Геофизические следование скважин

  Аппаратура обеспечивает одновременную непрерывную регистрацию восьми параметров (радиусов) в аналоговой и цифровой формах с возможностью последующей обработки на ЭВМ.

        Управление приводом рычажной системы – многократное. В состав профилемера входят скважинный прибор и наземный пульт. 

  Количество измерительных рычагов – 8;

  Диапазон внутренних диаметров исследуемых обсадных колонн, мм – 110-340;

  Погрешность измерения радиусов, мм – не более 1,2;

  Диаметр скважинного прибора, мм – 100;

  Температура, ^оС – 120;

  Давление, Мпа – 100;

  Тип кабеля – каротажный трехжильный грузонесущий длиной до 6000 м.

  8. Гамма-каротаж (ГК). 

        Метод измерения естественной радиоактивности горных пород в разрезах относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, включая кондуктор.

  Метод ГК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются

  контрастные по естественной радиоактивности прослои мощностью 0,3-0,4 м), но показания метода ГК зависят от радиоактивности вмещающих пород и от технологии замеров. 

  Физические основы метода. 

  Сущность гамма-каротажа заключается в изучении естественной радиоактивности горных пород по стволу скважины путем регистрации интенсивности гамма-излучения, возникающего при самопроизвольном распаде радиоактивных элементов (в основном U, Th и K⁴⁰).

  Гамма-каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении задач указанных в разделе «Стандартный электрический каротаж» и дополнительно к ним:

• выделение высокорадиоактивных пластов-реперов;
• разделение глин-покрышек по минералогическому составу;
• разделение пород фундамента по составу (от основных до кислых магм), выделение кор выветривания, других контрастных по данным ГК образований;
• литологическое расчленение различных типов горных пород. Интенсивность гамма-излучения зависит от содержания в породах радиоактивных элементов. Т.к. оно в разных породах различно, по данным ГК можно судить о характере горных пород.
• определение глинистости горных пород. Определение коэффициента глинистости по данным гамма-метода основано на близкой к прямой зависимости этого коэффициента от естественной гамма-активности песчано-глинистых горных пород;
• привязка к разрезу результатов исследования другими методами каротажа, интервалов перфорации и др. Основана на возможности проводить ГК в обсаженных скважинах.

 

  Оценка качества. 

  Качество материала ГК оценивается по следующим параметрам:

• предельное расхождение от рабочего эталона (в сравнении с днем градуировки)      не должно превышать 10%;погрешность измерений по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 20% при радиоактивности пород до 10 мкР/ч, 15% - при радиоактивности от 10 до 20 мкР/ч и 10% - при более высоких значениях радиоактивности;

  Основные   методологичесие требования к диаграммам ГК:

• диаграммы ГК должны быть высокого качества;
• параметры регистрации диаграмм ГК (скорость записи, стабильность работы канала ГК, время интегрирования) должны обеспечивать статистическую достаточность характеристик пластов по естественной радиоактивности по всему диапазону ее значений;
• скорость регистрации диаграмм ГК должна быть в соответствии со свойствами разреза и не должна превышать расчетную;
• масштаб регистрации ГК 0,75 мкР/час/см при соотношении последующих масштабов как 1:2:5:25, т.е. соответственно 1,5:3,75:18,75 мкР/час/см;
• диаграмма ГК должна записываться всегда одновременно с записью диаграмм НКТ.

  Метод ГК реализован в следующей аппаратуре:

  - СРК;

  - РКС.

  СРК-01.

  Назначение.

  Прибор СРК предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым и надтепловым нейтронам (2ННК_Т и 2ННК_НТ), нейтронного гамма-каротажа (НГК) и гамма-каротажа (ГК), по данным которых определяется водонасыщенная пористость (водородосодержание) и мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород.

  В ПГО ТПГ аппаратуру СРК используют для работы в режимах 2ННК_Т и ГК.  

  Данные по аппаратуре.

  Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах диаметром 110-350 мм, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH - до 20%, нефти - до 10% и pH до 10, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 120 °С и гидростатического давления 120 МПа.

  Скважинный прибор эксплуатируется с использованием:

  - источника быстрых нейтронов полоний-бериллиевым типа ВНИ-2 или плутоний- бериллиевым типа ИБН8-5 с потоком нейтронов от 5x10⁶ до 1x10⁷ с^-1;

  - кабеля типа КГ3-60-180 длиной до 7000м.

  Диапазон измерений мощности экспозиционной дозы гамма-излучения, обеспечиваемый скважинным прибором, от 1.4 до 251.4 мкР/час.

  Диапазон измерений водонасыщенной пористости (водородосодержания), обеспечиваемый скважинным прибором, от 1 до 40%.

  Регистрация гамма-излучения (шифр параметра GR) осуществляется блоком детектирования, содержащим два детектора NaI(Tl) размерами 40x80 мм типа СДН.16.40.80. и два фотоэлектронных умножителя ФЭУ-74А.

  Регистрация нейтронного излучения осуществляется блоком детектирования, который содержит два гелиевых счетчика тепловых нейтронов типа СНМ-56 (по 1 шт. в каналах ННК_{Т МЗ} и ННК_{Т БЗ} ).

