Контрольная работа по «Промысловой геофизике»

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольная работа

 

по дисциплине: «Промысловая геофизика»

 

 

 

 

 

Выполнил:

 

 

 

Проверил:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

Выделение по данным ГИС карбонатных и терригенных               коллекторов…………………………………………………………………...20

Выделение терригенных пород……………………………………………….22

Выделение карбонатных пород……………………………………………....24

Определение пористости, проницаемости пород коллекторов

по данным ГИС…………………………………………………………………25

Список литературы…………………………………………………………….31 
                  Геофизические работы в нефтяных скважинах

 

Физические исследования и работы в скважинах, пробуренных для поиска, разведки и добычи нефти и газа, проводят при их строительстве, освоении и эксплуатации для решения геологических, технических и технологических задач, подсчета запасов месторождений УВС и мониторинга их разработки, создания и эксплуатации подземных хранилищ газа, а также при проведении природоохранных мероприятий.

Задачи, решаемые с помощью  ГИРС при разведке и мониторинге  разработки месторождений УВС, создании и эксплуатации подземных хранилищ газа:

1 Геологическое изучение месторождений УВС

1.1 Изучение геологического  разреза скважин:

- разделение разреза  на литолого-стратиграфические комплексы  и типы (терригенный, карбонатный,  хемогенный, вулканогенный, кристаллический);

- разделение разреза  на пласты, их привязку по глубине  вдоль оси скважины и по  абсолютным глубинам;

- выделение стратиграфических реперов;

- привязка отбираемого  керна по глубине;

- литологическое изучение  интервалов разреза, не охарактеризованных отбором керна;

- определение коллекторских  свойств и характера насыщенности  пород;

- разделение разреза  на пласты мощностью от 0,4 м,  определение литотипов пород,  характера насыщения коллекторов,  положения межфлюидальных контактов.

1.2 Оценка и подсчет запасов месторождений УВС, а также определение характеристик ПХГ:

- литологическое и  стратиграфическое расчленение  и корреляция разрезов пробуренных скважин;

- выделение в разрезе  скважин коллекторов всех типов  и количественное определение их параметров;

- разделение коллекторов на  продуктивные и водоносные, а  продуктивных коллекторов - на газо- и нефтеносные;

- определение положений межфлюидных  контактов, наличия и характеристик  переходных зон, эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин;

- определение коэффициентов пористости, газо- и нефтенасыщенности, проницаемости, вытеснения;

- определение пластовых давлений  и температур;

- определение неоднородности пластов (объектов);

- прогнозирование потенциальных  дебитов УВС.

2 Строительство, эксплуатация, подземный и капитальный ремонт скважин

2.1 Обеспечение процесса строительства  скважин:

- получение оперативной  информации о соответствии фактических  технологических параметров бурения  их значениям, установленным в  геолого-технологических заданиях;

- выявление и предупреждение  аварийных ситуаций в процессе  бурения;

- представление рекомендаций  по оптимизации процесса бурения  и испытанию перспективных пластов;

- информационное обеспечение  и контроль процессов цементирования, испытания и освоения скважин.

2.2 Оценка технического  состояния открытого ствола скважин:

- определение пространственного положения ствола скважины;

- определение геометрии  сечения ствола, выделение желобов,  каверн, сальников, мест выпучивания  и течения глин, прогнозирование  интервалов прихвата (заклинивания) аппаратуры или оборудования;

- выявление зон флюидопроявлений  и поглощений.

2.3 Ликвидация последствий  аварий при бурении:

- выявление интервалов  прихвата (заклинивания) бурового инструмента;

- ликвидация прихвата (заклинивания) прострелочно-взрывными методами, встряхивание, обрыв или резка бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб;

- выявление оставленных  в скважине металлических предметов,  ликвидация посторонних предметов в скважине и очистка забоя;

- установка с помощью кабельных устройств разделительных и изоляционных мостов в стволе скважины;

- навигация при бурении  специальных скважин для глушения  фонтанов.

