Мұнай немесе газ құбырларын пайдалы өндіріс үшін бағалау

Кіріспе

Мұнай немесе газ үшін бұрғыланған бұрғылау орындарының пайдалы өндіріс беруге қабілеттілігін бағалау. Мұнай және газды барлау мен өндіру кезінде, қалыптасуды бағалау бұрғылау орнының мұнай өндіруге қабілеттілігін анықтау үшін қолданылады. Бұл, негізінен, "бұрғылағанда коммерциялық ұңғыманы тану" процесі. Қазіргі заманғы роторлық бұрғылау көбінесе ауыр балшықты майлау үшін және бұрғылаудағы қалыптасу бетінде қысым жасау үшін қолданады, бұл ұңғыманың ашылуына (жарылысына) жол бермейді. Мұнай және газ ұңғымалары мұнайдың ағынымен шығатын жағдай тек сирек және апатты жағдайларда ғана болады. Шын мәнінде, мұндай жағдай – жарылыс, сонымен қатар қаржылық және экологиялық апатқа алып келеді. Бірақ жарылысты бақылаудың да кемшіліктері бар: балшық сүзгісі бұрғылау орнының айналасындағы қалыптасу қабаттарына сіңіп, балшық қабыршағы тесіктің қабырғаларына жабысады. Бұл факторлар тіпті өте кеуекті қалыптасуларда мұнай немесе газдың болуын жасырады. Мәселені одан әрі күрделілендіретіні – көптеген шөгінді облыстардағы тау жыныстарында мұнайдың шамалы мөлшерде кең таралғандығы. Шөгінді облыста мұнайдың іздері мүлдем болмаса, онда бұрғылауды жалғастырудың қажеті жоқ. Қалыптасуды бағалау мәселесі екі сұраққа жауап беруден тұрады: белгілі бір қалыптасудан немесе өнімді қабаттан; белгілі бір географиялық аймақта; белгілі бір экономикалық жағдайда пайдалы өндіріске мүмкіндік беретін кеуектілік, өткізгіштіктің ең төменгі шектері және сумен қанығудың ең жоғарғы шектері қандай? Қарастырылып жатқан ұңғымадағы қалыптасулардың қайсысы осы ең төменгі шектерден асып түседі? Бұл мәселенің қиындығы формацияны тікелей зерттеу мүмкін еместігінде. Қысқасы, бұл – қалыптасуды жанама түрде қарау мәселесі.

Білімділікті бағалау құралдары

Мұнай мен газды анықтау құралдары бір ғасырдан астам уақыттан бері дамып келеді. Ең қарапайым және тікелей құрал – ұңғыма кесінділерін зерттеу. Кейбір ескі мұнайшылар кесінділерді тістерінің арасына алып, дәм татып, шикі мұнай бар-жоғын анызған. Бүгінде ұңғыма геологы немесе балшық жинаушы бұрғыланатын қабаттың литологиясын анықтау және оның кеуектілігін, сондай-ақ мұнаймен боялған болу мүмкіндігін бағалау үшін аз қуатты стереоскопиялық микроскопты пайдаланады. Кесінділерде флуоресценцияны анықтау үшін портативті ультракүлгін шамды камера немесе «Споук-боксы» қолданылады. Флуоресценция шикі мұнайдың іздері немесе флуоресцентті минералдардың болуын көрсете алады. Оларды кесінділерді еріткішпен толтырылған сағат тәрізді ыдысқа немесе ойыс табақшаға салып ажыратуға болады. Еріткіш көбінесе көміртек тетрахлорэтаны болып табылады. Шикі мұнай ерігеннен кейін, еріткіш буланғанда флуоресцентті сақина түрінде қайтадан жиналады. Мұндай зерттеулердің жазбасы үлгі журналы немесе балшық журналы деп аталады. Ұңғыма кесінділерін зерттеу – үйренуге болатын шеберлік. Бұрғылау кезінде, әдетте бір метрден кем ені бар тау жынысының сынықтары бұрғылау битімен тесіктің түбінен кесіледі. Битінің саңылауларынан жоғары қысыммен шашырап шыққан балшық кесінділерді жуып, тесік бойымен жоғары көтереді. Жер бетіне көтерілгенде олар айналатын бұрғылау құбырымен араласып, тесіктен төмен түсетін кесінділермен, тесік қабырғаларынан түсетін сынықтармен және бірдей бағытта тез немесе баяу жылдамдықпен қозғалатын кесінділермен қосылуы мүмкін. Содан кейін олар балшық ағысынан шиферлік шайқағышпен бөлініп, оның түбіне жиналады. Кез келген уақытта бұрғыланатын тау жынысының түрін анықтау үшін бұрғылау битімен кесілген сынық пен оның жер бетіне жеткен уақыты арасындағы «кешігу уақытын» білу қажет, содан кейін оны ұңғыма геологы (немесе кейде оларды балшық жинаушылар деп атайды) зерттейді. Дұрыс уақытта алынған кесінділердің үлгісінде қазіргі кесінділер бұрын бұрғыланған материалдың қоспасында болады. Оларды тану кейде өте қиын болуы мүмкін, мысалы, «бит сапарынан» кейін, бірнеше шақырым бұрғылау құбыры алынып, тозығы жеткен бітті ауыстыру үшін тесікке қайтарылғанда. Мұндай жағдайда бұрғылау қабырғаларынан (құлаулардан) көптеген шеттен келген материалдар төгіліп, балшық жинаушының жұмысын одан да қиындатады.

