8 и 9 лекция наклонные. 9. Рациональный комплекс гис при исследовании горизонтальных и наклонных скважин

• Название: 9. Рациональный комплекс гис при исследовании горизонтальных и наклонных скважин
• Дата: 19.10.2020
• Размер: 106.5 Kb.
• Имя файла: 8 и 9 лекция наклонные.doc
• Тип: Анализ; #143869

9. Рациональный комплекс ГИС при исследовании горизонтальных и наклонных скважин
В практике проведения ГИС горизонтальных скважин в нашей стране используется автономная комплексная аппаратура, спускаемая на буровом инструменте,причём привязка результатов исследований к разрезу скважин производится по времени с помощью глубиномера.

Разработкой кабельных технологий для исследования горизонтальной и сильно наклонной частей ствола скважин занимался ряд фирм, были выработаны технологии проведения ГИС на полужёстком трубопроводе, прокачки с помощью насоса и др.

Анализ применяющихся и апробированных технологий проведения ГИС в горизонтальной части ствола позволяет провести их классификацию, причём за признаки классификации приняты способ соединений кабельной линии связи и способ доставки сборки скважинной аппаратуры в интервал исследований , подчиненное значение имеют дополнительные признаки – такие, как наличие герметизации устья, наличие заталкивающего устройства, сбросовых линий связи и т.д.

Наиболее простой технологией проведения ГИС в ГС является спуск на буровом инструменте автономного прибора, представляющего собой сборку скважинной аппаратуры с необходимым комплексом ГИС.

Во ВНИИГИС НПГП ГЕРС разработан аппаратурно-методический комплекс «Горизонт-1». АМК «Горизонт-1» содержит скважинное оборудование, в которое входит стеклопластиковый корпус с переводником, батарея питания, блок хранения информации, зондовые устройства для получения кривых КС, ПС, ГК, НГК, инклинометрии, блок электроники, наземное оборудование, включающее в себя глубиномер, датчик веса (натяжение талевого каната) и т д, наземный пульт и персональный компьютер с периферией.

При спуске и подъёме автономного прибора в ПК записывается время и глубина нахождения в данное время автономного прибора. В течение 1,5-2 часов ПК выдаёт траекторию скважины и данные ГИС (результаты обработки) в функции глубины как по длине ствола, так и по вертикали.

Все измерительные зонды АМК «Горизонт» выведены на поверхность стеклопластикового корпуса, а не находятся в «электропрозрачном» контейнере, что имеет принципиальное значение для получения измеренных значений сопротивления пласта.

Соотношение данных ГИС, получаемых в процессе бурения и кабельными СГИИС.

Полевые испытания указывают на то, что обе методики взаимно дополняют друг друга.

Несмотря на трудности ГИС в процессе бурения, приборы для CDR и CDN-измерений применяются в 95% интервала проходки бурением. Диаграммы ГИС в процессе бурения могут дать существенную информацию о пласте, через который прошло долото, но сами они не могут обеспечить точность и высокую разрешающую способность, какие получаем при кабельных технологиях. Значимость кабельных технологий, кроме помощи процессу бурения, приобретает особую важность, когда необходимо обеспечить минимальное количество данных, как только долото достигло пласта. Это относится и к искривленным и к горизонтальным скважинам. В эксплуатационных скважинах в последнее время кривые ГИС в процессе бурения могут заменять с целью корреляции промежуточные данные ГИС.

Гис на кабеле дополняют измерения в процессе бурения следующим образом.

Измерения на кабеле обеспечивают описание пласта с высокой разрешающей способностью. Они применяются для определения объёмных характеристик породы и флюида и детального описания статических и динамических характеристик коллектора. Такие измерения включают фазоиндукционный двойной боковой, литоплотностной высокой разрешающей способности и компенсированный нейтронный приборы, измерения микросканером, наклонометрию, акустику, а также результаты измерений давления и отбора проб опробователем пласта многократного действия.

Измерения сопротивления, где проникновение происходит быстро и глубоко, выходят за пределы диапазона прибора CDR, но находятся в пределах диапазона бокового и индукционного приборов на кабеле, которые исследуют до 3м.

Измерения на кабеле могут дополнять описание пласта, начатое измерениями в процессе бурения. Например, в маломощных пластах прибор распространения электромагнитных волн и пластовый микросканер могут дополнять описание пласта.

