Промысловая геофизика (стр. 9 )

(III.10)

Если регистрирующий прибор РП имеет чувствительность n (в В/см), то получаем термограмму в масштабе n/Ст (К/см). Чтобы диаграмма была достаточно дифференцированной, ис­пользуют крупный масштаб (малое значение n/Cт), а сдвига термограммы в пределах диаграммной ленты добиваются, вво­дя в измерительную цепь некоторую разность потенциалов от градуированного компенсатора поляризации ГКП.

В получивших широкое распространение термометрах типа ТЭГ, рассчитанных на работу с одножильным кабелем, измери­тельная схема содержит электронный RС-генератор, период ко­лебаний которого пропорционален сопротивлению чувствитель­ного элемента из медной проволоки (Rt), входящего в его ко­лебательный контур (рис. 60, б).

Период колебаний генератора линейно зависит от Rt, а зна­чит, и от температуры окружающей среды. Вырабатываемый генератором Г переменный сигнал передается на поверхность по одножильному кабелю и выделяется на резисторе Rσ, выпол­няющем роль нагрузки генератора Г, а частота этого сигнала измеряется частотомером Ч. Образующееся на выходе периодомера постоянное напряжение, пропорциональное частоте сигна­ла и температуре среды, подается на прибор визуального на­блюдения ИП и на регистрирующий прибор РП. Выпрямитель питает скважинный прибор постоянным током.

Преимущество ТЭГ и аналогичных ему приборов с преобра­зованием измеряемой температуры в частотно-модулируемый сигнал — их помехоустойчивость: практически отсутствие влия­ния утечек, изменений параметров кабеля и других факторов.

Если термометр, находившийся в среде с температурой Тн, перенести в среду с температурой Т, температура чувствитель­ного элемента (а следовательно, показания термометра) при­ближается к Т не мгновенно, а постепенно. Скорость этого приб­лижения зависит от конструкции термометра, тепловых свойств конструкционных материалов и окружающей среды. Это явление называют тепловой инерцией термометра. Показания датчика (или, что то же, его температура Тд), помещенного в среду с температурой Т и имевшего до этого момента температуру Тн, изменяется во времени по закону

Таким образом, разность температур датчика и внешней среды уменьшается во времени экспоненциально от начального значения Т—Тн до нуля при t = ∞. Скорость снижения разности зависит от параметра τ, поэтому эта величина (имеющая раз­мерность времени) называется постоянной времени или тепло­вой инерцией термометра. За время, равное τ, начальная раз­ность температур датчика и внешней среды (погрешность в определении температуры среды) уменьшается в е раз.

Тепловая инерция термометра тем меньше, чем больше поверхность датчика и коэффициент теплоотдачи и чем меньше теплоемкость датчика.

Из-за тепловой инерции показания термометра, движущегося со скоростью v, отстают от изменения истинной температуры t по скважине на величину Гто. Тепловая инерция как бы сдвига­ет диаграмму на величину Δz = τv. Если признать допустимым cдвиг диаграммы на Δz, то скорость регистрации не должна превышать

(III.11)

Например, при Δz = 0,3 м и τ = 3 с, vmax = 0,10 м/с = 360 м/ч.

Термические исследования в скважинах предъявляют неко­торые специфические требования к подготовке скважин сверх обычных, выполняемых при всех ГИС.

При исследованиях с целью определения естественной темпе­ратуры горных пород скважина перед измерениями должна находиться в состоянии покоя в течение времени, необходимого для восприятия скважиной температуры горных пород с достаточной точностью. Это время в зависимости от начального различия в температуре скважины и породы, диаметра скважины, а также глубины зоны нарушения естественного теплового поля вокруг скважины может меняться от 1 до 50 сут, а иногда и более.

При исследованиях с целью определения температуропро­водности горных пород методом искусственного теплового поля скважина должна быть промыта жидкостью, температура кото­рой не менее чем на 3 °С отличалась бы от температуры иссле­дуемых пород.

При изучении локальных тепловых полей обычно необходи­мо простаивание скважины в течение нескольких десятков ча­сов. Аномалии дросселирования проявляются через десятки минут. Чтобы уменьшить перемешивание среды в стволе сква­жины до измерения температуры, регистрацию диаграмм, как правило, проводят при спуске прибора.