Tools to detect oil and gas have been evolving for over a century. The simplest and most direct tool is well cuttings examination. Some older oilmen ground the cuttings between their teeth and tasted to see if crude oil was present. Today, a wellsite geologist or mudlogger uses a low powered stereoscopic microscope to determine the lithology of the formation being drilled and to estimate porosity and possible oil staining. A portable ultraviolet light chamber or "Spook Box" is used to examine the cuttings for fluorescence. Fluorescence can be an indication of crude oil staining, or of the presence of fluorescent minerals. They can be differentiated by placing the cuttings in a solvent filled watchglass or dimple dish. The solvent is usually carbon tetrachlorethane. Crude oil dissolves and then redeposits as a fluorescent ring when the solvent evaporates. The written strip chart recording of these examinations is called a sample log or mudlog. Well cuttings examination is a learned skill. During drilling, chips of rock, usually less than about across, are cut from the bottom of the hole by the bit. Mud, jetting out of holes in the bit under high pressure, washes the cuttings away and up the hole. During their trip to the surface they may circulate around the turning drillpipe, mix with cuttings falling back down the hole, mix with fragments caving from the hole walls and mix with cuttings travelling faster and slower in the same upward direction. They then are screened out of the mudstream by the shale shaker and fall on a pile at its base. Determining the type of rock being drilled at any one time is a matter of knowing the 'lag time' between a chip being cut by the bit and the time it reaches the surface where it is then examined by the wellsite geologist (or mudlogger as they are sometimes called). A sample of the cuttings taken at the proper time will contain the current cuttings in a mixture of previously drilled material. Recognizing them can be very difficult at times, for example after a "bit trip" when a couple of miles of drill pipe has been extracted and returned to the hole in order to replace a dull bit. At such a time there is a flood of foreign material knocked from the borehole walls (cavings), making the mudloggers task all the more difficult.

Құрастыру

Формацияның егжей-тегжейлі үлгілерін алудың бір жолы – өзектендіру. Қазіргі кезде қолданылатын екі негізгі техника бар. Біріншісі – «толық өзегі», диаметрі әдетте 3-4 дюйм, ал ұзындығы бірнеше метр болатын тас цилиндр. Ол «өзектік трубамен» кесіледі – сақина тәрізді алмаз тісті бітігі бар қуыс құбыр, ол тас тілімдерін кесіп, бетке көтереді. Көбінесе, бұрғылау кезінде өзегі сынды, әсіресе қабатты тақталар мен жарықтарда, соның салдарынан өзектік труба бітеді де, алдындағы тастарды ұнтақтап алады. Бұл бұрғылаушыға толық ұзындығы бар өзекті алудан бас тартуға және құбырды көтеруге сигнал береді. Толық өзекті алу – қымбат операция, ол бұрғылауды кем дегенде бір күндік үзіліске алып келеді. Толық өзегі кейіннен қойманы бағалау үшін аса құнды болуы мүмкін. Әрине, бір бөлім бұрғыланғаннан кейін, оны қайтадан алу үшін басқа ұңғыма бұрғылау қажет. Формация үлгілерін алудың тағы бір, арзан әдісі – «қабырғалық өзектендіру». Қабырғалық өзектің бір түрі – соққылы өзегі. Бұл әдісте болаттан жасалған цилиндр – өзектік қару – бүйіріндегі ойықты оқтармен жабдықталған және қысқа болат арқандармен қаруға бекітілген. Қаруды қызығушылық тудырған интервалдың түбіне түсіріп, қаруды жоғары көтеріп, оқтарды біртіндеп атып шығарады. Арқандар идеалды жағдайда ойықты оқтарды және формацияның бөлігін босатып, оларды бетке көтереді. Бұл техниканың артықшылықтары – төмен құны және бұрғылаудан кейін формациядан үлгі алу мүмкіндігі. Кемшіліктері – оқтардың жоғалып кетуіне немесе қате атылуына байланысты үлгіні қайта ала алмау мүмкіндігі және үлгінің тереңдігі туралы белгісіздік болуы мүмкін. Қабырғалық өзегі әрбір өзектік нүктеде тоқтамай, дифференциалды жабысу қаупіне байланысты «жұмыс істеп тұрғанда» жиі атылады. Көптеген қызмет көрсету компаниясының қызметкерлері бұл мәселені азайтуға жеткілікті білікті, бірақ тереңдіктің дәлдігі маңызды болса, бұл маңызды болуы мүмкін. Қабырғалық өзектендірудің тағы бір әдісі – айналмалы қабырғалық өзектендіру. Бұл әдісте дөңгелек ара жиынтығы сым арқылы қызығушылық тудырған аймаққа түсіріледі және өзегі арамен кесіледі. Бір ретте ондаған өзекті алуға болады. Бұл әдіс соққылы өзекті алуға қарағанда шамамен 20 есе қымбат, бірақ одан да жақсы үлгі береді. Өзектің жер бетіне көтерілген кезде болатын өзгерістер – маңызды мәселе. Кесінділер мен өзектің тікелей үлгілер сияқты көрінуі мүмкін, бірақ мәселе тереңдегі формация мұнай немесе газ беретінінде. Қабырғалық өзегі оқтың соққысынан деформацияланып, жиырылып, жарылады. Көптеген толық өзегі, едәуір тереңдіктен алынған, жер бетіне көтерілгенде және өзектік трубадан алынғанда кеңейіп, жарылады. Екі типті өзектің де сазды ерітіндімен қабылдануы немесе тіпті ластануы мүмкін, бұл формация сұйықтықтарын бағалауды қиындатады. Формацияны талдаушы барлық құралдар жанама деректер беретінін есте сақтауы керек.

One way to get more detailed samples of a formation is by coring. Two techniques commonly used at present. The first is the "whole core", a cylinder of rock, usually about 3" to 4" in diameter and up to long. It is cut with a "core barrel", a hollow pipe tipped with a ring shaped diamond chip studded bit that can cut a plug and bring it to the surface. Often the plug breaks while drilling, usually in shales or fractures and the core barrel jams, slowly grinding the rocks in front of it to powder. This signals the driller to give up on getting a full length core and to pull up the pipe. Taking a full core is an expensive operation that usually stops or slows drilling for at least the better part of a day. A full core can be invaluable for later reservoir evaluation. Once a section of well has been drilled, there is, of course, no way to core it without drilling another well. Another, cheaper, technique for obtaining samples of the formation is "Sidewall Coring". One type of sidewall cores is percussion cores. In this method, a steel cylinder—a coring gun—has hollow point steel bullets mounted along its sides and moored to the gun by short steel cables. The coring gun is lowered to the bottom of the interval of interest and the bullets are fired individually as the gun is pulled up the hole. The mooring cables ideally pull the hollow bullets and the enclosed plug of formation loose and the gun carries them to the surface. Advantages of this technique are low cost and the ability to sample the formation after it has been drilled. Disadvantages are possible non recovery because of lost or misfired bullets and a slight uncertainty about the sample depth. Sidewall cores are often shot "on the run" without stopping at each core point because of the danger of differential sticking. Most service company personnel are skilled enough to minimize this problem, but it can be significant if depth accuracy is important. A second method of sidewall coring is rotary sidewall cores. In this method, a circular saw assembly is lowered to the zone of interest on a wireline, and the core is sawed out. Dozens of cores may be taken this way in one run. This method is roughly 20 times as expensive as percussion cores, but yields a much better sample. A serious problem with cores is the change they undergo as they are brought to the surface. It might seem that cuttings and cores are very direct samples but the problem is whether the formation at depth will produce oil or gas. Sidewall cores are deformed and compacted and fractured by the bullet impact. Most full cores from any significant depth expand and fracture as they are brought to the surface and removed from the core barrel. Both types of core can be invaded or even flushed by mud, making the evaluation of formation fluids difficult. The formation analyst has to remember that all tools give indirect data.

