Как найти длину зонда

Зонды
КС. Повторение.

Кажущееся
удельное сопротивление – результат
измерения с помощью установки, рассчитанной
на определение удельного сопротивления
пород в однородной среде. Кажущееся УЭС
зависит от удельного сопротивления
пород вблизи измерительной установки,
влияния скважины (при каротаже) и
взаимного расположения электродов
измерительной установки. В случае
однородной среды кажущееся УЭС совпадает
с удельным сопротивлением.

При
исследовании скважин методом кажущихся
сопротивлений измеряют кажущееся УЭС,
величина которого зависит от удельных
сопротивлений слагающих разрез пород,
бурового раствора и ряда других факторов.

Для
измерений в скважину на кабеле опускается
измерительная установка (зонд), состоящая
из 3 электродов (заземлителей): A,
M
и N,
четвертый электрод размещается на
поверхности. Электроды А и В предназначены
для пропускания тока (питающие или
токовые электроды), электроды М и N
– для измерения разности потенциалов
между двумя точками среды в момент
протекания тока (измерительные электроды).

Измеряемая
разность потенциалов ΔU
пропорциональна току I
и УЭС среды ρ, в которой расположен зонд
с коэффициентом пропорциональности k

К
– коэффициент зонда, который зависит
от расстояния между электродами и
измеряется в [м].

В
зависимости от соотношений расстояний
между электродами применяемые зонды
классифицируются на группы.

Крестиком
помечена точка записи О

У
градиент-зонда
расстояние между парными электродами
меньше, чем между непарными

У
потенциал-зонда
расстояние между парными электродами
меньше, чем между непарными

Точка
записи О у
всех зондов находится посередине между
сближенными электродами

Зонд
прямого питания = однополюсный, взаимного
питания = двухполюсный. У
однополюсных
зондов второй питающий электрод находится
на поверхности, у двухполюсных
зондов на поверхности находится второй
измерительный электрод.

Парные
электроды – электроды, находящиеся в
одной цепи (токовой или измерительной).
В неоднородной среде характер кривой
КС зависит также от последовательности
расположения электродов. Согласно
принципу взаимности, если взаимно
изменить назначение питающих и
измерительных электродов, сохранив
расстояние между ними, то на результат
измерения КС это не окажет влияния.

У
последовательного
зонда парные электроды находятся снизу.

У
обращенного
зонда парные электроды находятся сверху.

У
идеальных зондов расстояние
между сближенными электродами стремится
к нулю. У идеального градиент-зонда
точка записи находится в электроде М
(электрод N
находится в бесконечности), у идеального
потенциал-зонда – посередине между
электродам А и М.

Длина
градиент-зонда
– расстояние от удаленного электрода
до точки записи, Rисслед=L

Размер
потенциал-зонда –
расстояние
между электродами А и М. L=АМ, Rисслед=2-3L

Согласно
определению
длины зонда, длина
идеальных зондов
(как ГЗ, так и ПЗ) составляет АМ.

Коэффициент
зонда

Однополюсные
зонды (ГЗ и ПЗ)

Двухполюсные
зонды (ГЗ и ПЗ)

Формы
кривых КС.

Изучение
закономерностей распределения
электрического тока в неоднородной
среде. Изучение формы кривой КС (положения
характерных точек) необходимо для
формирования представления о правилах
определения границ пласта и об
эффективности различных зондов КС для
изучения ими разрезов скважин.

Величина
и вид кривой кажущегося удельного
сопротивления (ρ_к)
зависят от:

• истинных
  удельных электрических сопротивлений
  пород,

• форм
  и размеров всех элементов изучаемой
  среды (в том числе и от диаметра скважины),

• типов
  и размеров применяемых зондов.

Понятия
«мощный» и «тонкий» пласт зависят от
размера зонда. Один и тот же пласт для
одних зондов является мощным (для
потенциал-зонда пласт мощный, если его
толщина превышает размер зонда в 10 и
более раз, для градиент-зонда – если в
5 и более раз), а для других – тонким
(мощность пласта примерно равна или
менее длины зонда). Вообще мощный пласт
– это такой пласт, в котором показания
зондов с малой вертикальной разрешающей
способностью (КС, СП, ИКБ БК) успевают
показать истинные значения в пласте.
Тонкими пластами в геофизической
практике являются все пласты мощностью
менее 1.5 метров и они относятся к категории
сложных коллекторов.

Показания
зонда КС, длина которого составляет
±20% мощности пласта исключаются из
рассмотрения при интерпретации БКЗ
(пояснить
на изображении, почему).

Изучение
форм кривых КС основано на изучении
плотности тока j.

Плотность
тока — векторная физическая
величина, имеющая смысл силы тока,
протекающего через элемент поверхности
единичной площади.

Для
градиент-зонда связь между кажущимся
сопротивлением и УЭС ρ_MN
среды, в которой находятся измерительные
электроды зонда, определяется выражением:

,
где j
– действительное значение плотности
тока между электродами M
и N,
j₀
– плотность тока в однородном изотропном
безграничном пространстве.

Для
потенциал-зонда кажущееся сопротивление
пропорционально усредненному произведению
отношения действительного значения
плотности тока в однородной изотропной
среде к УЭС пород на участке между точкой
М и бесконечно удаленной точкой:
.

Величина
этого произведения определяется
характером распределения тока и удельным
сопротивлением среды в сферическом
пространстве, окружающем источник
питания, с радиусом до 5-10
размеров зонда.

При
рассмотрении стандартных кривых КС
моделируется ситуация при отсутствии
скважины (dc=0),
идеальные зонды. Две плоскопараллельные
границы, верхний и нижний пласт бесконечной
мощности. Внимание! Неидеальность зонда
и скважина по-разному влияют на форму
кривой КС.

Построение
кривой КС. Общие принципы.

1. Кривые
   КС строятся из соображений изменения
   плотности тока в среде.

2. Кривые
   потенциал-зонда симметричны относительно
   середины пласта (если УЭС вмещающих
   сред равны, то идеально симметричны).

3. Запись
   диаграммы КС относится к точке записи
   прибора (помнить, где она находится у
   каждого зонда).

4. При
   достаточном удалении зонда от границы
   раздела сред КС равно истинному
   сопротивлению среды, в которой находятся
   электроды M
   и N.

5. При
   приближении (расстояние 2L
   ГЗ, 5L
   для ПЗ) токового электрода А к пласту
   высокого сопротивления увеличивается
   плотность тока в точках, расположенных
   ниже электрода А (часть тока не проходит
   в высокоомный пласт, отражается от него
   (экранный
   эффект),
   уходя в низкоомный пласт, в котором
   находится пишущий электрод, соответственно,
   зонду кажется, что нарастает сопротивление;
   зонд воспринимает границу с высокоомным
   пластом как дополнительную преграду,
   т.е. как дополнительное сопротивление).