  Расстояние между центром источника нейтронов и ближними к нему торцами счетчиков СНМ-56:

  - для зонда ННК_{Т МЗ} (шифр параметра RNTN)- 258 ± 5 мм;

  - для зонда ННК_{Т БЗ} (шифр параметра RFTN)- 508 ±5 мм.

  Схема зондовых установок прибора СРК-01 приведена на рис.14. 

    

  Рис.14. Схема зондовых установок прибора СРК-01

  Водородосодержание рассчитывается по формулам:

   , (1)

   , (2)

   ,  (3)  

  где , , - водородосодержание по данным ННК_МЗ, ННК_БЗ и их отношению соответственно, %;

   , - скорость счета по каналам ННК_МЗ и ННК_БЗ соответственно, у.е.;

  Электрическое сопротивление между 1 и 2 жилами должно быть практически равным удвоенному электрическому сопротивлению жилы кабеля. 3 жила в аппаратуре СРК не используется.

  Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 95 мА. При этом напряжение питания на входе скважинного прибора не более 26 В.

  Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3 В, длительность выходных импульсов на уровне 0.5 их амплитуды не более 80 мкс.

  Импульсы ННК_МЗ и ННК_БЗ передаются как разнополярные между 1 и 2 жилой, импульсы ГК - между ОК и 1 или 2 жилой кабеля.

  Длина скважинного прибора - не более 2.91 м.

  Диаметр скважинного прибора - не более 90 мм.

  Масса скважинного прибора - не более 80 кг. 

  РКС-3М.

    Назначение. 

  Прибор РКС-3М предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), и гамма-каротажа (ГК), по данным которых определяется водонасыщенная пористость (водородосодержание) и мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород. Прибор также имеет датчик локатора муфт (ЛМ). 

  Данные по аппаратуре. 

  Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах диаметром 110-350 мм, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH - до 20%, нефти - до 10% и pH до 10, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 120 °С и гидростатического давления 120 МПа.

  Скважинный прибор эксплуатируется с использованием:

  - источника быстрых нейтронов полоний-бериллиевым типа ВНИ-2 или плутоний- бериллиевым типа ИБН8-5 с потоком нейтронов от 5x10⁶ до 1x10⁷ с^-1;

  - кабеля типа КГ3-60-180 длиной до 7000м.

  Диапазон измерений мощности экспозиционной дозы гамма-излучения, обеспечиваемый скважинным прибором, от 1.4 до 251.4 мкР/час.

  Диапазон измерений водонасыщенной пористости (водородосодержания), обеспечиваемый скважинным прибором, от 1 до 40%.

  Регистрация гамма-излучения (шифр параметра GR) осуществляется блоком детектирования, содержащим два детектора NaI(Tl) размерами 40x80 мм типа СДН.16.40.80. и два фотоэлектронных умножителя ФЭУ-74А.

  Регистрация нейтронного излучения осуществляется блоком детектирования, который содержит два гелиевых счетчика тепловых нейтронов типа СНМ-56 (по 1 шт. в каналах ННК_{Т МЗ} и ННК_{Т БЗ} ).

  Расстояние между центром источника нейтронов и ближними к нему торцами счетчиков СНМ-56:

  - для зонда ННК_{Т МЗ} (шифр параметра RNTN) - 258  мм;

  - для зонда ННК_{Т БЗ} (шифр параметра RFTN) - 508  мм.

  Схема зондовых установок прибора РКС-3М приведена на рис.15. 

    

  Рис.15 Схема зондовых установок прибора РКС-3М 

  Водородосодержание рассчитывается по формуле: 

   ,  (4)

  где K_п - водородосодержание, %;

  I_m, I_b, - скорость счета по каналам ННК_МЗ и ННК_БЗ соответственно, у.е.;

  A, E₀ - коэффициенты, определяемые при базовой калибровке.  

  Сигнал локатора муфт (шифр параметра CCL) передается по 3-й жиле кабеля относительно ОК в аналоговой форме.

  Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 50 В в режиме стабилизации напряжения .

  Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3В, длительность выходных импульсов на уровне 0.5 их амплитуды не более 80 мкс.

  Импульсы ННК_МЗ и ННК_БЗ передаются как разнополярные между 1 и 2 жилой, импульсы ГК - между ОК и 1 или 2 жилой кабеля.

  Длина скважинного прибора - не более 2.91 м.

  Диаметр скважинного прибора - не более 90 мм. 

  9. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт). 

        Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам дает сведения о эквивалентном водосодержании пород, относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, включая кондуктор.

        Нейтрон-нейтронный каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих задач:

• литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения   детальной литостратиграфической колонки;
• локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;
• предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);
• предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;
• предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;
• предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;
• контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне);
• выделение пластов-реперов и опорных пластов с низкой пористостью с разделением их (совместно с ГК) по литотипам;
• совместно с ГК выделение карбонатных пород, углей, зон интенсивной углефикации;
• предварительное определение пористости гранулярных коллекторов;
• предварительное выделение газонасыщенных участков (совместно с АК) в пластах с незначительным проникновением и высокими фильтрационно-емкостными свойствами.