Компьютеризированные каротажные станции

За последнее десятилетие прошлого века произошло техническое переоснащение отечественной каротажной службы, выразившееся в замене обычных каротажных станций с аналоговыми или цифровыми регистраторами новыми, компьютеризированными каротажными станциями, а обычных скважинных приборов - комплексными скважинными приборами, зачастую с цифровым выходом информации.

Функциональная схема компьютеризированной каротажной станции представлена на рис, 3.7.

Рис, 3.7. Функциональная схема компьютеризированной каротажной ctaiOUW (по В.М. Добрынину)

С датчиков, размещенных в комплексном скважинном приборе СП, информация поступает на блок управления скважинным прибором БУСП. Назначение БУСП - это определение точки записи и совмещение по глубинам диаграмм различных регистрируемых параметров; проверка, настройка и градуировка измерительных каналов.

С БУСП предварительно обработанная информация о регистрируемых параметрах в аналоговой форме и преобразованная в цифровую форму на АЦП подается на бортовую ЭВМ, которая обеспечивает: управление работой станции, интерпретацию получаемых результатов, выдачу информации на аналоговый регистратор АР, запись ее в цифровом коде на магнитную ленту цифрового магнитного регистратора ЦМР и передачу информации на экран дисплея.

В понятие "управление работой" включаются: автоматизированная настройка измерительных и регистрирующих каналов, калибровка приборов, градуировка измерительных каналов, выбор и установка масштабов регистрации, диагностика неполадок.

Автоматизированная обработка получаемой информации обеспечивает контроль качества материалов. Кроме того, в процессе каротажа непосредственно на скважине получают сведения о литологии разреза, о наличии и местоположении в нем коллекторов; проводят предварительную оценку пористости и характера насыщения.

Управление бортовой ЭВМ осуществляется из блока накопления НМЛ, где на магнитной ленте сконцентрирована библиотека программ управления процессом измерения и интерпретации. Предусмотрена также возможность ручного управления ЭВМ с терминала ручного управления.

Примером компьютеризированных станций могут служить станции "Гектор", "Мега", "Карат-П", "Гранит-Оникс", "Кедр" и др.

Контрольные вопросы

1. Какие блоки включает в себя функциональная схема измерительной аппаратуры каротажной станции?

2. Какие устройства включает в себя спуско-подъемное оборудование каротажных станций?

3. Поясните принцип действия зеркального гальванометра.

4. С какой целью измерительный канал фоторегистратора КС содержит 3 гальванометра? Как они соединены по отношению друг к другу - последовательно или параллельно?

5. Какие преимущества перед фоторегистратором имеет автоматический каротажный потенциометр?

6. Укажите преимущества цифровой регистрации результатов каротажа.

7. С какой целью на кабеле устанавливаются метки глубин?

8. Какие функции выполняет бортовая ЭВМ в компьютеризированных каротажных станциях?

Лекция 4

Скважинные приборы

Для проведения ГИС в скважину опускают специальный скважинный прибор, который, взаимодействуя с исследуемым объектом (стенками скважины, буровым раствором или определенными физическими полями), вырабатывает соответствующую информацию или производит необходимую работу (отбор проб промывочной жидкости, пластового флюида или образцов грунта из стенок скважины, простреливание отверстий в обсадной колонне и т.п.).

Скважинные приборы должны работать в весьма сложных условиях, которые характеризуются, во-первых, ограниченным диаметром скважин, во-вторых, высоким внешним давлением и, в-третьих, высокой температурой.

Кроме того, скважинные приборы должны обладать определенной устойчивостью против химической активности среды и вибростойкостью, учитывая условия их транспортировки по отечественным дорогам.

Диаметр СП должен быть таким, чтобы он легко проходил в исследуемые буровые скважины. Диаметр последних особенно мал на рудных месторождениях, разведочное бурение на которых ведется с применением алмазных буровых коронок, минимальный наружный диаметр которых составляет всего 26 мм (максимальный - 112 мм). Диаметр нефтяных и газовых скважин заметно больше и в зависимости от типа и размера буровой коронки составляет от 112 до 396 мм.