2.4 Исследование состояния  обсадных колонн:

- определение диаметров,  толщин и целостности обсадных  колонн (кондуктора, технических и эксплуатационных колонн), глубин их башмаков;

- определение износа  и повреждений обсадных колонн (кондуктора, технических и эксплуатационных  колонн), прогнозирование аварийных  ситуаций в процессе бурения и эксплуатации скважины;

- определение наличия и местоположения элементов технологической оснастки обсадных колонн (центраторов, скребков, турбулизаторов, заколонных пакеров);

- регистрация расположения муфт обсадных колонн.

2.5 Исследования и работы при  эксплуатации, капитальном и подземном ремонте скважин:

- уточнение фактической конструкции  скважины;

- оценка технического состояния  обсадной колонны и цементного  кольца, выявление негерметичности  колонн, цемента, наличие затрубных  перетоков;

- определение интервалов поступления воды в скважину;

- оценка технического состояния  насосно-компрессорных труб и  лифтового оборудования;

- проведение специальных исследований  при различных технологических  операциях в процессе ремонта  (определение вырезанных участков  эксплуатационных колонн, определение качества гравийной упаковки и др.);

- проведение технологических операций  по установке разделительных  мостов, пробок, по вторичному вскрытию  и интенсификации притоков;

- контроль геолого-технологических  мероприятий, проводимых в скважинах  (гидроразрывы пластов, обработка и другие воздействия на призабойную зону), оценка их эффективности.

 

3 Вскрытие и испытание пластов,  освоение скважин, интенсификация  притоков

3.1 Вторичное вскрытие пластов:

- проведение перфорации  обсадной колонны, цемента и пород;

- контроль за спуском  в скважину перфоратора на  кабеле или на трубах;

- привязка интервала  перфорации к геологическому разрезу;

- регистрация факта  срабатывания перфоратора;

- определение фактического положения интервала перфорации;

- определение качества вторичного вскрытия.

3.2 Испытания пластов  с помощью оборудования на кабеле и/или бурильных трубах:

- вызов притока, отбор  герметизированных проб жидкостей и газов из пласта;

- регистрация диаграмм  давления и притока в процессе  испытания;

- уточнение положений межфлюидных контактов, оценка гидродинамической однородности пластов.

3.3 Испытание и освоение  скважин:

- выявление возможностей  заколонной циркуляции, негерметичности  изоляционного моста и колонны  (оценка качества разобщения объектов испытания);

- выявление связи объектов испытания с соседними пластами в процессе испытания;

- мониторинг режима и состава притока;

- определение гидродинамических  параметров исследуемых объектов.

3.4 Интенсификация притоков  в скважинах:

- обоснование возможности  и способов интенсификации притоков;

- воздействие на призабойную  зону пластов энергией и продуктами  взрыва, горения пороховых зарядов  и горюче-окислительных составов;

- акустические, тепловые, электрические, электрогидравлические  и импульсные депрессионные воздействия на призабойную зону пластов с помощью аппаратов, спускаемых на кабеле и на трубах;

- мониторинг процесса  и результатов гидроразрывов,  кислотных обработок и других  геолого-технологических мероприятий.

 

4 Мониторинг разработки  месторождений УВС и эксплуатации ПХГ

4.1 Исследование процесса  вытеснения нефти и газа в  пласте:

- определение характера  текущей насыщенности пласта - нефть,  газ, вода (на качественном уровне);

- количественное определение  текущих или остаточных коэффициентов  нефтенасыщенности и газонасыщенности.

4.2 Определение эксплуатационных  характеристик пласта:

- определение профиля  притока в эксплуатационных скважинах  и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

- определение отдающих  и поглощающих интервалов;

- определение мест  притока нефти, газа и воды, выявление обводненных интервалов;

- определение межколонных  перетоков газа;

- определение давления  и продуктивности пластов и  прослоев.