6. При
   приближении токового электрода А к
   пласту низкого сопротивления увеличивается
   плотность тока в точках, расположенных
   выше электрода А (ток убегает в низкоомную
   среду, соответственно, зонду кажется,
   что сопротивление падает).

7. В
   случае, когда токовый и измерительный
   электроды находятся по разные стороны
   от границы раздела двух сред, каажущееся
   сопотивление не зависит от типа и
   размера зонда, постоянно и определяется
   соотношением УЭС контактирующих сред.
   Образуется прямолинейная площадка
   (всегда, когда граница раздела находится
   между токовым и измерительным
   электродами). Её сопротивление:

1. Так
   как у ГЗ точка записи соответствует
   электроду М, прямолинейная площадка
   начинается на расстоянии одной длины
   зонда от границы раздела. Так как у ПЗ
   точка записи соответствует середине
   между электродами А и М, прямолинейная
   площадка начинается на расстоянии
   половины длины зонда от границы раздела.
   Длина прямолинейной площадки всегда
   равна длине зонда.

2. При
   пересечении точкой О идеального
   градиент-зонда границы раздела сред
   кажущееся сопротивление меняется
   скачкообразно в соответствии с отношением
   истинных сопротивлений контактирующих
   сред. Сопротивление, до которого
   происходит скачок, равно:

1. Для
   потенциал-зондов кажущееся сопротивление
   изменяется не скачкообразно, а постепенно
   (сначала более резко, затем более
   плавно), за счет постепенного изменения
   сопротивления пространства между М и
   ∞ по мере движения зонда.

2. По
   мере отдаления от границы раздела
   происходит выход на истинное сопротивление
   породы (для ГЗ на протяжении 1.5L,
   для ПЗ 5L),

Рисуя,
пояснять:

1. Расположение
   характерных точек для градиент-зонда
   2-1,5-2-1,5, для потенциал-зонда всегда 5.
   Показывать это, рисуя диаграмму, пояснять
   положение характерных точек.

2. Для
   потенциал- и прямого градиент-зондов
   кривые рисуются снизу вверх, для
   обращенного градиент-зонда сверху
   вниз.

3. Кривая
   обращенного градиент-зонда соответствует
   кривой прямого градиент-зонда вверх
   ногами.

4. Кривая
   КС в пласте низкого сопротивления
   соответствует кривой КС в пласте
   высокого сопротивления, отраженной
   слева направо.

5. Особенно
   пояснять тонкие пласты, какие правила
   в них работают, какие нет:

   1. Если
      мощность пласта для ГЗ менее 4.5L,
      для ПЗ менее 10L
      (пласт средней мощности), то строятся
      две кривые: сначала относительно нижней
      границы, потом относительно верхней
      границы, затем рисуется осредняющая
      линия.

   2. Если
      мощность пласта менее длины зонда,
      форма кривой КС рисуется особым способом
      (пояснить!)

Рисуя
кривые, пояснять, почему УЭС «кажется»
зонду. Плотность тока возрастает, и
измерительной установке кажется, что
возрастает сопротивление, хотя это не
так. Поэтому и КС.

Как
показать влияние неидеальности

Для
неидеальных
ГЗ MN≠0,
поэтому на границе раздела двух сред
(когда точка О пересекает границу)
сопротивление меняется не скачкообразно,
а на участке протяженностью MN.
Начало изменения сопротивления происходит
на расстоянии MN/2
от границы. Таким образом, мы имеем
наклонную линию, граница пласта будет
отбиваться на середине вертикали между
её началом и концом. Это смещение касается
всех характерных точек.

Как
показать влияние скважины??

Что
я там говорила про «загоняет»?? Мои
записи на доске!

8

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Дисциплина «Геофизические исследования скважин» . Электрический каротаж Метод КС (Лекция 3) Жылкыбаева Гульнара Ахметовна 1

СКВАЖИНА – ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЙ ГИС необсаженный ствол скважины dc Диаметр скважины dк Диаметр зоны проникновения Dпп Диаметр промытой зоны hгк Мощность пласта толщина глинистой корки -цемент -колонна -известняк плотный – глина dок Диаметр обсадной колонны Диаметр каверны Dзп h обсаженный ствол скважины -песчаник проницаемый -промытая зона 2 -зона проникновения фильтрата промывочной жидкости

Электрические методы n Электрические методы, основаны на измерении электрического поля, возникающего самопроизвольно или создаваемого искусственно. n Электрический каротаж не выполняют в обсаженных скважинах и в скважинах с промывочной жидкостью на непроводящей основе.

Электрические методы n При проведении исследований скважин электрическими методами изучают удельное электрическое сопротивление(УЭС), естественную и искусственно-вызванную электрохимические активности горных пород.

Проводимость n Электрический ток может распространяться в породах и минералах за счет электронной омической, электролитической и диэлектрической проводимости. n В металлах ток распространяется за счет электронной проводимости. В электролитах ток переносится ионами с относительно малыми скоростями. В плохих проводниках или изоляторах проводимость диэлектрическая. n.

Проводимость n Проводимость меняется с температурой. n Проводимости проводников меняются обратно пропорционально температуре и имеют наибольшие величины в области нуля. n Полупроводники при низких температурах практически являются изоляторами.

Электрическое сопротивление пород и минералов n Диапазон изменения сопротивлений составляет – от 1, 6∙ 10 -8 Ом∙м (самородное серебро) до 1016 Ом∙м (чистая сера). n Проводники – сопротивление менее 10 -5 Ом∙м, Полупроводники – от 10 -5 Ом∙м до 107 Ом∙м n Изоляторы – сопротивление более чем 107 Ом∙м. n Проводники содержат большое число свободных электронов. Полупроводники также проводят ток за счет подвижных электронов, но имеют их в меньшем количестве. Изоляторы характеризуются ионными связями, носителями зарядов являются ионы.

УЭС: бурового раствора – ρ0, глинистой корочки – ρ гк; зоны полностью промытых пород – ρ пп; усредненное сопротивление зоны проникновения в целом – ρ ‘, водонасыщенного пласта – ρВП, нефтегазонасыщенного – ρНГ, диаметр скважины – d, диаметр зоны проникновения – D; толщина глинистой корочки – hr. K.

Изменение УЭС в водо- и НГ -насыщенных пластах n При одинаковых значениях ρ0 и в водо-, и в НГ-насыщенном пластах близки значения ρгк и ρпп , а значения ρ’ различаются. n В нефтенасыщенных пластах очень часто сопротивление зоны проникновения за пределами полностью промытых пород превышает ρпп и ρнг: 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. n Сопротивление нефтенасыщенного пласта превышает сопротивление водонасыщенного ρнг>ρвп.