Максимально допустимую скорость движения прибора по скважине определяют по формуле (III.11). Обычно реко­мендуют скорость 104/τ (м/ч) при общих исследованиях и 120/τ (м/ч) при детальных (где τ — тепловая инерция термо­метра, с).

Область применения и основы интерпретации

данных термометрии

Разнообразие тепловых процессов в горных породах позволяет использовать термометрию для решения значительного круга задач, которые можно объединить в следующие группы: 1) изу­чение геологического разреза скважины; 2) решение региональ­ных геологических задач; 3) контроль разработки месторожде­ний; 4) изучение технического состояния скважин.

Последние две группы задач рассмотрены в гл. VIII и X.

Геологический разрез скважин изучают методами как есте­ственного (регионального и локального), так и искусственного тепловых полей.

Методом регионального поля в разрезе скважин, простояв­ших достаточное время, выделяют интервалы, отличающиеся значениями Г, а значит, и ξ. При известной плотности теплового потока по формуле ξ = Г/qп вычисляют значение ξ .

Метод локального теплового поля позволяет определять ме­стоположение в разрезе скважины углей, сульфидных руд, лег­корастворимых солей, коллекторов, поглотивших раствор, а так­же пластов, охлажденных (нагретых) в результате интенсивно­го движения пластовых вод.

Метод искусственного теплового поля позволяет дифферен­цировать породы по их температуропроводности, а в благопри­ятных случаях количественно определять этот параметр. Наи­более точные данные получаются при неоднократных повторных замерах температуры после того, как буровой раствор (в сква­жине с близким к установившемуся тепловым режимом) быстро меняют на раствор иной температуры.

Решение качественных задач, например, расчленение разре­за на пласты, различающиеся температуропроводностью, воз­можно по единичной термограмме, зарегистрированной через некоторое оптимальное время после теплового возмущения. На диаграммах θ = ΔТ, получаемых вычитанием из измеренных тем­ператур Т температуры Те регионального поля, породам с вы­сокой по сравнению с вмещающими породами температуропро­водностью соответствуют отрицательные аномалии (при запол­нении скважин буровым раствором, более горячим, чем породы).

По значениям ξ| и а, определяемым методом регионального или искусственного теплового полей, можно судить о типе гор­ных пород, пройденных скважиной, выделять газоносные плас­ты, характеризующиеся понижением λ и а.

Для решения региональных геологических задач строят гео­логические профили, на которые по результатам исследования отдельных скважин методом регионального теплового поля на­носят линии равных температур (геоизотермы), карты темпера­тур (карты геоизотерм) на заданной глубине, карты термоизогипс (карты равных глубин, соответствующих данной темпера­туре, т. е. карты поверхности изотерм).

На картах геоизотерм на заданной глубине наблюдается; возрастание температур над антиклиналями, над соляными ку­полами и другими телами с повышенной теплопроводностью. Та же структура на картах термоизогипс отмечается уменьшением глубин поверхностей изотерм. Частный случай карт термоизо­гипс — карта гипсометрии нижней границы зоны вечной мерзло­ты, т. е. глубины нулевых значений температуры. Эти границы легко определяются по данным многих геофизических методов. Как показано , изолинии на таких картах во-многих случаях повторяют изогипсы структуры нижележащих отложений.

Термические методы широко используют для решения гид­рогеологических задач, например, обнаружения водоносных пластов в разрезах скважин. На диаграммах метода искусст­венного теплового поля водоносным (а также нефтеносным) пла­стам часто соответствуют аномалии повышенных (если Тс<Тп) или пониженных (Тс>Тп) температур, обусловленных большей, температуропроводностью этих пластов по сравнению с вмеща­ющими глинами. На диаграммах установившегося (естествен­ного) теплового поля водоносные комплексы характеризуются почти нулевыми значениями Г, т. е. примерно постоянной темпе­ратурой, причем повышенной по сравнению с температурой, ко­торая была бы при отсутствии источников тепла.

