 |
Методы кажущегося сопротивления (КС)
|
|
|
|
Петрофизические основы методов КС. Как известно, электрическая проводимость горных пород может иметь электронный и ионный характер. Удельное электрическое сопротивление горных пород с ионной проводимостью зависит, главным образом, от количества содержащейся в них воды и степени ее минерализации, т. е. от коэффициента пористости породы и удельного сопротивления пластовой воды, которое приблизительно обратно пропорционально ее минерализации.
В нефтегазонасыщенных породах только часть порового пространства занята водой, поэтому их удельное сопротивление больше, чем у пород водонасыщенных. Это увеличение оценивают параметром насыщения
Рн= ρнп/ρвп,
где ρнп — удельное электрическое сопротивление нефтенасыщенной породы; ρвп — удельное электрическое сопротивление водонасыщенной породы. Полезные ископаемые с электронной проводимостью (руды, графит, антрацит) идентифицируют по минимумам удельного сопротивления, а их содержание оценивают по соответствующим корреляционным зависимостям.
Кажущееся электрическое сопротивление. Выше среда считалась однородной. Практически же она всегда имеет границы, искажающие вид поля. Например, наличие скважины, удельное сопротивление в которой ρс<ρп, деформирует поле. Кажущееся удельное электрическое сопротивление среды можно рассматривать как истинное удельное электрическое сопротивление однородной фиктивной среды, в которой при данных геометрических размерах зонда, т. е. при данном коэффициенте зонда k и данном токе I, создается такая же разность потенциалов ΔU, как в изучаемой неоднородной среде.
В общем случае ρп = ρк из-за влияния скважины, вмещающих пород, зоны проникновения и т. д. Суть метода КС заключается в том, чтобы зарегистрировать одну или несколько диаграмм ρк и, воспользовавшись методами интерпретации для учета влияния названных выше факторов, определить истинное значение удельного электрического сопротивления ρп.
|
|
|
Зонды КС применяют для литологического расчленения разрезов, выделения полезных ископаемых-—руд, водоносных и нефтегазоносных коллекторов.
Боковое каротажное зондирование
В общем случае значение ρк, как уже говорилось, зависит не только от ρп, но и от длины зонда L, его расстояния до границы пласта, мощности пласта, диаметра скважины, диаметра зоны проникновения, сопротивления скважинной жидкости ρс и некоторых других параметров. Изменяя длину зонда, можно изменять степень влияния того или иного фактора на значение ρк. Например, для зонда очень малых размеров, в силу его малости и удаленности от стенок скважины, влияние ρп будет несущественным и ρк ≈ ρс. Для большого зонда влияние ρп будет значительно сильнее. Чем больше длина зонда L (или отношение L / d с), тем сильнее влияние ρп и меньше влияние ρс.
Начиная с определенной оптимальной длины зонда L1, ρс, практически перестает влиять на показания, и для пласта с h>>L, можно считать ρк = ρп. Дальнейшее увеличение длины зонда не изменяет картины. Если увеличить шунтирующее влияние скважины, увеличив ρп и сохранив прежнее ρс, то для выполнения условия ρк ≈ ρп потребуется зонд большей оптимальной длины L2. Семейство графиков, отражающих зависимость от длины зонда L, называют палеткой. Шифр графика — отношение ρп/ ρс =μ, — именуют его модулем. При значениях μ >20 применять зонды оптимальной длины, как правило, не удается, так как они оказываются соизмеримы с мощностью пластов или больше нее. Однако для определения ρп достаточно провести измерения ρк несколькими' зондами разной длины, меньшей чем оптимальная. Полученные при этом точки с координатами lgρк —lgL лягут на тот график палеточного семейства зависимостей lgρк / ρс —lgL/dс, модуль которого μ, соответствует искомому значению ρп. Определив μ, легко можно найти ρп: ρп = μ/ ρс. Такую методику называют боковым каротажным зондированием (БКЗ).
|
|
|
Существуют альбомы палеточных зависимостей, предназначенные для интерпретации материалов в пластах большой и ограниченной мощности, а также при наличии зоны проникновения. Разработаны алгоритмы и программы, автоматизирующие процесс интерпретации БКЗ. Методом БКЗ исследуют разрезы с целью детального изучения пластов и получения их количественных характеристик (в первую очередь коэффициента пористости и коэффициента нефтенасыщенности). Обычно БКЗ проводят только в продуктивном участке разреза.