Сопротивление пород от 50 до 1000 омм может измеряться только приборами на кабеле, которые имеют более широкий, по сравнению с прибором CDR, динамический диапазон. Прибор CDR предназначен, в первую очередь, для песчано-глинистой окружающей породы со средними контрастами сопротивления пласта и раствора. Диапазон измерения фазового смещения для короткого зонда составляет 0,2 – 200 омм, а для длинного зонда – 0,2 – 50 омм.

Один рейс на кабеле включает обычно механический каверномер, который применяется для оценки объёма цемента, наилучшим образом определяемого непосредственно перед обсадкой. Каверномер на кабеле играет важную роль для ввода поправок в данные ГИС. Рейс на кабеле обычно включает кривую ПС, которая имеет большое значение для оценки сопротивления воды и обнаружения песчаников.

Измерения в процессе бурения, в свою очередь, дополняют измерения на кабеле:

- основным назначением измерений сопротивления в процессе бурения является то, что они дают экспрессные результаты для определения проникновения переходной зоны;

- глубокое проникновение по времени иногда искажает газопоказания, которые могут быть обнаружены экспрессно только на диаграммах ГИС в процессе бурения;

- прибор CDR видит пласт до его значительного разрушения, поэтому он даёт лучшее качество измерения пористости по сравнению с измерениями на кабеле при глубокой эрозии.

Основной особенностью ГС является расположение её оси параллельно или под небольшим углом относительно плоскости геологических напластований, т.е. в отличие от вертикальных скважин, вокруг ГС может наблюдаться радиальная анизотропия петрофизических свойств горных пород. Поэтому при ПГИ ГС характер геофизических полей, т.е. значения измеряемых параметров и форма кривых будут в той или иной степени иными, чем при исследовании того же объекта в вертикальной скважине. Степень влияния указанной особенности ГС на результаты геофизических исследований зависит как от физических основ методов ГИС, так и от литологии вскрытого пласта-коллектора.

В общем случае для осадочных пород характерна плоско-параллельная текстура (горизонтальная слоистость), однако в зонах развития карбонатных коллекторов, имеющих массивно-площадной характер, современный облик структурно-текстурных особенностей определяется прошедшими в данном литогидрокомплексе постгенетическими гидрохимическими процессами, что предопределяет хаотичное (изотропное) распределение петрофизических макро- и микронеоднородностей как по вертикали, так и по горизонтали.

В карбонатных коллекторах вокруг ГС более вероятна осевая симметрия распределения петрофизических неоднородностей (аналог радиальной изотропии в вертикальных скважинах). Терригенным отложениям присуща генетическая макро- и микрослоистость как в целом по разрезу, так и для отдельного квазиоднородного (по данным ГИС или другой информации) пласта-коллектора. Таким образом, обусловленный петрофизическими особенностями среды характер геофизических полей в горизонтальных скважинах в терригенном разрезе значительно отличается от такового в вертикальных, в карбонатном же, как правило, является адекватным.

Другим, наиболее существенным фактором, определяющим различия геофизических полей в вертикальных и горизонтальных скважинах, является специфика строения зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пластах коллекторах, вскрытых ГС. В условиях ГС, вследствие особенности пространственного расположения её ствола в геологическом разрезе, механизм формирования зоны проникновения иеё геометрия кардинально отличаются от таковых в вертикальных скважинах и определяются текстурно-структурными особенностями коллектора, корреляционно связанными с его литологией.

На рис.9.1.,а представлена гипотетическая изометрическая модель строения зоны проникновения в анизотропном пласте-коллекторе неограниченной толщины, расчленённом непроницаемыми микрослоями на ряд тонких пластов, вскрытом вертикальной, наклонной и горизонтальной частями ствола скважины. Видно, что в вертикальных скважинах в пластах –коллекторах, независимо от степени их вертикальной однородности, т.е. наличия или отсутствия в них непроницаемых (глинистых, плотных и т.п.) микро- и макрослоёв, расчленяющих общую толщину коллектора на отдельные подчинённые пропластки, зона проникновения формируется коаксиально стволу скважины, фронтально по всей эффективной мощности коллектора и в нормальном к стволу скважины сечении имеет кольцевую форму. В горизонтальной же части ствола, вскрывшей тот же объект, проникновение происходит только в отдельный проницаемый пропласток, непосредственно контактирующий со стволом скважины, так как от остальной части коллектора он гидродинамически изолирован непроницаемыми или слабопроницаемыми пропластками. В нормальном к стволу ГС сечении такая зона проникновения имеет форму крыльев относительно ствола скважины, отсюда - «крыльевая» форма зоны проникновения. Данная модель типична для большинства терригенных коллекторов.