Кажущееся сопротивление n 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. n При интерпретации данных электрического каротажа следует учитывать, что УЭС пород разреза не остается постоянным – измеренное сопротивление будет зависеть от целого ряда электрических и геометрических параметров: n По этой причине измеренное в скважине сопротивление пласта будет не его истинным сопротивлением, а кажущимся КС или ρк. Из этой же формулы видно, что для того, чтобы по ρк определить ρпл, нужно исключить или учесть влияние всех остальных параметров.

Электрический каротаж n Наиболее развитой и разветвленный вид каротажа. n Назначение – дифференциация разрезов скважин по электрическим свойствам и определение этих свойств n Первая задача электрического каротажа решается довольно просто, вторая – значительно сложнее, что связано с тем, что породы в процессе бурения подвергаются значительным изменениям

Каротаж сопротивлений КС – метод кажущихся сопротивлений (каротаж сопротивлений) ρк- кажущееся удельное сопротивление БЭЗ (БКЗ) – метод бокового электрического зондирования – проведение КС одновременно несколькими зондами разного размера, что позволяет увеличит глубину изучения ρ в радиальном направлении cначала (ρс, затем ρпп, далее ρзп и так до ρп) 13

Метод КС ρ ( c) K – const, I – const, тогда ρк= f( dc, ρc, D, ρзп, ρпп) 14

Измерительные установки КС n Метод КС аналогичен электропрофилированию в полевой электроразведке. В скважине производят измерения с 4 -х 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.

УЭС в однородной и изотропной среде n 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 I на расстоянии г от него в однородной и изотропной среде с сопротивлением р равен:

УЭС в однородной и изотропной среде множитель, стоящий перед отношением ∆U/I, есть величина постоянная для данной зондовой установки – коэффициент зонда КС: Для случая, когда на поверхности заземлен электрод N, а не электрод В, можно получить значение при неизменном расстоянии между электродами и при изменении только их назначения, численная величина коэффициента К не изменяется. К измерениям сопротивления в скважинах применим принцип взаимности – результат измерения сопротивления среды не изменяется при смене назначения приемных и питающих электродов зонда.

УЭС в неоднородной среде При измерениях в неоднородной среде, сопротивление является кажущимся. 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 приобретает вид: Кажущееся сопротивление КС измеряется в Ом-м и представляет собой сопротивление 1 м 3 горной породы, измеренное в направлении, параллельном граням.

Типы зондов КС n Электроды, имеющие одинаковое назначение, называют парными. Питающие (токовые) электроды А и В и измерительные (приемные) М и N. 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, 95 A. n Зонд со сближенными парными электроды – градиент-зонд (lateral device); зонд сосближенными непарными электродами – потенциал-зонд (normal device). n Точка записи О располагается посредине между сближенными электродами, т. е. у градиент-зонда – между парными, а у потенциал-зонда – между непарными электродами.

Градиент и потенциал-зонды КС • Последовательные зонды – парные ниже непарного • Обращенные зонды – парные электроды располагаются выше непарного • Однополюсные (зонды прямого питания) – с одним питающим электродом • Двуполюсные (зонды взаимного питания) – с двумя питающими электродами

Длина зонда L n У градиент-зонда за его длину принимают расстояние от удаленного электрода до середины расстояния между сближенными; n У потенциал-зонда – расстояние между сближенными электродами n Для потенциал-зонда L=AM, а для градиент-зонда L=AO или L=MO.

Определение параметров зонда n По символу зонда всегда можно определить его полное название и длину n Например: N 0, 10 M 0, 95 A означает: обращенный градиент-зонд прямого питания, длина зонда 1=1, 0 м.

Специальные зонды n n Зонд AMN, у которого AM=MN – симметричный, точка записи – точку М. Зонд MAN – дифференциальный зонд Альпина. Зонд N 1 M 1 AM 2 N 2 – комбинация обращенного и последовательного градиентзондов – двойной градиент-зонд. Он хорошо дифференцирует высокоомный разрез, поэтому американские геофизики называют его hard-rock device. Один и тот же электрод играет роль и питающего и приемного – одноэлектродный зонд. Удобен для одножильного каротажного кабеля

Метод КС. Классификация зондов А. По типу питания: 1. однополюсной (прямого питания), когда в скважине один питающий электрод. 2. Двухполюсной (взаимного питания), когда в скважине два питающих электрода

Метод КС. Классификация зондов Б. По расстоянию между парными электродами 1. Градиент-зонды- расстояние между парными электродами ( MN и AB) меньше расстояния от одного из них до непарного 0 2. Потенциал-зонды- расстояние между парными электродами существенно больше, чем до одного из непарных.

Метод КС. Задание 1 26

Градиент-зонд прямого питания A x M y N – градиент-зонд прямого питания, подошвенный (стандартный зонд) L = x + y/2 – размер градиент-зонда Глубинность исследования ≈ L L y Условия для идеального градиент-зонда: тогда -реальный идеальный зонд 27

n Градиент-зонд- лучшая дифференциация вдоль ствола. n Потенциал-зонд – больше глубина исследования в радиальном направлении.

МЕТОД КС. СХЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ Источник постоянного тока Прибор для измерения разности потенциалов Реостат Электроды A и B – питающие (токовые) Электроды M и N – измерительные При постоянном значении I запись показаний идет в «масштабе ρ» 29

Кривые КС на контакте пород разного сопротивления для зондов различного типа

Обращенный градиент-зонд n 1 – зонд находится далеко от контакта, влиянием последнего n n n можно пренебречь, j = jo, ρк=ρ12 – точка О установится на контакт, Рк = Ркmin. 3 – сопротивление скачкообразно возрастает от рх до р2, что приводит и к скачку в значении рк. Пока приемные и питающие электроды разделены контактом, т. е. на протяжении отрезка диаграммы, равного длине зонда, КС остается постоянным. 4 – в области приемных электродов плотность тока j < j 0 и рк < р2. По мере удаления от контакта, влияние нижележащей среды уменьшается, и рк -> рг. Таким образом, обращенный градиент-зонд “отбивает” подошву пласта высокого сопротивления точкой min КС.

Последовательный градиент-зонд n 1 – зонд находится далеко от контакта, влиянием последнего n n можно пренебречь, j = jo, ρк=ρ12 – j > j 0 и рк превышает р, до тех пор, пока электрод А не встанет на контакт 3 – пока питающий и приемные электроды разделены контактом, КС остается постоянным, равным р*к. 4 – на контакте получается рmaxk > р2. По мере удаления от контакта его влияние уменьшается, j -> j 0, а рк -> р2. Таким образом, подошва мощного пласта высокого сопротивления отмечается последовательным градиентзондом точкой рmaxk.