Боковой каротаж
Каротаж сопротивления обычными зондами неэффективен в случае тонкослоистого разреза со значительной дифференциацией пластов с низким и высоким сопротивлениями и скважины, заполненной высокоминерализованным глинистым раствором. Из-за утечки тока в пласты с низким сопротивлением в первом случае и из-за утечки тока по скважине во втором случае регистрируют кажущиеся сопротивления пород, намного отличающиеся от истинных. Основное отличие бокового каротажа (метода экранированных зондов) от каротажа сопротивления с обычными зондами состоит в том, что в рассматриваемом методе осуществляется фокусировка тока, выходящего из центрального электрода, вследствие чего влияние скважины и вмещающих пород сказывается на результатах измерений значительно меньше.
Боковой каротаж (БК) проводят трех-, семи- и девятиэлектродными зондами с автоматической фокусировкой тока.
Трехэлектродный экранированный зонд. Аппаратура АБКМ, Э1. Зонд состоит из центрального электрода А 0 и двух цилиндрических удлиненных фокусирующих электродов А1 и А2. Все они разделены между собой изоляционными прокладками и питаются током одной полярности. Равенство их потенциалов обеспечивается тем, что основной электрод через незначительное сопротивление накоротко соединяется с экранными электродами. Поскольку разность потенциалов между электродами равна нулю, то сила тока вдоль оси скважины на этом интервале также равна нулю. Ток из электрода А 0 распространяется в радиальном направлении перпендикулярно к оси скважины, а не вниз и вверх по скважине во вмещающие, более проводящие породы.
|
|
|
Разность потенциалов ΔUкс измеряют между центральным электродом (экранным электродом, так как UА = UА = UА и электродом, удаленным от зонда на значительное расстояние. Кажущееся удельное сопротивление для трехэлектродного экранированного зонда рассчитывают по формуле
ρк =К ΔUкс/I0
где I0— сила тока, протекающего через центральный электрод A0; К — коэффициент зонда,
K=2,73 L/lg(2Lоб/dз)
где L, — длина основного электрода A0; Lоб — общая длина зонда; dз — диаметр зонда.
Точку записи относят к середине электрода А0.
Семиэлектродный экранированный зонд.Зонд состоит из центрального токового электрода А0, двух пар следящих электродов M1,N1 и M2, N2 одной пары фокусирующих (экранных) электродов A1 и A2. Три пары электродов замкнуты накоротко между собой и расположены симметрично относительно центрального электрода A0. Через электрод A0 пропускают ток I0, сохраняемый постоянным по величине в процессе записи кривой. Через экранные электроды A1и A2 пропускают ток, сила которого автоматически регулируется так, что разность потенциалов между следящими электродами M1,N1 и M2, N2 остается постоянной и практически равной нулю.
Разность потенциалов ΔUкс измеряют между измерительными (следящими) электродами зонда M1 и N1 ( М2и N2) и электродом N. расположенным от зонда на далеком расстоянии.
Точку записи относят к центральному электроду A0; за длину зонда принимают расстояние между серединами интервалов М1N1 и М2N2. Расстояние между серединами экранных электродов называют общим размером зонда А1A2 = Lоб, аотношение (Lоб— L)/L — параметром фокусировки зонда.
Девятиэлектродный экранированный зонд. Зонд используют в двух модификациях: нормализованный зонд и псевдобоковой. При расположении дополнительных экранных электродов В1и В2 между основными экранными электродами A1, A2 и измерительными N1, N2 электродами радиус исследования девятиэлектродным зондом резко увеличивается по сравнению с семиэлектродным зондом в пластах большой мощности. При псевдобоковом варианте два дополнительных экранных электрода В1 и В2 располагаются с внешней стороны семиэлектродного зонда симметрично относительно центрального электрода A0. В результате распределения токовых линий электрода A0 значительная часть потенциала падает в непосредственной близости от стенки скважины и измеряемое значение зависит в основном от удельного сопротивления близлежащей к стенке скважины части пласта.
|
|
|
Кривые кажущегося сопротивления, зарегистрированные экранированными зондами, симметричны относительно середины пласта и по форме напоминают кривые КС обычных потенциал-зондов.