Саздан су алу

Саздықты тіркеу (немесе ұңғыма геологиясы) – бұрғылау кезінде бұрғылау саздығы мен ұңғыма қазығынан алынған кесінділерді бағалау және олардың қасиеттерін визуалды талдау құралы және ұңғыманың стратиграфиялық қимасын көрсету үшін жолақты диаграммаға түсіріп тіркеу процесі. Газ хроматографы арқылы көмірсутектік газдарға талдау жасалатын бұрғылау саздығындағы ұңғыма қазығынан алынған кесінділерді саздықты бақылаушы визуалды түрде бағалап, саздықты тіркеу журналына сипаттайды. Жалпы газ мөлшері, хроматографиялық жазба, литологиялық үлгі, тесік қысымы, тақтатас тығыздығы, D көрсеткіші және т.б. (барлық параметрлер бұрғыдан бетке дейін жеткізілу кешігуіне байланысты) пенетранция жылдамдығы (ROP), бұрғыға түсетін салмақ (WOB), минутына айналымдар саны сияқты беттік параметрлермен бірге саздықты тіркеу журналында көрсетіледі. Бұл журнал саздықты бақылаушы, бұрғылау инженерлері, саздықты бақылау инженерлері және ұңғыманы бұрғылау мен өндіруге жауапты басқа да қызметкерлер үшін құрал болып табылады.

Қылмыстық желілерді тіркеу

Мұнай және газ өнеркәсібі желілік журналдауды (wireline logging) пайдаланып, тау жыныстарының қасиеттерін үздіксіз тіркеуге қолданады. Желілік журналдау – бұл «ұңғыма тереңдігінің функциясы ретінде геофизикалық деректерді алу және талдау, сондай-ақ қатысты қызметтерді ұсыну» деп анықталады. «Желілік журналдау» және «балшық журналдау» бір-бірінен ерекше, бірақ деректерді біріктіру арқылы тығыз байланысты. Өлшемдер «TAH» – True Along Hole тереңдігіне сәйкес жасалады, осы және оған байланысты талдаулар көмірсутектің қанығу деңгейі және тау жынысы қысымы сияқты қосымша қасиеттерді анықтауға, сондай-ақ бұрғылау және өндіріс бойынша шешімдер қабылдауға мүмкіндік береді. Желілік журналдау мұнай ұңғымасына (немесе бұрғылау орнына) сымның ұшына бір немесе бірнеше құралдан тұратын тізбекті түсіру және әртүрлі сенсорлар арқылы петрофизикалық қасиеттерді тіркеу арқылы жүзеге асырылады. Жылдар бойы дамыған журналдау құралдары табиғи гамма-сәулелену, электрлік, акустикалық, радиоактивті реакциялар, электромагниттік, ядролық магниттік резонанс, қысым және тау жыныстары мен олардың құрамындағы сұйықтықтардың басқа да қасиеттерін өлшейді. Бұл мақалада олар негізгі жауап беретін қасиеттері бойынша жіктеледі. Деректер жер бетінде (нақты уақыт режимінде) немесе ұңғымада (жад режимінде) электрондық форматта тіркеледі, содан кейін клиентке «ұңғыма журналы» деп аталатын баспа түрінде немесе электрондық презентация түрінде ұсынылады, сонымен қатар шикі деректердің электрондық көшірмесі беріледі. Ұңғыма журналдау операцияларын бұрғылау процесінде (бұрғылау кезінде журналдау) жүргізуге болады, бұл бұрғылау орнының еніп жатқан қабаттары туралы нақты уақыт ақпаратын ұсынуға мүмкіндік береді, немесе ұңғыма толық тереңдікке жеткеннен кейін және ұңғыманың барлық тереңдігі журналдануы мүмкін. Нақты уақыт деректері тікелей өлшенген сым тереңдігіне сәйкес жазылады. Жад деректері уақыт бойынша жазылады, содан кейін тереңдік деректері бір уақытта уақыт бойынша өлшенеді. Екі дерек жиынтығы да ортақ уақыт базасын пайдаланып, құралдың тереңдік бойынша жауабын көрсететін журналды құру үшін біріктіріледі. Жадта сақталған тереңдік нақты уақыт түзетулері сияқты дәлдікпен түзетуге болады, сондықтан TAH-ның дәлдігінде ешқандай айырмашылық болмайды. Өлшенген сым тереңдігі әртүрлі өлшемдерден алынуы мүмкін, бірақ көбінесе калибрленген дөңгелек санауы немесе (дәлірек) кабель ұзындығының калибрленген сегменттерін ұсынатын магниттік маркерлер негізінде тіркеледі. Өлшемдерді серпімділікке байланысты созу және температураға түзету қажет. [1]

