Оценка параметров пород измерениями в процессе бурения - Измерения в процессе бурения

Гамма излучение. Датчик гамма-излучения измеряет количество естественного гамма-излучения пород. Он используется для установления литологии, для корреляции разреза с соседними скважинами и для определения глинистости. Глинистые породы обычно обладают высоким уровнем гамма-излучения, а для песков характерны его низкие уровни. Некоторые датчики гамма-излучения могут быть направленно сфокусированы, позволяя сравнить радиоактивность пород верхней и нижней стенок горизонтального ствола. Применяются они прежде всего в стволах, расположенных под большими зенитными углами и полезны лишь при подачи бурильной колонны с ориентированным отклонителем. Например, если скважина расположена прямо под сланцевыми линзой или горизонтом, уровни гамма-излучения в верхней стенке ствола должны быть выше его уровней в нижней стенке.

Пример 1

Если инструмент находится под углом 89Йградусов, а граница песка с глинистым сланцем горизонтальна, относительный угол между ними составляет 1 градус. В стволе скважины 216 мм (8-1/2") датчик гамма-излучения (Рис. 4-30) с глубиной исследования 229 мм (9 дюймов) должен обнаружить границу контакта песок? глинистый сланец за 13 м (42 фут) до пересечения им границы пласта.

В большинстве случаев измерения с помощью гамма-излучения могут не быть численно равноценны измерениям с помощью проводной линии связи. Это происходит из-за специального эффекта подмагничивания, вызванного утяжеленными бурильными трубами. Для практических целей такие данные каротажа вполне надежны и хорошо согласуются с данными, полученными с помощью проводной линии связи.

Сравнение кривых измерений гамма-излучений в процессе бурения с кривыми гаммакаратажа на кабеле в различных литологических условиях.

Удельное сопротивление. Датчик удельного сопротивления используется для определения типа пластовых жидкостей (то есть, углеводород? вода). Продуктивный интервал в залежи всегда определяют по возрастанию удельного сопротивления. Датчик гамма-излучения может указать постоянную литологию (например, пребывание в породе пласта - коллектора),но он не может определить жидкую фазу (газ? нефть? вода). Это указывает на важность использование как датчика гамма-излучения, так и датчика удельного сопротивления при оценке продуктивного пласта.

Измерения удельного сопротивления каротажным прибором с разными глубинами исследования при попытках предсказания наличия жидкостных контактов предпочтительнее измерения прибором с одной глубиной исследования.

Пример 2

Инструмент находится при 89?, а поверхность водонефтяного контакта горизонтальна. Относительный угол между ними составляет один градус, и инструмент находится в 216 мм (8-1? 2Ѕ) скважине. Если значение сопротивления в нефтяной зоне составляет 20 омметров, датчик удельного сопротивления должен предсказать переход от нефти к воде по следующим признакам:

    - При большом зонде диаметр исследования составляет 1,9 мм (75 дюйм). Это позволяет по удельному сопротивлению в глубине предвидеть смену за 44 м (145 фут) до того, как датчик достигнет точки перехода (Рис. 4-32). измерение бурение каротажный порода - При среднем зонде диаметр исследования равен 1,4 мм (55 дюйм). Это позволит по удельному сопротивлению на среднем уровне предвидеть смену жидкости за 34 м (110 фут) до того, как датчик достигнет точки перехода (Рис. 4-33). - При малом зонде диаметр исследования равен 965 мм (38Ѕ). Это позволит по удельному сопротивлению на малой глубине предсказать смену жидкости за 21 м (69 фут) до того, как датчик достигнет точки перехода (Рис. 4-34).

Результаты измерения удельного сопротивления прибором с одной глубиной исследования, должны быть такими же, как и при среднем положении. (Рис. 4-33).

Примечание: Диаметр исследования прибора электромагнитного каротажа с Диаметром исследований при индукционном каротаже.

Приборы для измерения удельного сопротивления, как и любые приборы с малым диапазоном действия, могут давать пересекающиеся данные. Из-за ограничений, налагаемых датчиком, следует внимательно подходить к интерпретации подобных данных.

Нейтронная пористость. Нейтронную пористость определяют измерением содержания водорода в пласте. Единственными источниками водорода в чистой породе продуктивного пласта являются вода, нефть, и / или газ, ограниченные поровым пространством. Поскольку газ имеет гораздо меньшую плотность содержания водорода, чем вода или нефть, датчики регистрируют кажущиеся значения низкой плотности в газоносных зонах. Влияние внешних условий на нейтронные датчики для измерений в процессе бурения такое же, как и в случае датчиков тепловых нейтронов на кабеле. Таблицы поправок предоставляются для учета литологических изменений. Датчики скважины, плотность бурового раствора, содержание солей в буравом растворе и в пластовой воде учитываются в ходе обработки данных на поверхности.

Когда применяются горизонтальное бурение, нейтронный датчик используется для того, чтобы различать газ/нефть или газ/вода. Глубина исследования сравнительно мала (102-152 мм или 4-6 дюймовый радиус). Следовательно, такой контакт не удается заранее обнаружить, пока датчик не приблизится к этой границе. Скорости счета близко расположенным и далеко расположенным детекторами изображаются графически, чтобы установить тип жидкости. В случае продуктивного пласта, заполненного жидкостью, эти ближняя/дальняя кривые должны перекрываться, а если присутствует газ и поступление флюидов в скважину умеренное, они должны разделяться, поскольку для данных дальней кривой характерна более высокая интенсивность излучения.

Пример 3

Инструмент расположен под углом 89', а граница контакта газ/жидкость горизонтальна. Относительный угол между ними составляет один градус в 216 мм (8-1/2 дюйм) скважине с нейтронным датчиком при исследуемой глубине 152 мм (6 дюйм), который может заранее обнаружить границу контакта газ/нефть за 9 мм (28 фут) до ее пересечения (Рис. 4-35).

Плотность породы. Датчики плотности измеряет электронную плотность пласта, прямо пропорциональную его объемной плотности. Объемная плотность может быть связана с пористостью, если известны плотность материнской породы и пластовой жидкости. Поправки на размеры скважины и плотность бурового раствора принимаются при обработке данных на поверхности. Такие приборы особенно чувствительны к диаметру скважины, движению бурильной колонны, каверзности бурового ствола несоосности в скважине. Поскольку плотностная пористость рассчитана исходя из того, что пространство в порах заполнено водой (1 г/см 3), то при столкновении с газом значение плотностной пористости будет завышено. Глубина исследования сравнительно мала (51-102 мм или 2-4 дюймовый радиус), смена характера жидкости заранее не обнаруживается, пока датчик не окажется очень близко от границы их раздела.

Пример 4

Инструмент расположен под углом 89', а гозонефтяной контакт горизонтален. Относительный угол между ними составляет один градус. В скважине диаметром в 216 мм (8-1/2 дюйм / датчик плотности с глубиной исследования 102 мм (4 дюйма) способен обнаружить газонефтяной контакт за 6м (19 фут) до того, как он пересечет границу их раздела (Рис. 4-35).

Похожие статьи




Оценка параметров пород измерениями в процессе бурения - Измерения в процессе бурения

Предыдущая | Следующая