Реферат: Геолого-технологические методы иследования скважин

Сущность любого геофизического метода состоит в измерении вдоль ствола скважины некоторой величины, характеризующейся одним или совокупностью физических свойств горных пород, пересеченных скважиной. Физические свойства пород тесно связаны с их геологической характеристикой и это позволяет по результатам геофизических исследований судить о пройденных скважиной породах и изучать свойства этих пород.

2.ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ

Основными задачами газового каротажа при исследовании поисковых и разведочных скважин являются:

1)выявление в разрезе бурящейся скважины перспективных нефтенасыщенных пластов-коллекторов;

2) оценка характера насыщенности пласта-коллектора;

3) выделение зон аномально высоких поровых давлений;

4) предупреждение внезапных выбросов пластового флюида.

При решении второй и третьей из перечисленных задач важнейшим информативным параметром является относительный состав газа. В настоящее время при газовом каротаже измеряются концентрации углеводородных газов СН₄ , C₂ H₆ , C₃ H₈ , C₄ H₁₀ , C₅ H₁₂ , C₆ H₁₄ в газовоздушной смеси, извлекаемой желобным дегазатором из промывочной жидкости (ПЖ), и в газовой смеси, выделяющейся при глубокой дегазации проб ПЖ.

Относительный состав газа определяется расчетным путем, как относительные содержания компонентов углеводородных газов (УВГ) от метана до гексана включительно, когда суммарное содержание УВГ принимается за 100%.

На забое глубоких скважин наблюдаются высокие температура (до 100 - 150 °С) и давление (до 80 - 100 МПа), что способствует переходу углеводородов в газообразное и парообразное состояния. В табл. 2.1 даны значения критических температур и давлений, а также молекулярной массы и температуры кипения для ряда углеводородных газов.

Таблица 2.1

Компонент	Молекулярная масса	Критическая температура, °С	Критическое давление, МПа	Температура кипения при давлении 0,1 МПа, °С
Метан	16,04	-95,5	4,58	-160,0
Этан	30,07	+35,0	4,80	-84,1
Пропан	44,09	+97,0	4,20	-44,1
Бутан	58,12	+153,0	3,75	+0,3
Пентан	72,15	+197,2	3,33	+36,4
Гексан	86,17	+234,5	2,99	+69,0
Гептан	100,20	+266,8	2,70	+98,4
Октан	114,22	+296,4	2,46	+125,5

Исходя из значений критических температур и давлений для различных газов, состава газа и реальных термобарических условий на забое глубоких скважин (> 100 °С и > 50 МПа), можно предположить, что метан, этан, пропан будут находиться в газообразном, а бутан, пентан, гексан, гептан и октан - в парообразном состояниях. Высокая растворимость углеводородных газов и тяжелых углеводородов в воде при больших давлениях приводит к их значительному насыщению углеводородами, особенно тяжелыми.

При пробуривании скважин через нефтегазоносный пласт углеводороды попадают в буровой раствор, который и выносит их на поверхность. Производится эпизодическая или непрерывная дегазация бурового раствора, а полученный газ анализируется. Результаты анализов наносятся на диаграммы, показывающие изменения состава и содержания углеводородов по разрезу скважины. По этим диаграммам определяется глубина нахождения нефтеносного или газоносного пласта.

Для проведения работ применяются газокаротажные станции - автомашины, в которых располагаются различные приборы, позволяющие следить за глубиной забоя скважины, скоростью её проходки и циркуляцией бурового раствора, анализировать газ, поступающий из дегазатора, определять присутствие нефти в буровом растворе и др. Результаты анализов газа автоматически регистрируются с помощью самописца. Учитывая скорость проходки скважины и её глубину, вносятся поправки, позволяющие более точно определить местоположение залежей нефти и газа по разрезу скважины.

Газовый каротаж проводится также и при остановке бурения скважины. Буровой раствор стоит некоторое время в скважине и обогащается углеводородами на тех участках раствора, которые находятся против нефтеносных и газоносных пластов. Затем начинается обычная циркуляция бурового раствора (как при бурении скважины) и проводится газовый каротаж, позволяющий определить интервалы раствора, обогащенные углеводородами. Вводя поправки, учитывающие глубину скважины и скорость циркуляции бурового раствора, определяют местоположение нефтяных и газовых залежей по разрезу скважины.

Проводится также газовый каротаж по кернам, которые подвергаются дегазации, а извлечённый газ анализируется. Результаты анализов позволяют делать выводы о местоположении нефтегазоносных пластов. Метод газового каротажа используется также для изучения газоносности угольных пластов. В перспективе предусматривается совместное применение газового каротажа с электрокаротажем.

3.КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН И ИССЛЕДОВАНИЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

3.1. термометрия скважин

Для выяснения температурного режима бурящихся разведочных и эксплуатационных, а так же действующих скважин при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений производят измерение температуры по стволу скважины – термометрию скважин. Эти измерения по стволу скважины проводятся для решения ряда практических задач, возникающих при бурении скважин и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Кроме того, по данным температурных измерений в скважинах производится изучение теплового поля Земли.

Наличие теплового поля земли вызывает непрерывное повышение температуры горных пород с увеличением глубины их залегания, которое характеризуется геотермической ступенью и геотермическим градиентом.

На температуры в скважинах искажающее влияние могут оказывать разные причины: изменение диаметра скважины, потоки воздуха или буровой жидкости, нагрев породы после бурения и др. Эти факторы необходимо учитывать или исключать при выявлении температурных аномалий.

Для измерения температуры в скважинах применяют термометры – максимальный ртутный и резисторный (термометр сопротивлений). Основным прибором для температурных измерений в скважинах является резисторный термометр на каротажном кабеле. В результате измерений этим термометром получают кривую изменения температуры горных пород в функции глубины скважины – термограмму.

Чувствительным элементом резисторного термометра является металлический или полупроводниковый резистор с большим температурным коэффициентом. Сопротивление R (в Ом) металлического резистора изменяется в зависимости от температуры среды Т, в которую он помещён, по зависимости

R = RH [ 1+α (T-TH ) ] (3.1)

где RH - начальное сопротивление резистора (при температуре THв Ом);

α- температурный коэффициент;

Т – температура среды в К;

ТH - начальная температура среды в К (обычно ТH = 294К).

Для большинства металлических резисторов, в том числе для наиболее часто применяемых в скважинных резисторных термометрах медных резисторов, α = 0,004. Измерение температуры сводится к измерению сопротивления резистора, помещённого в скважинном термометре. По сопротивлению резистора R по формуле можно определить температуру Т окружающей среды.

Перед проведением измерений со скважинным термометром выполняют его градуировку – определение постоянной С для термометра на трёхжильном кабеле, корректировку стандартсигналов и построение градировочной кривой для электронного термометра на одножильном бронированном кабеле.

3.2. инклинометрия

Обычно скважины проецируют вертикально, однако в ряде случаев бурят наклонно-направленные скважины с заранее заданными направлениями и углами отклонения от вертикали. Целью наклонно-направленного бурения является достижение намечаемой в недрах земли точки, проекция которой на поверхность земли (дневную поверхность) смещена от точки устья скважины.

По ряду причин геологического и технического характера скважина отклоняется от намеченного направления: вертикальная скважина отходит от вертикали, а наклонно-направленная – от намеченного для неё положения. Отклонение оси скважины от вертикального положения называется наклоном скважины. В общем случае отклонение оси скважины от заданного направления – искривление скважины. В искривленных скважинах обычно отмечаются следующие закономерности:

а) при очень пологом залегании пластов (угол падения до 8^о ) не наблюдается каких-либо преимущественных направлений искривления;