Экзаменационный билет №19

1. Назначение, принцип действия и устройство каверномера и профилемера. Расчленение разреза скважины по кривым кавернометрии. Дело в том, что фактический диаметр скважины не всегда определяется диаметром бурового наконечника (долота). Так, на хрупких породах (ископаемых углях, например), в зонах дробления диаметр скважин увеличивается по сравнению с номинальным dH; из-за выкрашивания и вывалов пород в скважине образуются каверны. Каверны образуются и в глинистых пластах из-за размывания глин в процессе бурения. Уменьшение диаметра по сравнению с номинальным наблюдается обычно против пластов-коллекторов. Благодаря хорошей проницаемости в них залавливается буровой раствор. Из-за малого диаметра пор в пласт проникает только фильтрат (жидкая основа) бурового раствора, а глина оседает на стенках скважины, образуя глинистую корку, которая уменьшает диаметр скважины.

Приборы для измерения диаметра скважины называются каверномерами. Они бывают различными по конструкции: рычажными, фонарными, управляемыми и неуправляемыми. В любом случае в них имеется какой-то следящий механизм, скользящий по стенке скважины, и преобразователь положения этого механизма в электрический сигнал, чаще всего, посредством изменения активного сопротивления электрической цепи.

На рис. 18.3 показана нижняя часть рычажного каверномера.

Рис. 18.2. Зависимость среднего

диаметра скважины от литологии

разреза

К корпусу этого скважинного прибора крепятся на шарнирах 3 подпружиненных рычага, образующих следящий механизм. Нижние концы рычагов скользят по стенке скважин. Один из рычагов управляет ползунком переменного сопротивления Rd, два других служат для центрирования каверномера по оси скважины (поэтому измеряемый параметр и характеризует средний диаметр скважины). Перед спуском такого каверномера в скважину его рычаги прижимаются к корпусу и удерживаются в этом состоянии с помощью специального чашеобразного замка, который по достижении снарядом забоя раскрывают с помощью специального электромагнита, на который подают питание с поверхности.

Каверномер фонарного типа (рис. 18.4) не нуждается в замковом устройстве, конструкция его рычагов, на виде сбоку напоминающих китайский фонарик, обеспечивает ему хорошее прохождение как вверх, так и вниз по скважине. На этом же рисунке изображена электрическая схема измерений с каверномером.

Перед спуском прибора в скважину выполняют градуировку прибора. Для этого на концы рычагов одевают кольца известного диаметра, и соответствующие им показания регистрирующего прибора записывают на диаграммной ленте в виде своеобразных ступенек. Масштаб записи регулируют посредством изменения питающего тока.

Современные каверномеры имеют абсолютную погрешность порядка ±0,5 см, микрокаверномеры-до±0,1 см.

Рис.18.4. Схема измерений со скважинным каверномером и пример записи результатов градуировки каверномера При п рофилеметр ии обычно измеряют 2 взаимно перпендикулярных диаметра с помощью 2 пар рычагов, каждый из которых управляет своим реостатным (или индуктивным) преобразователем, вырабатывающим электрический сигнал, пропорциональный отклонению рычагов от корпуса СП.

Имеются также приборы, называемые радиусомерами. Такой прибор имеет 8 рычагов, каждый из которых управляет своим реостатным преобразователем. Кроме того, в нем имеется еще и датчик положения прибора относительно апсидальной плоскости, т.е. вертикальной плоскости, проходящей через ось скважины в точке измерения. Этот датчик (рис. 18.6, б) представляет собой кольцевой реостат (реохорд), установленный перпендикулярно продольной оси СП. Начало реохорда совмещено с положением первого рычага. Подвижный контакт реохорда снабжен грузиком, благодаря которому контакт располагается в апсидальной плоскости скважины в стороне, противоположной той, куда направлен забой скважины. Сопротивление участка реохорда от начала до подвижного контакта определяет положение первого рычага относительно апсидальной плоскости, положение последней относительно сторон света определяют по результатам инклинометрии. В СП радиусомера имеется переключатель, который по команде с поверхности производит опрос всех датчиков, включая датчик ориентировки прибора. В наземном измерительном пульте содержится также указатель позиций скважинного переключателя.

Результаты измерений с радиусомером представлены на рис. 18.6, а.

Рис. 18.6. Результаты измерений со скважинным радиусомером СПР-1 (а) и конструкция датчика положения радиусомера относительно апсидальной плоскости скважины (б)

2. Искажения и помехи в методе ПС. Искажения могут быть вызваны не постоянством электродной разности потенциалов. Простота эл.схемы СП является с одной стороны,достоинством метода,а с другой-недостатком. Недостаток в том,что вход регистратора в схеме СП открыт для разнообразных помех.

По физ.природе выделяют следующие виды этих помех:поляризация электродов (Искажения кривой ПС из-за намагниченности лебедки),потенциаля гальванокаррозии,потенциалы трибополяризации,потенциалы осождения и потециалы блуждающих токов.

3. Определение пористости по данным электрического каротажа. Из методов ЭК основным для определения пористости является метод сопротивления. Это связано с зависимостью, установленной между относительным сопротивлением Р и k_п (см. § 3). Характер зависимости P=f(k_п) неодинаков для пород различных типов. Поэтому в каждом отдельном случае необходимо пользоваться зависимостью Р от k_п, полученной для исследуемого пласта. От того, каким способом определяют величину относительного сопротивления Р, различают метод определения пористости по сопротивлению.

