Проведение геофизических исследований в скважинах на Федоровском месторождении

Горная  порода	Плотность г/см3	Пористость %	Рп Омм	Iу мкр/час
Глина	2.4	20	1-10	20-25
Аргиллит	2.4	16-20	5-12	12-14
Алевролит	2.3	20	5-20	10-20
Песок	2.1	30	5-20	2-10
Песчаник  водоносный	1-1.02	8.3-20.2	1.5-6.4	2-10
Песчаник  нефтеносный	1-2.2	8.3-20.2	6.0-60	2-10
Аргиллит  битуминозный	2.45	16	50-60	30-70

 

2.1 Плотностные свойства

 

Плотность для  залежей нефти определяется в  основном плотностью пород-коллекторов, которая в свою очередь зависит  от их пористости и в меньшей степени  от минерального состава.

Нефть способствует уменьшению плотности в объеме залежи по отношению к водоносной части  коллектора. В соответствии с этим величина sэф является отрицательной.

Значение sэф определяется двумя факторами: различием плотностей нефти sн и законтурной воды sв заполняющей поры, а также степенью эпигенетических преобразований коллектора. Считается, что для нефтяных месторождений sэф часто находится в пределах 0.05-0.10 г/см3.

С глубиной изменение плотности и пористости довольно неравномерно; наибольшие изменения  характерны для глубин 0-3км. Среди  терригенных осадочных пород  песчаники всегда характеризуются  несколько меньшей плотностью по сравнению с глинистыми породами.

Это прослеживается как для молодых отложений, так  и для более древних.

 

2.2 Электрические свойства

 

Удельное  электрическое сопротивление и  поляризуемость.

Электрическое сопротивление залежей нефти  нефтеносных пластов может превосходить r водоносных пластов в 100 раз и более.

Влияние термодинамических  условий залегания проявляется  главным образом через изменение  электрических свойств насыщающего  флюида. В общем случае увеличения всестороннего давления ведет к  возрастанию сопротивления, а увеличение температуры- к уменьшению его, т.к. повышается проводимость флюида. В целом электрическое сопротивление почти всех видов пород с глубиной уменьшается, поскольку влияние температуры превалирует над давлением.

Для оценки общего эффекта залежи продуктивная толща рассматривается как единый электрический горизонт. При таком  подходе различие в сопротивлениях нефтегазоносных и водоносных участков составляет в среднем до 2-3 раз, иногда до5. При малой мощности залежи (20-50) различие составляет не более 30-50%.

Месторождение нефти и газа характеризуется  повышенной поляризуемостью пород как в области залежи так и выше нее. Поляризуемость пород h в контуре залежи может увеличиваться по сравнению с законтурной частью до 5-7раз.

 

2.3 Радиоактивность

 

Радиоактивностью  называется способность неустойчевых атомных ядер самопроизвольно превращаться в более устойчивые ядра других элементов, испуская, альфа-бета-гамма-лучи и элементарные частицы (электроны, нейтроны, протоны, позитроны и нуклоны).

Радиоактивность атомных ядер, находящихся в естественных условиях, получила название естественной радиоактвности, а радиоактивный распад атомных ядер при их бомбардировки элементарными частицами-искусственной радиоактивности.

Естественная  радиоактивность горных пород в  основном обусловлена присутствием в них естественных радиоактивных  элементов урана  U и продукта его распада радия Ra, тория Th и радиоактивного изотопа калия K.

Из осадочных  пород, типичных для нефтяных и газовых  месторождений, наиболее радиоактивны чистые глины, высокая интенсивность  гамма-излучения которых фиксируется  на диаграммах ГК. Менее радиоактивны песчаные и известковые глины, за ними идут глинистые пески, песчаники, чистые пески и карбонатные породы.

Интенсивность искусственного гамма-излучения, рассеянного  породообразующими элементами в  процессе их облучения потоком гамма-квантов измеряют методами рассеянного гамма-излучения. В методах рассеянного гамма-излучения в основном имеют место фотоэлектрическое поглощение и комптоновское рассеяние гамма-квантов породой.

Фотоэффект.