The oil and gas industry uses wireline logging to obtain a continuous record of a formation's rock properties. Wireline logging can be defined as being "The acquisition and analysis of geophysical data performed as a function of well bore depth, together with the provision of related services." Note that "wireline logging" and "mud logging" are not the same, yet are closely linked through the integration of the data sets. The measurements are made referenced to "TAH" True Along Hole depth: these and the associated analysis can then be used to infer further properties, such as hydrocarbon saturation and formation pressure, and to make further drilling and production decisions. Wireline logging is performed by lowering a 'logging tool' or a string of one or more instruments on the end of a wireline into an oil well (or borehole) and recording petrophysical properties using a variety of sensors. Logging tools developed over the years measure the natural gamma ray, electrical, acoustic, stimulated radioactive responses, electromagnetic, nuclear magnetic resonance, pressure and other properties of the rocks and their contained fluids. For this article, they are broadly broken down by the main property that they respond to. The data itself is recorded either at surface (real time mode), or in the hole (memory mode) to an electronic data format and then either a printed record or electronic presentation called a "well log" is provided to the client, along with an electronic copy of the raw data. Well logging operations can either be performed during the drilling process (see Logging While Drilling), to provide real time information about the formations being penetrated by the borehole, or once the well has reached Total Depth and the whole depth of the borehole can be logged. Real time data is recorded directly against measured cable depth. Memory data is recorded against time, and then depth data is simultaneously measured against time. The two data sets are then merged using the common time base to create an instrument response versus depth log. Memory recorded depth can also be corrected in exactly the same way as real time corrections are made, so there should be no difference in the attainable TAH accuracy. The measured cable depth can be derived from a number of different measurements, but is usually either recorded based on a calibrated wheel counter, or (more accurately) using magnetic marks which provide calibrated increments of cable length. The measurements made must then be corrected for elastic stretch and temperature. [1]

Желілік журналдардың көптеген түрлері бар және оларды олардың функциясы немесе қолданылатын технологиясы бойынша жіктеуге болады. «Ашық ұңғыма журналдары» мұнай немесе газ ұңғымасы құбырмен немесе қаптамамен қапталудан бұрын жасалады. «Қаптамалы ұңғыма журналдары» ұңғыма қаптамамен немесе өндіріс құбырымен қапталғаннан кейін жасалады. [2]

Желілік журналдарды өлшенген физикалық қасиеттеріне сәйкес кең категорияларға бөлуге болады.

Электрлік бүркемелер

1928 жылы Францияда Шлюмбергер ағайындары барлық формацияларды бағалау құралының негізін қалады – электрлік лог. Электрлік логтар сол кезден бері жоғары дәлдікке және күрделілікке жетті, бірақ негізгі қағидасы өзгерген жоқ. Көптеген жер асты формацияларында су, көбінесе тұзды су, кеуектерінде болады. Бұрғылау ұңғымасының айналасындағы тау жыныстары мен сұйықтықтардың электр тогына қарсы кедергісі минералдық бөлшектер мен суға толы кеуекті кеңістіктің көлемдік үлестерінің қосындысына пропорционалды. Егер кеуектер газбен немесе мұнаймен жартылай толтырылса, олар электр тогының өтуіне қарсы кедергі көрсетсе, формацияның жалпы кедергісі сумен толтырылған кеуектерге қарағанда жоғары болады. Өлшеулерді салыстыру үшін ыңғайлы жағдай жасау мақсатында, электрлік логтау құралдары формацияның бір куб метрінің кедергісін өлшейді. Бұл өлшеу кедергілік деп аталады. Қазіргі заманғы кедергілік логтау құралдары екі санатқа бөлінеді: Laterolog және Индукция, логтау қызметін ұсынатын компанияға байланысты әртүрлі коммерциялық аттары бар. Laterolog құралдары зондтағы электродтан тікелей формацияға электр тогын жібереді. Қайтару электродтары жер бетінде немесе зондтың өзінде орналасқан. Зондтағы электродтардың күрделі тізбегі (қорғау электродтары) токты формацияға бағыттайды және ток сызықтарының бұрғылау сұйықтығы арқылы тікелей қайтару электродына таралуын болдырмайды. Көптеген құралдар токтың тұрақтылығын сақтау үшін негізгі электродтағы кернеуді өзгертеді. Сондықтан бұл кернеу формацияның кедергілігіне пропорционалды. Ток зондтан формацияға ағып өтуі керек болғандықтан, бұл құралдар тек өткізгіш бұрғылау сұйықтығымен жұмыс істейді. Шын мәнінде, саздың кедергісі формацияның кедергісімен қатар өлшенетіндіктен, Laterolog құралдары саздың кедергісі формация кедергісіне қарағанда төмен болған кезде, яғни тұзды саздарда жақсы нәтиже береді. Индукциялық логтар зондтағы электрлік катушканы пайдаланып, формацияда индукция арқылы ауыспалы ток циклын тудырады. Бұл электрлік трансформаторларда қолданылатын физикалық қағида. Ауыспалы ток циклы өз кезегінде зондтағы басқа жерде орналасқан қабылдау катушкасында ток тудырады. Қабылдау катушкасындағы ток мөлшері ток циклінің күшіне, демек, формацияның өткізгіштігіне (кедергіліктің кері шамасы) пропорционалды. Радиальды (зерттеу тереңдігі) және осьтік (тік ажыратымдылық) формациялық ток циклдарын шоғырландыру үшін бірнеше таратушы және қабылдаушы катушкалар қолданылады. 80-ші жылдардың соңына дейін индукциялық логтаудың негізгі құралы 6FF40 зонды болды, ол номиналды арақашықтығы бар алты катушкадан тұрады. 90-шы жылдардан бері барлық ірі логтау компаниялары массивтік индукциялық құралдар деп аталатын құралдарды қолданады. Бұлар бір таратушы және көптеген қабылдаушы катушкалардан тұрады. Радиальды және осьтік фокус жасау катушкалардың физикалық орналасуы емес, бағдарламалық жасақтама арқылы жүзеге асырылады. Формация тогы логтау құралының айналасында дөңгелек циклдармен ағып жатқандықтан, саздың кедергісі формация кедергісімен қатар өлшенеді. Сондықтан индукциялық құралдар саздың кедергісі формация кедергісіне қарағанда жоғары болған кезде, яғни таза саз немесе өткізбейтін сұйықтық болғанда жақсы нәтиже береді. Мұнай негізіндегі саз, өткізбейтін болғандықтан, индукциялық логтау – жалғыз мүмкіндік. 1950 жылдардың соңына дейін электрлік логтар, саз логтары және үлгі логтары мұнайшының қару-жарағының көп бөлігін құрады. Сол кезде кеуектілік пен өткізгіштікті өлшейтін логтау құралдары қолданыла бастады. Біріншісі – микролог. Бұл екі электроды бар шағын электрлік лог. Біреуі 1/2" тереңдіктегі, ал екіншісі 1" – 2" тереңдіктегі формация кедергісін өлшейді. Бұл көріне мағынасыз өлшемнің мақсаты – өткізгіштікті анықтау. Ұңғыма қабырғасының өткізгіш бөліктері бұрғылау кезінде қалың саз қабаттарын қалыптастырады. Фильтрат деп аталатын саз сұйықтықтары формацияға сіңіп, саз қалдықтарын қалдырып, қабырғаны жақсылап бекітеді және фильтраттың "енуін" немесе сіңуін тоқтатады. Микрологтың қысқа тереңдіктегі электроды өткізгіш бөліктердегі сазды көреді. Тереңдіктегі 1" электроды фильтраттың енгенін байқайды. Өткізбейтін бөліктерде екі құрал да бірдей оқиды және іздер лог жолағында бірінің үстіне бірі түседі. Өткізгіш бөліктерде олар бөлінеді. Сондай-ақ 1950 жылдардың соңында кеуектілікті өлшейтін логтар жасалды. Оның негізгі екі түрі: ядролық кеуектілік логтары және дыбыстық логтар.