В нефтенасыщенных пластах с однородно-хаотичным (изотропным) распределением петрофизических неоднородностей и развитой вертикальной проницаемостью в процессе формирования зоны проникновения происходит гравитационное перераспределение фильтрата промывочной жидкости и пластового флюида – нефти, в результате чего зона проникновения «тонет» в пласте относительно нижней (подошвенной) стенки ГС, образуя подошвенную зону проникновения (рис.9. 1,б). Интенсивность формирования зоны проникновения такой геометрии усиливается за счёт селективной принудительно направленной фильтрации ПЖ через нижнюю стенку ствола ГС вследствие сдирания с неё глинистой корки в процессе образования желобов при спуско-подъёмных операциях бурового инструмента. На рис.9.1 ,б видно, что зона проникновения подошвенной формы может формироваться в изотропных коллекторах не только в ГС, но и в наклонных скважинах с зенитными углами ствола более 45^о. Практика показывает, что подошвенная модель строения зоны проникновения характерна для карбонатных коллекторов артинских, каширских, башкирских, тупнейских, фаменских отложений и всех биогерм в разрезе нефтяных месторождений Волго-Урала, а также для пластов песчаников значительной толщины с высокой пористостью и хорошо развитой горизонтальной и вертикальной проницаемостью.

Анализ накопленного материала ГИС, изложенных выше особенностей условий ГС и физических основ методов позволяет сделать некоторые выводы о геофизической и геологической информативности промыслово-геофизических исследований в ГС. Методы электрометрии (ПЗ, ГЗ, ВМ, ИМ, ВКП, ПС) не несут однозначной информации о границах пластов, пересечённых ГС, т.к. вследствие достаточной глубинности методов влияние верхнего и нижнего пласта на их показания начинается ещё до встречи его границ (кровли или подошвы ) со стволом ГС, что и вызывает «размывание» граничного эффекта. Степень «размыва» зависит от многих факторов: угла встречи оси скважины и границ пластов, структурно-текстурных особенностей и сопротивления пластов, продольной и радиальной характеристик зондов и др. горизонтальная слоистость отложений, параллельная оси ГС, оказывает специфическое влияние и на результаты акустических мсследований скважин на головных волнах.

В отличие от методов электрометрии и акустических исследований скважин методы радиометрии (НГК, ННК, ГК) обладают меньшей глубинностью исследования, а их результаты не зависят от структурно-0текстурных особенностей коллекторов и определяются их общим водородосодержанием и элементным составом скелета. В силу этого характер вскрытия разреза (вертикальные или горизонтальные скважины) не оказывает влияния на результаты радиометрии, и в условиях ГС они являются наиболее пригодными при определении границ пластов, общей пористости и уточнении литологических особенностей объекта.

Исследования в ГС методом ВЭЗ с целью определения удельного электрического сопротивления пластов-коллекторов лишены практического смысла, т.к. в настоящее время отсутствует теоретическая база интерпретации результатов БЭЗ в условиях радиальной петрофизической анизотропии и асимметричного строения зоны проникновения вокруг ствола ГС.

Комплекс БК и ИК, положительно зарекомендовавший себя при исследованиях вертикальных и наклонных скважин, и в условиях ГС являются наиболее эффективным при определении удельных сопротивлений пластов-коллекторов или близких к ним значений, т.е. при оценке характера их нефтенасыщенности. При этом необходимо подчеркнуть, что в ГС характер показаний БК и ИК в коллекторах иной, чем в условиях вертикальных скважин. Из анализа физических основ методов и результатов промыслово-геофизических исследований в различных нефтегазодобывающих регионах следует, что в ГС характер показаний БК и ИК в коллекторах иной, чем в условиях вертикальных скважин. Из анализа физических основ методов и результатов ПГИ в различных нефтегазодобывающих регионах следует, что в вертикальных и наклонных скважинах на нефтяных месторождениях с минерализацией пластовых вод 40 – 250 г/л в интервалах пластов-коллекторов показания БК всегда выше показаний ИК, т.е. отношения кажущихся значений сопротивлений ρ_БК и ρ_ИК больше единицы (ρ_БК/ρ_ИК > 1). В горизонтальных же скважинах нефтенасыщенные коллекторы характеризуются инверсией отношений показаний БК и ИК (ρ_БК / ρ_ИК< 1), что обусловлено особенностями геометрии зоны проникновения. На рис.9.2 в виде априорных моделей электрических моделей электрических полей БК и ИК в нефтенасыщенных коллекторах (анизотропных и изотропных) с зоной понижающего (в,д) и повышающего (б,г) проникновения кольцевой (а), крыльевой (г,д) и подошвенной (б,в) форм. На рис.9.2 видно, что в вертикальных скважинах (а) в коллекторах при любом виде проникновения токовые линии БК пересекают зону проникновения и незатронутую проникновением часть пласта последовательно , а ИК – параллельно. В горизонтальных же скважинах, вследствие особенностей геометрии зоны проникновения, токовые линии ИК и БК охватывают зону проникновения и незатронутую часть пласта и последовательно и параллельно. О характере соотношений кажущихся сопротивлений БК и ИК, сопротивлений зоны проникновения и незатронутой части нефтенасыщенного или водонасыщенного пласта в зависимости от характера проникновения и текстурно-структурных особенностей пласта (анизотропный или изотропный) даёт представление таблица 9.1, составленная на основании анализа данных рис.9.1 ,9.2 .

