корку, т.е. ρ_{к МГЗ} = ρ_ГК , а микропотенциал – зонд с радиусом 2 АМ = 0,1 м изучает не только глинистую корку, но и наиболее измененную проникновением фильтрата ПЖ часть пласта – промытый пласт, т.е. ρ_{к МПЗ} = ρ_ПП

Т.к. ρ_ГК < ρ_ПП , показания микроградиент – зонда меньше показаний микропотенциал – зонда, т. е. наблюдаются положительные приращения микрозондов ρ_{к МПЗ} — ρ_{к МГЗ} > 0 . Величина приращений тем больше, чем меньше пористость коллектора т.к. ρ_ПП = ρ_Ф ∙ P_П (P_П – параметр пористости) и тем больше, чем плотнее порода. Возможны исключения; например, при толстой глинистой корке показания зондов могут совпадать, т.е. ρ_{к МПЗ} — ρ_{к МГЗ} = 0.

Если в нижней части водоносного коллектора зона проникновения рассасывается или осолоняется, то ρ_ПП заменяется на ρ_ВП и ρ_{к МПЗ} — ρ_{к МГЗ} ≤ 0 , т.е. приращение может стать отрицательным или вовсе отсутствовать.

Основан на изучении естественных стационарных полей, возникающих в скважине и породах из-за, в основном, диффузии солей из пластовых вод в промывочную жидкость или наоборот, а также адсорбции ионов на поверхности минеральных частиц пород. В результате возникают дифузионно-адсорбционные потенциалыU_ДА.

Рассмотрим пласт коллектора-пористого проницаемого песчаника, залегающего в глинах (рис. 1,а).

Рис. 1

В песчанике с большими порами образуются контакты чистых растворов: пластовой воды с минерализацией С_в и фильтрата промывочной жидкости с минерализацией С_ф. Обычно С_в > С_{ф ,} поэтому происходит диффузия солей, в основном соли NaCl, из пластовой воды в промывочную жидкость. Соль NaCl распадается на катионы натрия и анионы хлора:

NaCl→Na Cl^—

Более подвижные анионы хлора c подвижностью U_cl^— = 60, опережают менее подвижные катионы натрия с подвижностью U_Na = 40. На границе промывочной жидкости и песчаника образуется двойной электрический слой с минусом в промывочной жидкости и возникает диффузионная ЭДС, которая определяется по уравнению Нернста:

1) , т. к. ;

где и — удельные электрические сопротивления фильтрата ПЖ и воды; К_Д– коэффициент диффузионной ЭДС.

Для чистого песчаника при t=20^оС

При контакте глины с коллектором или с промывочной жидкостью возникает диффузионно-адсорбционная ЭДС:

2) ,

— коэффициент диффизионно-адсорбционной ЭДС;

;

где А_ДА – диффузионно-адсорбционная активность пород;

На керне установлено, что А_ДА песчаника равна 0, А_ДА глины равна 69,6 мВ, поэтому -11,6 мВ (чистый песчаник) ≤ К_ДА ≤ 58 мВ (глина).

Чем больше глинистость пород, тем больше их А_ДА, К_ДА и Е_ДА.. Чем больше песчанистость, тем меньше А_ДА, К_ДА и Е_ДА.

В глинах, поровые каналы маленькие, подвижности равны: m_Na = 1, n_сl— = 0 и ионы хлора адсорбируют на поверхности глин. Поэтому глина будет иметь знак «-» и

К_ДА в глинах = .

На границе чистого песчаника и глины возникает статистическая амплитуда, которая равна:

3) ,

где К_сп – коэффициент аномалии СП;

для песчаника К_сп = 69,6 мВ.

Уравнение (3) используется для определения удельного электрического сопротивления пластовой воды ρ_в или ее минерализации С_в. Возможно определение ρ_в и С_в методом 2-х растворов с разными удельными сопротивлениями и или минерализациями и .