4.3 Исследования скважин  для выбора оптимального режима  работы технологического оборудования:

- определение статических и динамических уровней жидкости, водонефтяного, газонефтяного и газоводяного раздела в стволе, выявление жидкостных и гидратных пробок, отложений парафина;

- определение положения  технологического оборудования  в скважине (например, глубины спуска насоса, воронки лифтовых труб и пакеров).

При этом используются различные  по физической природе методы геофизических  исследований: электрические, электромагнитные, радиоактивные, акустические, ядерные  магнитные и другие.

Общие исследования проводят по всему стволу скважины от забоя до устья. На основании геологического прогноза в скважинах выделяют ранее не изученные, перспективные или содержащие нефть и газ интервалы для проведения детальных исследований и работ. Если рекомендуемого настоящим стандартом состава ГИРС недостаточно для решения поставленных задач, по согласованию с заказчиком разрабатывают и применяют специальные методы и технологии ГИРС.

Геологическое изучение с помощью ГИРС проводят в разрезах скважин всех категорий - опорных, параметрических, поисково-оценочных и разведочных. В поисково-оценочных и разведочных скважинах, а также в эксплуатационных скважинах при доразведке и уточнении запасов результаты ГИРС используются совместно с результатами определения фильтрационно-емкостных и физических свойств образцов керна, а также состава и свойств отобранных проб флюидов.

В процессе строительства  скважин проводятся геолого-технологические  исследования, которые включают в  себя комплексные исследования содержания, состава и свойств пластовых флюидов и горных пород в циркулирующей промывочной жидкости, характеристик и параметров технологических процессов на различных этапах строительства скважин с привязкой результатов исследований ко времени контролируемого технологического процесса и к разрезу исследуемой скважины.

 После обсадки скважин  проводится вторичное вскрытие  пластов путем перфорации обсадной  колонны, цемента и пород прострелочно-взрывным, сверлящим или другим методом.  Испытание пластов, освоение пластов  и скважин, а также интенсификацию притоков в скважинах проводят с помощью приборов и оборудования, закрепленного на кабеле и/или бурильных трубах.

При мониторинге разработки месторождений УВС с помощью  ГИРС решаются задачи по исследованию процессов вытеснения нефти и  газа в пласте, оценке эффективности применения методов повышения нефтеотдачи, определению эксплуатационных характеристик пластов.

Результаты ГИРС используются для оценки ущерба, нанесенного недрам вследствие некачественного строительства  скважин и нарушений технологии добычи.

 

Геофизические исследования скважин

 

 

Геофизические методы исследования разрезов скважины основаны на изучении горных пород по их физическим свойствам.

К геофизическим методам  исследования скважин относят:

различные методы каротажа, проводимые для исследования с целью определения характера пройденных скважиной пластов;

методы контроля тектонического состояния скважины.

В настоящее время  насчитывается более 30 методов геофизического исследования скважин, из них более 25 методов каротажа, при осуществлении которых применяют около 50 зондов, т.е. установок, служащих для измерения кажущегося сопротивления и содержащих несколько электродов, различающихся как размерами, так и назначением.

К наиболее распространенным методам относятся:

электрический каротаж,

гамма-каротаж (ГК),

нейтронный гамма-каротаж (НГК),

гамма-гамма-каротаж (ГГК).

Акустический каротаж

Электрические методы включают в себя каротаж сопротивлений: кажущегося сопротивления (КС) -измерение удельного сопротивления горных пород; Боковой каротаж (БК) — разновидность КС экранированными электродами и их микрозондовые модификации КС МЗ и БК МЗ; Применяются различные виды токовых каротажей ТК. К электрическим так же можно отнести индукционный каротаж ИК-измерение удельной проводимости горных пород при помощи катушек индуктивности. Метод измерения и интерпретации естественных электрических потенциалов горных пород в скважинах или каротаж методом самопроизвольной поляризации(ПС).

Гамма-каротаж (ГК) — один из комплексов методов исследований скважин радиоактивными методами. ГК исследует естественную радиоактивность горных пород по стволу скважин.