Результаты анализа данных таблицы позволяют сделать важный вывод о том, что в условиях ГС в нефтенасыщенных пластах значения ИК и БК должны быть близки между собой и к удельному сопротивлению пласта, причем показания ИК будут, как правило, выше, чем БК. Результаты же исследований БК и ИК показывают, что в ГС (с зенитными углами = 85 – 95⁰) в нефтенасыщенных терригенных и карбонатных коллекторах отношение ρ_БК/ρ_ИК варьирует в пределах 0,8 – 1,7. В то же время в наклонных (зенитный угол= 45 – 80⁰) частях ствола коллекторы характеризуются отношениями ρ_БК/ρ_ИК= 0,5–1, что, на первый взгляд, противоречит выводу по табл.9.1.

Однако следует знать, что отношение ρ_БК/ρ_ИК зависит от угла встречи ствола скважины с плоскостью геологических напластований и от текстурно-структурного строения коллектора, т.е., в итоге, от геометрии зоны проникновения. Следовательно:

1. если отношение ρ_БК/ρ_ИК<1, то зона проникновения имеет кольцевую форму (при любых углах встречи ствола скважины с плоскостью геологических напластований и при любых зенитных углах), т.е. вокруг ствола скважины наблюдается радиальная петрофизическая изотропия, и при интерпретации справедливо применение методического обеспечения , разработанного для вертикальной скважины.

2. если ρ_БК/ρ_ИК<1, а угол встречи ствола скважины с плоскостью геологического напластовании >0, то зона проникновения имеет подошвенную форму.

3. если ρ_БК/ρ_ИК<1, а угол встречи ствола скважины с плоскостью геологического напластовании =0,то зона проникновения имеет подошвенную или крыльевую форму. Последние два условия свидетельствуют о наличии вокруг ствола скважины радиальной анизотропии.

Вышесказанное позволяет сделать следующие выводы:

1. Характер и степень влияния горизонтальной скважины на результаты ПГИ зависят от физических основ метода и литологического типа разреза.

2. Геометрия зоны проникновения в коллекторах, вскрытых ГС, зависит от текстурно-структурных особенностей пласта и угла встречи ствола скважины с границами пласта.

3. Отношение показаний БК и ИК в нефтенасыщенных коллекторах определяется геометрией зоны проникновения и является диагностическим признаком строения коллектора.

4. Первым и весьма ответственным этапом процесса обработки материалов ПГИ в ГС является геометризация изучаемого объекта относительно ствола ГС, результаты которой необходимы для дальнейшей геофизической и геологической интерпретации и имеют большое практическое значение при анализе разработки объекта.

5. С целью повышения эффективности ПГИ ГС необходима постановка работ по математическому моделированию для разработки теоретических основ для системы ПГИ ГС (плоскопараллельная среда).
Геофизические исследования ГС в процессе их испытания, освоения и эксплуатации.

Наиболее важными характеристиками пласта являются: пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность, глинистость, эффективная толщина, стабильность этих характеристик по простиранию пласта, степень природной трещиноватости, ориентация природных трещин и т д, образование конуса обводнённости или газового конуса, вероятность заплывания вынесенным из породы песком, соотношение между вертикальной и горизонтальной проницаемостями, давление в порах и др.