Решают систему уравнений (4):

Es₁ и Es₂ измеряют при заданных ρ_ф1 и ρ_ф2. или С_ф1 и С_ф2

В скважине регистрируют аномалию СП- , которая в тонких пластах (Н<4dc): , а в мощных пластах (H≥4dc): (рис. 1 б).

Измерение собственных потенциалов в скважине осуществляют следующим образом: имеются два измерительных электрода: M, который опускают в скважину и перемещают снизу вверх и N, который устанавливают неподвижно на поверхности (рис. 2).

Рис. 2

Регистрирующим прибором РП измеряют разность потенциалов:

5) ;

где — абсолютная аномалия СП или разность потенциалов собственной поляризации пород;

U_м и U_N– потенциалы самих электродов, которые в процессе измерения СП неизвестны, но являются постоянными в процессе измерения СП.

Поэтому , т.е. измерение разности потенциалов М и N вдоль ствола скважины соответствует изменению аномалии СП и зарегистрированная диаграмма СП не имеет нулевой отметки. Условно за нулевую принимают линию глин, проведенную по показаниям СП в глинах. Эта линия занимает крайнее правое положение, если Св > Сф (рис. 1 б) и крайнее левое, если Св < Сф (рис. 1 в).

Вместо масштабной шкалы на диаграмме СП вверху располагают отрезок с указанием сколько мВ в нем содержится и знаками « » и «-» на концах.

На практике обычно используют относительную аномалию СП, которая в i-пласте равна:

6) ;

где — абсолютная аномалия СП в i-ом пласте.

— максимальная статическая амплитуда по всему разрезу

Существует корреляционная связь с относительной глинистостью :

Рис. 3 Рис. 4

1- палеозой Волго-Уральского района,

2- терригенные отложения Западной Сибири,

3- терригенные отложения Сахалина.

Основаны на изучении радиоактивного излучения пород.

По типу излучения делятся на:

— гамма — методы;

— нейтронные методы.

Достоинство радиоактивных методов исследования скважин: исследование необсаженных и обсаженных скважин, пробуренных на воде, нефти и даже сухих.

Радиоактивность — способность неустойчивых изотопов химических элементов самопроизвольно превращаться в другие, более устойчивые.

Процесс превращения одного изотопа в другой называется радиоактивным распадом. При распаде происходит излучение α, ß- частиц и γ- квантов. Проникающая способность γ-квантов наибольшая, поэтому излучение используют для изучения пород.

Наиболее распространенны два вида взаимодействий γ- квантов с веществом.

1) Фотоэлектрическое поглощение. Наблюдается при малых энергиях (≈0,01-0,5 МэВ). Заключается в том, что при столкновении с атомом γ- квант исчезает, отдав всю свою энергию его электрону, который выбрасывается из атома, а на его место перескакивает электрон с более удалённых от ядра энергетических уровней (рис. 1).

2) Комптоновское рассеяние (Е_γ ≈ 0,5-5 МэВ) заключается в том, что при соударении с атомом γ- квант отдаёт ему только часть своей энергии, изменяет направление движения, затем сталкивается с другим атомом, отдаёт часть своей энергии ему, затем вновь изменяет направление движения и т.д. до тех пор, пока его энергия не иссякнет, и он исчезает.

При каждом соударении γ-кванта с атомом происходит выбрасывание электрона и перескок на его место электронов с более удалённых энергетических уровней (рис. 2).

Метод естественной радиоактивности

Гамма-метод ГМ

Основан на изучении естественного γ-излучения, которое возникает при самопроизвольном распаде радиоактивных элементов в породе.

Наибольшая радиоактивность, среди осадочных пород, у калийных солей и глин, имеющих наибольшую удельную поверхность, на которой оседают радиоактивные элементы. Повышенная радиоактивность у полимиктовых песчаников, содержащих калий, а также у битуминозных пород. Низкая радиоактивность у чистых пород (песчаников, известняков).

