Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
М  Рис. 4.5.10. Термограмма естественного теплового поля (1) и графики изменения удельного теплового сопротивления пород (2) и геотермического градиента Г (3) етод неустановившегося теплового режима. Когда температуры в скважине и окружающих породах различаются между собой, выравнивание их величин происходит с неодинаковой для различных пород скоростью. Последняя находится в прямой зависимости от параметра а, называемого удельной температуропроводностью пород. Р  ис. 4.5.11. Кривые температур, полученные при неустановившемся тепловом режиме в скважине: 1-Тр>Тп; 11-Тр<Тп; 1 - глины; 2 - известняки; 3 - песчаники; 4 - ангидриты Сущность метода сводится к регистрации ряда последовательных кривых изменения температур по скважине в процессе восприятия ею температуры пород Тп. Если температура промывочной жидкости Тр выше температуры пород Тп, то породам с повышенной температуропроводностью (песчаникам, известнякам, гидрохимическим осадкам) соответствуют пониженные показания, а породам с пониженной температуропроводностью (глинам) - повышенные показания на термограмме (рис. 4.5.11). Обратное соотношение наблюдается при Тр<Тп. По термограммам в разрезе скважины можно выделить газоносные пласты. Они отмечаются интервалами пониженных температур, возникающих вследствие охлаждения при расширении газа, поступающего из пласта в скважину. Определение дебита и профиля приемистости Скорость движения флюидов в стволе скважины определяют дебитомером. Работы проводятся для выделения работающих нефте-, газо- и водонасыщенных пластов и определения поинтервального дебита; контроля за поступлением воды при закачке. Сейсмические наблюдения в скважинах Сейсмические наблюдения в скважинах включают сейсмокаротаж (СК), вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) и специальные работы по изучению межскважинного и околоскважинного пространства методом обращенного годографа (МОГ) и способом непродольного вертикального профилирования (НВП). Сейсмокаротаж проводится для определения скоростных параметров разреза и привязки сейсмических границ. При сейсмокаротаже, как правило, изучаются первые вступления проходящих (прямых) волн. При ВСП регистрируются и изучаются не только первые вступления проходящих волн, но и все волны в последующей части записи. Во всех случаях, где это по техническим условиям возможно, целесообразно проведение ВСП. ВСП применяется для: изучения волновой картины во внутренних точках среды, определения природы волн, регистрируемых на наземных сейсмограммах, изучения их кинематических и динамических характеристик; стратиграфической привязки регистрируемых волн; -изучения скоростного разреза на участке, примыкающем к скважине, определения отражающих и поглощающих характеристик разреза; изучения формы сигнала и выбора оптимальных условий возбуждения. ВСП рекомендуется проводить в сочетании с акустическим каротажем. Специальные работы МОГ и НВП применяются при изучении сложно построенных сред. Различаются однокомпонентные скважинные наблюдения (СК, ВСП), при которых регистрируется вертикальная компонента поля упругой волны, и многокомпонентные наблюдения поляризационной методикой (ПМ ВСП), при которой регистрируются различные составляющие поля Многокомпонентные скважинные наблюдения (ПМ ВСП) могут применяться при изучении сложно построенных сред с целью разделения волн, подходящих к скважине с разных направлений, изучении характеристик поперечных и обменных волн. Все сейсмические работы в скважинах должны проводиться в соответствии с требованиями "Инструкции по геофизическим работам в скважинах". Сейсмокаротаж и ВСП производятся с использованием специального оборудования (кабеля, подъемники и пр.). Рекомендуется все наблюдения проводить многоприборным зондом. Наблюдения выполняются при подъеме зонда от забоя скважины. Перед проведением работ скважина должна быть обязательно промыта и прошабло- нирована. Во избежание заклинивания инструмента спуск и подъем зонда следует производить медленно. Необходимо избегать приближения зонда к забою скважины на расстояние менее 10 м. Не разрешается оставлять зонд в необсаженной части скважины на одной глубине более чем на 10-15 мин. Глубина погружения зонда определяется по счетчику и меткам на кабеле. Во время спуска рекомендуется производить для контроля за глубиной погружения несколько записей через определенные интервалы. При применении многоприборных и многокомпонентных зондов должна быть обеспечена идентичность всего тракта записи, включая глубинные сейсмоприемники, и представлены подтверждающие ее контрольные ленты, полученные перед началом работ и по их окончании, а также при замене глубинного зонда При скважинных наблюдениях предъявляются повышенные требования к точности отсчета времени. Для контроля за отметкой момента взрыва устанавливаются контрольные сейсмоприемники у устья каждой взрывной скважины, а также на расстоянии 50-100 м от нее. Условия возбуждения и характеристики