Когда бурение проводится при повышенном гидростатическом давлении в стволе скважины, то при наличии природных трещиноватых зон можно ожидать как поглощения раствора, так и повреждения природных трещин. Поэтому очень большое значение приобретают добавки к раствору и тип раствора, применяемого при вскрытии горизонтального участка пласта. В случае коллектора , неоднородного по простиранию, можно ожидать отклонений в количестве внедрённого в пласт по длине горизонтального участка фильтрата бурового раствора и различия в первоначальных свойствах коллектора. Естественно, при вводе скважины в эксплуатацию менее повреждённые зоны начнут давать продукцию первыми и преимущества всей длины ГС не будут реализованы. Кроме того, в случае наличия конуса обводнения, вследствие скин-эффектов вдоль скважины, может произойти прорыв рабочего агента. В этом случае необходима изоляция зоны обводнения, удаление слоя со скин-эффектом, без чего нельзя эффективно разрабатывать продуктивный пласт с помощью ГС.

Различные способы заканчивания ГС показаны на рис.9..3. Широко применяется заканчивание предварительно просверленным, перфорированным или прорезанным хвостовиком, установка на хвостовике внешнего трубного пакера, заполнение межтрубного пространства гравием, а также другие виды заканчивания, в том числе обеспечивающие промывку установленного хвостовика жидкостью.

Выбор комплекса и техники для геофизических работ при гидродинамических исследованиях ГС, контроль за режимом их работы при освоении и эксплуатации во многом зависит от способа её заканчивания (Заканчивание скважин - это комплекс процессов по вскрытию пластов разнообразных пород, последующее закрепление участка забоя, стимуляция притока): открытым забоем или фильтром, зацементированным участком и затем перфорированным с одним или двумя пакерами и др.

Комплекс ГИС складывается из работ, связанных с исследованием движения флюида, исследований самой трубы, качества её цементирования и положения в пространстве, изучения заколонных перетоков и окружающих горизонтальную часть скважины свойств горных пород.

Серьёзные трудности возникают при проведении контроля за разработкой месторождений геофизическими методами. В зарубежной практике эти исследования проводятся на гибких НКТ, внутри которых пропущен каротажный кабель. Основные проблемы, возникающие при этом, связаны с расслоением потока по сечению ГС (газ, нефть, вода), появлением дополнительных каналов в скважинах, законченных спуском хвостовиков со щелевидными отверстиями, появлением газовых (в верхней части) и водяных (в нижней части) пробок в стволе ГС, имеющем синусоидальный профиль, что, как правило, приводит к импульсному («гейзерному») режиму работы скважины. Эти проблемы, а также само горизонтальное расположение ствола скважин приводят к большой потере информативности комплекса исследований по контролю за разработкой геофизическими методами, успешно применяемому в вертикальных и наклонно-направленных скважинах с небольшими углами искривления. Так, в этих условиях практически неинформативны градиент-манометрия и термометрия и т д, невозможно применение пакерной «вертушечной» расходометрии в хвостовиках со щелевым фильтром; беспакерные «вертушечные» расходомеры дают ложные показания при похождении газовых и водяных пробок, а также при обратном течении жидкости за счёт одновременного вскрытия пропластков и трещин с разными пластовыми давлениями. Часто проблему надёжного выделения отдающих интервалов в ГС, выделение мест поступления воды и газа не удаётся решить и при использовании дополнительных методов – закачке изотопов, проведении импульсного нейтрон-нейтронного каротажа и др. на рис 9.4 показан пример результатов манометрии и расходометрии при стационарном измерении на точке при работе ГС в режиме глобулярного течения, из которого видно, что количественные определения по этим замерам серьёзно затруднены.

На рис 9.5 показан продольный и поперечный профиль скважины, в которой зацементирован хвостовик и возможное поведение флюидов в этой скважине, а на рис 9.6 – пример записи расходомером в хвостовике со щелевым фильтром, на которой обнаруживаются непрогнозируемые обходы течения жидкости за пределами сечения хвостовика.

Из вышесказанного Из всего сказанного следует, что аппаратура по контролю за разработкой, широко применяемая в обычных скважинах, малопригодна по своим технико-методическим возможностям в специфических условиях ГС и по-существу должна быть разработана заново с учётом вышеизложенных особенностей и ограничений.