Особенно велика роль термометрии при изучении горячих вод в районах современной вулканической активности, в част­ности, при исследованиях с целью использования глубинного тепла.

§ 3. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

При изучении разрезов скважин, особенно для выделения неф­тегазоносных пластов, применяют ряд физико-химических ме­тодов, объединяемых под названием геохимических. Наиболь­шее распространение получили газометрия скважин и методы изучения шлама, относящиеся к числу прямых методов иссле­дования разрезов скважин.

Газометрия скважин

При проведении газометрии скважин исследуют содержание уг­леводородных газов в буровом растворе, выходящем из сква­жины на поверхность. Наибольшую информацию о продуктив­ности пород дают предельные углеводороды от метана СН4 до гексана С6Н14. Определенную информацию несут некоторые дру­гие углеводороды (непредельные, изомерные соединения).

При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, на­ходившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и выносятся с ним на поверхность.

Концентрация углеводородов в буровом растворе прямо про­порциональна объему породы, разрушаемой долотом в единицу времени, произведению коэффициентов пористости kп и нефтегазонасыщения kнг, пластовому давлению Рпл (в газоносных пла­стах) или газовому фактору G поровой жидкости (в нефте-, водснасыщенных породах) и обратно пропорциональна расходу Q бурового раствора в единицу времени. Чтобы при интерпрета­ции вычислить содержание газа в единице объема пласта, не­обходимо параллельно с газосодержанием выходящего бурового раствора Гвых регистрировать его расход Qвых и скорость буре­ния vб, учитывать диаметр скважины.

Существуют две разновидности газометрии: в процессе бу­рения и после бурения. В первом методе газосодержание выхо­дящего бурового раствора исследуют одновременно с бурением. При исследовании вторым методом скважина должна предва­рительно простоять в течение времени, необходимого для обо­гащения газом неподвижного бурового раствора, заполняющего пробуренный ранее ствол, вследствие диффузии газов из пла­стов. После этого возобновляют циркуляцию раствора без бу­рения и регистрируют изменение газосодержания выходящего раствора в зависимости от времени, прошедшего после восста­новления циркуляции. При постоянстве циркуляции и диаметра скважины это время соответствует (в некотором масштабе) глу­бине скважины, откуда выносится буровой раствор. Газометрию после бурения применяют в небольшом объеме для повышения чувствительности исследований и выявления продуктивных пла­стов, которые по тем или иным причинам могли быть пропуще­ны при газометрии в процессе бурения.

Осложняет интерпретацию результатов газометрии наличие растворенного газа в водоносных пластах, являются помехами для газометрии, в процессе бурения также послевлияние выше­лежащих продуктивных пластов и опережающее проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, оттесняющее часть нефти и газа из породы еще до ее разбуривания.

Основной вид газометрии — газометрия в процессе бурения (рис. 61), которая заключается: 1) в непрерывной дегазации части выходящего бурового раствора с помощью дегазатора, устанавливаемого на поплавках вблизи устья скважины; 2) в определении компонентного состава газовой смеси, выде­ленной дегазатором; 3) в определении глубин поступления га­за в буровой раствор.

Дегазация бурового раствора осуществляется дегазаторами различного типа. Наиболее распространенные типы дегазаторов представляют собой небольшую камеру, удерживаемую двумя поплавками на плаву в желобе, по которому течет буровой рас­твор, выходящий из скважины. Газовая смесь, выделяющаяся в результате естественной дегазации жидкости вместе с некото­рым количеством воздуха, отсасывается под действием слабого вакуума, создаваемого установкой. Для увеличения поверхности дегазируемой жидкости внутри камеры имеются ребра; для этой же цели проводится дробление потока с помощью лопастной вертушки 4, приводимой в действие электродвигателем.

Для сглаживаний пульсаций газосодержания газовоздушной смеси в новейших дегазаторах предусмотрен интегральный кон­тур. Извлеченная из бурового раствора газовоздушная смесь, снова поступает в дегазируемую порцию жидкости через интег­рирующий контур с аэратором, который представляет собой сосуд или трубку с большим числом мелких отверстий, обеспечивающих барботирование газовоздушной смеси через буровой раствор. В результате происходит усреднение состава газовоз­душной смеси за некоторое время и, следовательно, сглажива­ние кратковременных пульсаций.