Идеальный потенциал-зонд n n n n n 2 – j > j 0 и рк превышает р, до тех пор, пока электрод А не встанет на контакт 3 – пока питающий и приемные электроды разделены контактом, КС остается постоянным, равным р*к. 4 – на контакте получается рmaxk > р2. По мере удаления от контакта его влияние уменьшается, j -> j 0, а рк -> р2. Таким образом, подошва мощного пласта высокого сопротивления отмечается последовательным градиент-зондом точкой рmaxk. Для идеального потенциал-зонда AM приближении к КС растет до тех пор, пока точка А не встанет на контакт. 3 – точка записи при этом на AM/2 ниже контакта – рк = р*к и остается постоянным, пока электрод М также не пересечет контакт. 4 – зонд MN включается все больший участок среды с сопротивлением р2 и Рmn → Р 2 > кроме того, jmn → j 0 и, когда удаленный электрод N пересекает контакт, становится p. MN = р2 и рк = р2. Для перевернутого потенциал-зонда МА кривая КС будет выглядеть точно так же, , т. е. кривые КС для обращенного и последовательного потенциал-зондов не различаются. .

Диаграмма КС ВЫСОКООМНЫЙ МОЩНЫЙ ПЛАСТ ПОДОШВЕННЫЙ ГРАДИЕНТ-ЗОНД (A x M y N) L = AO – длина зонда Условие: 1) y = ≤ 0, 2 L 2) ρ2 ≥ 5 ρ1 3) H ≥ L H e’ ρ2 ρ1 Без учета dc, ρc, D, ρЗП

Диаграмма КС ВЫСОКООМНЫЙ МОЩНЫЙ ПЛАСТ ПОДОШВЕННЫЙ ГРАДИЕНТ-ЗОНД Z Z- расстояние до границы раздела 35

Диаграмма КС ВЫСОКООМНЫЙ МОЩНЫЙ ПЛАСТ КРОВЕЛЬНЫЙ (ОБРАЩЕННЫЙ) ГРАДИЕНТ-ЗОНД 36

Диаграмма КС ВЫСОКООМНЫЙ ПЛАСТ ОГРАНИЧЕННОЙ МОЩНОСТИ ПОДОШВЕННЫЙ ГРАДИЕНТ-ЗОНД 1) Если Н≈ 2 L 2) Если H

Диаграмма КС ПАЧКА ТОНКИХ ПЛАСТОВ ВЫСОКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ. ГРАДИЕНТ-ЗОНД 38

Диаграмма КС ВЫСОКООМНЫЙ МОЩНЫЙ ПЛАСТ ПОТЕНЦИАЛ-ЗОНД H ≥ 10 AM, где AM –расстояние между сближенными электродами. ρВП < ρ П Кровля (подошва) пласта отбивается на середине полочки (АМ (cb) =y) 39

Диаграмма КС ВЫСОКООМНЫЙ ПЛАСТ ОГРАНИЧЕННОЙ МОЩНОСТИ ПОТЕНЦИАЛ-ЗОНД Условные обозначение: H= 3 AM 1 -пласты высокого сопротивления 2 – график изменения истинного ρП 3 – диаграмма КС для теоретического случая 4 – диаграмма КС при условии влияния скважины H =2/3 AM 40

Сравнение диаграмм потенциал и градиент зондов Диаграммы удельного электрического сопротивления: истинного (1) и кажущегося для потенциал-зонда (2) и градиент-зонда (3) в пласте высокого сопротивления большой мощности 41

Контрольные вопросы n 1. Почему электрическое сопротивление пласта- n n n коллектора изменяется в радиальном направлении по мере удаления от оси скважины? 2. Почему УЭС нефтенасыщенного пласта больше, чем УЭС водонасыщенного? 3. Выведите формулу КС. 4. Какой зонд называется градиент-зондом и какой потенциал-зондом? 5. Дайте полную характеристику зонда по его символу А 0, 5 М 4, 0 А. 6. Поясните назначение всех элементов в схеме измерений метода КС

1.3 Методы электрометрии скважин

 Методы кажущегося сопротивления (КС)

Методы КС являются аналогами различных электропрофилирований
электроразведки. Расчет кажущегося сопротивления пород производится по формуле:

r_к =
К (DU / Í)

Кажущееся сопротивление можно рассматривать как истинное удельное
электрическое сопротивление фиктивной однородной среды, в которой для данной
установки и силы тока в цепи, устанавливается такая же разность потенциалов  DU  как и в
реальной среде.

Система расположения электродов установки называется зондом. В
зависимости от расстояний между парными и непарными электродами различают (рис.1.5):

–градиент-зонды –
рядом расположены парные электроды АВ,.МN;

-потенциал–зонды – рядом расположены непарные  АМ, ВМ.

Всего в скважинном зонде три электрода. Четвертый электрод, питающий
или приемный, заземляется у устья скважины.

Обращенный   последовательный  Обращенный 
последовательный

 Кровельный      подошвенный         кровельный     
подошвенный

N          A      A           M             N            
A          A             M

M        
B                                                                 M            
A

                      M          A            
M             B        

A         M      N           B               A           
M         N             B

  Г р а д и е н т-з
о н д ы                       п о т е н ц и а л-з о н д ы

Рис. 1. 5 – Типы электрозондов

Точка записи, т.е. точка, которой приписывают измеряемое кажущееся
сопротивление, является середина сближенных электродов вне зависимости от того
приемные это электроды или питающие, парные или непарные. Длина зонда –
расстояние от точки записи до удаленного электрода.

Кровельные зонды (обращенные) – парные электроды расположены выше
непарного.

Подошвенные зонды (последовательные) – парные электроды ниже непарного.

Шифр зонда: А2М0,25N – однополюсный градиент-зонд, подошвенный. Цифры показывают расстояние
в метрах между электродами, порядок букв соответствует порядку электродов.

А 0,25М 2N – однополюсный
потенциал-зонд, подошвенный.

Потенциал – это энергетическое состояние поля в измеряемой точке
(величина ее потенциальной, запасенной энергии).

Градиент – разность потенциалов отнесенная к единице расстояния стремящемуся
к нулю.

r_к  для потенциал–зонда
пропорционально напряженности: r_к =f (U)

r_к 
для градиента – зонда пропорционально плотности тока: r_к = f(J)

Радиус исследования потенциал–зонда стремится к  2L,радиус
исследования градиент–зонда стремится к  L,  длине зонда.

Потенциал–зонд охватывает при измерении большой объем пород, поэтому на
контактах пород переход от одного сопротивления пласта к другому происходит
постепенно. Идеальный потенциал–зонд – непарный электрод удален в бесконечность.

В градиент–зонде измерение производится в ограниченном узком объеме
(рис.1.6). В связи с этим границы изменения сопротивления пород отбиваются
более четко, сопротивление КС на границах раздела горизонтов изменяется
скачком. Кроме этого, на границе раздела происходит характерное искажение
кривой  r_к. Это
связано с перераспределением тока, что благоприятствует выделению контакта. Идеальный
градиент–зонд – расстояние между парными электродами бесконечно мало.