Наиболее важными и критическими параметрами, отвечающими за успех при бурении ГС в коллекторах, представленных трещиноватыми породами, являются:

- анизотропия горизонтальной и вертикальной проницаемостей (К_h / К_v );

- максимальная ориентация проницаемости в горизонтальном направлении;

- величина и ориентация напряжения пластов-пород в условиях их естественного залегания.

Анизотропия проницаемости определяет, почему ценнее пробурить горизонтальную, а не вертикальную скважину. Ориентация проницаемости полезна при определении азимута скважины. Предпочтительнее, когда скважина (азимут) сориентирована перпендикулярно максимальной горизонтальной проницаемости.

Величина и ориентация напряжения в пласте необходимы для проектирования и оптимизации гидравлического разрыва пластов с целью интенсификации притока, а также для подтверждения стабильности ствола скважины. В моделях используют плотность, акустические свойства; вектор напряжения и характеристики, определённые по анализу керна, рассчитанные по данным, полученными из скважин с резким изменением направления ствола или из пилотных скважин.

Анизотропия проницаемости.

Обычно анизотропию проницаемости определяют при лабораторных измерениях небольших образцов керна (25,4мм×38,1мм). Как правило, измерения по керну не отображают всего разнообразия естественных пластовых условий. Прибор МДТ (модульный динамический опробователь пластов) даёт возможность измерять анизотропию проницаемости в скважинных (естественных) условиях. На рис.9.7 показан общий вид прибора МДТ. Рис.9.8– пример работы прибора МДТ, иллюстрирующий разность горизонтальных и вертикальных откликов. Данные и информация, поступающие из двух зондов, используются для интерпретации горизонтальной (К_h) и вертикальной (К_v) проницаемостей посредством сопоставления данных.

Мощным средством оценки динамики, мощности пласта и вертикальной анизотропии является опробование пласта с ограничением входа в пласт. Такие испытания могут проводиться в пилотных скважинах или существующих вертикальных скважинах. Принцип заключается в тестировании вертикальной скважины в таких условиях, когда пласт опробуется небольшими участками по интервалу. Этого можно добиться путём селективного опробования интервала (с помощью разобщающего пакера) или его частичным перфорированием.

Знание вертикальной проницаемости необходимо при принятии решений о целесообразности горизонтального бурения, а также при определении длины горизонтального участка.

Очень ценную информацию получают при использовании в горизонтальных скважинах испытателя пластов типа DST, опускаемого на бурильных трубах или НКТ, причём пакер аппаратуры DST устанавливается над зоной притока (чтобы изолировать её от остальных зон в стволе скважины).

Некоторые из важных причин, по которым проводится DST в ГС:

1. 
   Давление в коллекторе.
   

Из опыта известно, что некоторые трещины или группы трещин и зоны имеют различные давления. При бурении они насыщаются флюидами в то время, как другие – флюиды отдают. Поглощает флюиды и энергию из других зон зона или последовательность трещин с более низким давлением. В результате снижается начальный дебит и продолжительность нефтеотдачи из скважин.

2. 
   Отбор флюидов из коллектора.
   

Скважины, пробуренные горизонтально, могут отдавать воду и углеводороды различного происхождения из разных пластов. Различные флюиды могут поступать из различных систем трещин. Используя систему DST для изоляции и тестирования каждой группы трещин или зон можно идентифицировать и отобрать пробу флюида, поступающего из каждого интервала.

3. 
   Параметры коллектора и характер трещиноватости.
   

Параметры коллектора и трещин – наиболее существенные параметры трещин, которые можно определить, используя метод DST. Можно протестировать каждую зону или систему трещин в стволе скважины, чтобы определить проницаемость, скин-эффект, а также параметры трещин, которые оказывают влияние на добычу (отдачу). Это важно не только для оценки продуктивности отдельной зоны, но и для оптимизации процесса обработки пластов с целью их интенсификации. Система DST может быть использована для изоляции зон и систем трещин при кислотной обработке скважин.

4. 
   Фактическая добыча.
   

Система DST может быть использована для изоляции каждой зоны или трещиноватого интервала и определения их отдачи. Это облегчает задачу выделения отдельных продуктивных интервалов и определения типа флюида.

В рекомендованном методе DST используется система надувных пакеров. Место установки пакеров определяется по каротажу, проводимому до опробования пласта прибором DST.