Границы пластов высокого сопротивления для трехэлектрод-ных зондов определяются по началу максимального возрастания ρк. Для многоэлектродных зондов границы таких пластов находят следующим образом: от точек с максимальным градиентом ρк (половина высоты аномалии против пласта) в сторону вмещающих пород в масштабе глубин откладывают отрезки, равные расстоянию A0O.
Для одиночных однородных пластов минимальное в случае пласта низкого сопротивления и максимальное в случае пласта высокого сопротивления ρк принимают за значения кажущегося сопротивления, снимаемого с диаграмм. В случае неоднородного пласта берут среднее значение ρк.
Глубина исследования экранированными зондами зависит от типа зонда и параметра его фокусировки. Наибольшей глубинностью обладают семиэлектродные зонды. Глубинность исследования возрастает с увеличением Lоб и q. С их увеличением уменьшается влияние скважины и зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, но возрастает влияние мощности: пласта на ρк, т. е. уменьшается разрешающая вертикальная способность зонда. Для сравнения, при измерениях с трехэлектродным зондом влияние мощности начинает ощущаться в пластах с h < 0,8—1,2 м, с семиэлектродным с h < 1,2—6 м. Наиболее благоприятное условие для применения экранированных зондов— наличие в скважинах промывочной жидкости с низким ρк.
Индукционный каротаж
Изучение разрезов скважин индукционным методом основано на различии в электропроводности горных пород - величине, обратной удельному электрическому сопротивлению. Первоначально метод разрабатывался для исследования скважин, заполненых не проводящим электрический ток буровым раствором (на нефтяной основе), в котором обычно метод КС или метод экранированного заземления, имеющие систему токопроводящих и измерительных электродов, применены быть не могут. Однако в последующем были обнаружены существенные преимущества индукционного метода при изучении геологических разрезов низкого сопротивления в скважинах, заполненных обычным токопроводящим буровым раствором.
|
|
|
Рис. Принципиальая схема индукционного метода. 1-скважиный снаряд-зонд; 2-излучающая катушка; 3-приемная катушка; 4-генератор; 5-усилитель и выпрямитель; 6-кабель; 7-регистрирующий прибор
В самом элементарном виде индукционный каротажный зонд состоит из двух катушек - генераторной и измерительной, укрепленных на изолированном немагнитном стержне на некотором расстоянии Lи, друг от друга, называемом размером зонда. Генераторная катушка питается постоянным по величине переменным током высокой частоты (20-60 кГц), создающим переменное магнитное поле – прямое или первичное. В результате в породах; окружающих зонд индуктируются вихревые токи. токовые линии которых в однородной среде представляют собой окружности с центром по оси скважины. Вихревые токи создают. в свою очередь. вторичное переменное магнитное поле той же частоты.
Первичное и вторичное магнитные поля индуцируют в измерительной катушке ЭДС Еп. В индуцируемую ЭДС Еп входит как составляющая ЭДС Е1 созданная прямым полем генераторной катушки и не связанная с электрическими свойствами горных пород. Поэтому в цепь приемной катушки с помощью дополнительной компенсационной катушки вводят компенсационную ЭДС Ек, равную Е1 и противоположную ей по фазе. Полезная часть сигнала, т. е. ЭДС Е2, индуцируемая вторичным магнитным полем, подается на усилитель и далее через фазочувствительный выпрямитель по кабелю на поверхность к регистрируемому прибору. Е2 является активной составляющей ЭДС, индуцируемой вторичным магнитным полем, и приблизительно пропорциональна электропроводности окружающей среды. В результате в процессе перемещения зонда регистрируется диаграмма изменения электропроводности среды по разрезу скважины. Точка записи зонда - середина расстояния между центрами генераторной и приемной катушек. Единицей измерения электропроводности σ пород является величина, обратная Ом-м, - сименс на метр (См/м). На практике используют мСм/м.
За отсчитываемые значения σк(ρк) принимают экстремальные значения против пласта. Они близки к удельной электропроводности пласта и могут быть использованы вместо нее в пластах достаточной мощности при наличии скважины с пресным глинистым раствором (ρр> 1,5 Ом-м), отсутствии проникновения в пласт или наличии неглубокого повышающего проникновения. В остальных случаях при определении σп в исходные данные необходимо вносить соответствующие поправки на влияние скважины, ограниченную мощность пласта, явление скин-эффекта и наличие зоны проникновения фильтрата глинистого раствора. Для этих целей используют специальные палетки.
Индукционные зонды среднего размера (0,75-1 м) имеют радиус исследования, почти в 4 раза превышающий радиус обычных зондов каротажа КС, что позволяет более точно определять истинное сопротивление пород, обычно в диапазоне до 50 Омм.
Методы малых зондов: микрокаротаж (МЗ), боковой микрокаротаж (МБК), резистивиметрия
Методы малых зондов, в отличие от уже рассмотренных, используются для изучения пространства внутри скважины или близлежащего к ней.
Микрокаротаж относится к методам электрического каротажа, использующим установки с малой зоной исследования для детального изучения прискважинной части разреза. Сам микрозонд представляет собой зонд малого размера, электроды которого крепятся на башмаке из изоляционного материала на расстоянии 2,5 см друг от друга (рис. Во избежание влияния скважины на результаты измерений, башмак прижимают к стенке скважины специальным устройством, которое может быть либо - рессорным, либо управляемым рычажным (использование рычажного устройства позволяет одновременно с регистрацией диаграмм микрозондов регистрировать микрокавернограммы), что позволяет башмаку в процессе проведения исследований «скользить» по стенке скважины, реагируя на изменение ее диаметра.
Рис. Схематический вид микрозонда. 1-изоляционная пластина; 2-электрод; 3-пружина; 4-корпус микрозонда; 5-груз; 6-кабель; А, М1, М2 – элекроды зонда.
В практике геофизических исследований применяют два микрозонда: микроградиент-зонд А0,025М0,025 и микропотенциал-зонд А0,05М (электродом N данном случае служит корпус прибора): Радиус исследования микроградиент-зондом примерно 3,75 см, микропотенциал-зондом - в 2-2,5 раза больше. Точкой записи микроградиент-зонда (МГЗ) служит середина расстояния между измерительными электродами, микропотенциал-зонда (МПЗ) электрод М. Кривые микропотенциал- и микроградиент-зондов обычно регистрируются одновременно, поскольку при раздельной записи башмак зонда может занимать неодинаковое положение, что приводит к несопоставимости кривых. При регистрации используют как многожильный, так и одножильный кабель. С одножильным кабелем применяют многоканальную аппаратуру с частотным разделением каналов - МДОЗ и Э-2.
Обычно данные микрозондирования используют для детального расчленения разреза, выделения различных литологических разностей и четкой отбивки их границ, выделения пластов-коллекторов и оценки мощности продуктивных горизонтов, определения пористости и трещиноватости пород.
Так как радиус исследования микроградиент-зондом меньше радиуса исследования микропотенциал-зондом, влияние глинистой корки и глинистого раствора на его показания гораздо значительнее. Показания же микропотенциал-зонда определяются в основном сопротивлениями промытой зоны и пласта.
По диаграммам микрозондов в комплексе с другими методами каротажа можно выделить породы разных типов.
В фильтрующих коллекторах с межзерновой пористостью (пески, песчаники и т.д.) показания микропотенциал-зонда больше, чем микроградиент-зонда. Наблюдается так называемое положительное приращение:
Δρ = ρк мпз - ρк мгз >0
Уровень приращения против продуктивных пластов выше чем против водоносных за счет остаточного нефтенасыщения. Плотные породы характеризуются высоким уровнем сопротивлений; против них показания двух микрозондов совпадают.
Та же картина наблюдается и против глинистых пород, но для них характерен более низкий уровень значений кажущихся сопротивлений. Показания обоих микрозондов против глин обычно совпадают и при наличии больших каверн соответствуют ρр.
Скважинный резистивиметр многоэлектродного зонда (типа КСП) представляет собой трехэлектродный зонд небольшого размера, смонтированный в специальном кожухе (экранном устройстве), исключающем влияние стенки скважины на результаты замера ρр. Измерения проводят по обычной схеме замера КС.
Данные скважинной резистивиметрии используют также для решения задач, связанных с техническим состоянием ствола скважины. Если по тем или иным причинам не удаётся непосредственно в скважине измерить ρр или требуются специальные исследования проб глинистого раствора, в условиях лаборатории используют поверхностные резистивиметры. При этом в данные замеров вносят поправку за температуру, соответствующую глубине отбора пробы.
Радиоактивные методы
Гамма-каротаж
Гамма – каротаж (ГК) основан на измерении естественной гамма – активности горных пород. Гамма – излучение представляет собой высокочастотное коротковолновое электромагнитное излучение, граничащее с жестким рентгеновским излучением. Интенсивность гамма – излучения приблизительно пропорциональна гамма – активности пород. Средняя глубина проникновения g-лучей в осадочных породах около 30 см, что соответствует радиусу сферы исследования, из которой поступает 90% регистрируемого излучения (g-лучи полностью поглощаются лишь слоем толщиной около 1 м).
При прохождении g-лучей через слой вещества интенсивность излучения I0g снижается до величины Ig.
Ig = I0g × e – m0dl
I0g - первоначальная толщина слоя;
l – толщина слоя;
d - плотность вещества;
m0 – массовый коэффициент поглощения гамма – излучений.
Интенсивность поглощения оценивается толщиной слоя вещества, в котором поток g-квантов уменьшается в 2 раза.
Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют с помощью индикатора гамма – излучения. В качестве индикатора используют сцинтилляционные счетчики.
Погрешность измерений тем больше, чем меньше импульсов, испускаемых в единицу времени (скорость счета). Уменьшить погрешность можно путем усреднения наблюдений за некоторый интервал времени tя.
Гамма – излучение, измеряемое при гамма – каротаже, включает в себя так называемое фоновое излучение (фон). Фоновое излучение вызвано загрязнением радиоактивными веществами материалов и космическим излучением. Влияние космического излучения резко снижается с глубиной и на глубине несколько десятков метров на результатах измерений уже не сказывается.
Измерение радиоактивности производится с помощью радиометров, которые состоят из скважинного прибора и наземного пульта, соединенных между собой геофизическим кабелем.
Важнейшим элементом радиометров являются детекторы излучения. В качестве детекторов излучения в скважинной аппаратуре применяют газонаполненные (газоразрядные) или сцинтилляционные счетчики.
Гамма-гамма каротаж
Метод гамма-гамма-каротаж (ГГК) основан на измерении интенсивности Jγγ гамма-излучения, рассеянного породой при ее облучении потоком гамма-квантов.
Для исследований используют установку, включающую детектор и источник гамма-квантов с расположенным между ними экраном (фильтром) из стали и свинца, предохраняющим детектор от прямого гамма-излучения источника. Расстояние между источником и центром детектора называется размером зонда и в зависимости от целей исследований изменяется в пределах 30 - 40 см.
Интенсивность излучения, регистрируемого при ГГК, зависит от плотности и вещественного состава горных пород и в основном определяется процессами комптоновского рассеяния и фотоэлектрического поглощения гамма-квантов породой. Испускаемые источником гамма-кванты большой энергии претерпевают на пути своего движения несколько актов рассеяния, значительно уменьшают свою энергию и поглощаются в результате фотоэффекта. Как следствие, около источника устанавливается некоторое их распределение (облако), обусловленное свойствами окружающей среды, ее способностью рассеивать и поглощать гамма-кванты. В результате по мере удаления от источника поток рассеянных гамма-квантов около детектора, расположенного от источника на довольно значительном расстоянии (в среднем 20 см), быстро убывает, особенно с увеличением плотности горной породы и концентрации в ней тяжелых элементов.
