Геолого-геофізичні умови проведення каротажу.

Як зазначалося вище, об’єктом досліджень виступає складна багатокомпонентна дифузна система «свердловина – гірські породи».

Свердловина являє собою циліндричну гірську виробку, довжина якої є значно більшою за її діаметр. Вона складається з трьох основних частин: гирла (верх свердловини), вибою (дно свердловини) та стовбура (уся циліндрична частина від гирла до вибою). Просторове положення стовбура свердловини у гірських породах в загальному випадку може бути довільним. Найбільш розповсюджені вертикальні та нахилені свердловини; останнім часом все більшого об’єму набуває буріння горизонтальних свердловин.

Рис. 2. Схематичне зображення бурової установки. Стрілками позначений напрям руху промивальної рідини під час буріння.

Процес буріння полягає у розкритті (розбурюванні) гірських порід буровим інструментом (буровими долотами різних типів). При цьому частинки розбуреної гірської породи (шлам) з вибою на поверхню виносяться за допомогою бурового розчину (промивальної рідини), що безперервно циркулює в свердловині під час буріння. Буровий розчин подається за допомогою насосів з поверхні в колону бурильних труб, потрапляє на вибій крізь отвори у долоті (промиваючи його при цьому), підхоплює уламки гірських порід та повертається на поверхню із зовнішньої сторони колони бурильних труб. Напрямки руху бурового розчину позначені на рис. 2 стрілками.

В якості промивальної рідини при бурінні використовують воду, глинисті та глинисто-вапнякові розчини, розчини на нафтовій основі, емульсійні та інші розчини. Найбільш широкого застосування набули глинисті розчини. Необхідно підкреслити, що від фізико-хімічних властивостей промивальної рідини (зокрема, питомого електричного опору ρ_р) залежить ефективність методів геофізичних досліджень свердловин (ГДС).

Після закінчення буріння та проведення ГДС у відкритому стовбурі свердловину укріплюють обсадними металевими колонами. Простір між обсадною колоною та стінками свердловини заповнюється цементним розчином для закріплення свердловини та усунення штучного гідродинамічного зв’язку між окремими пластами.

Гірські породи мають різні механічні властивості. Щільні зцементовані породи при розбурюванні в околі стінок свердловини не руйнуються (щільні різновиди пісковиків, вапняків, доломітів, магматичні породи), і діаметр свердловини напроти таких порід дорівнює номінальному діаметру долота (); глинисті породи, солі, навпаки, розмиваються промивальною рідиною, внаслідок чого утворюються каверни, тобто збільшення діаметру свердловини ().

В розрізах нафтогазових свердловин найбільший інтерес викликають пористі проникні пласти (пласти-колектори), що здатні пропускати крізь себе рідину (воду, нафту, газ, конденсат) при певних перепадах тиску. Розкриття порід під час буріння відбувається, зазвичай, при переважанні тиску в свердловині над тиском у пласті-колекторі, тому в пористі породи проникає промивальна рідина. При цьому, оскільки пори порід-колекторів зазвичай мають невеликі радіуси (від одиниць до сотень мікрометрів), то в такі породи потрапляє тільки фільтрат промивальної рідини, а глинисті частинки осаджуються на стінках свердловини, утворюючи навпроти проникних пластів глинисту кірку, товщина якої може сягати 3 см, що обумовлює зменшення діаметру свердловини ().

Частина проникного пласта, в яку потрапив фільтрат промивальної рідини, називається зоною проникнення. Тут фільтрат змішується з пластовою рідиною, і питомий електричний опір ρ_зп цієї зони змінюється в радіальному напрямку (перпендикулярно до вісі свердловини). Із збільшенням відстані від стінки свердловини об’єм фільтрату в одиниці об’єму породи поступово зменшується і опір зони проникнення ρ_зп досягає значення опору незміненої частини пласта ρ_п. Умовно зоною проникнення вважають концентричний шар з ефективним діаметром D_зп та постійним опором ρ_зп. Поняття ефективного діаметру зони проникнення з постійним опором вводиться для апроксимації реального неоднорідного середовища і приймається з таким розрахунком, що його вплив на результати вимірів опору в неоднорідному середовищі (зоні проникнення) є еквівалентним фактичному діаметру зони проникнення. Найбільш змінена частина пласта поблизу стінки свердловини називається промитою зоною пласта (D_пп). В цій частині пласта фільтрат промивальної рідини практично повністю витісняє природні флюїди, що насичують пласт.

Крім того, зі зміною глибини свердловини постійно змінюються термобаричні умови досліджень (Р, Т). Необхідно також зазначити, що геологічні розрізи відрізняються один від одного не тільки за літологією (теригенні, карбонатні, хемогенні та інші розрізи), але і за потужністю пластів (від перших десятків сантиметрів до десятків та сотень метрів).