Измерение γ-излучения в скважине осуществляют с помощью радиометра1, который перемещается вдоль ствола скважины снизу вверх. Он содержит детектор Д и электрическую схему ЭС, включающую блок питания и усилитель.

В качестве детектора используют газоразрядные, сцинтилляционные и полупроводниковые счётчики γ — квантов.

Радиометр 1 кабелем К соединяется с наземной аппаратурой 2, которая состоит из усилителя У, дискриминатора, интегратора и регистрационного прибора РП (рис.3).

Рис. 3

Регистрируют суммарную интенсивность γ- излучения, которая для обсаженных скважин равна

1) J_γper = J_γn J_γp J_γk J_γц J_ф ;

где J_ф = const – интенсивность фонового излучения;

J_γП , J_γp, J_γk, J_γц – интенсивность γ-излучения в породе, растворе, колонне, цементе.

Т. к. J_γn ≥ J_γp J_γk J_γц,

поэтому

2) J_γper = J _γn const= g_n·C₁ C₂

где C₁, C₂ — константы, g_n – радиоактивность пород;

3) g_n= g_гл ∙ k_гл – в терригенных породах;

4) g_n= g_но ∙ k_но — в карбонатах.

Рис. 4

Для исключения влияния скважины и фона J_ф на практике измеряют двойной разностный параметр ГМ.

5) ∆J_γ = (J _γn— J _{γ min}) / (J _{γ max} — J _{γ min});

где J _{γ max} – в глинах;

J _{γ min} – в чистых неглинистых породах.

По величине ∆J_γ и зависимости ∆J_γ = f (k_гл) определяют объемную глинистость пород k_гл (рис. 4). Радиус исследования ГМ составляет ≈ 30 см.

Достоинство ГМ: возможность оценки глинистости пород в обсаженных скважинах, где СП не работает.

Методы рассеянного γ – излучения.

Основаны на изучении γ – излучения пород, облученных потоком γ – квантов.

Различают следующие модификации:

1) ГГМ-П (плотностной) при использовании жесткого γ – излучения.

Е_γ > 0,5 МэВ. Показания ГГМ-П определяются комптоновским рассеянием и зависят от плотности пород.

2) ГГМ-С (селективный) при использовании мягкого γ – излучения. Е _γ < 0,5 МэВ. Показания ГГМ-С зависят от комптоновского рассеяния и фотоэлектрического поглощения, т. е. от плотности пород и содержания в них тяжелых элементов. Причем сильнее влияние тяжелых элементов по сравнению с плотностью пород.

3) ГГМ-М по мягкой компоненте или литологический – при использовании мягкой составляющей из жесткого γ – излучения.

Показания ГГМ-М зависят как от плотности пород и их состава, так и от содержания тяжелых элементов (кальция).

Комплекс ГГМ-М и ГГМ-П используют для выделения в породах песчаников, известняков и доломитов.

Наиболее распространен ГГМ-П.

Гамма-гамма — излучение измеряют с помощью радиометра, состоящего из:

— излучателя γ- квантов И;

— детекторов γ- квантов Д;

— расположенного между ними экрана Э для ослабления прямого γ- излучения от источника.

Для уменьшения влияния скважины радиометр прижимают к

ее стенке прижимным устройством ПУ. Излучение и прием γ- квантов осуществляется через специальные отверстия- коллиматоры К (рис. 5).

Рис. 5

Рис. 6

Интенсивность ГГМ-П J_γγ — зависит от плотности пород δ (рис. 6, а).

Так как δ_пород > δ_{0 ,} поэтому J_γγ обратно пропорциональна δ_п..

Наибольшая ценность ГГМ-П – определение пористости пород (рис. 6,б):

;

где: – плотность породы, которую определяют по зависимости J_γγ = f ( ) и измеренному ГГМ-П значению J_γγ;

δ_ж – плотность флюида;

для пресных вод δ_{пр в} = 1,0*10³ кг/м³ ;

для минерализованных вод δ_{мин в} =(1,01-1,05)*10³ кг/м³

δ_ск – плотность скелета породы, выбирают из таблицы

Таблица

ГГМ – С и ГГМ — М используют для выделения доломитов, известняков и песчаников, так как показания их зависят от содержания в породе тяжёлых элементов, в частности кальция Са. Радиус исследования ГГМ мал ≈ 10÷15 см. Поэтому применяют ГГМ для изучения геологических разрезов необсаженных скважин, а в обсаженных скважинах — для оценки качества цементирования, определения толщины и внутреннего диаметра колонны.

Нейтронные методы

Нейтронные методы основаны на взаимодействии нейтронов с веществом. Наиболее распространенны 2 вида взаимодействий:

1) упругое рассеяние — наблюдается при столкновении нейтрона с ядром, которому он отдаёт часть своей энергии, сохраняя внутреннее состояние ядра. Наибольшая энергия теряется при столкновении с ядрами лёгких элементов, особенно с водородом, близким к нейтрону по массе;

2) поглощение или радиационный захват нейтронов, которое сопровождается излучением γ- квантов и происходит при небольших энергиях (Еγ ≈ 1 ÷ 40 эВ) по формуле

_zx^A ₀n¹ → _zx^{A 1} i γ ;

где

_zx^A – химический элемент; _zx^{A 1} – его изотоп;

А — массовое число;

z- порядковый номер;

i — число γ – квантов.

Наилучшие поглотители нейтронов: хлор, бор, кадмий, литий (Cl, B, Сd, Li).

История жизни нейтронов такова: испущенные источником быстрые нейтроны в породах замедляются при соударении с ядрами водорода до надтепловых энергий, а затем, до ещё меньших тепловых. Это этап упругого рассеяния нейтронов.

На следующем этапе радиационного захвата нейтроны поглощаются при столкновении с ядрами пород, при этом происходит γ – излучение, которое особенно велико при столкновении с Cl, B, Сd, Li.

Нейтронный гамма метод (НГМ)

Основан на изучении искусственного γ – излучения, возникающего при радиационном захвате тепловых нейтронов породами. Измерение этого излучения в скважине осуществляют с помощью радиометра. Он состоит из источника 1,испускающего непрерывный поток тепловых нейтронов, которые при столкновении с ядрами пород поглощаются, а излученные при этом γ – кванты принимает детектор 2, находящийся от источника на расстоянии L_nγ, называемом длиной зонда. Между источником и детектором имеется экран 3 для задержки прямого излучения нейтронов от источника (рис. 1).

Регистрируемая интенсивность J_nγ зависит от водородосодержания ω и длины зонда L_nγ(рис. 2,а).

Рис. 1

При малых зондах J_nγ увеличивается с повышением водородосодержания ω, а при больших уменьшается.

Зонд длиной, при котором характер связи J_nγ= f(ω) изменяется, называется инверсионным. Зонды меньшей длины доинверсионными. Обычно используют заинверсионные.

На показания НГМ также влияет содержание в породе хлора Cl. С повышением хлора J_nγ увеличивается (рис.2,б).

Рис. 2

Для уменьшения влияния скважины на практике используют двойной разностный параметр НГМ.

;(1)

где

J_nγп — интенсивность J_nγ в изучаемом пласте;

J _{nγ max} — интенсивность J_nγ в плотных карбонатах, в которых водородосодержание ω = 1-2 %; J_{nγ min} – в глине с ω = 40 %.

Для заинверсионных зондов существует обратная логарифмическая зависимость двойного разностного параметра НГМ от ω (рис. 3)

Для неглинистых и незагипсованных пород, не содержащих химически связанной воды, входящей в кристаллическую решётку, коэффициент общей пористости определяется водородосодержанием:

К_{п общ} = ω ; (2)

Для глинистых пород:

К_{п общ} = ω — К_гл · ω_св , (3)

где К_гл – коэффициент объёмной глинистости;

ω_св — объёмное содержание связанной воды, определяют по таблице.