In 1928, the Schlumberger brothers in France developed the workhorse of all formation evaluation tools: the electric log. Electric logs have been improved to a high degree of precision and sophistication since that time, but the basic principle has not changed. Most underground formations contain water, often salt water, in their pores. The resistance to electric current of the total formation—rock and fluids—around the borehole is proportional to the sum of the volumetric proportions of mineral grains and conductive water filled pore space. If the pores are partially filled with gas or oil, which are resistant to the passage of electric current, the bulk formation resistance is higher than for water filled pores. For the sake of a convenient comparison from measurement to measurement, the electrical logging tools measure the resistance of a cubic meter of formation. This measurement is called resistivity. Modern resistivity logging tools fall into two categories, Laterolog and Induction, with various commercial names, depending on the company providing the logging services. Laterolog tools send an electric current from an electrode on the sonde directly into the formation. The return electrodes are located either on surface or on the sonde itself. Complex arrays of electrodes on the sonde (guard electrodes) focus the current into the formation and prevent current lines from fanning out or flowing directly to the return electrode through the borehole fluid. Most tools vary the voltage at the main electrode in order to maintain a constant current intensity. This voltage is therefore proportional to the resistivity of the formation. Because current must flow from the sonde to the formation, these tools only work with conductive borehole fluid. Actually, since the resistivity of the mud is measured in series with the resistivity of the formation, laterolog tools give best results when mud resistivity is low with respect to formation resistivity, i. e., in salty mud. Induction logs use an electric coil in the sonde to generate an alternating current loop in the formation by induction. This is the same physical principle as is used in electric transformers. The alternating current loop, in turn, induces a current in a receiving coil located elsewhere on the sonde. The amount of current in the receiving coil is proportional to the intensity of current loop, hence to the conductivity (reciprocal of resistivity) of the formation. Multiple transmitting and receiving coils are used to focus formation current loops both radially (depth of investigation) and axially (vertical resolution). Until the late 80's, the workhorse of induction logging has been the 6FF40 sonde which is made up of six coils with a nominal spacing of Since the 90's all major logging companies use so called array induction tools. These comprise a single transmitting coil and a large number of receiving coils. Radial and axial focusing is performed by software rather than by the physical layout of coils. Since the formation current flows in circular loops around the logging tool, mud resistivity is measured in parallel with formation resistivity. Induction tools therefore give best results when mud resistivity is high with respect to formation resistivity, i. e., fresh mud or non conductive fluid. In oil base mud, which is non conductive, induction logging is the only option available. Until the late 1950s electric logs, mud logs and sample logs comprised most of the oilman's armamentarium. Logging tools to measure porosity and permeability began to be used at that time. The first was the microlog. This was a miniature electric log with two sets of electrodes. One measured the formation resistivity about 1/2" deep and the other about 1" 2" deep. The purpose of this seemingly pointless measurement was to detect permeability. Permeable sections of a borehole wall develop a thick layer of mudcake during drilling. Mud liquids, called filtrate, soak into the formation, leaving the mud solids behind to ideally seal the wall and stop the filtrate "invasion" or soaking. The short depth electrode of the microlog sees mudcake in permeable sections. The deeper 1" electrode sees filtrate invaded formation. In nonpermeable sections both tools read alike and the traces fall on top of each other on the stripchart log. In permeable sections they separate. Also in the late 1950s porosity measuring logs were being developed. The two main types are: nuclear porosity logs and sonic logs.