Часть газа из интегрирующего контура направляется на га­зоанализаторы газометрических (газокаротажных) станций, ус­танавливаемых на специальных автомобилях или прицепах.

Рис. 61. Схема газометрии скважин.

I - дезагазотор: 1 - желоб буровой; 2 - корпус дегазатора; 3 - электродвигатель дега­затора; 4 - лопастная вертушка; II - газовоздушная линия от дегазатора к станциям; III - суммарный газоанализатор: 5 - отстойник с водой для очистки газовоздушной сме­си от механических примесей; 6 - ротаметр для измерения расхода смеси через камеру детектора; 7 - ротаметр для регулирования расхода смеси; 8 - ротаметр для измерения-расхода смеси через хроматермограф; 9, 10 - камеры с рабочим и компенсирующим элементами катарометра; 11 - реохорд для балансировки измерительного моста; 12 - переменный резистр для регулирования напряжения питания моста; 13 - вентиль для регулирования расхода смеси по ротаметру 7; IV - регистратор суммарных газопоказа­ний; V - установка вакуум-насоса: 14 - ресивер (емкость вакуум-насоса); 15 - вакуум­метр; 16 - вакуум-насос; 17 - вентиль для регулирования расхода смеси по ротамет­ру 6; VI - установка компрессора: 18 - фильтр для очистки воздуха; 19 - компрессор; 10 - ресивер компрессора; 21 - манометр; 22 - вентиль для регулирования давления в пневматической линии; VII - хромотермограф; 23а и 23б — краны дозатора; 24 - доза­тор; 25 - разделительная колонка; 26 - командный прибор для регулирования нагрева-колонки и ее охлаждения; 27 - синхронный электродвигатель командного прибора; 28 - фильтр; 29 - плазменно-ионизационный детектор; 30 - вентиль для регулирования рас­хода воздуха через детектор; VIII - регистрирующий прибор хромотермографа; IX - генератор водорода для питания детектора хромотермографа

Суммарное содержание углеводородов в газовой смеси оп­ределяется в пульте суммарного газоанализатора с помощью катарометра. Он устанавливает содержание углеводородных га­зов (имеющих большую теплопроводность по сравнению с воз­духом) по различию теплопроводности газовоздушной смеси, проходящей через рабочую камеру 9, и чистого воздуха, пода­ваемого в компенсационную камеру 10. Чувствительные элемен­ты (резисторы), помещенные в эти камеры, служат плечами моста постоянного тока и несколько нагреваются током питания моста. С помощью реохорда 11 мост балансирует при пропуска­нии через обе камеры чистого воздуха. При наличии в иссле­дуемой смеси углеводородных газов, повышающих теплопровод­ность в рабочей камере, изменяется степень охлаждения ее чув­ствительного элемента, а значит, и электрическое сопротивле­ние последнего, т. е. равновесие мостика нарушается.

Связь величины тока, появляющегося при этом в измери­тельной диагонали места, с содержанием углеводородных газов смеси устанавливают путем калибровки, продувая камеру 9 смесями известного состава. Регистрирующий прибор, включен­ный в диагональ моста, фиксирует суммарное содержание угле­водородных газов на диаграммной ленте в функции истинных глубин, вычисляемых специальным блоком станции, называе­мым запоминающим устройством.

Компонентный состав углеводородов определяют с помощью газовой хроматографии. Основная часть хроматографа — раз­делительная хроматографическая колонка — трубка из нержа­веющей стали, заполненная сорбентом — тонкоизмельченным пористым веществом, например силикагелем. При пропускании анализируемой смеси через колонку метан практически не сор­бируется и проходит вместе с воздухом, выступающим здесь в роли инертного для детектора хроматографа газоносителя. Ос­тальные, лучше сорбирующиеся углеводородные газы проходят через колонку с запаздыванием тем большим, чем выше номер предельного углеводорода. Для ускорения процесса и улучше­ния разделения отдельных компонентов газа применяют способ хроматермографии: колонку нагревают по заданной программе, а после выделения последнего компонента охлаждают. Таким образом, работа хроматографа дискретна. Длительность цикла 6 мин. Анализируемая смесь подается в трубку периодически с помощью кранов дозатора.

