Питання для самоперевірки

1. Від чого залежить виміряний у свердловині позірний опір?

2. Що розуміється під «двошаровим» і «тришаровим» середовищем?

3. У чому полягає фізична сутність БЕЗ?

4. Види БЕЗ. Технологія проведення БЕЗ.

5. Область застосування та вирішувані задачі.

Рекомендована література

1. Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С. Общий курс геофизических исследований скважин. – М.: «Недра», 1984.

2. Дахнов В. Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин. – М.: Недра, 1981.

3. Итенберг С. С., Дахкильгов Т. Д. Геофизические исследования в скважинах. – М.: Недра, 1982.

§13. Мікрометоди

Окрім досліджень звичайними зондами ПО, в практиці ГДС широкого впровадження набули виміри спеціальними мікроустановками, за допомогою котрих виконують детальні розчленування розрізів свердловин, оцінюють опір гірських порід (мікрозондування), а також визначають питомий опір бурового розчину (резистивіметрія).

Мікрозондування (МЗ)

Цей метод заснований на вимірі ПО порід зондами малих розмірів, що притискаються до стінки свердловини. В мікрозондах електроди встановлюються на малій відстані один від одного (~ 2.5 см) на башмаку з електроізоляційного матеріалу. Щоб виключити вплив бурового розчину на результати вимірів, башмак притискають до стінки свердловини ресорним або керованим важільним пристроєм (рис. 26). В останньому випадку зондовий пристрій опускається в свердловину в закритому стані, а в інтервалах вимірів важелі за командою з поверхні відкриваються, і мікроустановка притискається до стінки свердловини.

Рис. 26. Зовнішній вигляд електромеханічного блоку апаратури мікрозондування комплексу МЕГА-Е з керованим важільним притискним пристроєм. У збільшеному варіанті показана фронтальна проекція резинового башмака з трьома латунними електродами.

Три електроди ( ), що вмонтовані в резиновий башмак, утворюють два зонди: мікроградієнт-зонд (МГЗ) – з розміром  м, та мікропотенціал-зонд (МПЗ) – з розміром зонда  м.

Радіус дослідження у МГЗ дорівнює його довжині – 0.0375 м (3.75 см), а у МПЗ він є приблизно у 2÷2.5 рази більший за його довжину і складає 10-12 см. Різниця в глибинах досліджень призводить до того, що ПО, записаний цими зондами проти пластів-колекторів з глинистою кіркою та зоною проникнення, будуть відрізнятися. Як правило, проти таких пластів спостерігається розбіжність кривих ПО ( ). Пояснюється це тим, що проміжний шар низького опору (плівка бурового розчину та глиниста кірка), що знаходиться між башмаком та стінкою свердловини, у більшому ступені впливає на показання МГЗ, радіус дослідження котрого практично співпадає з товщиною цього шару (~ 2÷3 см). В той же час показання МПЗ визначаються, в основному, опором зони проникнення (її промитої частини – ), який є більшим за опір проміжного шару. На цьому базується виділення в розрізах свердловин пластів-колекторів, зокрема, нафтогазонасичених колекторів. У випадку щільних порід (ангідрити, щільні вапняки та ін.) або порід, на стінках котрих не формується глиниста кірка (глини), криві МПЗ та МГЗ співпадають (рис. 27).

Рис. 27. Фрагмент запису каротажної діаграми методом мікрозондування в свердловині № 165 Бєльського нафтогазоконденсатного родовища.

Мікрозондування базується на тих самих фізичних основах, що і методи позірного опору звичайними зондами. Тому величини , записані мікроустановками, розраховуються за формулою:

,

де K – коефіцієнт мікрозонда (МГЗ або МПЗ), який визначається експериментально. Це пов’язано із тим, що розміри електродів (діаметр електрода ~ 1 см) є співставними з відстанями між самими електродами, що значно ускладнює розрахунок коефіцієнтів мікрозондів за відомими формулами (41-43). На практиці коефіцієнт визначається шляхом проведення вимірів мікроустановкою в середовищі із наперед відомим питомим опором . Зазвичай, таким середовищем виступає водний розчин NaCl, яким наповнюється спеціально облаштована ванна. Тоді коефіцієнт мікрозонда обраховується за формулою:

.

Наприклад, для апаратури типу 5МЗ-20 коефіцієнти градієнт-мікрозонда і потенціал-мікрозонда приблизно дорівнюють, відповідно, 0.34 і 0.5 м.

Методика проведення мікрозондування

Запис кривих позірного опору МГЗ і МПЗ виконується одночасно за допомогою двоканальної апаратури, що працює як на багатожильному, так і на одножильному кабелі.

У зондовому пристрої стабілізований струм живлення частотою 400 Гц силою 2 мА протікає від струмового електрода (А) через досліджувану гірську породу до зворотного електрода живлення (В), що знаходиться на броні каротажного кабелю. При цьому з вимірювальних електродів мікроустановки знімаються значення потенціалів, що є пропорційними питомому опору гірських порід, і передаються на детектор.

Діапазони вимірів позірного питомого електричного опору гірських порід потенціал-мікрозондом та градієнт-мікрозондом знаходиться в межах від 0.1 до 50 Ом·м.

Діапазон вимірів радіусів свердловини при розкритті важелів притискного пристрою складає від 50 до 200 мм.

На рис. 28 наведена структурна схема принципу вимірів ПО мікрозондами на трижильному кабелі.

Рис. 28. Схема вимірів методом мікрозондування. В каналі МГЗ вимірюється різниця потенціалів між електродами М₁ та М₂ (ρ_МГЗ ~ ∆U_М1М2); в каналі МПЗ вимірюється потенціал електроду М₂ по відношенню до віддаленого електрода N (ρ_МПЗ ~ ∆U_М2N). Г – генератор змінного струму I_AB в ланцюгу живлячих електродів А, В; ФЧВ – фазочутливий випрямляч.

Мікрозонди проводять в інтервалах реєстрації кривих БЕЗ у масштабі глибин 1:200. Масштаб складає 0.5-2 Ом·м/см. Швидкість реєстрації – 1000-2000 м/год і залежить від ступеню диференціації пластів гірських порід, що складають розріз, за .

Застосування мікрозондування

Найбільш широкого вжитку мікрозондування знайшло при дослідженні свердловин, що буряться на нафту, газ і воду з метою детального розчленування геологічного розрізу й уточнення його літології, виділення малопотужних прошарків, виділення пластів-колекторів (за розходженням кривих МПЗ і МГЗ) і уточнення їхньої ефективної (нафто-, газо- або водонасиченості) потужності. За результатами кількісної інтерпретації діаграм мікрозондів визначають питомий опір промитої частини пласта-колектора , який використовують у подальшому при оцінці пористості пласта, його нафтогазонасиченості та нафтовіддачі.