Көлдірлілік журналдары

Екі негізгі ядролық саңылаулылық журналы – тығыздық және нейтрондық журналдар. Тығыздық өлшеу құралдарының құрамында цезий-137 гамма-сәуле көзі бар, ол 662 кэВ гамма-сәулелерімен қабатты сәулелендіреді. Бұл гамма-сәулелері қабаттағы электрондармен өзара әрекеттеседі және Комптон шашырауы арқылы энергиясын жоғалтады. Гамма-сәулесінің энергиясы 100 кэВ-тан төмен түскеннен кейін фотоэлектрлік сіңіру басым болады: гамма-сәулелері қабатпен сіңіріледі. Комптон шашырауынан энергия жоғалту мөлшері қабаттың бірлік көлеміндегі электрондар санымен байланысты. Көптеген элементтер үшін (Z = 20-дан төмен) атомдық салмақтың (A) атомдық санға (Z) қатынасы 2-ге жақын болғандықтан, гамма-сәулесінің энергиясы бірлік көлемге шаққандағы зат мөлшерімен, яғни қабаттың тығыздығымен байланысты. Гамма-сәулелерін анықтаушы құрылғы көзден белгілі бір қашықтықта орналасқан, аман қалған гамма-сәулелерін тіркеп, оларды бірнеше энергия терезесіне жіктейді. Жоғары энергиялы гамма-сәулелерінің саны Комптон шашырауы арқылы, демек қабаттың тығыздығы арқылы бақыланады. Төмен энергиялы гамма-сәулелерінің саны фотоэлектрлік сіңіру арқылы бақыланады, бұл қабаттың орташа атомдық санына (Z) тікелей байланысты, демек литологияға. Қазіргі заманғы тығыздық өлшеу құралдары екі немесе үш детекторды қамтиды, олар кейбір бұрғылау әсерлерін, әсіресе құрал мен қабат арасындағы саз қабатының болуын өтеуге мүмкіндік береді. Қабаттағы минералдардың тығыздығы мен тесік сұйықтықтарының тығыздығы арасында үлкен айырмашылық болғандықтан, минералдық және сұйықтық тығыздықтары белгілі болған жағдайда пішінділікті өлшенген қабаттың көлемдік тығыздығынан оңай анықтауға болады. Нейтрондық саңылаулылық өлшеу құралдарында америций-бериллий нейтрондық көзі бар, ол қабатты нейтрондармен сәулелендіреді. Бұл нейтрондар қабаттағы ядролармен серпімді соқтығысулар арқылы энергиясын жоғалтады. Олардың энергиясы жылу деңгейіне дейін төмендегеннен кейін, олар көзден кездейсоқ таралып, ақырында ядромен сіңіріледі. Сутек атомдарының массасы нейтрон массасына шамалас болғандықтан, сутек нейтрондардың жылдамдығын төмендетуге басты үлес қосады. Бұл нүктеге жеткен нейтрондардың санын көзден белгілі бір қашықтықтағы детектор тіркейді. Жылу деңгейіне дейін баяулаған нейтрондар детекторға жетуден бұрын қабатпен сіңірілу ықтималдығы жоғары. Нейтрондық санау жылдамдығы қабаттағы сутегі мөлшерімен кері пропорционалды. Сутек көбінесе тесік сұйықтықтарында (су, көмірсутектер) кездесетін болғандықтан, санау жылдамдығын көрінетін пішінділікке айналдыруға болады. Қазіргі заманғы нейтрондық журналдар әдетте бұрғылаудың кейбір әсерлерін өтеу үшін екі детекторды қамтиды. Пішінділік бір детектордағы санау жылдамдықтарынан емес, осы екі детектордағы санау жылдамдықтарының арақатынасынан анықталады. Нейтрондық және тығыздық журналдарын біріктіру литологияның осы екі пішінділік өлшемдеріне қарама-қарсы әсер ететінін пайдаланады. Нейтрондық және тығыздық пішінділігінің орташасы литологияға қарамастан нақты пішінділікке жақын болады. Бұл комбинацияның тағы бір артықшылығы – «газ әсері». Газ сұйықтықтарға қарағанда тығыздығы төмен болғандықтан, тығыздықтан туындайтын пішінділік тым жоғары болады. Газдың, керісінше, сұйықтықтарға қарағанда бірлік көлемге сутегінің мөлшері әлдеқайда аз: сутегі мөлшеріне негізделген нейтрондық пішінділік тым төмен болады. Егер екі журнал да үйлесімді масштабта көрсетілсе, олар сұйықтықпен толтырылған таза қабаттарда бір-біріне жабысады және газбен толтырылған қабаттарда кеңінен бөлінеді. Соник журналдары пингер және микрофондық құрылымды пайдаланып, зондтың бір шетінен екінші шетіне дейінгі дыбыс жылдамдығын өлшейді. Тастың белгілі бір түрі үшін акустикалық жылдамдық пішінділікке кері пропорционалды өзгереді. Егер қатты тау жынысы арқылы дыбыстың жылдамдығы 0% пішінділік өлшемі ретінде қабылданса, баяу жылдамдық әдетте қабат суымен толтырылған жоғары пішінділіктің көрсеткіші болып табылады. Соник және тығыздық-нейтрондық журналдар пішінділікті негізгі ақпарат ретінде береді. Соник журналдары бұрғылау орнынан қашықтағы ақпаратты оқиды, сондықтан бұрғылау орнының бөліктері қазылған жерлерде олар тиімді. Олар тереңірек оқығандықтан, тығыздық-нейтрондық журналдарға қарағанда орташа қабатты көбірек көрсетеді. Қазіргі заманғы соник конфигурацияларында зондтың екі шетінде орналасқан пингерлер мен микрофондар, сондай-ақ компьютерлік талдау орташалауды азайтады. Орташалау қабат сейсмикалық параметрлерге бағаланғанда артықшылық болып табылады, бұл қабатты бағалаудың басқа саласы. Бұл мақсат үшін арнайы журнал – Ұзақ аралықты соник журналдары кейде қолданылады. Сейсмикалық сигналдар (жердегі дыбыстық толқынның бір дүмпуі) қабаттың ондаған, тіпті жүздей футын орташалайды, сондықтан орташа соник журналы сейсмикалық толқынмен тікелей салыстырылады. Тығыздық-нейтрондық журналдар қабатты бұрғылау қабырғасынан шамамен 4-тен астам аралықта оқиды. Бұл жұқа қабаттарды анықтауда артықшылық болып табылады. Егер тесік нашар қазылған болса, бұл кемшілік. Егер қазылу тереңдігі бірнеше дюймнан аспаса, түзетулер автоматты түрде жасалуы мүмкін. Зондтағы калиперлік қол бұрғылау орнының профилін өлшейді және түзету есептеледі және пішінділік өлшеміне қосылады. Алайда, егер қазылу тереңдігі төрт дюймнан асып кетсе, тығыздық-нейтрондық журнал бұрғылау балшығын ғана оқиды.