Гидростатическое давление в скважине зависит от ее глубины и плотности бурового раствора. Если учесть, что каждые 10 м водяного столба увеличивают давление на 1 атм или на 0,1 МПа, то нетрудно подсчитать, каким будет давление на глубине 1 тыс. м и более.

Для справки: современные подводные лодки типа "Гепард" рассчитаны на погружение до 600 м, а самая глубокая скважина в мире (Кольская сверхглубокая СГ-1) достигает 12300 м. Следовательно, скважинные приборы для таких скважин должны выдерживать давление, превышающее, по крайней мере, в 20 раз то давление, на которое рассчитаны подводные лодки.

Далее, как известно, среднее значение геотермического градиента составляет 3 °С на 100 м. Это означает, что на забое скважины глубиной 1000 м температура может достичь 30 °С, а в скважине глубиной 7000 м -210 °С.

Припои, которыми паяют обычные электронные схемы, имеют температуру плавления от 60 до 240 °С, так что при неправильном выборе припоя схемы СП, предназначенные для исследования глубоких скважин, могут легко выйти из строя.

Таким образом, скважинный прибор должен обладать минимальным диаметром, баро- и термостойкостью, высокой механической прочностью и, наряду с этим, надежностью, стабильностью и точностью измерений. Кроме того, конструкция СП должна обеспечивать легкий доступ к его внутренним частям для осмотра и ремонта.

Многообразие решаемых задач и геолого-технических условий эксплуатации обуславливает наличие большого количества видов и типо­размеров скважинных геофизических приборов.

Тем не менее, все СП имеют следующие общие элементы: верхний (кабельный) наконечник с изолированным и герметичным электровводом; герметичный охранный корпус; размещенную в корпусе электронную, электрическую или электромеханическую схему и нижний наконечник.

Верхний (кабельный) наконечник должен обеспечивать герметичное подсоединение электрической схемы СП к каротажному кабелю. Кроме того, он должен нести на себе механическую нагрузку, равную весу прибора и груза к нему. Конструкции кабельных наконечников с электровводом унифицированы для всех видов СП. Герметизация электроввода обеспечивается за счет применения так называемого "свечного моста".

Дополнительное требование к верхнему наконечнику: он должен облегчать извлечение СП из скважины с помощью специального ловильного инструмента в случае обрыва прибора в скважине. Внешний вид верхнего наконечника показан на рис. 4.1.

Герметичный охранный корпус должен предохранять всю внутреннюю "начинку" СП от попадания влаги, нарушений электрической изоляции и смятия под действием ударов или гидростатического давления. Кроме того, в некоторых случаях он должен удовлетворять еще и дополнительным требованиям: например, быть немагнитным (для скважинных инклинометров и каппаметров, приборов индукционного каротажа), пропускать мягкое рентгеновское излучение (для приборов РРК) или, наоборот, задерживать мягкое рассеянное у-излучение (для приборов НТК) и т.п. Корпус, как правило, имеет цилиндрическую форму.

Приказом бывшего Министерства геологии нашей страны был утвержден нормальный ряд диаметров СП: 25; 30; 36; 40; 48; 60; 70; 90 и 100 мм.

 

Рис. 4.1. Герметизация соединения верхнего (кабельного) наконечника с охранным корпусом при помощи медных (паронитовых) прокладок (а) или резиновых уплотнительных колец (6)

Для защиты от внешнего давления корпус СП заполняют трансформаторным или другим маслом и сообщают с компенсатором давления, представляющим собой резервуар с эластичными стенками -сильфон, который воспринимает внешнее давление и передает его жидкости, заполняющей охранный корпус (рис. 4.2, а).

Герметизация соединения корпуса с верхним наконечником достигается с помощью паронитовых или медных прокладок (см. рис. 4.1, а) или резиновых колец (рис. 4.1, б).

Внешний диаметр резиновых колец больше внутреннего диаметра охранного корпуса и, когда верхний наконечник ввинчивают в охранный корпус, кольца сжимаются и перекрывают путь промывочной жидкости внутрь скважинного прибора. Для повышения надежности устанавливают не одно, а 2 или 3 таких кольца, как показано на рис. 4.1, б и в.