Объемы компонентов газа, выходящих из разделительной трубки, измеряют пламенно-ионизационным детектором. Он со­держит водородную керамическую горелку, сопло которой по­мещено между двумя цилиндрическими электродами, поддер­живаемыми под высоким напряжением. При прохождении через горелку чистого воздуха его ионизации в водородном пламени практически не происходит. Если в потоке воздуха имеются углеводороды, то появляется интенсивная ионизация и возника­ет ток между электродами. Преимущество такого детектора — нечувствительность к наличию в анализируемой смеси водорода, обычно присутствующего в буровом растворе из-за коррозии бурильных труб. Непрерывно регистрируя ток на выходе детектора, получают хроматограмму, представляющую собой кри­вую с рядом пиков, площади которых пропорциональны содер­жанию соответствующих компонентов газовой смеси. Для по­вышения производительности анализов в современных газомет­рических станциях предусмотрены электронные блоки, измеряю­щие непосредственно площади под пиками или регистрирующие их амплитуды. Значения амплитуд для шести компонентов (С—С6) фиксируют на диаграммной ленте дискретно с некото­рым шагом по глубине.

Истинная глубина скважины, откуда вынесла информацию анализируемая порция бурового раствора, меньше глубины за­боя в момент анализа на величину отставания ее по глубинам, т. е. на величину проходки за время движения бурового раство­ра от забоя до поверхности. Чтобы обеспечить регистрацию диаграмм газометрии в функции истинной глубины, сигнал от анализаторов задерживают с помощью линии задержки (запо­минающие устройства) на величину отставания по глубинам. Эту величину вычисляют исходя из информации о расходе бу­рового раствора и скорости бурения, получаемой с помощью специальных датчиков глубин и измерителя объема бурового раствора, эвакуируемого из скважины. Эту же информацию ис­пользуют для автоматического вычисления коэффициента раз­бавления Е, равного объему бурового раствора, приходящегося на единицу объема выбуренной породы. Разделив результаты определения газосодержания бурового раствора на этот коэффи­циент, учитывают зависимость данных газометрии от режимов бурения и переходят к величине, пропорциональной приведенному газосодержанию, т. е. содержанию газов в единице объема разбуренной породы. Для определения этой величины необхо­димо учесть степень дегазации (коэффициент дегазации) дега­затора и некоторые другие характеристики газометрической станции.

Результаты газометрии используют: а) для оперативного выделения интервалов поглощения и притока, прогнозирования нефтегазовых пластов непосредственно в процессе исследований с целью перевода бурения на режим, установленный для вскры­тия продуктивных пластов (предварительная интерпретация, оперативное заключение); б) для оценки характера насыщения коллекторов, выделенных другими методами на этапе комплекс­ной интерпретации всех данных ГИС.

Появление поглощения или притока определяют по диаграм­мам расхода бурового раствора на выходе скважины Qвых и дифференциального расхода Qп, равного разности расходов на выходе и входе скважины. Рост Qвых и Qп говорит о притоке, а уменьшение Qвых и Qп — о поглощении бурового раствора.

Прогнозирование продуктивных пластов до их вскрытия ос­новано на обогащении углеводородами пород-покрышек, пере­крывающих продуктивные пласты, причем поле легких углеводородов распространяется выше, чем поле тяжелых. При при­ближении к залежи газосодержание бурового раствора и доля тяжелых компонентов возрастают, что можно обнаружить при высокочувствительном анализе.

Для определения продуктивных пластов на этапе предвари­тельной интерпретации выделяют аномалии на диаграммах суммарного газосодержания и приведенного газосодержания, которые приближенно вычис­ляют с помощью станции пу­тем введения поправки за зна­чения коэффициентов разбав­ления и дегазации, но без уче­та фонового газосодержания в буровом растворе, закачива­емом в скважину.

