8.2 Технічні умови проведення нахилометрії

Обмеження методу – такі ж, як для загальних притискних свердловинних приладів. Швидкість проведення досліджень – не більше 800 м/год.

Комплекс вимірювальних і розрахункових параметрів пластової нахилометрії повинен включати характеристики порід і стовбура свердловини по глибині:

• електричні характеристики порід у при свердловинній зоні – значення уявного питомого електричного опору; азимутальне розпреділення уявного питомого електричного опору при свердловинної зони; інтегральне значення уявного питомого електричного опору на даній глибині;

• елементи залягання пластів – кут і азимут падіння, які розраховуються з врахуванням даних про кривизну свердловини;

• елементи кривизни свердловини – азимут і кут нахилу, розрахованих за ортогональними складовими кута нахилу і вектора магнітного поля Землі;

• характеристики стовбура свердловини – радіус по кожному напрямку;

• орієнтовану форму перетину свердловини на даній глибині.

Обов’язкові вимоги до свердловинного приладу:

• наявність не менше чотирьох притискних датчиків;

• вимірювання кожним датчиком не менше двох характеристик – електричної та механічної (радіус свердловини);

• наявність інклінометричного блоку (датчики кута і азимуту);

• узгодження за текучим часом вимірювання всіма датчиками;

• конструкція датчиків повинна забезпечувати вимірювання уявних питомих опорів в діапазоні від 0.5 до 150 Ом·м при зміні питомого електричного опору промивної рідини від 0.05 до 5 Ом·м;

• вимоги до датчиків МК, МБК, інклінометрії такі ж самі, як для окремо використовуваних приладів цих методів.

8.3 Метрологічне забезпечення апаратури нахиломіра

При нахилі пласта до площини горизонту більше 10º і діаметрі свердловини більше 200 мм границі абсолютною похибки розрахунку елементів залягання складають по азимуту простягання – ±10º, по куті падіння – ±2º, при зменшенні діаметру свердловини до 130 мм похибки зростають по азимуту простягання до ±18º, по куті падіння – до ±3º.

Для повірки пластового нахиломіра НИД-1 розроблена взірцева установка УПН-1. Вона дозволяє повіряти нахиломіри та інклінометри, які мають масу до 150 кг, зовнішній діаметр до 100 мм і довжину до 5000 мм. У склад установки входить немагнітний обертовий стіл, атестований допоміжний пристрій (кондуктор), набір атестованих кілець, а також засоби, що серійно випускаються,: теодоліт з орієнтир-бусоллю, оптичний квадрант і штангенрейсмус.

Обертовий стіл містить затискний вузол для кріплення нахиломіра. Він має дві осі обертання (горизонтальну та вертикальну) і підтримуючу опору з триногою. Свердловинний прилад можна повертати в затискному вузлі навколо своєї поздовжньої осі.

Кондуктор – циліндр із виступом на торці, вертикальна стінка якого проходить через центр торця (відхилення не більше ±0.05 мм), має робочу поверхню, яка перпендикулярна до бокової поверхні циліндра (відхилення не більше ±1´), і служить для виміру наступного керування вертикальності осі нахиломіра в затискному вузлі за допомогою оптичного квадранта. Зенітні кути, що задаються нахиломіру, контролюють за допомогою оптичного квадранта і теодоліта, початкове направлення на північ задається за допомогою орієнтир-бусолі.

Повірка зенітного кута і азимуту нахиломіра аналогічна повірці зенітних кутів і азимутів інклінометра.

Діаметр розкриття важелів притискного пристрою задається за допомогою кілець, які послідовно одіваються на вимірювальні башмаки.

Розрахунок похибок ведеться аналогічно, як показано в темі про каверномір.

Визначення похибок розміщення точок запису вимірювальних башмаків проводиться за допомогою штангенрейсмуса і набору атестованих кілець.

Свердловинний пристрій встановлюють у затискну втулку і за допомогою квадранта задають йому зенітний кут, який рівний нулю.

Розміщення центрів вимірювальних електродів на башмаках вимірюють за допомогою штангенрейсмуса, який встановлений на спеціальній площадці, горизонтальність якої контролюється оптичним квадрантом.

Розміщення центрів вимірюють при різних діаметрах розкриття важелів, причому штангенрейсмус при вимірюваннях залишається нерухомим, а до нього по черзі, обертаючи свердловинний прилад навколо своєї осі, підводять вимірювальні башмаки.

8.4 Контрольні питання

1. Фізичні основи нахолометрії.

2. Принцип роботи нахиломіра.

3. Задачі, що вирішуються за даними нахилометрії?

4. Технічні умови проведення нахилометрії.

5. Метрологічне забезпечення апаратури нахилометрії.

Лекція 9

Фізичні основи, методика підготовки та проведення газового каротажу. Метрологічне забезпечення апаратури газового каротажу

9.1 Фізичні основи проведення газового каротажу

До геохімічних методів відносяться газометрія свердловин і люмінесцентно-бітумінологічний метод.

Метод заснований на вивченні вмісту і складу вуглеводневих газів і бітумів в промивній рідині, а також основних параметрів, що характеризують режим буріння свердловин.

Поровий простір нафтогазоносних порід заповнений в основному сумішшю граничних вуглеводнів, значна частина яких знаходиться у газоподібному стані. Газоподібні вуглеводні: метан (СН₄), етан (С₂Н₆), пропан (С₃Н₈), бутан (С₄Н₁₀). Пароподібні вуглеводні: пентал (С₅Н₁₂) і гексан (С₆Н₁₄). Рідинні вуглеводні - це вже важчі, які знаходяться в нафті.

Природний газ може містити і невуглеводневі гази СО₂, азот і ін..

Вуглеводневі гази нафтових, газових і газоконденсатних родовищ мають різний якісний та кількісних склад. Так, для газів нафтових родовищ характерна присутність до 50-60% метану та до 40-50% важких вуглеводнів – етану, пропану, бутану та інших. У газових родовищах вміст важких вуглеводнів невеликий (не перевищує 2-3%), в той же час кількість метану складає 97-98%. Більш висока концентрація важких вуглеводнів притаманна конденсатним покладам.

У водах, які контактують з покладами нафти та газу, переважають вуглеводні, причому поблизу нафтових родовищ помітне збільшення кількості важких вуглеводнів.

Інколи склад газової суміші мало відрізняється від компонентного складу газу, який виділяється із нафтоносних і газоносних пластів, що контактують з водоносними.

Вуглеводневі гази в гірських породах можуть знаходитись у вільному та розчиненому станах, у виді конденсату у воді та нафті, а також у сорбованому стані.

Вільні та розчинені у воді вуглеводневі гази за складом не відрізняються, оскільки коефіцієнти розчинності вуглеводнів у воді близькі.

Сорбований газ за складом відрізняється від вільного та розчиненого газів. Він збагачений компонентами вуглеводневих газів.

Існує два різновиди газового каротажу: у процесі буріння і після буріння. В першому випадку газовміст розчину, що виходить, досліджують одночасно з бурінням. При дослідженні другим методом свердловина повинна заздалегідь простояти в перебігу часу, необхідного для збагачення газом нерухомого бурового розчину. Після цього відновлюють циркуляцію розчину без буріння і реєструють зміну газовмісту розчину, що виходить, залежно від часу, що пройшов після відновлення циркуляції. При постійності циркуляції і діаметру свердловини цей час відповідає глибині свердловини з якою виноситься буровий розчин. Газовий каротаж після буріння застосовують досить рідко і лише для підвищення чутливості досліджень і виявлення продуктивних пластів, які з тих або інших причин могли бути пропущені при газовому каротажі в процесі буріння.