The two main nuclear porosity logs are the Density and the Neutron log. Density logging tools contain a caesium 137 gamma ray source which irradiates the formation with 662 keV gamma rays. These gamma rays interact with electrons in the formation through Compton scattering and lose energy. Once the energy of the gamma ray has fallen below 100 keV, photoelectric absorption dominates: gamma rays are eventually absorbed by the formation. The amount of energy loss by Compton scattering is related to the number electrons per unit volume of formation. Since for most elements of interest (below Z = 20) the ratio of atomic weight, A, to atomic number, Z, is close to 2, gamma ray energy loss is related to the amount of matter per unit volume, i. e., formation density. A gamma ray detector located some distance from the source, detects surviving gamma rays and sorts them into several energy windows. The number of high energy gamma rays is controlled by compton scattering, hence by formation density. The number of low energy gamma rays is controlled by photoelectric absorption, which is directly related to the average atomic number, Z, of the formation, hence to lithology. Modern density logging tools include two or three detectors, which allow compensation for some borehole effects, in particular for the presence of mud cake between the tool and the formation. Since there is a large contrast between the density of the minerals in the formation and the density of pore fluids, porosity can easily be derived from measured formation bulk density if both mineral and fluid densities are known. Neutron porosity logging tools contain an americium beryllium neutron source, which irradiates the formation with neutrons. These neutrons lose energy through elastic collisions with nuclei in the formation. Once their energy has decreased to thermal level, they diffuse randomly away from the source and are ultimately absorbed by a nucleus. Hydrogen atoms have essentially the same mass as the neutron; therefore hydrogen is the main contributor to the slowing down of neutrons. A detector at some distance from the source records the number of neutron reaching this point. Neutrons that have been slowed down to thermal level have a high probability of being absorbed by the formation before reaching the detector. The neutron counting rate is therefore inversely related to the amount of hydrogen in the formation. Since hydrogen is mostly present in pore fluids (water, hydrocarbons) the count rate can be converted into apparent porosity. Modern neutron logging tools usually include two detectors to compensate for some borehole effects. Porosity is derived from the ratio of count rates at these two detectors rather than from count rates at a single detector. The combination of neutron and density logs takes advantage of the fact that lithology has opposite effects on these two porosity measurements. The average of neutron and density porosity values is usually close to the true porosity, regardless of lithology. Another advantage of this combination is the "gas effect." Gas, being less dense than liquids, translates into a density derived porosity that is too high. Gas, on the other hand, has much less hydrogen per unit volume than liquids: neutron derived porosity, which is based on the amount of hydrogen, is too low. If both logs are displayed on compatible scales, they overlay each other in liquid filled clean formations and are widely separated in gas filled formations. Sonic logs use a pinger and microphone arrangement to measure the velocity of sound in the formation from one end of the sonde to the other. For a given type of rock, acoustic velocity varies indirectly with porosity. If the velocity of sound through solid rock is taken as a measurement of 0% porosity, a slower velocity is an indication of a higher porosity that is usually filled with formation water with a slower sonic velocity. Both sonic and density neutron logs give porosity as their primary information. Sonic logs read farther away from the borehole so they are more useful where sections of the borehole are caved. Because they read deeper, they also tend to average more formation than the density neutron logs do. Modern sonic configurations with pingers and microphones at both ends of the log, combined with computer analysis, minimize the averaging somewhat. Averaging is an advantage when the formation is being evaluated for seismic parameters, a different area of formation evaluation. A special log, the Long Spaced Sonic, is sometimes used for this purpose. Seismic signals (a single undulation of a sound wave in the earth) average together tens to hundreds of feet of formation, so an averaged sonic log is more directly comparable to a seismic waveform. Density neutron logs read the formation within about four to of the borehole wall. This is an advantage in resolving thin beds. It is a disadvantage when the hole is badly caved. Corrections can be made automatically if the cave is no more than a few inches deep. A caliper arm on the sonde measures the profile of the borehole and a correction is calculated and incorporated in the porosity reading. However, if the cave is much more than four inches deep, the density neutron log is reading little more than drilling mud.