Гамма-квант  при прохождении через вещество может вступить во взаимодействие с  электронами атомов этого вещества. Гамма-квант передает всю свою энергию  и полностью поглощается, а электрон выбрасывается за пределы атома. При фотоэффекте гамма-квант может  выбить связанные электроны, энергия  связи которых меньше энергии  самого гамма-кванта. Такой процесс вырывания электрона из атома фотоном называется фотоэффектом, а вырываемые электроны-фотоэлектронами.

Комптоновский эффект.

Комптоновское взаимодействие (поглощение и рассеяние) характерно для гамма-квантов всех энергий, свойственных гамма-излучению естественных радиоактивных элементов, и для большей части природных поглотителей является основным механизмом взаимодействия гамма-квантов с веществом.

Комптоновское взаимодействие происходит на электронах при энергиях гамма-квантов, значительно превышающих энергию связи электронов на электронных орбитах. При этом гамма-квант вступает во взаимодействие со свободным или слабосвязанным электроном и в результате неупругого соударения с электроном передает последнему часть своей энергии и импульса, а сам изменяет свое направление, приобретает энергию и отклоняется под углом к первоначальному направлению. С увеличением энергии гамма-квантов угол их отклонения от первоначального направления при комптоновском взаимодействии закономерно уменьшается.

Для исследования интенсивности тепловых нейтронов  по разрезу скважины на заданном расстоянии от источника быстрых нейтронов, которые в результате замедления породообразующими элементами превратились в тепловые – используют метод  плотности тепловых нейтронов.

Регистрирующая  интенсивность тепловых нейтронов  зависит от замедляющей и поглощающей  способности горной породы, т.е. от водородосодержания и наличия элементов с высоким сечение захвата тепловых нейтронов.

 

 

 

2.4 Нейтронные свойства

 

Пористость, глинистость, нефте-, водо-, газонасыщенность, химический состав твердой фазы пород, давление и температура влияют на показания нейтронных методов через соответствующие нейтронные характеристики. Характеристиками пространственно-энергетического и временного распределения в г.п. надтепловых и тепловых нейтронов являются длина замедления нейтронов; время замедления нейтронов; дисперсия импульсов замедленных нейтронов; длина диффузии и длина миграции, время жизни и К диффузии тепловых нейтронов. Знание этих параметров небходимо для петрофизического обоснования способов применения нейтронных методов, оптимизации условий измерений, создания алгоритмов обработки результатов, установления связей интерпретационных параметро со свойствами изучаемых сред.

Современная методология нейтроных методов ориентирована на непосредственное измерение нейтронных характеристик г.п. и на их элементный анализ. При радиометрии скважин основное значение имеют процессы рассеяния и поглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов, в основном упругое, обуславливает потерю ими энергии и замедление.

Основными факторами, вызывающими замедление и поглащение нейтронов, являютсяводородо- и хлоросодержание среды.Обращает внимание близость нейтронных характеристик нефти и воды, обусловленная практически одинаковым их водородосодержанием.

Для пород  с одинаковым минеральным составом скелета величины Ls (длина замедления быстрых нейтронов) и t (среднее время жизни тепловых нейтронов) уменьшаются с ростом их влажности, с увеличением их пористости.

 

2.5 Акустические свойства

 

Осадочные горные породы в большинстве своём являются дифференциально упругими и не обладают достаточно совершенной связью между  фазами.

Скорость  продольных волн в осадочных породах  изменяется от 700 до 6000 м/с. В верхних частях разреза, где породы недостаточно уплотнены или просто рыхлые, наименьшая скорость наблюдается в песчаниках и глинах. Такое же распределение скорости в среднем отмечается и в меловых отложениях, ниже по разрезу значения скорости в среднем в различных породах сближаются.

Основными факторами, влияющими на скорость распространения  упругих колебаний в глинистых песчаниках, являются: литолого-минералогический состав, поровое пространство, заполненное жидкостью, степень насыщения пор жидкостью или газом, степень цементации, текстурные и структурные особенности, разность горного и пластового давлений (эффективное давление). Скорость распространения упругих волн в нефти и газе меньше, чем в воде. Это объясняется большей сжимаемостью углеводородов, чем воды. Так скорость распространения волн в песке, полностью насыщенном нефтью, на 15-20% меньше, чем в песке, заполненном водой.