Относительная роль процессов комптоновского рассеяния и фотоэффекта, кроме перечисленных факторов, зависит от начальной энергии гамма-квантов. В соответствии с этим применяют два варианта ГГК: плотностной и селективный.
Плотностной вариант (ГГК-П). В варианте ГГК-П породы облучаются потоком жестких гамма-квантов с энергией 0,5-2 МэВ; мягкие гамма-кванты с энергией менее 0,2 МэВ поглощаются с помощью фильтра. Величина измеряемого в этом случае рассеянного гамма-излучения с энергией более 0,2 МэВ будет определяться количеством электронов в единице объема среды Ne,
Ne = (z/A) N δп,
где z – заряд ядра; А – атомная масса; N – число Авогадро; δп – плотность среды. В горных породах, представленных в основном легкими элементами z/А ≈ 0,5, откуда Ne=cδп, где с - некоторая постоянная величина.
Поскольку Ne ≈ δп показания ГГК-П будут зависеть лишь от плотности среды: чем больше плотность окружающей среды, тем меньше показания ГГК-П, и наоборот. Длина зонда ГГК-П 20 — 40 см.
Плотностной вариант ГГК - один из основных методов, применяемых для оценки пористости горных пород.
Нейтрон – нейтронный каротаж
На диаграммах ННКТ водородсодержащие пласты выделяются низкими значениями, малопористые пласты — более высокими значениями. Однако на показания ННКТ значительное влияние оказывают элементы, обладающие большим сечением захвата тепловых нейтронов, поэтому ННКТ весьма чувствителен к содержанию хлора и получаемые результаты сильно зависят от минерализации промывочной жидкости и пластовой воды.
Показания ННКН практически не зависят от содержания в окружающей среде элементов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, в том числе хлора. Они определяются главным образом замедляющими свойствами среды — водородосодержанием. Следовательно, показания ННКН более тесно связаны с содержанием водорода в породе, чем показания НГК и ННКТ. Однако для ННКН характерна малая глубинность исследования, которая изменяется в зависимости от свойств пород и их водородосодержания от 20 до 40 см, уменьшаясь с ростом водородосодержания. Наименьший радиус исследования характерен для ННКН, так как область распространения надтепловых нейтронов меньше, чем тепловых.
По данным НК через содержание водорода определяется общая пористость пород. При этом учитывается ряд геологических и технических факторов.
За условную единицу измерения при нейтронном каротаже приняты значения Iусл.ед, измеренные в баке с пресной водой. При использовании в качестве эталонной жидкости дизельного топлива в измерения необходимо вводить поправки за счет разницы в водородосодержании нефти и воды. При калибровке приборов НК выполняются измерения потока гамма-излучения или нейтронов на имитаторах пористых пластов (ИПП). Полученные данные используются для построения зависимости Iусл.ед=f(kп). Погрешность приведенных измерений не должна превышать ±1 % в рабочем (линейном) диапазоне изменения пористости от 3 до 20—30%.
Нейтронный каротаж проводится при помощи скважинного прибора, содержащего источник нейтронов и расположенный на некотором расстоянии от него детектор гамма-излучения или нейтронов (см. рис..). Это расстояние, отсчитанное до середины детектора, называют длиной зонда.
Рис. Схема измерительных установок нейтронного каротажа: γ – детектор гамма – излучения; n – детектор нейтронов; N – источник нейтронов; L – длина зонда; 1- стальной экран; 2 – свинцовый экран; 3 – парафин (или другой материал с высоким водородосодержанием); 4 – точка записи результатов измерений.
Источником нейтронов является помещенная в ампулу смесь порошкообразного бериллия с радиоактивным элементом, обычно полонием. Нейтроны образуются в результате взаимодействия ядер атомов бериллия 49Ве с альфа-частицами, испускаемыми полонием.
Форма кривых НК определяется следующими факторами: характером распределения по стволу скважины потока излучения, регистрируемого приборами; электрической инерционностью аппаратуры, возрастающей с увеличением постоянной времени интегрирующей ячейки τ и скорости перемещения прибора по скважине.