В зависимости от того подошвенный зонд или кровельный, четче отбивается
подошва или кровля пласта. Для сравнения диаграмм КС между собой, в скважинах
стандартные исследования осуществляются зондами одного размера и одного типа.
Такие зонды называются стандартными.

К зондам предъявляют следующие требования:

1) 
кривые записи должны быть
достаточно дифференцированными, чтобы выделить максимальное количество пластов;

2) 
достаточно четко должны выделяться
границы пластов;

3) 
значения r_к   против
середины пластов должны быть близки к истинному сопротивлению.

Осуществлять требования трудно. Для выделения пластов малой мощности
необходимо иметь зонды малой длины, однако зафиксированные значения r_к
будут искажаться влиянием бурового раствора скважины и зоной его проникновения
в окружающие скважину породы, неоднородностью горизонта.

Рисунок 1.6 –  Схема измерения
методом КС

При больших размерах зонда, кривая КС будет мало дифференцирована и
искажена влиянием соседних пластов.

Рис.1.7 –  Изменение амплитуды
графика сопротивления

от мощности пласта

Для потенциал-зонда:  При мощном пласте,   L < h < 5Lэкстремумы кривых КС достигают значения удельного
сопротивления пласта, кривые симметричны (рис.1.7). При тонком пласте его
значение КС будет отличаться от удельного сопротивления тем больше, чем тоньше
пласт и больше отличие его сопротивления от сопротивления граничащих с ним пластов.

Для градиент-зонда кривые КС ассиметричны относительно середины пласта
т(рис.1.8):

При мощном пласте,   L < h < 5L  кривые 
r_к 
градиент–зондов сохраняют все особенности кривых для  h ® ∞,
значение КС близко к удельному сопротивлению пласта.

Рис.1.8 – Графики ρ_к по данным каротажа КС с
разными типами зондов:

а — подошвенный
градиент-зонд; б — кровельный градиент-зонд; в — потенциал-зонд

Наибольшие изменения кривых наблюдаются при  L ≥ h. Пик r_к
тем больше, чем выше  L>>h, при этом  r_к  превосходит значение удельного сопротивления
горизонта.

 Боковое каротажное зондирование (БКЗ) применяют для определения удельного
сопротивления пластов. С этой целью используют набор зондов разной длины. Такие
зонды имеют различный радиус исследования. В результате набора кривых можно
исключить такие факторы, как сопротивление бурового раствора, проникновение раствора
в стенки скважины. Определение удельного сопротивления горизонтов производится
при помощи двухслойных палеток (рис.1.9). Шифр палеток (m) это отношение удельного сопротивления породы к сопротивлению бурового
раствора:m  =  r _породы  / r _{бур.р-ра
.}

При минимальных размерах зонда  r
_к   =r _{бур.р-ра}, при увеличении размера зонда  r _к  приближается
к r _{уд.породы}. Но, это только для пластов с мощностью, превышающей
размер зонда. В противном случае  r _к    будет
искажено влиянием соседних пластов и мы можем получить большую ошибку.
Применяют зонды: А 0,4 М 0,1 N; А 1М 0,1 N;   А 2 М 0,5 N;   А 3 М 0,6 N;   А 4 М 0,5 N;   А 8 М 1 N.

Рис.1 .9 – Палетка БКЗ

Обычно зонды совмещены в одном устройстве и поочередно подключаются с
поверхности.

Микрозондирование. Исследуется  кажущееся сопротивление r_к 
 прискважинной части разреза
зондами очень малой длины – микрозондами. Башмак, в который вмонтированы
электроды, прижимается к стенке скважины с постоянным усилием. Зонд опускается
в скважину в закрытом виде, а перед подъемом открывается. Расстояние между
электродами – 2,5 см      А 0,025 М₁ 0,025 М₂ (рис.1.10).

Глубина исследования  – 10-12 см от стенки скважины. Метод применяется для детального расчленения разреза, определения промытой зоны пласта,
выделения прослоев в пластах (рис. 1.11). Точность выделения пластов  5 – 10 см.

Записывается две кривые, от электродов  М₁М₂ и  М₂N₁. Электрод  N  – корпус
прибора или заземление у устья скважины

^

Градиент – зонды Потенциал – зонды

Последовательные Обращенные Последовательные Обращенные

Однопол. Двупол. Одно. Двупол. L = MA

^
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 0,10М 0,95 А означает: обращенный градиент-зонд прямого питания, длина зонда L=1,0 м.

Кроме градиент- и потенциал-зондов существуют еще так называемые “специальные зонды”, которые приведены на рис. 2. 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 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.
^ Hard-rock sound Одноэлектрод.

Рис.2. Специальные зонды КС.

2 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. 3

^

На этих рисунках введены следующие обозначения: сопротивления бурового раствора – , глинистой корочки – ; зоны полностью промытых пород –; усредненное сопротивление зоны проникновения в целом – ρ’, водонасыщенного пласта – , нефтегазонасыщенного –; диаметр скважины – d; диаметр зоны проникновения – D; толщина глинистой корочки – . Как следует из сравнения фигур а и б, и в водонасыщенном, и в нефтенасыщенном пластах при одинаковых значениях близки значения и , а вот значения р’ различаются. В нефтенасыщенных пластах очень часто сопротивление зоны проникновения за пределами полностью промытых пород превышает и . 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.

^
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, и в общем случае измеренное сопротивление будет зависеть от целого ряда электрических и геометрических параметров:

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

Интерпретация диаграмм (z) (диаграмма 1) – обратная задача электрометрии – основана на закономерностях изменения кажущегося сопротивления в зависимости от указанных факторов, которые, в свою очередь, исследуются путем решения прямой задачи электрометрии, т. е. по заданным значениям удельных сопротивлений и размерам неоднородностей рассчитывают значения . Например, кажущиеся сопротивления сред с плоскопараллельными границами раздела могут быть определены непосредственным интегрированием дифференциального уравнения Лапласа или методом “зеркальных изображений Томсона.

Первый способ решения прямой задачи более универсален. Он позволяет определять даже при сравнительно сложном чередовании пластов с учетом диаметра скважины и зоны проникновения. В простых случаях, например при двух однородных и изотропных полупространствах, разделенных бесконечной плоскостью, метод зеркальных изображений дает возможность наглядно представить физическую сущность явлений.

Решение задачи получим для предельного потенциал-зонда с точечными электродами А и М, перемещающегося по скважине диаметром d_c = Q перпендикулярно к границе раздела двух однородных и изотропных сред с удельным сопротивлением и .

В частности для предельного потенциал зонда получим:

А) электроды А и М находятся в среде с сопротивлением :

,

где – коэффициент отражения, z – аппликата точки А;

Б) электроды А и М расположены в разных средах:

;

В) электроды А и М находятся в среде с сопротивлением :

.