Рис. 62. Эталонные кривые компонентного состава газа для Саратов­ского Повольжя (по ). Пласты, содержащие: 1 - нефть; 2 - нефть и газ; 3 - газ

Для каждо­го аномалийного интервала строят кривые компонентного состава газа и сравнивают их с эталонными кривыми компо­нентного состава для типовых залежей данного района (рис. 62). Если фактическая и одна из эталонных кривых близки, то делают предварительный вывод о соответствующем на­сыщении пласта (водоносный, нефтеносный и т. п.). Далее средние приведенные газопока­зания для исследуемого аномалийного интервала сравнивают с аналогичными величинами, полученными для продуктивных пластов залежей, изученных ранее, залегающих на близких глубинах.

Окончательную интерпретацию результатов газометрии на этапе комплексной интерпретации всех материалов ГИС осу­ществляют следующим образом. Сопоставляя диаграммы при­веденных газопоказаний с данными других методов ГИС, на диаграмме отмечают интервалы коллекторов, выделяемых по комплексу данных ГИС. Затем переходят к определению харак­тера насыщения тех интервалов коллекторов, к которым при­урочены аномалии приведенных газосодержаний. Усредняя ре­зультаты компонентного анализа газа в интервале пласта-кол­лектора, строят усредненную кривую компонентного состава для каждого пласта. Вычисляют более точные значения приве­денных газопоказаний, внося поправку в кривую газопоказаний за наличие фоновых газопоказаний Гф в буровом растворе, за­качиваемом в скважину, и за размыв аномалии при подъеме раствора на поверхность. Для этого из измеренных суммарных показаний вычитают фоновые, а среднее значение разностных величин против аномалии умножают на отношение мощности аномалии к мощности коллектора. Умножив далее полученную величину на коэффициенты дегазации и разбавления, находят приведенные газопоказания Гпр.

Если кривая компонентного состава подобна кривой для газовых пластов, вычисляют газосодержание пласта (в %) по формуле Гсум = 0,037·ГпрzT/рпл, где Т - пластовая температу­ра, К; рпл - пластовое давление, МПа; z - коэффициент сверх­сжимаемости газа.

Полученная величина Гсум может быть ниже истинного га­зосодержания пласта (равного kпkг) из-за явления опережаю­щего проникновения фильтрата в пласт. Для оценки характера насыщения пласта суммарное газосодержание Гсум сравнивают с его значениями для типичных водоносных и газоносных пла­стов. Если кривые компонентного анализа близки к таковым для нефтеносных или нефтегазоносных пластов, вычисляют ос­таточное (после опережающего проникновения фильтрата) нефтегазосодержание пласта Гнг по формуле Гнг = 100ГпрB/G, где В - коэффициент увеличения объема нефти в пластовых усло­виях; G - газовый фактор нефти.

Расчетную величину Г„г сравнивают с величинами, типичны­ми для' водоносных и нефтеносных пластов данного района. В большинстве районов нефтеносным пластам соответствуют значения ГИГ более 5%, для водоносных — менее 5%.

Люминесцентный анализ шлама

Определенную информацию о пройденных скважиной породах можно получить, отбирая и исследуя шлам, т. е. частицы разбу­ренной породы, выносимой раствором.

Отбирают шлам раздельно по габаритным фракциям с по­мощью автоматического шламоотборника. Отбор фракций раз­личного размера (обычно до 3, 3—5 и свыше 5 мм) позволяет повысить точность учета запаздывания шлама при вычислении истинной глубины пласта, из которого выбурена порода.

Скорость подъема частицы меньше скорости движе­ния бурового раствора в затрубном пространстве на величину скорости седиментации:

,

где Кф - коэффициент, зависящий от формы частицы; d - диа­метр шара, объем которого равен объему частицы; δп, δр - плотность частицы шлама и бурового раствора.

Зная расход бурового раствора и объем затрубного про­странства скважины, вычисляют скорость подъема раствора и затем с учетом vсед - скорость подъема частиц данного разме­ра. Затем с учетом глубины скважины и скорости бурения оп­ределяют отставание по глубине — мощность интервала, пробу­ренного за время подъема шлама от забоя до поверхности, и, наконец, истинную глубину отбора шлама.

Отобранный шлам отмывают от глинистого раствора, высушивают, описывают, проводят исследования карбонатности, по­ристости и осуществляют люминесцентный и битуминологический анализы.