Рис. Кривые радиоактивного каротажа против одиночных пластов. Шифр кривых ντ.
При ντ =0 (точечные замеры, нет искажающего влияния интегрирующей ячейки) кривая симметрична относительно середины пласта.
При ντ>0 кривая становится асимметричной относительно середины пласта, растягиваясь в направлении движения прибора (снизу вверх). Амплитуда кривой против пласта начинает снижаться при большей мощности пласта. С увеличением параметра ντ отмеченные искажения кривой выражаются все более резко. Границы пласта отбиваются по началу крутого подъема и началу крутого спада кривой.
Акустический каротаж
Акустическим каротажем называют методы определения упругих свойств горных пород, слагающих разрезы скважин, по наблюдениям за распространением в них упругих волн.
В отличие от сейсмического каротажа, в котором для получения средней скорости распространения упругих колебаний в мощных пластах (от 20 м и более) используют частоты порядка 20 - 100 Гц, при акустическом каротаже определяют интервальную или пластовую скорость для маломощных пластов (от 0,5 м и более) с использованием частот порядка 5 - 100 кГц.
Чтобы получить представление опринципе скважинных измерений при акустическом каротаже, рассмотрим распространение упругих волн от сферического излучателя И в скважине постоянного диаметра, заполненной глинистым раствором и пересекающей пласт неограниченной мощности. Приемник П упругих колебаний находится на расстоянии L от излучателя на оси скважины. Наблюдается следующая картина. При возбуждении упругих колебаний от излучателя И по глинистому раствору распространяется продольная упругая волна Р1 со сферическим фронтом распространения и скоростью υ1 Достигнув стенки скважины, прямая волна Р1 образует вторичные волны - отраженную продольную Р11 и проходящие - продольную Р12 и обменную поперечную Р1 S 2 волны. У проходящих вторичных волн скорость распространения продольной волны υр2, больше, чем поперечной υs2(υp2 > υs2). Фронт прямой продольной волны Р1 образует со стенкой скважины критический угол i (sin i = υp2/ υp2 ) в результате чего проходящие волны становятся перпендикулярными к границе раздела скважина - плавт (случай преломления, называемый полным внутренним отражением) и начинает распространяться вдоль стенки скважины. Скользя вдоль стенки скважины проходящие волны Р12 и Р1 S 2 излучают энергию в скважину в виде головных продольных Р121 и поперечных Р1 S 2 P 1 волн, а также волн типа Лэмба - Стоунли (L - St) (распространяющихся в жидкости, заполняющей скважину, и в горной породе в прискважинном слое).
Следовательно, от излучателя И к приемнику в условиях скважины распространяются головная продольная волна Р121 головная поперечная волна P 1 S 2 P 1, волна Лэмба - Стоунли (L - St) и прямая продольная волна Р1 (отраженная волна Р11 обычно не доходит до приемника из-за малой ее энергии) со следующим соотношением скоростей: υp2 > υs2 >υL-St > υp1. В реальных условиях волновая картина имеет более сложный вид.
2.5. Метрологическое обеспечение проектируемых работ
К геофизическим исследованиям в скважинах допускается аппаратура и скважинные приборы, прошедшие проверку в региональных и базовых метрологических центрах. Проверка скважинной аппаратуры производится в соответствии с действующими ОСТами геофизической аппаратуры и другими руководящими документами по проведению различных видов каротажа.
Проверка геофизической аппаратуры в базовых метрологических центрах производится периодически (1 раз в течение полугода), но реже 1 раза в год и после ремонта, влияющего на метрологическую характеристику аппаратуры. Калибровка аппаратуры на скважине производится с помощью специальных передвижных метрологических устройств, при отсутствии указанных устройств – с помощью контрольных измерений. Широкое внедрение государственной системы обеспечения единства измерений позволяет гарантировать нормированную точность применяемых средств измерений и предусматривает применение аттестованных и стандартизированных методик выполнения измерений. Метрологическая служба ОАО «РГК» осуществляет контроль нормированной точности скважинной аппаратуры.