Нижний наконечник (рис. 4.2, б) должен облегчать прохождение СП в скважину и обеспечивать механическое соединение СП с грузом и дополнительными устройствами, такими как источники нейтронов, у-квантов и т.п.

В современных скважинных приборах конструкция верхнего и нижнего наконечников должна обеспечивать агрегатирование нескольких скважинных приборов в единую "сборку" для выполнения комплекса геофизических исследований за одну спуско-подъемную операцию.

Электронные, электрические или электромеханические схемы,

составляющие внутреннее содержание или "начинку" скважинных приборов, крайне разнообразны по своему назначению и устройству и будут рассмотрены нами при знакомстве с соответствующими методами.

 

Рис. 4.2. Компенсатор давления (а) и нижний наконечник (б) екважинного прибора

Каротажные кабели

Каротажные кабели осуществляют электрическую связь скважинных приборов с наземной измерительной аппаратурой и, кроме того, несут механическую нагрузку. Соответственно, кабели должны иметь высокую прочность на разрыв, низкое электрическое сопротивление и хорошую изоляцию. Кроме того, кабели не должны растягиваться и раскручиваться при их натяжении.

Существуют одно-, трех- и многожильные кабели. Последние могут содержать 4, 7 или 17 токопроводящих жил. В трех- и многожильных кабелях механическую нагрузку несут сами токопроводящие жилы, поэтому жилы включают в себя стальные проволочки, наряду с медными, имеющими низкое сопротивление. В одножильных бронированных кабелях механическую нагрузку несет наружная двойная проволочная навивка - "броня", и токонесущая жила состоит только из медных проволочек.

По конструкции кабели бывают шланговые, оплеточные и бронированные.

Устройство в поперечном разрезе шлангового кабеля показано на рис. 4.3, а, бронированного - на рис. 4.3, б.

Рис. 4.3. Конструкция трехжильного шлангового (а) и одножильного бронированного (б) каротажного кабеля в поперечном разрезе

Оплеточные кабели отличаются тем, что вместо резиновой оболочки, закрывающей все три токонесущие жилы, в них применена тканевая оплетка.

Каждому типу кабеля присвоен шифр, в котором первая буква (К) означает "кабель", вторая (Г) - "геофизический", цифра после этих букв (1; 3; 7; 17) - число жил в кабеле, следующее двузначное число - разрывное усилие кабеля в кН, второе число — термостойкость кабеля в °С. Буквы в конце шифра несут дополнительную информацию. Они означают: "Ш" -шланговая оболочка; "М" - маслостойкий; "К" - коаксиальный; "ВО" -волокнистая оплетка; "ПО" - полиэтиленовая оболочка по броне.

Таким образом, шифр, например, КГЗ-10-70ВО означает: кабель геофизический, трехжильный, оплеточный с разрывным усилием 10 кН и предельной рабочей температурой 70 °С.

При каротаже нефтяных и газовых (следовательно, наиболее глубоких) скважин наибольшее распространение получили бронированные кабели. Они обладают большей прочностью и термостойкостью, кроме того, они имеют меньший диаметр и большую плотность, что облегчает их спуск в скважины с вязким и утяжеленным раствором.

Некоторые справочные данные об электрических свойствах геофизических кабелей: активное сопротивление - от 18 до 37 Ом/км при 20 °С; волновое сопротивление - от 50 до 100 Ом/км; сопротивление изоляции сухого кабеля - от 100 до 10000 МОм/км; емкость -0,1-0,2 МкФ/км; индуктивность - от 0,8 до 5 мГн/км.

Спуск кабеля вместе со скважинным прибором в скважину осуществляется с помощью специальных устройств, называемых блок-балансами. В зависимости от оборудования и устья скважины применяют рамочные (рис. 4.4, а) и подвесные блок-балансы (рис. 4.4, б).

Рис. 4.4. Конструкция рамочного (а) и подвесного (б) блок-балансов

Блок-балансы используют также для установки дополнительного оборудования: датчиков натяжения кабеля и сельсин-датчиков.