приемного канала должны обеспечить при сейсмокаротаже регистрацию четкого первого вступления проходящей волны в каждой точке наблюдений, а при ВСП - получение импульса первой волны, простого по форме и короткого по времени. Для выбора условий возбуждения при работах ВСП необходимо проведение на каждой скважине специальных опытных работ. Для обеспечения повторяемости формы записи требуется сохранять условия возбуждения и, в первую очередь, глубину заложения и массу заряда. Контроль за стабильностью условий возбуждения осуществляют по контрольному сейсмоприемнику, помещенному в специально для этой цели пробуренной скважине, располагаемой между пунктом взрыва и устьем исследуемой скважины. При проведении сейсмокаротажа (ВСП) необходимо получение не менее двух вертикальных годографов, относящихся к пунктам взрыва, удаленным на разные расстояния от устья скважины. Один пункт взрыва следует поместить на минимальном безопасном расстоянии от устья скважины. Наиболее удаленный пункт взрыва следует располагать от устья скважины на расстоянии половины длины годографа ОГТ. Вблизи каждого взрыва должна быть изучена зона малых скоростей. В сложных условиях, а также для решения специальных задач, например изучения анизотропии, вертикальный профиль целесообразно отрабатывать из серии ПВ, расположенных на дневной поверхности вдоль одной линии, либо по площади. Расстояния между ПВ и схема их расположения определяются задачами исследований. Расстояние между точками наблюдений при ВСП также выбирается максимальным, при котором сохраняется корреляция волн по вертикальному профилю, но обычно применяются расстояния от 10 до 20 м. При работе многоканальными зондами целесообразно перекрывать один корреляционный прибор. Для увязки данных ВСП и наземных наблюдений необходимо комбинировать наблюдения по вертикальным и горизонтальным профилям. При этом оба профиля отрабатываются из одних и тех же ПВ. Материалы таких наблюдений целесообразно представлять в виде комбинированных горизонтально-вертикальных годографов или временных разрезов. Г еохимические методы изучения разрезов скважин К геохимическим методам изучения разрезов скважин относятся методы газового и люминесцентно-битуминологического анализа промывочной жидкости и шлама. Одновременно с геохимическими исследованиями регистрируются данные, характеризующие параметры бурения скважины (скорость проходки и расход промывочной жидкости). Эти исследования проводят непрерывно в процессе бурения скважин (обычно поисковоразведочных и опорных) для выделения в разрезе и предварительной оценки пластов, содержащих нефть и газ. Исследования по газовому каротажу впервые были проведены в 1933 г. В.А. Соколовым. Перед газовым каротажем обычно ставятся следующие задачи: установление скоплений углеводородов в горизонтах путем регистрации в процессе бурения продуктивных интервалов; определение характера их насыщенности (нефть, газ, вода с растворенным газом). Основные газокаротажные работы проводятся по буровому раствору и дополняются газометрией скважин по керну и шламу. Метод газового анализа промывочной жидкости При проходке нефтегазоносных пластов газ, свободный и растворенный в нефти и воде в пустотном пространстве разбуренного объема породы, поступает в промывочную жидкость, циркулирующую по скважине, и выносится вместе с ней на поверхность. Схема газового анализа промывочной жидкости, выходящей из скважины, приведена на рис. 4.5.12. Газ извлекается из промывочной жидкости при помощи дегазатора 1, устанавливаемого в желобе для слива промывочной жидкости, возможно ближе к устью скважины. Дегазатор представляет собой камеру, в которую подается промывочная жидкость; из камеры непрерывно отсасывается воздух вакуумным насосом 11. Создаваемые при этом понижение давления и механическое воздействие (перемешивание, разбрызгивание) обеспечивают выделение части газа из промывочной жидкости, находящейся в камере дегазатора. Выделяющийся газ смешивается с воздухом в камере дегазатора, образуя газовоздушную смесь, которая направляется далее к приборам для газового анализа по вакуумной линии 2. Для обеспечения постоянства степени дегазации и условий работы приборов газового анализа в вакуумной линии поддерживаются неизменными скорость газовоздушного потока и разрежение, контролируемые соответственно ротаметром 4 и вакуумметром 10. 