Для градиент зонда:

А) зонд удален от плоскости раздела сред на расстояние и находится в среде с сопротивлением :

;

Б) До пересечения границы раздела электродами M и N:

;

В) электроды пересекают границу раздела:

;

Г) на расстоянии кажущееся сопротивление практически достигает :

.

По графикам кажущегося сопротивления определяют некоторое среднее сопротивления. Для этого существуют различные методы, один из самых распространенных является метод Арчи – Дахного (расчет ведет специальная программа). С учетом найденного сопротивления, а также измеренного коэффициента пористости m и коэффициента водонасыщенности (лабораторный анализ пластовой воды) по формуле находится коэффициент нефтенасыщенности:

Коэффициент нефтенасыщенности изменяется в пределах от 0 до 1 так же как и коэффициент водонасыщенности. По этим коэффициентам определяют чем насыщен пласт (если , то говорят что пласт насыщен нефтью). В зависимости от месторождения нефти может составлять всего 0,4 и также пласт считается нефтенасыщенным.

Диаграмма1. Теоретические кривые для пласта бесконечной мощности.

Зонды: а – А2М0,5N, б – А0,5М2N: удельное сопротивление пластов: =5Ом м; ==1 Ом м.

^

При геофизических исследованиях обычными зондами КС в скважинах, заполненных высокоминерализованной промывочной жидкостью, токовые линии электрического поля распределены в основном по стволу скважины. Вследствие этого, особенно в тонкослоистом разрезе, представленном чередованием пластов высокого и низкого удельного электрического сопротивления, методы обычных зондов КС и боковое электрическое зондирование (БЭЗ) малоинформативны. Более эффективны измерения специальными многоэлектродными симметричными зондами, в которых путем фокусировки линии тока направлены перпендикулярно к оси скважину в пласт.

Для фокусировки тока необходимо обеспечить равенство потенциалов питающего и экранирующих электродов. Это достигается следующими способами:

1. ток через экранные электроды должен быть таким, чтобы потенциалы следящих электродов, установленных между питающим и экранирующими электродами, были равны;

2) все три токовых электрода необходимо соединять гальванически через небольшое сопротивление (порядка 0,01 Ом) при соответствующем подборе размеров центрального и экранных электродов.

Из многоэлектродных симметричных зондов наибольшее применение находят 3-, 7- и 9-электродные фокусированные разноглубинные зонды для измерения эффективного сопротивления зоны проникновения или пласта; 2-, 3- и 4-электродные фокусированные микрозонды для измерения эффективного сопротивления прискважинного пространства; дивергентные и дифференциально-дивергентные зонды.

^

А. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Плотность принадлежит к числу наиболее распространенных показателей, применяемых при исследовании нефти и нефтепродуктов. Особое значение этот показатель имеет при расчете веса нефтепродуктов, занимающих определенный объем. Это очень важно при конструктивно-расчетных исследованиях и для практической работы на местах производства, транспортировки и потребления нефти.

Для определения плотности жидких и твердых нефтепродуктов в нефтяной практике применяют ряд способов:

1. ареометрический;
2. взвешивание на весах Вестфаля-Мора;
3. пикнометрический;
4. метод взвешенных капель;
5. метод гидростатического взвешивания.

^
Принцип данного метода основан на законе Архимеда. По своему устройству ареометры могут быть двух типов: с постоянным весом и с постоянным объемом. В нефтяной практике обычно применяются ареометры с постоянным весом. Ареометр с постоянным весом представляет собой стеклянный цилиндрический сосуд, снабженный внизу шариком, в котором помещен балласт. При погружении ареометра в испытуемую жидкость шарик всплывает в вертикальном положении (рис 1). Большая часть ареометров обычно снабжена термометрами, ртутный шарик которых одновременно является балластом ареометра. При определении плотности вязких продуктов в мерный цилиндр с притертой пробкой, наливают определенный объем керосина известной плотности, а затем – равный объем испытуемого продукта. Полученную смесь перемешивают до тех пор, пока она не станет совершенно однородной. После этого смесь переливают в чистый цилиндр для определения плотности. Зная плотность смеси и плотность керосина, легко найти плотность продукта по формуле

Если при разбавлении нефтепродукта выпадает осадок, то определять плотность ареометром нельзя. Точность определения плотности ареометром составляет 0.0005-0.0010.

Рис. 1. Стандартный нефтяной ареометр

Взвешивание на весах Вестфаля-Мора

^

^
Весы Вестфаля-Мора состоят из вращающегося на призме коромысла 1 с висящим на конце его поплавком (который иногда снабжен термометром) и неподвижного штатива 2, имеющего внизу регулировочный винт 3, а наверху неподвижное острие 4. Коромысло состоит из двух частей или плеч: одно из них более короткое и широкое, другое более длинное и тонкое, разделенное на 10 делений, к последнему делению которого на тонкой платиновой нити подвешен стеклянный поплавок. Вес поплавка подобран таким, чтобы он точно уравновешивал коромысло в воздухе. Прибор снабжен пятью разновесами 10 – 14. Каждый из двух больших имеет вес, точно равный весу воды при температуре 20°С, вытесняемой поплавком. Вес трех малых разновесов в 10, 100, 1000 раз меньше веса большого разновеса. При погружении поплавка в испытуемую жидкость равновесие, установленное в воздухе, нарушается, и его восстанавливают навешиванием разновесов на плечо с подвешенным поплавком. Пользуясь весами Вестфаля-Мора, можно определять плотности как меньше, так и больше единицы. Данный метод позволяет определить значение , которое пересчитывают в по формуле (9).
^
При определении плотности способом взвешенных капель капли исследуемого нефтепродукта вводят в смесь каких-либо жидкостей, причем плотность смеси подбирают таким образом, чтобы она оказалось равной плотности нефтепродукта, что узнается по безразличному равновесию капель последнего (рис.3). Данный способ особенно пригоден в случае очень малого количества продукта.

^

методом взвешенных капель
В качестве жидкостей обычно пользуются водными растворами спирта, а также растворами и . Растворы спирта применяются для нефтепродуктов плотностью меньше единицы, а растворы солей – для нефтепродуктов плотностью больше единицы. Выдавив из конца стеклянной трубки 2 несколько капель жидкости, начинают аккуратно добавлять в раствор соответствующую жидкость до достижения каплями безразличного равновесия. Плотность полученных водных растворов можно определить пикнометром или весами Вестфаля-Мора. Аналогичным образом определяют плотность твердых нефтепродуктов. Отличие состоит в том, что вместо капель используются шарики нефтепродукта диаметром 5-6 мм.

^

Этот метод один из самых точных способов определения плотности нефтепродуктов. Он основан на измерении массы определенного объема нефтепродукта, которую относят к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Точность его может быть доведена до 0.0001, причем при помощи пикнометров (рис. 4) можно определять плотность любых нефтепродуктов, начиная от легчайших бензиновых фракций и кончая твердыми битумами. Преимуществом метода является также небольшое количество требуемого нефтепродукта (1-20мл.), тогда как при определении плотности ареометром необходимо около 0.5 л. продукта, при определении весами Вестфаля-Мора – около 100 мл.