Нейтронный каротаж. Сущность нейтронных методов каротажа сводится к облучению горных пород нейтронами и регистрации либо, вторичного гамма-излучения  возникающего при радиационном захвате нейтрона ядром вещества породы-метод НГК(нейтронный гамма-каротаж), либо потока нейтронов первичного излучения дошедших до детектора-методы ННК(нейтрон-нейтронный каротаж).Оба метода можно использовать при определении водородосодержания в породе, её пористости.

Гамма-гамма каротаж-(ГГК) основан на измерении характеристик  гамма-излучения, возникающего при  облучении горных пород внешними источниками гамма-излучения.

Акустическим каротажом (АК) называют методы изучения свойств  горных пород по измерениям в скважине характеристик упругих волн ультразвуковой (выше 20 кГц) и звуковой частоты. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и воспринимаются приемниками, расположенными в той же среде.

Так же в состав ГИС  входят и другие виды работ:

Различные перфорационные и взрывные работы;

Работы по ГРП-гидроразрыву пласта;

Свабирование (от англ. SWAP) - возбуждение скважины или откачка  из неё жидкости посредством вакуумного поршня - SWAPа;

 Инклинометрия-определение  ориентации скважины в пространстве;

Различные методы опробования  пластов и отбора грунта.

 

 

Исследования при проведении ГТМ

 

 

Особняком стоят геофизические  исследования в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах, применяемых для определения дебита скважины, технического состояния колонны, профиля притока или профиля приемистости, гидродинамических параметров пластов. При этом используют термометрию; расходометрию; барометрию; СТИ; ЛМ - локатор муфт; акустическую шумометрию; электромагнитную дефектоскопию и толщинометрию; СНГК - спектрометрический нейтронный гамма-каротаж; ИННК-импульсный нейтрон-нейтронный каротаж, гидродинамические исследования скважин (регистрация кривых восстановления уровней и восстановления давления - КВУ - КВД, гидропрослушивание) и некоторые другие виды и методы каротажей.

 

Оценка пористости, проницаемости  коллекторских свойств и нефтегазоносности пород

 

При разведочном и  промышленном (эксплуатационном) бурении  на нефть и газ геофизические методы исследования скважин служат не только для геологической документации разрезов, но и для оценки пористости, проницаемости, коллекторских свойств пород, а также их промышленной продуктивности. По данным каротажа выделяются нефтегазоносные пласты и осуществляется перфорация обсадных колонн. При решении указанных задач первым этапом интерпретации является качественное выделение перспективных на нефть или газ пластов. По данных комплексных геофизических исследований в скважинах выделяются породы, которые могут быть коллекторами, т.е. отличаются большой пористостью, проницаемостью, малой глинистостью.

Породы с хорошими коллекторскими свойствами характеризуются  отрицательными значениями собственных  потенциалов, повышенными или пониженными  величинами КС (в зависимости от того, чем заполнены поры: нефтью или водой), минимумами естественного и вызванного гамма-излучения. Наоборот, осадочные породы с повышенной глинистостью, являющиеся плохими коллекторами, выделяются положительными аномалиями ПС, низкими величинами КС, пониженными значениями вызванных потенциалов, максимумами на больших зондах.

Важный этап интерпретации  каротажных диаграмм - разделение коллекторов  на водо- и нефтегазосодержащие. Так, водонасыщенные, особенно минерализованными  водами, породы отличаются минимумами КС, пониженными (за счет содержания хлора в воде), повышенными скоростями распространения и малым затуханием упругих волн (по сравнению с теми же породами, но сухими). Нефтегазонасыщенные коллекторы выделяются высокими (иногда средними) значениями КС, пониженными величинами  , пониженными скоростями распространения и большим затуханием упругих волн. По остальным параметрам водо- и нефтесодержащие коллекторы, как правило, не различаются.

Количественная (или полуколичественная) интерпретация имеет конечной целью определение пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности отдельных пластов.