Таким чином до умов вимірювань слід віднести:

· цільове призначення (нафтогазова, вугільна, рудна, гідрогеологічна), конструкцію (обсаджена чи необсаджена) та геометрію свердловини (глибина, діаметр, вертикальна чи похилоспрямована);

· тип промивальної рідини (водна чи нафтова основа, наявність чи відсутність різного роду хімреагентів) та її фізико-хімічні властивості;

· тип досліджуваного розрізу (за літологією та потужністю пластів);

· термобаричні умови.

Рис. 3. Модель свердловини, якою розкритий осадовий розріз. В межах пласта колектора виділяють: І – промита частина пласта; ІІ – зона проникнення; ІІІ – незмінена частина пласта.

Перераховані вище чинники визначають конструктивні особливості геофізичної апаратури вцілому та її окремих частин.

Умови вимірювань впливають на вибір раціонального комплексу методів ГДС, на результати досліджень, тому обов’язково мають бути враховані при обробці та інтерпретації отриманих даних. Так, в умовах обсаджених свердловин і свердловин, заповнених непровідною промивальною рідиною, електричні методи є неефективними, натомість, підвищується роль ядерних і акустичних. В умовах не обсаджених свердловин, коли високоомні породи розкриті на низькоомному буровому розчині, електрохімічні методи та методи позірного опору будуть малоінформативними, і тоді необхідно використовувати методи ефективного опору (див. глави 1, 2).

При бурінні свердловини порушується природне залягання порід унаслідок руйнування їх ріжучим інструментом і дії промивальної рідини, в якості якої використовують воду, глинисті і глинисто-вапняні розчини (іноді з додаванням нафти і різних емульсій). При ГДС свердловина повинна бути заповнена промивальною рідиною, через яку забезпечується контакт вимірювальних установок електрокаротажу з гірськими породами. У «сухих» свердловинах застосовуються тільки ті методи електрокаротажу, які засновані на використанні індукційних струмів або на безпосередньому контакті електродів вимірювальних установок із стінками свердловини. Виключається електрокаротаж в свердловинах, обсаджених металевою колонкою, оскільки вона має практично «нульовий» опір.

Деякі свердловини (еталонні, гідрогеологічні) кріпляться азбестоцементною колоною, яка з часом просочується промивальною рідиною і стає хорошим провідником електричного струму, що не перешкоджає проведенню електрокаротажу.

Промивальна рідина робить істотний вплив на результати ГДС. При підвищеній мінералізації рідини погіршується якість геофізичних матеріалів, а іноді і виключається проведення електрокаротажу. Зазвичай при бурінні свердловин гідростатичний тиск промивальної рідини перевищує тиск пласта. Унаслідок цього в проникні пласти проникають промивальна рідина і її відфільтрована частина (фільтрат), створюючи зону проникнення з відповідним питомим опором. При цьому на стінках свердловини утворюється глиниста кірка деякої товщини зі своїм питомим опором. Частина зони проникнення глибиною 10 – 12 см і питомим опором ρ_пр, що безпосередньо примикає до стінок свердловини, називається промитою зоною; у ній промивальна рідина і її фільтрат складають 80 – 90 % загального вмісту флюїду (вода пластова, нафта, конденсат, газ) в пласті.

Іноді діаметр зони проникнення може досягати декількох діаметрів свердловини і більш, особливо у тріщинуватих колекторах (породах, що містять нафту, газ, конденсат, воду і що віддають ці корисні копалини при існуючому способі розробки). Фільтрат, відтісняючи в глиб пласта наявний флюїд, змінює його фізичні властивості. Однак в присвердловинній частині пласта в тонких порах і тупиках залишається від 15 до 30 % нафти і газу (залишкові), які фіксуються геофізичними методами. Як правило, опір промитої зони ρ_пр відрізняється від опору промивальній рідині і незміненої частини пласта.

Наявність зони проникнення і глинистої кірки – одна з ознак, по якій в розрізах свердловин методами ГДС виявляють пласти-колектори.

В деяких випадках в зоні проникнення відбувається розбухання глинистих частинок, що приводить до погіршення проникності пласта, або розчинення хемогенних порід. Застосування промивальних рідин на нафтовій основі, перешкоджає розбуханню глинистих частинок і розчиненню хемогенних порід. Проте нафтові емульсії утворюють плівку на електродах вимірювальних установок електрокаротажу, яка перешкоджає стіканню з них струму, що істотно спотворює результати вимірювання або повністю виключає проведення останніх. Особливо сильно впливають нафтові добавки на результати геохімічних досліджень.

Таблиця 1

Класифікація геофізичних методів

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: