
- •Удк 550.830
- •1.Геолого-геофизические и технические условия нефтегазовых месторождений и перспективных отложений
- •1.1. Литолого-минералогическая характеристика пород
- •1.2. Нефтегазоносность
- •1.3. Коллекторские и физические свойства нефтегазоносных пород
- •1.4. Термобарические условия
- •1.5. Минерализация пластовых вод
- •1.6. Технологические условия бурения скважин и проведения гис
- •2. Комплекс геофизических исследований скважин
- •2.1. Наборы методов гирс (геофизические исследования и работы в скважинах)
- •Обязательный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах
- •2.1.1. Задачи комплексных методов исследования скважин
- •2.1.2. Геофизические методы
- •2.1.3. Гидродинамические методы исследования скважин
- •2.1.4. Гидропрослушивание скважин
- •2.1.5. Геохимические методы исследований
- •2.1.5.1. Метод фотоколориметрии
- •2.1.5.2. Определение содержания микрокомпонентов металлов
- •2.2. Технология проведения гис
- •2.2.1. Основные, дополнительные и повторные гис, выполняемые по стандартным методикам
- •2.2.2. Геофизические исследования, выполняемые в скважинах, заполненных промывочными жидкостями
- •2.2.3. Метрологическая проверка аппаратуры
- •2.2.4. Контроль качества материалов гис
- •3. Гис в необсаженнОм (открытом) ствоЛе
- •3.1.Электрические методы
- •3.1.1. Удельное сопротивление пород
- •3.1.2. Базовые геоэлектрические модели и их типичные характеристики
- •3.1.3. Электрический каротаж
- •3.1.3.1. Измерение кажущегося удельного сопротивления обычными зондами
- •3.1.3.2. Кривые кажущегося удельного сопротивления против пластов ограниченной мощности
- •3.1.4. Боковое каротажное зондирование (бкз)
- •3.1.5 Кажущееся удельное сопротивление пласта неограниченной мощности. Палетки бкз.
- •3.1.6. Микрозондирование
- •3.1.7. Боковой каротаж
- •3.1.7.1. Основные зонды бокового каротажа
- •3.1.7.2. Боковой микрокаротаж
- •3.1.8. Индукционный метод
- •3.1.9. Викиз
- •3.1.9.1. Литологическое расчленение разреза
- •3.1.9.2. Выделение коллекторов и оценка типа насыщения
- •3.1.10. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации
- •3.1.10.1.Диффузионно-адсорбционные потенциалы
- •3.1.10.2. Фильтрационные потенциалы пс
- •3.1.10.3. Измерение потенциалов пс в скважинах
- •3.1.10.4. Обработка и интерпретация диаграмм сп
- •3.1.11. Метод потенциалов вызванной поляризации
- •4. Радиоактивный каротаж
- •4.1. Гамма-каротаж
- •4.2. Нейтронный каротаж (стационарные нейтронные методы)
- •4.2.1. Нейтронный гамма-каротаж (нгк)
- •4.2.2. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ннк-т) и надтепловым нейтронам (ннк-н)
- •5.Акустический каротаж
- •5.1. Акустический каротаж по скорости и затуханию
- •6. Другие виды исследования скважин
- •6.1. Метод естественного теплового поля
- •6.2. Метод искусственного теплового поля
- •6.3. Газовый каротаж
- •6.4. Механический каротаж
- •7. Интерпретация материалов гис
- •7.1. Оперативная интерпретация данных гис
- •7.2. Сводная интерпретация гис
- •7.3. Расчленение разреза
- •7.4. Выделение коллекторов и определение их эффективной толщины
- •7.5. Петрофизическое обеспечение методик интерпретации
- •7.6. Определение коэффициента пористости (Кп) коллекторов
- •7.7. Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации
- •7.8. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа
- •7.9. Определение коэффициента пористости по данным акустического метода
- •7.10. Определение коэффициента проницаемости коллекторов
- •7.11. Оценка характера насыщенности пластов-коллекторов
- •7.12. Оценка насыщенности коллекторов
- •7.13. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности
- •7.14. Использование результатов гис
- •7.14.1. Подсчет запасов нефти и газа
- •7.14.2. Проектирование разработки
- •8. Контроль технического состояния скважин и процессов разработки нефтяных и газовых месторождений (обсаженного ствола)
- •8.1. Измерение искривления скважин (инклинометрия)
- •8.2. Определение диаметра скважин
- •8.3. Определение уровня цемента в затрубном пространстве и качества цементирования обсадных колонн
- •8.4 Гамма-гамма-каротаж
- •8.5 Акустический каротаж цементирования
- •8.6 Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости
- •8.7 Определение мест притока вод в скважину
- •8.8 Определение затрубной циркуляции вод
- •8.9 Контроль за гидравлическим разрывом пласта
- •8.10 Контроль технического состояния обсадных труб
- •9.Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •9.1. Геофизические методы контроля
- •9.2. Нейтронные методы (иннк)
- •9.3. Методы состава и притока жидкости в стволе скважины
- •9.4. Влагометрия
- •9.5. Резистивиметрия
- •9.6. Плотнометрия
- •9.7. Термометрия
- •9.8. Шумометрия
- •9.9. Расходометрия
- •9.10. Гидродинамическая расходометрия (ргт)
- •9.11. Термокондуктивная расходометрия
- •9.12. Радиогеохимический метод
- •9.13. Индикаторные методы с закачкой различных трассеров
- •9.14. Метод радиоактивных изотопов
- •9.15 Нейтронные методы меченного вещества
- •9.16 Индикаторы радикального типа
- •10. Перфорация обсадных колонн и торпедирование. Отбор проб
- •10.1. Пулевая перфорация.