Рис. 3

Таким образом, НГМ является методом оценки общей пористости пород. Показания НГМ высокие в плотных породах, низкие в пористых и глинистых, самые низкие в глинах. НГМ так- же используют для отбивки ВНК и ГЖК. Против газоносных пород показания НГМ максимальные, т.к. в них водородосодержание и плотность низкие. А против водоносных пород, сильно минерализованных (Св>100-150 г/л NaCl), показания НГМ более высокие, чем в нефтеносных, из-за содержания хлора в воде.

Основаны на изучении упругих свойств пород.

Упругой волной называется процесс распространения деформации. В зависимости от вида деформации возникают продольные (P)

и поперечные (S) волны.

В P-волне частицы движутся в направлении распространения волны х, создавая зоны сжатия и растяжения (рис. 1 а).

Рис. 1

В S-волне частицы движутся в направлении, перпендикулярном распространению волны х, и происходит чередование полос с противоположным направлением движения частиц. При этом происходит не изменение объема частиц, как в P -волне, а деформация формы. Причем S-волны распространяются только в твердых телах, а P-волна – в любых (рис. 1 б).

Наиболее распространены акустические методы с искусственными полями, которые реализуются возбуждением в промывочной жидкости акустического импульса упругих колебаний, и регистрацией волн, прошедших от излучателей И до одного, чаще двух, приемников П1 и П2, находящихся в скважинном зонде на расстояниях длин зондов L1 и L2. Между излучателем и приемником размещается акустический изолятор для подавления волн-помех (рис. 2 а)

Рис. 2

Зонды акустического метода обозначаются аналогично зондам КС, и также справедлив принцип взаимности: ИL₁П₁∆lП₂ и ПL₁И₁∆lИ₂– эквивалентные зонды.

В скважине энергия излучаемого акустического импульса преобразуется в разные типы волн (рис.2 б).

Внеобсаженной скважине часть энергии гидроволны P₀, возбуждаемой в ПЖ, распространяется по поверхности скважины и околоскваженному слою в породе в виде поверхностной волны Лэмба – L.

Другая часть энергии P₀ преломляется на границе ПЖ–порода под критическими углами и распространяется по породе в виде обобщённых преломленных продольной волны P₀PP₀ и поперечной P₀SP₀.

Оставшееся часть энергии Po отражается от стенки скважины и поступает на приёмник в виде отражённой волны P₀P₀.

Акустические методы позволяют регистрировать:

I. Кинематические параметры:

1) времена прихода волны на приемники T₁, T₂;

2) интервальное время ∆T или скорость распространения упругой волны в породе V_п (P, S).

; — база зонда, обычно =1

II. Динамические параметры:

1) амплитуды волн, приходящих на приёмники, A₁ и A₂ (Р,S,L);

2) коэффициенты затухания волн (Р,S,L);

;

III. Звуковые образы:

1) волновые картины или графическую запись полного акустического сигнала во времени (рис.2 б);

2) фазокорреляционнные диаграммы (ФКД) – изображения полного сигнала в виде фазовых линий или совокупности точек, характеризующих момент перемены знака у амплитуды сигнала вдоль ствола скважины (рис.3)

Наибольшая скорость распространения у продольной преломленной волны P₀, поэтому она приходит на приёмник первой, ее время Т_р.

Рис. 3

Затем во временном интервале T_s ≥ (1.7 ÷ 2.2) T_p приходит поперечная волна. Амплитуда ее A_s>A_p, а частота f_s< f_p. Волна L приходит последней во времени T_L=1/V_0.

V₀ — скорость распространения волны в ПЖ. Амплитуда ее A_L = А_max, а частота f_L = f_min ≈ 3 — 5 кГц.