Синхронизация перемещения носителя записи с движением кабеля и скважинного прибора

В отечественной аппаратуре ГИС синхронизация перемещения носителя записи (диаграммной бумаги или магнитной ленты) с движением кабеля и скважинного прибора по скважине осуществляется с помощью электрической автосинной (или сельсинной) передачи. Передача состоит из двух идентичных электрических машин: сельсин-датчика и сельсин-приемника. Каждая из них имеет однофазную обмотку с явно выраженными полюсами в статоре и трехфазную, соединенную "звездой" обмотку, с не явно выраженными полюсами в роторе. Обмотки роторов датчика и приемника включены навстречу друг другу (рис. 4.5).

Обмотки статоров подключают к источнику переменного тока промышленной частоты, который создает в них пульсирующие магнитные потоки. Эти потоки индуцируют в обмотках роторов ЭДС, зависящие от угла поворота ротора относительно статора. Если углы поворота роторов датчика и приемника равны а=/?, то и ЭДС в них одинаковы, а т.к. обмотки включены навстречу друг другу, то токи в каждой роторной цепи а, в, с отсутствуют. Если углы не равны оф/3, то баланс токов нарушается, и они создают синхронизирующие магнитные моменты, стремящиеся привести к равенству а=Д Сельсин-датчик устанавливают на блок- балансе, через который кабель опускают в скважину таким образом, чтобы ротор сельсин-датчика через зубчатую передачу был связан с роликом блок-баланса, находящимся под большой нагрузкой. По этой причине в сельсинной передаче происходит поворот другого ротора, так называемого сельсин-приемника, который через зубчатую передачу и приводит в движение лентопротяжный механизм регистратора. Чем быстрее тянется кабель, тем быстрее идет протяжка носителя записи.

Меняя шестеренки, через которые передается вращение от оси сельсин-приемника к ведущему валику лентопротяжного механизма, получают различные масштабы глубин на диаграмме. С одним сельсин-датчиком могут быть связаны электрически несколько сельсин-приемников: в лентопротяжном механизме, у счетчика глубин, на панели лебедчика.

Внешний вид сельсин-датчика представлен на рис. 4.6.

Существуют также сельсины, у которых трехфазную обмотку имеет статор, а однофазную - ротор; у них упрощено устройство коллектора.

Контрольные вопросы

1. Укажите назначение скважинных приборов.

2. Дайте характеристику условий эксплуатации скважинных приборов.

3. Чем объясняется Существование большого количества видов и типо-размеров СП?

4. Назовите общие элементы всех скважинных приборов. Перечислите требования, которые предъявляются к этим элементам.

5. Как герметизируется соединение верхнего наконечника с охранным корпусом?

6. Перечислите требования, которые предъявляются к каротажным кабелям.

7. Сколько токонесущих жил имеют многожильные кабели?

8. Дайте характеристику кабелю КГ1-24-180.

9. Укажите преимущества бронированных кабелей.

10. Что такое "блок-баланс" и как он устроен?

11. Поясните устройство и работу сельсинной передачи.

Лекция 5

РАЗДЕЛ II

КАРОТАЖ СКВАЖИН

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ

Электрический каротаж - наиболее развитой и разветвленный вид каротажа. Его назначение - дифференциация разрезов скважин по электрическим свойствам и определение этих свойств.

Электрическая характеристика объекта исследований

Если первая задача электрического каротажа (расчленение пород по электрическим свойствам) решается довольно просто, то вторая -определение этих свойств - значительно сложнее. Это связано с тем, что породы в процессе бурения в них скважин подвергаются значительным изменениям (растрескиванию, пропитке фильтратом бурового раствора), приводящим к изменению их физических свойств. Наиболее сильно изменяются пористые и проницаемые породы, т.е. именно те породы-коллекторы, которые и представляют наибольший интерес при каротаже нефтяных и газовых месторождений. Под воздействием разности давлений - гидростатического давления в скважине и пластового давления -буровой раствор "залавливается", стремится проникнуть в поры пласта. Однако из-за того, что размер пор мал, в них попадает только водная основа, так называемый "фильтрат" глинистого бурового раствора, а частицы глины оседают на стенке скважины, образуя глинистую корочку, толщина которой может достигать нескольких сантиметров.