Литология журналдары - SP және гамма сәулелері

Тағы екі құрал бар, SP журналы және гамма-сәуле журналы, олардың бірі немесе екеуі де сымды қабаттау кезінде дерлік әрқашан қолданылады. Олардың нәтижелері әдетте жоғарыда сипатталған электрлік және кеуектілік журналдарымен бірге ұсынылады. Бұрғылау ұңғымасының айналасындағы тау жыныстарының сипатын анықтау үшін олардың маңызы зор. SP журналы, «Спонтандық потенциал», «Өзіндік потенциал» немесе «Шильдік потенциал» деп те аталады, – бұл вольтметрмен өлшенетін кернеу немесе белгілі бір тереңдіктегі ұңғымадағы саз және жер бетіндегі, ұңғымадан шалғайда орналасқан мыс тіреуіш арасындағы электрлік потенциал айырмашылығы. Бұрғылау сазы мен қабат суы арасындағы тұздылықтың айырмашылығы табиғи батарея рөлінде әрекет етеді және бірнеше кернеу эффектілерін тудырады. Бұл «батарея» тау жынысындағы жеткілікті өткізгіштік болған жағдайда, иондардың ұңғыма мен қабат суы арасында қозғалуына себеп болады. Ең маңызды кернеу өткізгіш қабат иондардың қозғалуына мүмкіндік бергенде пайда болады, бұл қабат суы мен саз арасындағы кернеуді азайтады. Иондардың қозғалысы шектелген басқа өткізбейтін бөліктермен салыстырғанда, мұндай бөліктерде кернеу айырмашылығы байқалады. Бұрғылау құбығы ұңғымадан шығарылғанда саздық айналмайтындықтан, саз бағанындағы иондардың вертикальды қозғалысы өте баяу жүреді. Мыс тіреуіш ұңғыманың әр бөлігі үшін SP кернеуін өлшеуге арналған эталондық нүкте қызметін атқарады. Сонымен қатар, саз жүйесінің әсерінен қабатқа сүзіліп кіретін саздық сүзіндісі сияқты, бірнеше шағын кернеулер де болуы мүмкін. Бұл ағын иондарды тасымалдайды және кернеу тудыратын ток құрайды. Бұл басқа кернеулер саздық пен қабат суы арасындағы тұздылық контрастынан туындайтын кернеуге қарағанда маңыздылығы жағынан екінші орында тұрады. SP журналының ерекшеліктері әлі де зерттелуде. Теория бойынша, дерлік барлық кеуекті тау жыныстарында су бар. Кейбір кеуектер сумен толығымен толтырылған. Ал басқаларында тау жынысының бетін ылғалдандыратын су молекулаларының жұқа қабаты болады, ал қалған бөлігін газ немесе мұнай толтырады. Құмтастар мен кеуекті әктастарда қабат бойында судың үздіріліссіз қабаты болады. Суға аздап өткізгіштік болса, иондар тау жынысы арқылы қозғалып, жақын маңдағы саздықпен кернеу айырмашылығын азайта алады. Шиферлер судың немесе иондардың қозғалуына жол бермейді. Олардың суы көп болғанымен, ол шиферді құрайтын жалпақ балшық кристалдарының бетіне байланысқан күйде болады. Осылайша, шиферге қарсы саздық бөліктерде оның кернеу айырмашылығы сақталады. SP журналын тіркеу құралы ұңғыма бойымен жоғары көтерілгенде, ол эталондық тіреуіш пен шиферге және құмтасқа немесе әктасқа қарсы саздық арасындағы кернеу айырмашылығын өлшейді. Нәтижесінде алынған қисық тау жыныстарының өткізгіштігін және жанама түрде олардың литологиясын көрсетеді. SP қисықтары уақыт өте келе иондардың саз бағанының жоғары және төмен бөліктеріне таралуына байланысты бұзылады. Сонымен қатар, ол басқа тіркеу құралдарының тудыратын шағылысқан кернеулерге де ұшырауы мүмкін. Осы себепті ескі, қарапайым журналдар көбінесе қазіргі заманғы журналдарға қарағанда жақсы SP қисықтарына ие. Бір аймақта тәжірибесі бар болған жағдайда, жақсы SP қисығы білікті маманға дельталар, нүктелі бағандар немесе жағалау сулары сияқты шөгінді ортаны анықтауға мүмкіндік береді. Гамма-сәуле журналы – бұрғылау қабырғаларынан шығатын табиғи гамма-сәулеленуін өлшеу. Құмтастар әдетте радиоактивті емес кварцтан, ал әктастар радиоактивті емес кальциттен тұрады. Алайда, шиферлер балшықтағы калий изотоптарының, сорғышқан уран мен торийдің болуына байланысты табиғи түрде радиоактивті болады. Осылайша, ұңғымада гамма-сәулелерінің болуы немесе болмауы айналадағы қабаттағы шифер немесе балшық мөлшерін көрсетеді. Гамма-сәуле журналы ауамен немесе мұнайға негізделген саздықтармен бұрғыланған ұңғымаларда пайдалы, өйткені мұндай ұңғымаларда SP кернеуі болмайды. Тіпті суға негізделген саздықтарда да гамма-сәуле және SP журналдары көбінесе бірге тіркеледі. Олар бір-бірін тексеріп, радиоактивті емес немесе ерекше иондық химиясы бар шиферлік бөліктерді анықтауға көмектеседі. Гамма-сәуле журналы көмірлі қабаттарды анықтауға да пайдалы, олар жергілікті геологияға байланысты төмен немесе жоғары сәулелену деңгейіне ие болуы мүмкін. Бұдан басқа, гамма-сәуле журналы болат қаптаманың ішінде де жұмыс істейді, сондықтан қаптамалы ұңғыманы бағалау қажет болғанда ол өте маңызды.

There are two other tools, the SP log and the Gamma Ray log, one or both of which are almost always used in wireline logging. Their output is usually presented along with the electric and porosity logs described above. They are indispensable as additional guides to the nature of the rock around the borehole. The SP log, known variously as a "Spontaneous Potential", "Self Potential" or "Shale Potential" log is a voltmeter measurement of the voltage or electrical potential difference between the mud in the hole at a particular depth and a copper ground stake driven into the surface of the earth a short distance from the borehole. A salinity difference between the drilling mud and the formation water acts as a natural battery and will cause several voltage effects. This "battery" causes a movement of charged ions between the hole and the formation water where there is enough permeability in the rock. The most important voltage is set up as a permeable formation permits ion movement, reducing the voltage between the formation water and the mud. Sections of the borehole where this occurs then have a voltage difference with other nonpermeable sections where ion movement is restricted. Vertical ion movement in the mud column occurs much more slowly because the mud is not circulating while the drill pipe is out of the hole. The copper surface stake provides a reference point against which the SP voltage is measured for each part of the borehole. There can also be several other minor voltages, due for example to mud filtrate streaming into the formation under the effect of an overbalanced mud system. This flow carries ions and is a voltage generating current. These other voltages are secondary in importance to the voltage resulting from the salinity contrast between mud and formation water. The nuances of the SP log are still being researched. In theory, almost all porous rocks contain water. Some pores are completely filled with water. Others have a thin layer of water molecules wetting the surface of the rock, with gas or oil filling the rest of the pore. In sandstones and porous limestones there is a continuous layer of water throughout the formation. If there is even a little permeability to water, ions can move through the rock and decrease the voltage difference with the mud nearby. Shales do not allow water or ion movement. Although they may have a large water content, it is bound to the surface of the flat clay crystals comprising the shale. Thus mud opposite shale sections maintains its voltage difference with the surrounding rock. As the SP logging tool is drawn up the hole it measures the voltage difference between the reference stake and the mud opposite shale and sandstone or limestone sections. The resulting log curve reflects the permeability of the rocks and, indirectly, their lithology. SP curves degrade over time, as the ions diffuse up and down the mud column. It also can suffer from stray voltages caused by other logging tools that are run with it. Older, simpler logs often have better SP curves than more modern logs for this reason. With experience in an area, a good SP curve can even allow a skilled interpreter to infer sedimentary environments such as deltas, point bars or offshore tidal deposits. The gamma ray log is a measurement of naturally occurring gamma radiation from the borehole walls. Sandstones are usually nonradioactive quartz and limestones are nonradioactive calcite. Shales however, are naturally radioactive due to potassium isotopes in clays, and adsorbed uranium and thorium. Thus the presence or absence of gamma rays in a borehole is an indication of the amount of shale or clay in the surrounding formation. The gamma ray log is useful in holes drilled with air or with oil based muds, as these wells have no SP voltage. Even in water based muds, the gamma ray and SP logs are often run together. They comprise a check on each other and can indicate unusual shale sections which may either not be radioactive, or may have an abnormal ionic chemistry. The gamma ray log is also useful to detect coal beds, which, depending on the local geology, can have either low radiation levels, or high radiation levels due to adsorption of uranium. In addition, the gamma ray log will work inside a steel casing, making it essential when a cased well must be evaluated.