Модификации акустических методов:

1) Стандартный акустический метод (АМ) или узкополосный (УМ)

c f₀ = 10 ÷ 75 кГц

2) АНШМ (АШМ) акустический низкочастотный широкополосный метод

с f₀ = 5÷15 кГц

3) САТ (скважинное акустическое телевидение) с f₀ = 1 ÷ 2 МГц

Стандартный или узкополосный метод АМ

Реализуется серийной аппаратурой СПАК-2М и СПАК-4, и позволяет регистрировать кинематические и динамические параметры только Р – волны в необсаженных скважинах.

Аппаратура СПАК — 4 имеет трёхэлементный зонд И₂0_,5И₁1,5П. Излучатели возбуждают в ПЖ акустический импульс в виде пакета 3÷5 периодов ультразвуковых колебаний с f₀ = 25 кГц и колоколообразной огибающей (рис.4 а).

Рис. 4

Длительность импульса t_uзначительна_, поэтому ширина частотного спектра мала (рис.4 б), отсюда название узкополосный метод.

Глубина исследования АМ определяется длиной зонда, частотой упругих колебаний и скоростью распространения волн в скважине

Радиус исследования АМ мал, поэтому его применяют в открытом стволе для изучения геологического разреза, а в обсаженных скважинах – для определения качества цементирования колонны.

В обсаженной скважине волновая картина усложняется. Дополнительно возникает волна по колонне, которая приходит на приёмник первой для низко- и среднескоростных пород с V_П < 5300 м/с. Её амплитуда А_к мала_, когда качество цементирования колонны хорошее, и велика – когда плохое.

Серийные цементомеры АКЦ-1 и АКЦ-4 регистрируют время первого вступления волны T_П и амплитуды волн по колонне и по породе A_к и A_П.

В высокоскоростных породах с V_П ≥ 5300 м/с (плотные карбонаты) наблюдается неоднозначность выделения волны по колонне, т.к. она накладывается на волну по породе.

Основные задачи, решаемые АМ:

4) Литологическое расчленение разреза по V_p или интервальному времени ∆T и коэффициенту её затухания α_p;

5) Определение коэффициента открытой пористости для межзерновых пород

,

где

∆T_П, ∆T_ск, ∆T_ж — интервальные времена в породе, в скелете, в жидкости, находящейся в порах. ∆T_ск находят по таблице.

∆T_ж определяют по номограмме Дахнова или задают ∆T_ж = 650 мкс/м при пресной воде и ∆T_ж = 600 мкс/м в солёной воде.

Таблица

6) Акустическая цементометрия для низко- и среднескоростных пород

Недостаток АМ: малый радиус исследования.

Реализуется серийной аппаратурой СПАК-4М и АКН.

Современная аппаратура ВАК (волновой акустический каротаж) – разработка с цифровой записью полного волнового сигнала, в которой регистрируются все типы волн. В качестве возбуждающего используют короткий акустический импульс с длительностью t_u, равной половине периода Т с широким спектром АЧХ (амплитудно-частотной характеристики), отсюда название АШМ (рис. 5), что позволяет возбуждать разные типы волн.

Рис. 5

Глубинность исследования АНШМ выше, т.к используются низкочастотные колебания с частотой f₀ = 5 ÷ 15 кГц.

Дополнительные задачи, решаемые АНШМ:

1) определение упругих констант пород: модуля Юнга Е, коэффициента Пуассона σ, модуля упругости К по скоростям распространения волн: V_P , V_S , V_L.

2) определение вторичной пористости трещиноватых и кавернозных пород по уменьшению амплитуды поперечной волны и соответственно ее исчезновению:

3) определение коэффициента проницаемости пород по амплитудам и коэффициентам затухания S- и L-волн:

4) определение типа насыщения пород независимо от минерализации пластовых вод по отношению V_p/V_s

а также по коэффициентам затухания

α_рвп < α_рнп < α_ргп; α_sвп> α_sнп> α_sгп ;

5) определение качества сцепления цемента с колонной и с породой для всех типов пород.