Качество средств измерений определяют при поверке и аттестации. Средствами контроля точности скважинной аппаратуры являются стандартные образцы жидкости.
Скважинный прибор СГДТ требуется поверять один раз в три месяца. Основным средством первичной и периодических калибровок являются отрезки стальных труб разного диаметра и толщин стенок, установленные в емкости с водой и зацементированные в нижней части.
Результат калибровки (признание аппаратуры годной или негодной) оформляется протоколом, на основании которого выдается свидетельство о калибровки аппаратуры, если результаты калибровки положительны. При отрицательных результатах калибровки аппаратура не допускается к применению. В протоколе калибровки указывается все результаты измерений и обработки этих результатов с оценкой значения погрешности аппаратуры. В свидетельстве о калибровке, помимо заключения о годности, указывается оценка погрешности проверяемой аппаратуры.
Госнадзор за деятельностью метрологической службы предприятия осуществляется окружным центром стандартизации и метрологии РФ.
Аппаратура и оборудование
Геофизические исследования в скважинах служат для изучения разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых, изучения технического состояния скважин и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.
Геофизические исследования в скважинах проводятся с помощью специальных установок, которые включают наземную и скважинную аппаратуру, соединенную между собой каналом связи – геофизическим кабелем, а также спуско-подъемный механизм, обеспечивающий перемещение скважинных приборов, по стволу скважины.
Наземная аппаратура, включающая совокупность измерительной аппаратуры, источников питания, контрольных приборов, смонтированных в специальном кузове, установленном на шасси автомобиля, носит название каротажной станции.
Под скважинной геофизической аппаратурой понимают совокупность измерительных устройств, предназначенных для определения разных физических параметров в скважинах. В большинстве случаев комплект скважинной аппаратуры включает в себя датчик (зонд), располагающийся вне скважинного прибора или входящий в его состав, передающую часть телеизмерительной системы, находящуюся внутри гильзы скважинного прибора, кабель и приемную часть телеизмерительной системы на поверхности. Информация со скважинного прибора преобразуется на поверхности в геофизические диаграммы, отнесенные к глубине интервала регистрации.
Приемная часть телеизмерительной системы функционирует совместно с основными узлами каротажных станций, включая регистрирующий прибор и источники питания.
Спуск и подъем скважинного прибора осуществляется при помощи подъемника, кабеля, подвесного и направляющего роликов, устанавливаемых на устье скважины. В зависимости от типа и длины кабеля применяют подъемники с лебедками различных видов.
Подъемники представляют собой самоходную установку, смонтированную в специальном металлическом кузове на шасси повышенной проходимости. Спуск и подъем кабеля происходит при помощи лебедки. Барабан лебедки снабжен тормозом, состоящим из двух металлических лент с наклеенными на них слоями феррадо, охватывающими щеки барабана. Передача от двигателя к барабану обеспечивает возможность изменения скорости подъема кабеля в диапазоне 40-10000 м/ч и имеет устройство передачи на плавный спуск кабеля. Для подсоединения измерительной цепи лаборатории к жилам кабеля на лебедке устанавливается коллектор.
Подъемник имеет органы управления лебедкой и трансмиссией ее привода, приборы для измерения скорости движения кабеля, глубины его спуска и натяжения, приборы для освещения кузова и устья скважины, различное оборудование для проведения монтажных работ при геофизических исследованиях, а также для крепления при перевозке скважинных приборов и грузов.
В процессе геофизических исследований должны быть известны данные о глубине нахождения, скорости перемещения прибора по скважине и натяжении кабеля. Кроме того, необходимо четко согласовать перемещение прибора по скважине с движением диаграммы. Это достигается применением блок-баланса или направляющего и подвесного роликов с датчиками глубины, натяжения и сельсинной передачей.
Блок-баланс состоит из ролика для направления кабеля в скважину и подставки, устанавливаемой над устьем скважины и прижимаемой к столу ротора бурильным инструментом. Направляющий ролик крепится к подроторной раме основания буровой, а подвесной после установки датчиков глубины и натяжения и подсоединения к ним кабелей от смоточного ус
|
|
|