^

Существует много различных систем пикнометров, но принцип их действия остается неизменным. Каждый пикнометр должен иметь тщательно установленное водное число, т.е. массу воды в объеме пикнометра при температуре 20ºС. Для определения водного числа пикнометр тщательно промывают хромовой смесью, спиртом и дистиллированной водой, просушивают и взвешивают на аналитических весах с точностью до 0.0002 г. После этого пикнометр наполняют при помощи пипетки дистиллированной водой, помещают в термостат при температуре 20.0 ± 0.1ºС и выдерживают около 30 мин. Когда уровень воды в шейке пикнометра перестанет изменяться, отбирают избыток воды, шейку внутри вытирают и взвешивают с точностью до 0.0002 г. Уровень воды отсчитывают по верхнему краю мениска. Водное число m вычисляют по формуле:

где – масса пикнометра с водой; – масса пустого пикнометра, г.

Затем сухой, чистый пикнометр, промытый и высушенный описанным выше способом, осторожно наполняют (при помощи пипетки) испытуемым продуктом (с некоторым избытком), стараясь не замазать стенок, и выдерживают в термостате при температуре 20.0 ± 0.1ºС до тех пор, пока мениск продукта не перестанет изменяться. Избыток продукта отбирают фильтровальной бумагой и, тщательно протерев пикнометр, взвешивают на аналитических весах с точностью до 0.0002 г.

«Видимую» плотность ‘ испытуемого нефтепродукта вычисляют по формуле:

(1)

где – масса пикнометра с нефтепродуктом; – масса пустого пикнометра, – водное число пикнометра, г.

В случае определения плотности твердых нефтепродуктов, плавящихся при температурах около 100ºС, используют пикнометр Гинтля, который заполняют примерно до половины мелкими кусочками продукта. Затем, пикнометр с продуктом помещают в термостат с температурой 80-100ºС для удаления воздуха и полного расплавления продукта. После нагрева пикнометр с продуктом охлаждают в термостате до температуры, близкой к 20ºС, и взвешивают с точностью до 0.0002 г. Затем пикнометр с продуктом заполняют дистиллированной водой и выдерживают в термостате при температуре 20ºС до тех пор, пока уровень воды не перестанет изменяться. После чего пикнометр, взвешивают на аналитических весах. «Видимую» плотность ‘ испытуемого нефтепродукта вычисляют по формуле:

(2)

где – масса пикнометра с нефтепродуктом и водой, г. «Видимую» плотность ‘ пересчитывают в плотность по формуле

(3)

где 0.99823 – значение плотности воды при 20^оС; 0.0012 – значение плотности воздуха при 20^оС и атмосферном давлении; ‘ – «видимая» плотность, определенная на весах Вестфаля-Мора или пикнометром; t – температура нефтепродукта при определении плотности; – поправка на изменение плотности (табл.1).
^
Прежде чем приступить к определению плотности образец продукта расплавляют, чтобы в нем не осталось воздуха и случайных примесей. После охлаждения и затвердевания образца из него вырезают кубик (шарик) высотой (диаметром) 1 – 2 см. в середине кубика (шарика) просверливают отверстие, через которое пропускают проволоку диаметром 0.2 – 0.3 мм. Проволоку зажимают в образце и с обоих концов ее делают петли, причем одну петлю делают на расстоянии около 15 см от кубика (шарика) для подвешивания последнего к крючку чашечной призмы (рис. 5).

Если плотность продукта больше единицы, кубик (шарик) взвешивают в воздухе и в воде непосредственно. Если же плотность продукта меньше единицы, то после взвешивания в воздухе к нижней петле подвешивают груз известного веса и взвешивают кубик (шарик) с грузом в воде. При погружении образца и груза в воду необходимо следить за тем, чтобы на них не осталось пузырьков воздуха. Точность описываемого метода 0.001.

Рис. 5. Прибор для определения плотности гидростатическим взвешиванием

«Видимую» плотность вычисляют по формуле

(4)

где – масса образца нефтепродукта в воздухе; – масса груза в воде; – масса образца с грузом в воде,г.

Все взвешивания проводят при одной и той же температуре (обычно при 20ºС). Полученную «видимую» плотность ‘ пересчитывают в плотность по формуле

^

Для определения вязкости в нефтепромысловой практике используют следующие методы:

1. Способы измерения вязкости, основанные на истечении жидкости. Используют различные виды стеклянных капиллярных вискозиметров (ВГТЖ-2) для определения вязкости прозрачных жидкостей при атмосферном давлении;

2. Способы измерения вязкости, основанные на падении тела в исследуемой жидкости. Используют вискозиметры для определения вязкости при атмосферном давлении и вискозиметры для определения вязкости при пластовых термодинамических условиях (вискозиметр высокого давления усовершенствованный ВВДУ – 1);

3. Способы измерения вязкости, основанные на вращении тела в исследуемой жидкости (ротационный вискозиметр РВ-8);

4. Способы определения вязкости, основанные на измерении скорости затухания колебаний магнитострикционного материала, помещенного в исследуемую жидкость (ультразвуковая вискозиметрия);

5. Способы измерения вязкости малых объемов жидкостей, основанные на подъеме жидкости в капиллярном вискозиметре ВПЖ-2 под действием силы поверхностного натяжения

Описание лабораторной установки ВПЖ-2

Вискозиметр ВПЖ-2 представлен на рис. 6. Он состоит из следующих составляющих:

1. Измерительное колено

2. Вспомогательное колено

3. Верхний резервуар

4. Нижний резервуар

5. Капилляр

6. Отвод

Рис. 6. Вискозиметр капиллярный стеклянный ВПЖ-2

В основу определения вязкости капиллярными вискозиметрами положена формула Пуазейля:

(5)

где μ – динамическая вязкость нефти, Па с; Р – давление, при -котором происходит истечение “жидкости (Р = ρ_ж g h), Па; ρ_ж – плотность жидкости, кг/м³; g – ускорение свободного падения (g=9,81 м/с²); h- высота столба жидкости, м; r -радиус капилляра м; t – время истечения жидкости в объеме V, с, L – длина капилляра, м.

Величины V, г, L в формуле (2.2.6) для конкретного капилляра сохраняют постоянное значение. Отсюда

(6)

где К – постоянная капилляра. Обычно постоянную К определяют по жидкости известной вязкости или она приводится в паспорте прибора.