1  - дегазатор; 2 - вакуумная линия; 3 - отстойник; 4 - ротаметр; 5 - отвод к хроматографу; 6, 7 - камеры соответственно с рабочим и компенсационным плечами мостика газоанализа- тора; 8 - регистрирующий прибор; 9 - баллон; 10 - вакуумметр; 11 - вакуумный насос Емкость 9 сглаживает колебания в линии, обусловленные работой вакуумного насоса. Газовоздушная смесь очищается от механических примесей и капель жидкости в отстойнике 3 и поступает на чувствительный элемент 6 газоанализатора. В интервалах разреза, характеризующихся повышенными газопоказаниями, а также в перспективных на нефть и газ интервалах проводят компонентный анализ состава углеводородных газов, извлекаемых из промывочной жидкости. Для этого применяется хроматограф, основными узлами которого являются разделительная колонка, газоанализатор и регистрирующий прибор. При газометрии скважин одновременно с диаграммой суммарных газопоказаний регистрируется также диаграмма продолжительности проходки (мин/м), представляющей собой величину, обратную скорости бурения, м/ч: Она используется при интерпретации данных газового анализа промывочной жидкости и для расчленения разрезов скважин по механическим свойствам горных пород. Основные задачи интерпретации диаграмм газометрии промывочной жидкости - выделение и предварительная оценка газонефтесодержащих пластов в разрезе скважины. Решение этой задачи до окончания бурения скважины позволяет наметить перспективные интервалы для проведения в них промыслово-геофизических исследований после бурения и обеспечивает надежную оценку характера насыщения коллекторов, выделенных по данным этих исследований. Интерпретацию начинают с выделения на диаграмме суммарных газопоказаний участков, характеризующихся показаниями, превышающими фоновые не менее чем в 3 раза. Фоновыми называются газопоказания, наблюдаемые по всему разрезу скважины или в пределах значительных интервалов, которые возникают за счет постоянной газовой составляющей разбуриваемых пород, вследствие неполной дегазации промывочной жидкости в циркуляционной системе после проходки газонефтесодержащих пород, при попадании в раствор смазки и нефти. Большой фон затрудняет, а иногда не позволяет выделить в разрезе скважины пласты, содержащие газ и нефть. Влияние его в этом случае можно исключить путем проведения газометрии как выходящей из скважины, так и входящей в нее промывочной жидкости и определения разности газопоказаний (с учетом величины отставания входящей промывочной жидкости). Приведенные газопоказания характеризуют не начальную, а остаточную газонефтена- сыщенность пластов. Это объясняется тем, что в процессе бурения промывочная жидкость проникает в породу под долотом прежде, чем порода разбурена, и оттесняет газ и нефть в глубь пласта. Остаточная газонефтенасыщенность уменьшается с увеличением проницаемости пласта. Например, для хорошо проницаемых песчаных пластов она составляет около 20%, тогда как для карбонатных коллекторов низкой проницаемости она мало отличается от начальной (потеря газа за счет опережающей фильтрации промывочной жидкости не превышает 10%). Пласты, характеризующиеся повышенными показаниями на диаграммах газометрии, могут соответствовать газоносным пластам, содержащим скопления природного газа, нефтеносным пластам с растворенным (попутным) газом и водоносным (непродуктивным) пластам с растворенным газом или остаточной нефтью. Для определения характера насыщения пластов и отделения продуктивных пластов от водоносных используют значения приведенных газопоказаний Глр. При приближении к нефтегазосодержащему пласту во время бурения концентрация газообразных углеводородов в буровом растворе повышается. На газокаротажной диаграмме отмечаются эти повышенные показания. Учитывая режим бурения, скорость циркуляции бурового раствора и его отставание, вводят соответствующие поправки для установления точной глубины проявляющих пластов. Все эти данные получаются на основе показаний приборов газокаротажной станции; разработаны автоматизированные газокаротажные станции. В последнее время с успехом применяется "газовый каротаж после бурения". Во время остановки бурения на 20-24 ч буровой раствор насыщается газом против продуктивных пластов благодаря диффузии газов. Затем после возобновления циркуляции проводят газокаротажные измерения и получают диаграмму, где максимумы газопоказаний соответствуют продуктивным пластам. Четкость таких диаграмм получается очень высокой. Газовый каротаж после бурения перспективен при исследовании глубоких и сверхглубоких скважин в сложных геолого-физических условиях больших глубин. При бурении их из-за длительного прохождения бурового раствора от забоя скважины до дневной поверхности и низких скоростей бурения газ, попадающий из выбуренной породы и пласта в буровой раствор, значительно разбавляется и четкость диаграммы газового каротажа во время бурения снижается.  Рис. 4.5.13. Кривые газового каротажа, проведенного на скв. 50 Левкинского месторождения Краснодарского края (по Юровскому) а - после бурения (четыре цикла циркуляции); б - в процессе бурения. На рис. 4.5.13 показано сопоставление газового каротажа во время и после бурения, проведенного на глубокой скважине № 50 Левкинской площади Краснодарского края. Кривые газового каротажа после бурения оказались более контрастными по сравнению с кривой каротажа во время ее бурения. Они позволили более точно выделить две продуктивные пачки и успешно провести испытание скважины. Особенность газометрии скважин по керну заключается в отборе герметичных кернов, для чего необходимы герметичные керноотборники. При обычном отборе керна большая часть газа теряется при поднятии керна на