Пористость горных пород  характеризуется коэффициентом  пористости  , являющимся отношением объема пор и пустот в горной породе  к общему объему породы  (). С помощью специальных теоретических и эмпирических формул, графиков и номограмм величина  может быть определена различными методами: ПС, КС с разной длиной зонда (в том числе микрокаротаж и боковое каротажное зондирование), нейтронным, гамма-гамма, акустическим. Комплекс разных параметров необходим не только для уточнения значений коэффициентов пористости, но и как материал для обработки данных, полученных другими методами. Так, для определения пористости по данным ПС или НГК необходимо знать удельное сопротивление бурового раствора, которое оценивается по данным резистивиметрии. Определенные разными способами величины коэффициентов пористости усредняются и сравниваются с лабораторными измерениями на образцах пород изучаемого района и с данными других геологических методов.

Свойство пород пропускать жидкости или газы через систему  взаимосоообщающихся пор называется проницаемостью. Коэффициент проницаемости  пород  зависит от коэффициента пористости, характера, формы пор, размера зерен  и поверхности порового пространства. Оценить величину коэффициента проницаемости можно по данным исследования скважин методами естественных потенциалов, сопротивлений и вызванной поляризации с использованием материалов анализа керна, по которым определяется литология пройденных скважиной пластов и размер зерен. Для разных типов пород имеются свои эмпирические зависимости коэффициента проницаемости от геофизических параметров.

К количественной интерпретации  результатов ГИС относится также  определение коэффициентов водонасыщения, нефтенасыщения, газонасыщения и некоторых других свойств пласта и насыщающей его жидкости, по которым можно судить о продуктивности пластов и предполагаемой отдаче скважиной воды, нефти и газа.

 

Применяемая геофизическая аппаратура

 

Геофизические исследования в скважинах проводятся с помощью специальных установок, которые включают наземную и глубинную аппаратуру, соединенную между собой каналом связи— геофизическим кабелем, а также спуско-подьемный механизм, обеспечивающий перемещение глубинных приборов по стволу скважины. Эти установки называют автоматическими каротажными станциями.

Наземная аппаратура, включающая совокупность измерительной аппаратуры, источников питания, контрольных приборов и  скомпонованная в виде отдельных  стендов, смонтированных в специальном кузове, установленном на шасси автомобиля, носит название лаборатории каротажной станции.

Под скважинной и геофизической аппаратурой понимают совокупность измерительных устройств, предназначенных для определения различных физических параметров в скважине. 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 и преобразуется па поверхности в геофизические диаграммы, отнесенные к глубине интервала регистрации.

Конструктивные особенности  того или иного прибора определяются физическими основами метода, скважинными  условиями и технологией проведения работ. Комплексные и комбинированные  скважинные приборы с использованием многоканальных телеизмерительных  систем позволяют за одни спуск-подъем регистрировать одновременно несколько физических параметров. Наибольшее распространение получили комплексные четырехканальные приборы на одножильном кабеле с частотной модуляцией сигнала и частотным разделением каналов. Скважинные приборы работают в условиях высоких давлений (до 120 МПа), температуры (до 250°С) и химически агрессивной внешней среды (растворы солей, нефть, газ и т. п.). При перемещении по стволу скважины они испытывают механические воздействия.

Спуск и подъем скважинных приборов осуществляются с помощью подъемника, кабеля, подвесного и направляющего роликов, устанавливаемых на устье скважины. В зависимости от типа и длины кабеля применяют подъемники с лебедками разных размеров и конструкций (ПК-2, ПК-4, ПК-С).

Подъемник представляет собой самоходную установку, смонтированную в специальном металлическом кузове на шасси. Спуск и подъем кабеля происходят при помощи лебедки типа ЛКПМ. 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, световую сигнализацию и двустороннюю переговорную связь с буровой и лабораторией, приборы для освещения кузова и устья скважины, различное оборудование для проведения монтажных работ при геофизических исследованиях.

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 диаграммной бумаги, на которой регистрируются кривые измеряемых геофизических параметров. Это достигается применением блок-баланса или направляющего и подвесного роликов с датчиками глубины, натяжения и сельсиниой передачей.