^
А. ЛАБОРАТОРНОЕ ИЗМЕРЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ НА ГРАНИЦЕ РАЗДЕЛА ЖИДКОСТИ МЕТОДОМ СЧЕТА КАПЕЛЬ
Поверхностно – активные вещества концентрируются на границе раздела фаз неравномерно: в первый период интенсивнее, а затем медленнее, на границе раздела нефть-вода главным образом в течение первой минуты. Таким образом, для измерения  в условиях, близких к статистическим, продолжительность образования капли до ее отрыва должна составлять не меньше 1 минуты. В соответствии с определением, поверхностным натяжением называется работа , которую необходимо затратить для образования единицы новой поверхности раздела фаз в изотермическом процессе при постоянном внешнем давлении и при постоянстве химических потенциалов:

[Дж] (1)

Здесь dS – площадь поверхности; – коэффициент поверхностного натяжения.

Схематично процесс отрыва капли воды, истекающей из отверстия в пространство, заполненное нефтью, изображен на рис.1.

F_A

H₂ O

F_T

F_Z

нефть

Рис. 1. Схематичное изображение метода определения поверхностного натяжения капли воды в нефти

Физическая основа метода:

В момент отрыва капли от капилляра на нее действует сила:

F_Z+F_T=F_A (2.)

Здесь F_Z – проекция сил поверхностного натяжения капли на ось Y; F_A – сила Архимеда; F_T – силы тяжести.

Тогда

F_Z=F_A–F_T (3)

Из уравнения (1)

F_Z= a* (4)

Cила Архимеда есть

F_A=_В*g*V (5)

где _В – плотность воды; g – ускорение свободного падения;

V – объем одной капли.

Сила тяжести

F_Т=_К*g*V (6)

где _К – плотность капли.

Используя уравнения (3)-(6), запишем:

a*=V*(_В–_К) *g (7)

Тогда

(2.4.8)

Полученная формула лежит в основе определения коэффициента поверхностного натяжения с помощью специального прибора – сталагмометра (рис. 2).

В капилляр и датчик набирают жидкость (например нефть и нефтепродукт), другая жидкость (обычно вода) наливается в небольшой стакан. Капилляр опускают в воду и датчиком выдавливают несколько капель. По делениям микрометрического винта определяют объем выделившейся жидкости U вытекшей жидкости. Значение объема подставим в уравнение (8), тогда:
, (9.)

где n – количество выделившихся капель.

Рис. 2. Сталагмометр для определения коэффициента поверхностного натяжения 1. Микрометр – датчик 2. Пружина 3. Поршень 4. Шприц 5. Слой нефти 6. Капля нефти 7. Прозрачная емкость 8. Вода 9. Капилляр 10. Игла 11. Стойка штатива 12.Винт 13. Втулка 14. Скоба

^

КАПИЛЛЯРНОЙ ТРУБКЕ И ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ.

При соприкосновении жидкости с твердым телом необходимо учитывать как силы взаимодействия между молекулами жидкости, так и силы взаимодействия между молекулами жидкости и твердого тела.

Возможны два случая:

1. Силы взаимодействия между молекулами жидкости больше, чем между молекулами жидкости и твердого тела (смачивание).
2. Силы взаимодействия между молекулами жидкости меньше, чем между молекулами жидкости и твердого тела (не смачивание).

Поверхность смачивающей жидкости, находящейся в узкой капиллярной трубке (мениск), принимает вогнутую форму, а несмачивающей – выпуклую (рис. 3). Капиллярными называют сосуды, у которых расстояние между стенками сравнимо с радиусом кривизны мениска.

^

В случае смачивания жидкостью внутренней поверхности капилляра под вогнутой поверхностью мениска появляется добавочное отрицательное давление:

, (10)

где R – радиус кривизны поверхности жидкости; а – коэффициент поверхностного натяжения.

Жидкость поднимается в трубке на высоту h до тех пор, пока давление столба жидкости ρgh не уравновесит давление р:.

ρgh. (11)

Обозначив через r радиус трубки и через θ краевой угол смачивания, получим:

R=r/cos θ (12)

Подставив это выражение в формулу (11), найдем

h=2acos θ/ ρgr. (13)

Вводя диаметр трубки d=2r, получим выражение для высоты поднятия трубки в капилляре через его диаметр d

h=4acos θ/ ρgd (14)

При полном смачивании (θ = 0) формула (13) принимает вид:

h=2a/ ρgr.
^

ОСНОВНАЯ ЛИТЕРАТУРА

1.Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.

-М., -Недра, 1982.

2.Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. -М., Недра,1971.

3.Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. -М., Недра, 1977.

4.Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. – М., Недра, 1969.

5.Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. – М., Недра, 1976.

6.Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред.- М., Недра, 1984.

7.Мирзажданзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. – М., Недра, 1992.

8.Кобранова В.Н. Петрофизика. -М., Высшая школа, 1986.

9.Вахромеев Г.С. и др. Петрофизика. -М., Высшее Образование, 1997.

10.Дж.Амикс Физика нефтяного пласта. – М., Недра, 1962.

11.Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. –М, И.Л.,1961.

12.Желтов Ю.П. Механика нефтегазового пласта. – М, Недра, 1975.

^
13.Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред.-М.,1970.

14.Ермилов О.М. и др. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М., Недра, 1996.

15.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. – М., Недра, 1985.

16.Нигматулин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. – М., Наука, 1976.

17. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. – М.: Химия, 1998.

18. Дахнов В.Н, Промысловая геофизика, -М., Недра, 1959.

19. Геофизические методы исследования скважин.

Справочник под ред.М.Запорожца, -М., Недра, 1983

20. Добрынин В.М. Промысловая геофизика.. -М., Недра, 1986.

21. Виноградов В.Г., Дахнов А.В., Пацкевич С.Л. Практикум по петрофизике. – М, Недра, 1990.

22. Николаев С.А., Николаева Н.Г., Саламатин А.Н. Теплофизика горных пород. – Казань, 1987.

23. Ергин Ю.В., Яруллин К.С. Магнитные свойства нефтей. – М. Наука, 1979. – 200 с.

СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие……………………………………………………………..3

^

1.1. ПОРОДЫ – КОЛЛЕКТРЫ НЕФТИ И ГАЗА………………5

1.1. Горные породы – коллекторы нефти и газа

1.2. Залежи нефти и газа, классификация запасов

1.3. Отбор и подготовка кернов к исследованию. Экстрагирование.

1.4. Водонасыщенность горных пород.

^

2.1. Структура пористых сред

2.2. Гранулометрический состав горных пород. Ситовой и седиментационный анализы.

2.3. Коэффициент неоднородности горных пород.

2.4. Карбонатность горных пород.

1.3. УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ И ПОРИСТОСТЬ ……………… 25

1. Удельная поверхность горных пород.
2. Ёмкость пустот пород. Пористость.
3. Пористость фиктивного грунта. Связь между пористостью и удельной поверхностью.
4. Методы определения пористости горных пород.
5. Емкость трещиноватых и кавернозных пород.
6. Определение средней пористости нефтегазового пласта.