В части пласта, прилегающей к стенкам скважины, фильтрат бурового раствора оттесняет и замещает пластовый флюид (нефть, газ или пластовую воду), образуя так называемую "зону проникновения бурового раствора". В зависимости от разности давлений и проницаемости пластов глубина проникновения может достигать от нескольких дециметров до нескольких метров. Внутри зоны проникновения выделяется "зона полностью промытых пород", в пределах которой весь пластовый флюид полностью замещен фильтратом бурового раствора. Эта зона имеет толщину 1-3 дм и следует сразу за глинистой корочкой. В результате таких изменений удельное электрическое сопротивление (УЭС) напротив пласта коллектора не остается постоянным в радиальном направлении, причем характер его изменения неодинаков в водонасыщенных и нефте-газонасыщенных пластах, как это показано на рис. 5.1, аи б.

На этих рисунках введены следующие обозначения: сопротивления бурового раствора - ρ₀, глинистой корочки - ρ _гк; зоны полностью промытых пород - ρ _пп; усредненное сопротивление зоны проникновения в целом - ρ ', водонасыщенного пласта – ρ_ВП, нефтегазонасыщенного – ρ_НГ, диаметр скважины – d диаметр зоны проникновения - D; толщина глинистой корочки - h_rK.

Как следует из сравнения фигур а и б, и в водонасыщенном, и в нефтенасыщенном пластах при одинаковых значениях ρ₀ близки значения ρгк и ρпп ^{а вот} значения ρ' различаются. В нефтенасыщенных пластах очень часто сопротивление зоны проникновения за пределами полностью промытых пород превышает ρ_пп и ρ_нг: Это объясняется тем, что фильтрат бурового раствора, оттесняя нефть из зоны полностью промытых пород, увеличивает ее концентрацию за пределами этой зоны, а поскольку нефть имеет очень высокое УЭС, то она увеличивает и сопротивление всей зоны проникновения в целом. По той же причине значительного (на несколько порядков) превышения УЭС нефти над УЭС пластовых вод сопротивление нефтенасыщенного пласта превышает сопротивление водонасыщенного ρнг>ρвп.

Несмотря на то, что сопротивление в зоне проникновения не остается постоянным, при теоретических расчетах принимают его за некоторую постоянную величину р', равную среднему сопротивлению в этой зоне. Именно это сопротивление р' и определяют, например, при интерпретации трехслойных кривых БКЗ.

При интерпретации данных электрического каротажа следует учитывать, что УЭС пород разреза не остается постоянным - и в вертикальном направлении, как это показано на рис. 5.2, и в общем случае измеренное сопротивление будет зависеть от целого ряда электрических и геометрических параметров:

(5.1)

По этой причине измеренное в скважине сопротивление пласта будет не его истинным сопротивлением, а кажущимся КС или ρ_к. Из этой же формулы видно, что для того, чтобы по ρ_к определить ρ_пл, нужно исключить или учесть влияние всех остальных параметров.

 

Метод кажущихся сопротивлений Физические основы метода

Метод кажущихся сопротивлений аналогичен электропрофилированию в полевой электроразведке. В скважине производят измерения с четырех электродной установкой AMNB, один из электродов которой (В или N) заземляют на поверхности у устья скважины и его действием пренебрегают. Оставшиеся 3 электрода перемещают по скважине с сохранением неизменного расстояния между ними и называют зондовой установкой или просто зондом КС. Электрод, заземленный на поверхности, на профессиональном жаргоне каротажников называется "рыбой".

Допустим, что у нас на поверхности заземлен электрод В. Токовый электрод А в первом приближении можно принять за точечный источник, расположенный в однородной среде. Токовые линии расходятся от него радиально, а эквипотенциальные поверхности имеют сферическую форму. Как известно из курса физики, потенциал поля точечного источника тока / на расстоянии г от него в однородной и изотропной среде с сопротивлением р равен:

(5.2)

Соответственно:

Отсюда следует, что, измерив силу тока I стекающего с электрода А, и разность потенциалов ∆U_MNмежду измерительными электродами М и N, можно вычислить сопротивление среды:

(5.4)

Нетрудно видеть, что множитель, стоящий перед отношением ∆U/I, есть величина постоянная для данной зондовой установки, называемая коэффициентом зонда КС:

(5.5)

Для случая, когда на поверхности заземлен электрод N, а не электрод В, можно получить значение

(5.6)

Нетрудно видеть, что при неизменном расстоянии между электродами и при изменении только их назначения, численная величина коэффициента К не изменяется. Это означает, что к измерениям сопротивления в скважинах применим принцип взаимности (принцип суперпозиции), который гласит, что результат измерения сопротивления среды не изменяется при смене назначения приемных и питающих электродов зонда.