По петрографическому описанию шлама с учетом результа­тов оценки карбонатности строят литологическую колонку. От­крытую пористость по шламу определяют для интервалов кол­лекторов, выделенных по данным ГИС. Люминесцентный и би-туминологический анализы служат для уточнения характера насыщения пластов.

С помощью люминесцентного анализа обнаруживают биту­мы в шламе (или буровом растворе) по их люминесценции под действием ультрафиолетовых лучей. Для этого служит люминоскоп, входящий в комплект газометрических станций. Люминоскоп - это светонепроницаемая камера, внутри которой нахо­дится источник ультрафиолетового излучения — кварцевая лам­па. Свет лампы проходит через фильтр (стекло Вуда), непро­ницаемый для видимой части спектра излучения и пропускаю­щий лишь его ультрафиолетовую часть. Ультрафиолетом облу­чают исследуемый образец шлама (или жидкости) и визуально определяют интенсивность и цвет его свечения, форму люми­несцентного пятна. Для повышения чувствительности анализа на очищенную поверхность шлама наносят каплю хлороформа и наблюдают свечение на месте нанесения капли.

При очень высоком содержании битумов наблюдается кон­центрационное гашение люминесценции. При умеренно боль­шом содержании битумов люминесценция проявляется в виде светящегося пятна, при среднем — в виде кольца, при малом — в виде отдельных точек. Цвет люминесценции зависит от соста­ва битумоидов: желто-голубоватый, исчезающий по мере испа­рения хлороформа, — для легких битумоидов; желтый, перехо­дящий в коричневый при испарении растворителя, — для тяже­лых битумоидов с большим содержанием смол и асфальтенов.

В некоторых породах люминесценция может быть связана не с битумами, а с урановыми и некоторыми другими минерала­ми (натечные формы кальцита). Исключения этой помехи и по­вышения чувствительности анализа на битумы можно добиться, если экстрагировать битумы из шлама хлороформом или петролейным эфиром, а затем изучать люминесценцию и оптическую плотность полученного экстракта. По цвету люминесценции, экстракта судят о типе битума, а по плотности экстракта, опре­деляемой с помощью электрофотокалориметра, — о концентра­ции битумов в растворителе. Хлороформом экстрагируются все компоненты битумов (асфальтены, смолы, масла), а петролейным эфиром — смолы и масла. Учитывая массу экстрагирован­ного образца шлама, объем использованного растворителя, от концентрации битума в хлороформенном экстракте переходят к содержанию битума в единице массы шлама.

Различие битумосодержания в двух типах экстракта (хло­роформенном и петролейном) характеризует содержание асфальтенов. Высокое значение этого параметра характерно для битуминозных пород и пород с тяжелыми окисленными нефтями.

§ 4. КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

ИССЛЕДОВАНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ

В последние годы резко расширился комплекс геофизических исследований, проводящихся одновременно с процессом буре­ния. Этот комплекс включает следующие группы методов, ос­нованные на изучении: а) показателей бурения; б) характери­стик гидравлической системы при бурении; в) изменения свойств бурового раствора при бурении; г) свойств шлама.

При такой классификации газометрия скважин, рассмотрен­ная выше, — один из методов группы «в», а люминесцентный анализ — группы «г».

Кроме того, в процессе бурения могут проводиться исследо­вания и обычными электрическими, радиоактивными, акустиче­скими зондами, расположенными внутри колонны бурильных труб, или скомпонованными в виде специальных устройств над долотом. Для передачи информации могут использоваться раз­личные линии связи (проводная электрическая, гидравличе­ская — по потоку бурового раствора, по бурильным трубам, через горные породы).

Некоторые виды информации, получаемой в процессе буре­ния, трудно или даже невозможно получить при исследованиях после бурения. Преимущество исследований непосредственно в процессе бурения заключается также в их оперативности. По ним можно судить, в частности, об оптимальности самого про­цесса бурения и принимать соответственно оперативные меры по его улучшению. Если же по данным этих методов будет по­лучено указание на возможное вскрытие коллекторов (или дру­гих пород, представляющих интерес), бурение можно немедлен­но прекратить и провести дополнительные исследования други­ми методами для получения более полной информации о вскры­том разрезе.