Блок-баланс состоит из ролика для направления кабеля в скважину и подставки, устанавливаемой над устьем скважины и прижимаемой к столу ротора бурильным инструментом. В последнее время для направления кабеля в скважину используют направляющий и подвесной ролики. Направляющий ролик обычно крепится к подроторной раме основания буровой, а подвесной после установки датчиков глубины и натяжения и подсоединения к ним кабелей от смоточного устройства подъемника с помощью подвески закрепляют на талевой системе бурильной установки.

Геофизические кабели предназначены для спуска и подъема приборов при проведении геофизических исследований, прострелочно-взрывных работах, а также для отбора проб и образцов горных пород в скважинах, заполненных жидкостью или газом различной плотности, состава, температуры и давления. Жилы и броню кабеля используют в качестве линий связи. По кабелю подают питание к скважинным приборам и передаются измеряемые сигналы в наземную измерительную аппаратуру, где они регистрируются. Кабель применяют в качестве измерительного инструмента для определения глубины нахождения приборов в скважине.

В соответствии с назначением  и условиями эксплуатации геофизические  кабели должны обладать определенными свойствами: а) высокой механической прочностью, гибкостью и минимальным удлинением, б) малым электрическим сопротивлением токопроводящих жил, в) высоким сопротивлением изоляции жил.

При промыслово-геофизических  работах применяют одножильные и многожильные кабели в защитной оплетке, резиновых шлангах и бронированные. Последние имеют существенные преимущества перед кабелями в оплетке и шланге. Они отличаются высокой прочностью, хорошей проходимостью в скважинах, заполненных промывочной жидкостью большой плотности, и имеют сравнительно небольшие диаметры.

Обычно сопротивление  изоляции жилы нового кабеля около 100-150 МОм на 1 км при 20°С. В процессе эксплуатации оно снижается в связи с  ослаблением изоляционных покровов. Для проверки изоляции жил кабеля используют мегомметры. Привязку шкалы глубин на диаграммах и уточнение фактических глубин нахождения скважинного прибора выполняют с помощью магнитных меток, нанесенных на кабель через 20—50 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выделение по данным ГИС  карбонатных и терригенных коллекторов

Большинство промышленных залежей нефти и газа приурочено к породам-коллекторам, способным  вмещать флюиды и отдавать их при создании перепадов давлений. Одним из наиболее важных свойств коллекторов является пористость, характеризующая способность пород вмещать флюиды благодаря наличию в них различных пустот (межзерновых пор, трещин, каверн и др.), не заполненных твердым веществом. Пористость отражает емкостные свойства породы и характеризуется коэффициентом k_п — отношением объема свободного пространства (пор) V_пор породы к ее объему V_п: k_п= V_пор/ V_п

Пористость выражается в процентах. В различных коллекторах она изменяется от долей до 30—35 %.

Другим основным свойством  коллектора является проницаемость, характеризующая способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор различные, флюиды при наличии перепада давлений. Увеличение проницаемости пород часто связано с ростом их пористости. Тем не менее даже очень низкопористые породы, например плотные карбонаты, вследствие трещиноватости и кавернозности могут быть высокопроницаемыми, а тонкозернистые, высокопористые породы типа писчего мела — малопроницаемыми.

Для характеристики насыщенности породы обычно используются коэффициенты нефтегазонасыщенности k_нг или водонасыщенности k_в

Нефтегазонасыщенность — это важный параметр коллектора, определяющий его промышленную ценность. Для подсчета запасов нефти и газа и проектирования разработки месторождения кроме пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности необходимо оценивать эффективную нефтегазо-насыщенную мощность h_эф пород, представляющую собой суммарную мощность проницаемых нефтегазонасыщенных прослоев продуктивного горизонта. Кроме того, определяют мощность коллектора h_кол, т. е. суммарную мощность проницаемых прослоев. Существенное значение имеет определение литологического состава пород, особенно их глинистости. С ростом глинистости, как правило, наблюдаются ухудшение коллекторских свойств пород и снижение их нефтегазонасыщенности.