Для заведомо водоносного неглинистого пласта значение Р в скважине может быть определено по удельному сопротивлению ρ_во пласта и заполняющей его поры ρ_в, приведенным к температуре пласта. Однако из-за возможного содержания в пласте некоторого количества нефти и газа более точное определение Р достигается по данным удельного сопротивления промытой части пласта (промытой зоны) ρ_пз и фильтрата ПЖ, заполняющего поры коллектора в прискважинной части пласта ρ_ф,

Для нахождения ρ_пз используют величины кажущегося сопротивления, измеренные различными способами: БКЗ, микроустановками (БМК, микрокаротаж) (см. гл. II).

Необходимым условием применения формулы (ХП.З) является наличие зоны проникновения, размер которой более 2d_c. При расчете относительного сопротивления следует иметь в виду, что фильтрат ПЖ не полностью занимает поровое пространство породы в зоне проникновения. В зоне проникновения водоносного пласта сохраняется некоторая часть (3—10%) пластовой воды, которая смешивается с фильтратом.

Для учета смешения фильтрата ПЖ с пластовой водой в зоне проникновения водоносного пласта вводят коэффициент q. Для водоносного пласта Р=ρ_зп/ρ_фq; q=ρ_ф.в/ρ_ф, где ρ_ф.в — удельное сопротивление смеси фильтрата ПЖ и пластовой воды, заполняющей поровое пространство в зоне проникновения. Если предположить, что доли электропроводности, обусловленные фильтратом и пластовой водой, пропорциональны их объему и обратно пропорциональны удельному сопротивлению, то

где z — доля объемного содержания пластовой воды в норовом пространстве породы в зоне проникновения. Следовательно

Величину z оценивают по результатам обобщения данных каротажа и лабораторных исследований кернов. Как правило, ρ_ф≥ρ_в, поэтому, несмотря на малое количество остающейся в порах породы пластовой воды, влияние ее велико. Наиболее вероятное значение z в чистых песчаниках при k_п>18% составляет 0,2% при диапазоне изменений от 0,1 до 1,5%. В глинистых песчаниках при той же пористости z может достигнуть 10 %.

Величины z или q рекомендуется определять для каждого района экспериментально путем установления зависимости между одной из них и k_п; с увеличением k_п значение q возрастает (z уменьшается) (рис. 133).

По данным анализа кернов, полученных из девонских отложений месторождений Татарии, установлено, что количество невытесненной пластовой воды z в водоносных пластах в среднем составляет 1,5—2, а в нефтегазоносных 3,5—4%.

В промытой нефтегазоносной части пласта кроме остаточной воды сохраняется ещё и остаточная нефтенасыщенность, равная 2,5—4%. Исходя из этого оценка параметра пористости для нефтегазоносного пласта в зоне проникновения (промытой зоне) определяется выражением

где Р_но — коэффициент увеличения сопротивления в ЗП за счет остаточного нефтегазонасыщения k_но. В общем случае для неглинистых песчаников k_но принимается равным 0,2, соответственно (1.51)

В глинистых коллекторах относительное сопротивление Р зависит от минерализации воды, заполняющей поры коллектора (ρ_в в неизмененной части пласта, ρ_ф в зоне проникновения) и степени глинистости. В этом случае для определения k_п надо рассчитать величину предельного относительного сопротивления Р_П = Р/П, где П — поправка за глинистость (поверхностную проводимость) (см. § 3). Определение П выполняют по номограмме (см. рис. 22). Для этого массовую глинистость С_гл или объемную k_гл находят по двойному разностному параметру J_γ (IV.2) или α_ПС— по коэффициенту снижения ΔU_пс против глинистого коллектора (см. рис. 121).

Согласно изложенному, для нефтегазонасыщенных терригенных глинистых коллекторов (XII.5) запишется в виде

Для песчано-глинистых пород Р_но для промытой зоны в ряде случаев находят по экспериментальной зависимости k_нo = f(k_п), используя формулу (XII.6). На рис. 134 приведен пример такой зависимости, полученный для нижнемеловых песчано-глинистых продуктивных отложений Ставропольского края. Подобные исследования проводят путем моделирования процессов вытеснения пластовых жидкостей на образцах керна с известными параметрами. Они выполнены для пород, представленных песчано-алеврито-глинистыми коллекторами с дисперсным распределением глинистого материала (5—30% по массе). При изменении коэффициента пористости k_п в пределах 10—32 % коэффициент остаточной нефтегазонасыщенности k_нo изменяется в диапазоне 0,38—0,16.

Оценку Р_но производят методом приближений. Для этого. допустив, что Р_но=1,6 [см. (XII.6)], по (ХII.7) рассчитывают значение Р'_п и определяют приближенно величину k'_п. По k'_п, используя график (см. рис. 134), находят Р'_но. Таким же способом расчет повторяют для получения Р"_но. После двух-трех приближенных вычислений (итераций) значения Р_но практически остаются неизменными.

В настоящее время на керновом материале установлены экспериментальные зависимости P_п=f(k_п) для большинства продуктивных горизонтов основных нефтегазовых месторождений страны. Для практического использования полученные результаты представляются в виде графических или аналитических зависимостей.

При небольших глубинах скважин (200 м и более) удельные электрические сопротивления пород, полученные в скважине и на кернах в лаборатории при атмосферном давлении, различаются между собой. Для учета расхождений проводят экспериментальные исследования кернов при моделировании термобарических пластовых условий для данной глубины и вводят соответствующие поправки.

Дата добавления: 2015-05-10