Краткий обзор развития нефтепромысловой геофизики. Задачи, решаемые геофизическими исследованиями в нефтяных и газовых скважинах.

Краткий обзор развития нефтепромысловой геофизики

Начало геофизическим исследованиям скважин было положено температурными измерениями, проведенными Д.В.Голубятниковым на нефтяных месторождениях Баку в 1906-1913 гг. Широкое развитие геофизических методов исследований скважин началось с внедрения метода кажущегося сопротивления, предложенного братьями К. и М. Шлюмберже. Этот метод был опробован во Франции в 1926-1928 гг., а затем в 1929-1930 гг. в СССР. С 1931 года метод кажущегося сопротивления был дополнен измерением потенциала самопроизвольно возникающего электрического поля. В 1933 г. В.А.Соколовым, И.М.Бальзамовым и М.В.Абрамовичем был предложен газовый каротаж, а в 1934 г. В.А.Шпаком, Г.В.Горшковым, Л.М.Курбатовым и А.Н.Граммаковым - гамма-каротаж, в 1935 г. В.И.Горояном и Г.М.Минизоном - механический каротаж, в 1941 г. - Б.М.Понтекорво - нейтронный каротаж. В 1946 г. В.Н.Дахнов предложил метод сопротивления экранированного заземления. Аналогичная аппаратура была разработана примерно в это же время фирмами “Шлюмберже” и “Халибартон”. В 1948 г. фирмой “Хамбл ойл энд рифайнинг компани” был создан первый образец аппаратуры акустического метода. В 1948-1953 гг. в США под руководством Г.Долля был разработан ряд эффективных модификаций электрического каротажа - боковой и индукционный методы, метод микрозондирования, которые заняли в настоящее время важное место в комплексе исследования скважин.

С 1931 г. начали применять инклиномер для определения искривления скважин. В 1932-1935 гг. были разработаны первые стреляющие перфораторы, боковые грунтоносы и торпеды, которые стали широко применяться в нефтепромысловой практике. В 1935 г. советскими геофизиками С.Я.Литвиновым и Г.Н.Строцким был предложен метод кавернометрии скважин.

В конце 60-х годов во ВНИИГеофизике под руководством Н.Н.Сохранова были начаты работы по обработке и интерпретации данных геофизических исследований скважин с помощью ЭВМ. Работы в этом направлении ведут коллективы ВНИИГеофизики, ВНИИГИСа, ВНИИНефтепромгеофизики, ЦГЭ, ВНИГИКа и других организаций.

Задачи, решаемые геофизическими исследованиями в нефтяных и газовых скважинах.

1.Изучение разрезов скважин: расчленение горных пород, слагающих разрезы скважин; определение глубин залегания пластов и их мощностей; выделение коллекторов; оценка насыщенности коллекторов;корреляция разрезов скважин.

2. Оценка коллекторских свойств пород: коэффициентов пористости,проницаемости, глинистости коллекторов; оценка коэффициентов первоначального и о статочного нефтегазонасыщения коллекторов, коэффициентов вытеснения нефти и газа.

3. Подсчет запасов нефти и газа для месторождения:

4. Контроль за эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений:

определение положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов и контуров нефтегазоносности.

5. Контроль технического состояния скважины: определение технического состояния колонны;контроль гидравлического разрыва пласта.

6. Проведение прострелочных и взрывных работ в скважине.

7. Опробование пластов и отбор образцов пород со стенок скважины.

Термометрия. Физические основы. Регистрируемые параметры, единица измерения, технические особенности, область применения, интерпретация данных каротажа.

Термометрия скважин.

Измерение температуры по стволу скважины производят в целях изучения: естественного теплового поля Земли; местных тепловых полей; искусственных тепловых полей.

На континентах температура пород до глубин 10-40 м подвержена периодическим колебаниям, связанным с изучением интенсивности солнечного излучения.

Слои, в которых колебания суточных и годовых температур становятся незначительными, не поддающимися изменению, называются слоями постоянных суточных и годовых температур – нейтральный слой.

Интенсивность нарастания температуры с глубиной характеризуется геометрическим градиентом Г, (º С ×100 м)

Геометрическая ступень G – это расстояние в метрах, при углублении на которое температура горных пород возрастает на 1 К.

Местные или локальные тепловые поля, наблюдаемые в скважине, обычно приурочены к газоносным и нефтеносным пластам, пластам-коллекторам, в которых происходит циркуляция воды. При фильтрации через пористую среду жидкости температура ее за счет трения повышается; при фильтрации газа происходит снижение температуры вследствие адиабатического расширения газа. Это явление носит название эффекта Джоуля Томпсона или эффект дросселирования газа и нефти в продуктивном пласте.

В результате чего в скважине наблюдается аномалия температур, максимальное значение которой

DТ_мах = Dr,

где ε – эффективный коэффициент Джоуля Томпсона; Dr = r_c - r_пл – перепад давления в скважине и пласте.

Коэффициент ε положительный, если газ в процессе дросселирования охлаждается, отрицательный если нагревается. Числовое значение коэффициента ε зависит от состава газа, поступающего в скважину, и его температуры.