В том случае, если измерения производятся в неоднородной среде, сопротивление, вычисленное по формуле (5.4), имеет смысл кажущегося сопротивления. Оно равно сопротивлению такой фиктивной однородной среды, в которой при заданных размерах зонда и силе питающего тока в измерительной цепи создается такая же разность потенциалов, как и в данной неоднородной среде. Т.е. окончательно формула (5.4) приобретает вид:

(5.7)

Кажущееся сопротивление КС измеряется в Ом-м. По физическому смыслу Ом-м представляет собой сопротивление 1 м³ горной породы, измеренное в направлении, параллельном граням.

Типы зондов КС

Несмотря на то, что зонды КС состоят всего из 3-х электродов, различные комбинации этих электродов образуют зонды разного типа.

Предварительно договоримся, что те из электродов, которые имеют одно и то же назначение, мы будем называть парными. Так, парными являются питающие или токовые электроды А и В и измерительные, они же приемные, М и N.

Зонды КС принято обозначать сверху вниз, указывая между буквенными обозначениями электродов расстояние между ними в метрах. Такое обозначение называют символом зонда. Например, N 0,10 M, 0,95A.

Зонды, у которых сближены парные электроды, называются градиент-зондами (lateral device); а зонды, у которых сближены непарные электроды - потенциал-зондами (normal device).

Точка записи О, т.е. та точка зонда, к которой относятся результаты измерения, всегда располагается посредине между сближенными электродами, т.е. у градиент-зонда - между парными, а у потенциал-зонда - между непарными электродами.

Внутри каждой группы существует еще подразделение по месту расположения парных электродов и по количеству питающих электродов, как показано на рис. 5.3.

Так, зонды, у которых парные электроды располагаются выше непарного, называются обращенными, а те, у которых парные ниже непарного - последовательными зондами.

Зонды с одним питающим электродом называются однополюсными или зондами прямого питания, а зонды с двумя питающими электродами -двуполюсными или зондами взаимного питания.

И последний термин из описания зондов - длина зонда L.

У градиент-зонда за его длину принимают расстояние от удаленного электрода до середины расстояния между сближенными; у потенциал-зонда - расстояние между сближенными электродами, т.е. для потенциал-зонда всегда L=AM, а для градиент-зонда L=AO или L=MO.

По символу зонда всегда можно определить его полное название и длину, так, например, уже приводившийся нами символ N 0,10 M, 0,95A.означает: обращенный градиент-зонд прямого питания, длина зонда 1=1,0 м.

Кроме градиент- и потенциал-зондов существуют еще так называемые "специальные зонды", которые приведены на рис. 5.4, а. Так, зонд AMN, у которого AM=MN, с равным основанием может быть отнесен и к потенциал-, и к градиент-зондам. Такой зонд называется симметричным, за точку записи принимают точку М. Зонд MAN называется дифференциальным зондом Альпина. Зонд N1M1AM2N2 представляет собой комбинацию обращенного и последовательного градиент-зондов и называется двойным градиент-зондом. Он хорошо дифференцирует высокоомный разрез, поэтому американские геофизики называют его hard-rock device, т.е. зонд для твердых пород. Существуют также одноэлектродные зонды, в которых один и тот же электрод играет роль и питающего и приемного. Такие зонды удобны для одножильного каротажного кабеля.

 

Для уменьшения влияния низкоомного бурового раствора на величину КС по обе стороны от электродов зонда делают утолщения из изоляционного материала - "буфера". Общий вид буферного зонда представлен на рис. 5.5.