Нефть оказывает  определённое влияние на скорость и  поглощение волн при прохождении  их через залежь. Хотя величина этого  влияния твёрдо не устаноалена, данные полученные на изучении ряда месторождений в условиях естественного залегания нефтегазоносных и водоносных слоёв показали, что скорость распространения в нефтегазоносных отложениях уменьшается по сравнению со скоростью в водоносной части в среднем на 0.5 км/с.

В отдельных  случаях уменьшение скорости распространения  в нефтегазоносных отложениях может  достигать 1км/с и более, или 30-35%.

Большое значение имеют термодинамические условия  залегания нефти. С повышением температуры  скорость распространения уменьшается, причем наиболее ярко в нефтенасыщенных породах (до 30% и более) по сравнению с газо- и водонасыщением. Увеличение давления (глубины), наоборот, ведет к повышению скорости распространения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ РАБОТЫ

 

 

Горизонтальными скважинами называют скважины с большим  зенитным углом (обычно больше 85 градусов),пробуренные с целью увеличения нефтегазоотдачи продуктивного пласта проходки в залежи горизонтального участка ствола большой протяженности. В этом состоит их отличие от скважин с большими отходами забоя от устья, которые представляют собой наклонно-направленные скважины с большим зенитным углом, пробуренные с целью пересечения продуктивного пласта в заданной точке.

 

3.1 Обзор имеющихся отечественных технологий геофизических исследований бурящихся горизонтальных скважин

 

В настоящее  время в отечественной практике проведения ГИС в горизонтальных скважинах используются технологии:

Проведение  ГИС автономной аппаратурой, спускаемой на буровом инструменте («АМК Горизонт»-разработка ВНИИГИС, г. Октябрьский). Автономный скважинный прибор наворачивается на буровой инструмент и с его помощью доставляется в горизонтальный участок ствола скважины. По истечении заданного времени включается измерительная схема скважинного прибора.

Проведение  ГИС комплексом стандартных приборов, помещаемых в электрорадиопрозрачный стеклопластиковый контейнер, спускаемый на буровом инструменте.

Данная технология («Горизонталь-1» – «Горизонталь-5»  – разработка АО НПФ «Геофизика»  г. Уфа) предусматривает использование  каротажного кабеля с выводом  его в затрубное пространство.

3.Проведение  ГИС с использованием, для транспортировки  на забой скважинной аппаратуры, спецкабеля. (ОАО «Татнефтегеофизика»).

Недостатки  первой технологии:

-ограниченный  и не достаточный комплекс исследований геофизическими методами (КС-3 зонда, ПС, ГК, НГК, Инклинометр) продуктивных горизонтов Западной Сибири. В частности, что особенно важно для расчленения терригенных отложений недостаточная информативность метода нейтронного-гамма каротажа, нестандартные размеры зондов электрического каротажа.

-Сложности  при эксплуатации автономного  прибора: большие габаритные размеры  (длина=8м., диаметр=180мм.), большой вес  (450кг.), необходимость технических  средств для погрузки, перевозки, разгрузки и т.д.

-Ограниченные  возможности при исследовании  скважин с малым радиусом искривления  и диаметром ствола скважины.

-Ограниченное  время автономной работы скважинного  прибора в прцессе регистрации (4-5 часов)

-При проведении  спуска бурильного инструмента  скважинный прибор находится  снизу бурильного инструмента  (возможна его поломка)

Недостатки  второй технологии:

-невозможность  реализации необходимого комплекса  исследований из-за наличия стеклопластикового  контейнера

-высокая  аварийность работ, связанная  с обрывами каротажного кабеля  и буринструмента.

-За один  спуско-подьем бурильного инструмента производится регистрация геофизических параметров от одного прибора (одного метода)

-Большие  затраты времени на производство  исследований – в среднем 25 часов на одну операцию, без  учета аварийных ситуаций.

 

Недостатки  третьей технологии:

-существующие  каротажные подъемники позволяют  взять на лебедку не более  2000 погонных метров спецкабеля

-максимальная  достигнутая проходимость скважинной  аппаратуры по горизонтальному  участку ствола составляет 200 метров.

Перечисленные недостатки вышеназванных технологий являются непреодолимыми в ближайшей  перспективе.

 

3.2 История развития комплекса АМАК “ОБЬ”

 

Предложения по реализации аппаратурно-методического  автономного комплекса для проведения ГИС в горизонтальных скважинах  АМАК “ОБЬ” появились в марте 1996 года, после технического совещания  в г. Твери.