Методы изучения показателей бурения

К этой группе относятся методы изучения скорости (продолжи­тельности) бурения, числа оборотов долота и веса инструмента (нагрузки на долото). Важнейшим среди всех является метод "продолжительности бурения (механический каротаж). Он ос­нован на изучении времени, затрачиваемого на бурение опреде­ленных интервалов глубины.

На первом этапе развития метода рабочую (ведущую) тру­бу размечали на метровые интервалы и записывали время, за которое каждая метка подходила к столу ротора. В последние годы применяют детальный механический каротаж (ДМК) с регистрацией времени бурения небольших интервалов (0,2 или 0,4 м). Для этого в состав газокаротажных станций или специальных автоматических станций контроля параметров бу­рения (АСПБ) включают датчики глубин, связанные с ходовым концом талевого каната. Станции АСПБ автоматически реги­стрируют диаграмму продолжительности бурения на диаграм­мной ленте, протягиваемой с шагом квантования по глубине 25, 50 или 100 см. Запись осуществляется на трех масштабах про­должительности бурения Δtб: 0—3; 0—7,5 и 0—15 мин/м. На та­ких диаграммах достаточно четко проявляются изменения Д^б в довольно большом диапазоне (от 4 до 1000 м/ч).

Скорость проходки зависит от технологических параметров бурения (тип долота, число его оборотов, нагрузка на долото, вязкость бурового раствора и т. п.), от дифференциального дав­ления (разности пластового рпл и забойного рз давлений) и от прочностных свойств пород — их критического напряжения σкр, называемого также пределом прочности или коэффициентом крепости. Этот параметр, характеризующий сопротивляемость горных пород разрушению долотом, является сложной функцией временных сопротивлений породы на сжатие и срез и зависит от характера разрушающей нагрузки (динамическая и статиче­ская). Определив по данным ДМК величину σкр, можно судить о типе проходимых пород.

В обломочных породах величина σкр зависит в основном от прочности цемента и его связи с частицами породы. Для карбо­натов и песчаников σкр обратно пропорционально коэффициенту пористости. Поэтому высокопористым породам соответствует повышение скорости бурения (понижение Δtб). Наибольшие значения σкр (при прочих равных условиях наибольшее значе­ние Δtб) характерны для магматических, метаморфических и сильно сцементированных осадочных пород. Пористым песчани­кам, известнякам и доломитам соответствуют средние значе­ния Δtб, мелу и пескам — низкие. Значения Δtб для глин растут с глубиной.

Связь продолжительности проходки с критическим напряже­нием и с технологическими параметрами описывается прибли­женной формулой

, (III.12)

где F - начальная опорная поверхность долота; n - число обо­ротов долота; G - нагрузка на долото; с - коэффициент раз­мерности.

Поскольку в формулу (III.12) входят число оборотов доло­та и нагрузка на него, то эти параметры также непрерывно ре­гистрируются в процессе ДМК.

Для исключения технологических параметров, упрощения интерпретации в ряде районов можно использовать относитель­ный параметр , где Δtб оп - продолжительность бурения в некотором опорном пласте, пройденном тем же долотом. В Западной Сибири в качестве такого пласта принимают обычно глины, расположенные вблизи исследуемого пласта и пройденные при том же режиме бурения.

Для оценки прочностных свойств пород предложено также использовать количество энергии А, затрачиваемой при бурении на разрушение единицы объема породы и называемой удельной энергоемкостью пород:

, (III.13)

где W - мощность, реализуемая на забое; S - площадь забоя; vб - скорость бурения.

Установлено, что во многих районах наименьшая энергоем­кость характерна для пород-коллекторов с повышенными порис­тостью и проницаемостью.

Методы изучения характеристик гидравлической системы

Эти методы основаны на непрерывном наблюдении за дав­лением ру на устье скважины (метод давления) и за разностью ΔQ = Qвх - Qвых расходов бурового раствора на входе в скважи­ну Qвх и на выходе из нее Qвых (фильтрационный метод).