Селективное опробование пласта с помощью надувного разобщающего пакера методом DST (рис.9.9) проводится после окончания бурения. Система позволяет изолировать и тестировать каждый интервал. Преимуществом этого метода является то, что может быть протестировано несколько зон за один рейс в скважину. Пакеры можно надуть, зону протестировать, а затем спустить пакеры, передвинуть в другую зону и надуть их снова. Таким образом можно протестировать несколько зон или систему трещин за один спуско-подъём в скважину.

Выделение зон трещиноватости, а также уточнение геологического строения околоскважинного пространства успешно прповодится с помощью аппаратурно-методического комплекса вертикального сейсмопрофилирования (ВСП) в варианте применения его в горизонтальных скважинах.

Наиболее полное освоение и рациональная эксплуатация ГС не могут быть достигнуты без своевременного проведения ПГИ как в сооружаемых бурящихся, так и в эксплуатируемых скважинах, которые позволяют получать необходимую информацию для правильного выбора оптимальных способов режимов эксплуатации и периодичности профилактических мероприятий.

Особенности геофизических измерений в обсаженном стволе.

Деление методов ГИС на методы, предназначенные для необсаженных или обсаженных скважин, часто встречаемое в литературе, весьма условно, т.к. многие приборы могут быть с успехом использованы в обоих случаях, иногда с незначительной модификацией. Гораздо более целесообразной представляется классификация методов каротажа по основному объекту измерений. В этом случае в обсаженной скважине выделяют четыре зоны, а все методы ГИС группируют по следующему признаку: какая из зон является основным объектом исследования, а какая «лишь оказывает большее или меньшее влияние на результаты измерений».

Под зоной 1 понимается внутрискважинное пространство, заполненное одно- или многофазным флюидом, неподвижным или движущимся в том или ином направлении.

Зона 2 – обсадная труба. Зона 3 – пространство между трубой и породой, обычно заполненное цементом, и зона 4 – собственно порода.

Большинство геофизических измерений в обсаженном стволе имеют своей целью исследование заполняющих скважину флюидов (эксплуатационный каротаж), обсадной колонны и цементного стакана (контроль технического состояния скважины). При этих видах каротажа влияние окружающих пород на результаты измерения является нежелательным явлением, его стараются свести к минимуму. При исследовании окружающих скважину пород, как и каротаже в необсаженном стволе, при их выполнении и интерпретации важной является проблема исключения или полноценного учёта влияния скважины (в том числе колонны и цемента) на результаты измерений.

Современные исследователи рассматривают действующую скважину как единую гидродинамическую систему, состоящую из следующих элементов: пласт-коллектор, переходная зона «пласт-скважина», погружной насос (если таковой имеется) и трубы в скважине, переходная зона к поверхностной арматуре, и, наконец, поверхностная система труб. Эксплуатационный каротаж решает задачи диагностики состояния элементов этой системы в скважине, например:

- утечка в трубах или пакерах;

- наличие перетоков флюидов (в затрубье, по каналам в цементном кольце);

- закупоривание перфорационных отверстий;

- приток флюида;

-оценка эффективности интенсификации притока (кислотной обработки, гидроразрыва) и т. д.

Обычно эталоном для сравнения служат наблюдения, обязательно выполняемые при пуске новой скважины, если есть основание считать её работу «нормальной». Последующие периодические измерения позволяют выявлять различные отклонения работы скважины от «нормы» по временным изменениям в показаниях того или иного метода. В дополнение к периодическим измерениям приборами, спускаемыми на кабеле, практикуется установка стационарных манометров и дебитомеров в межтрубье (между НКТ и технической колонной), постоянно ведущих запись давления и расхода флюидов.

Одновременность записи сразу нескольких кривых эксплуатационного каротажа имеет огромное значение для правильной интерпретации получаемых данных, особенно в сложных случаях (трёхфазный поток, пульсирующий режим и т.п.). Фирмой Geoservises (Франция) был предложен комплект малогабаритных (внешний диаметр 43мм) приборов, каждый из которых можно опускать в скважину отдельно или в любом сочетании с несколькими другими. Приборы рассчитаны на работу с одножильным кабелем, устойчивы к воздействию сероводорода и выдерживают температуру до 200⁰С . в комплект входит 9 легко соединяемых друг с другом приборов:

1. Локатор муфт обсадной колонны (НКТ). Это базовый прибор, в его корпусе помещается также телеметрический блок, обеспечивающий непрерывную передачу на поверхность показаний всех приборов, входящих в сборку выполняемого комплекса ГИС.

2. Прибор ГК для привязки регистрируемых кривых к геологическому разрезу (по глубине). В качестве детектора используется сцинциляционный счётчик.