- •10.2. Кумулятивная перфорация
- •10.3. Гидропескоструйная перфорация
- •10.4. Торпедирование
- •10.5. Отбор образцов пород
- •Список литературы
- •Содержание
3.1.10.1.Диффузионно-адсорбционные потенциалы
Если допустить, что электрическое поле в скважине имеет только диффузионно-адсорбционное происхождение, то для случая, когда минерализация воды песчаного пласта Св больше минерализации глинистого раствора Сс или (если выразить минерализацию растворов через их сопротивления) pв<pс, справедливо схематическое распределение электрического поля (зарядов) в скважине, представленное на рис.3.23.
Рис.3.23. Образование диффузионно-адсорбционного потенциала на
контакте песчаного I и глинистого II пластов (б) и его эквивалентная электрическая схема в тождественных условиях (а):
1-направление диффузии солей; 2-токовые линии; 3- график статических потенциалов ПС; 4- график фактических потенциалов ПС (pв<pс)
Электродвижущие силы на границе песчаного и глинистого пластов возникают даже при одинаковой минерализации содержащихся в них вод вследствие различия адсорбционных свойств контактирующих сред (глинистый пласт можно рассматривать как мембрану между пластовой водой и промывочной жидкостью). На рис. 3.23 схематически показано направление токовых линий, возникающих под влиянием диффузионно-адсорбционных потенциалов. Эти линии замыкаются на пересечении стенок скважины с границей пласта, где плотность тока наибольшая. Известно, что уменьшение потенциала происходит в направлении движения тока и в местах максимальной его плотности наблюдается наибольшее изменение потенциала. В данном случае диффузионно-адсорбционный потенциал Еда=Кдаlg(pс/pв), а диффузионный Ед=Кдlg(pс/pв), где Кда и Кд – коэффициенты диффузионно-адсорбционного и диффузионного потенциалов. Следовательно, суммарные потенциалы в скважине:
|
Епс=Ед-Еда=(Кд-Кда) lg(pс/pв)=-Кпс Кдlg(pс/pв), |
(3.3) |
где Кпс=Кда-Кд – коэффициент статистической аномалии ПС или общий коэффициент диффузионно-адсорбционный ЭДС ПС. Знак минус перед величиной диффузионно-адсорбционного потенциала Еда связан с тем, что в контуре токовой линии ПС он включен в обратном направлении по отношению к диффузионному потенциалу Ед непосредственного контакта. Если допустить, что в контуре ток отсутствует, то вдоль каждой из сред должно наблюдаться постоянство потенциала. Величина Епс, отражающая амплитуду изменения потенциала естественного поля, является в этом случае статической амплитудой диффузионно-адсорбционного потенциала для чистого песчаного пласта (см. рис. 3.23, кривая 3). Изменение петенциала естественного поля по стволу скважины на границах пластов происходит не скачками, а плавно. Разность потенциалов определяется произведением силы тока на сопротивление участка цепи, поэтому потенциалы, полученные против песчаного пласта и на границе его с глиной, будут различны (см. рис. 3.23, кривая 4). Согласно формуле (3.3) аномалия естественных потенциалов ПС против песчаного пласта имеет отрицательный знак, если глинистый раствор менее минерализован, чем пластовая вода (pф>pв) (прямые ПС), и положительный знак, если глинистый раствор более минерализован, чем пластовая вода (pф<pв) (обратные ПС). На рис.3.23 дана эквивалентная схема электрического поля ПС в скважине. Согласно этой схеме пласт песчаника, залегающий среди глин и пересеченный скважиной, рассматривается как электрохимическая ячейка. Линейные сопротивления Rвм, Rп и Rс соответственно эквивалентны сопротивлениям вмещающих пород (глин) пласта (песчаника) и столба промывочной жидкости в скважине. Электродвижущая сила естественного потенциала в скважине
|
Епс=I*(Rвм+Rп+Rс) |
(3.4) |
На участке скважины с сопротивлением Rс разность потенциалов ΔUпс=IRс соответствует полному изменению потенциала в скважине и является фактической амплитудой аномалии ΔUпс в пласте
|
ΔUпс =Епс – I*(Rп+Rвм) |
(3.5) |
Наибольшее значение фактической амплитуды ΔUпс, приближающееся к Епс, наблюдается против мощного чистого (неглинистого) пласта. При наличии в пласте глинистого материала коэффициент диффузионного потенциала принято обозначать через Кi да(Кi да>Кд). Если Кда=Кiда, то на основании выражений (3.3) можно записать
|
Епс=( Кi д а –Кда)lg(pф/pв)=(Аi да-Ада) lg(pф/pв) |
(3.6) |
где Кда, Кiда и Ада, Аi да – коэффициенты соответственно диффузионно-адсорбционного потенциала и активности вмещающей среды и пласта.