3. Прецизионный термометр (или дифференциальный в другой модификации) с полупроводниковым датчиком. Обладающий высокой теплопроводностью, сенсорный элемент датчика омывается скважинным флюидом и изолирован от корпуса прибора плохо проводящим тепломатериалом, что исключает влияние температуры самого прибора на измеряемую величину.

4. Манометр (или дифференциальный манометр в другой модификации) с кварцевым датчиком давления и электронной схемой.

5. Денситометр (измеритель плотности скважинного флюида), работающий по принципу дифференциального манометра. Разность гидростатических давлений в двух точках измерения, расположенных в верхней и нижней части прибора, пересчитывается в плотность флюида между этими точками.

6. Гидрометр – прибор, определяющий процентное содержание воды в скважинной смеси флюидов по принципу диэлектрического каротажа (диэлектрическая постоянная газа и нефти равна 1,25 – 3,0, а воды – 60-80).

7. Шумомер, регистрирующий амплитуду и частоту звуков, генерируемых потоком флюидов в скважине. Параметры звука позволяют судить о размерах места нарушения герметичности (трещины) колонны и типе флюида, проходящего через трещину.

8. Дебитомер вертушечного типа, снабженный диффузором диаметром 54мм и надёжным устройством защиты вертушки от механических повреждений. Вертушки симметричного типа одинаково эффективно регистрируют скорость как восходящего, так и нисходящего потока флюидов в широком диапазоне скоростей.

9. Трёхрычажный малогабаритный каверномер с тремя подпружиненными роликами, скользящими по внутренней поверхности трубы, выполняет также роль центратора всей сборки приборов, что особенно важно в наклонных скважинах. Сила прижима роликов устанавливается оператором в зависимости от условий измерения.

Для исследования труб в скважине с целью выявления различных их повреждений и отклонений от нормы (коррозия стенок, наличие трещин, разрывов, смятий и т.п.) применяются различные, специально предназначенные для этого приборы. Интерпретация аномалий, выявляемых на отдельных получаемых кривых, часто неоднозначна, однако комплексная обработка кривых, полученных несколькими методами, особенно с учётом данных физического моделирования, позволяет в большинстве случаев достаточно правильно определять характер повреждения труб, что чрезвычайно важно для правильного проведения ремонтных работ. Например, по кривым, записанным коррозиметром, можно не только выделять участки, на которых утоньшение труб вызвано коррозией, и оценивать её интенсивность, но и различать трещины в колонне до полных её разрывов.

Акустический цементомер, работающий в режиме импульс-эхо позволяет определять прочность цемента на сжатие, качество контакта цемента с трубой и наличие в цементе свободных каналов, их конфигурацию и направление. Низкочастотные цементомеры и высокочастотные приборы хорошо дополняют друг друга: недостатки одних с лихвой компенсируются возможностями другого. Поэтому для полноценного исследования состояния цементного кольца обычно рекомендуется выполнять цементометрию комплексом исследований.

В последние годы наблюдается все более широкое применение гамма-спектрометрии в комбинации с набором различных радиоактивных изотопов для контроля за результатами кислотной обработки, гидроразрыва и других операций, направленных на интенсификацию притока флюида из пласта. Решающим фактором здесь явилось внедрение гамма-спектрометра, оборудованного вращающимися коллиматорами, что позволяет сканировать стенки скважины и получать ориентированные по странам света изображения мест концентрации радиоактивных изотопов. Традиционно широко используются методы ННК, ГГК и ИННК для получения информации о пласте в обсаженных скважинах.

Многозондовые приборы АК, позволяющие регистрировать полную волновую картину, в частности, по зондам большого размера, с успехом применяются в обсаженных скважинах для определения пористости, выявления газонасыщенных зон и прогноза напряженного состояния пород, что важно для прогноза параметров трещины при планировании гидроразрыва. Интерпретация не только продольных, но и поперечных (и некоторых трубных) волн осуществляется на основе данных моделирования (расчёта синтетических волновых картин) для самых разных сочетаний «колонна -цементный камень-пласт». Результаты интерпретации АК существенно дополняют данные нейтрон-нейтронных и нейтрон-гамма спектрометрических методов. В целом комплексное применение современных приборов АК и РК в настоящее время позволяет исследовать породы в обсаженных скважинах с точностью и надёжностью, неуступающими достигнутым при каротаже необсаженных скважин.