поверхность, что снижает возможности проведения этого вида каротажа. Однако и в последнем случае анализ извлеченного свободного и защемленного газа из керна позволяет получить дополнительные сведения о продуктивных пластах и миграции углеводородов. Люминесцентно-битуминологический метод Люминесцентно-битуминологический метод, основанный на свойстве битумов люми- несцировать при облучении их ультрафиолетовыми лучами, применяется для выявления нефтесодержащих пород в разрезе скважины. Люминесцентно-битуминологическому анализу подвергают пробы шлама и грунтов. Анализ проводят с помощью люминоскопа, представляющего собой светонепроницаемую камеру, снабженную источником ультрафиолетового света. Исследуемый образец помещают внутрь камеры, и через смотровое окно в корпусе камеры наблюдают свечение образца. Характерные показатели люминесценции вещества - цвет и интенсивность (яркость) его свечения. Цвет люминесценции нефти зависит от состава и, следовательно, от ее плотности. Легкие нефти с относительно повышенным содержанием масел люминесцируют голубоватым цветом, тяжелые нефти с повышенным содержанием смол и асфальтенов - желтобурым и коричневым. Яркость свечения определяется содержанием нефти в исследуемом образце. При малом ее содержании (менее 1%) яркость свечения возрастает пропорционально содержанию нефти. Сопоставляя цвет и интенсивность люминесценции изучаемых образцов с цветом и интенсивностью люминесценции эталонов, содержащих известные количества нефти данного типа, можно судить о примерном количественном содержании и качественном составе нефти в образцах. Для более точного определения содержания нефти в пласте проводят экстрагирование образцов породы (шлама, грунтов) хлороформом и петролейным эфиром и измеряют оптическую плотность экстрактов на электрофотоколориметре. Хлороформом экстрагируются все компоненты нефти (битума из битуминозных пород) - масла, смолы, асфальтены, тогда как петролейным эфиром - только масла и смолы, являющиеся более подвижными компонентами. Высокое содержание асфальтенов характерно для окисленных (остаточных) нефтей и битумов. Геохимические исследования - важная составная часть геолого-технологического контроля за процессом бурения, при котором с помощью автоматизированной системы сбора и оперативной обработки технологической и геолого-геофизической информации в процессе бурения скважин решают следующие задачи: выбор оптимального режима отработки долот в заданном интервале и контроль за состоянием долота и забойного двигателя; выбор оптимального режима промывки скважины; предупреждение осложнений в бурении; выделение коллекторов; оценка характера насыщения, емкостных и фильтрационных свойств коллекторов; литологическое расчленение разреза скважины, прогнозирование зон аномально высоких пластовых давлений. Изучение технического состояния скважин Техническое состояние скважин определяется фактическим диаметром ствола скважины на отдельных участках, качеством цементирования обсадной колонны, возможными нарушениями колонны. Инклинометрия скважин - ИС (определение искривления ствола скважины) проводится для контроля за пространственным положением ствола скважины и получения данных, необходимых при геологических построениях. На любой глубине положение оси скважины в пространстве можно определить углом отклонения оси от вертикали и магнитным азимутом, отсчитанным по ходу часовой стрелки углом между направлением на магнитный север и горизонтальной проекцией элемента оси скважины, взятого в сторону увеличения глубины. Таким образом, определение искривления сводится к измерению углов по стволу скважины, для чего применяют специальные приборы, называемые инклинометрами. Из большого числа существующих типов инклинометров для измерения искривления нефтяных и газовых скважин наиболее широко применяются такие, в которых азимут скважин определяют по земному магнитному полю с помощью магнитной стрелки. Очевидно, эти приборы применимы для определения азимута только в необсаженных скважинах, в разрезе которых отсутствуют магнитные породы. Точность измерений инклинометром угла 6 составляет ±0,5°, азимута ±4°. Искривление скважины замеряют в точках через одинаковые интервалы, равные 10 м в наклонно направленных скважинах и 25 м в обычных (искривление до 10°С). Результаты измерений представляют в виде таблицы значений углов.  Рис. 4.5.14. Горизонтальная проекция ствола скважины. Забой скважины 1160 м; смещение забоя 33,9 м; азимут смещения 173°; удлинение скважины 1,7 м Создана конструкция инклинометра, предназначенного для непрерывного автоматического измерения магнитного азимута и зенитного угла в функции глубины скважины с регистрацией результатов в цифровом виде. Точность измерений угла ±24', азимута ±2°. По результатам замеров строится инклинограмма - проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость, обычно в масштабе 1:200. Начальную и конечную точки инклино- граммы соединяют. Эта прямая показывает общее смещение забоя скважины от вертикали. Результаты инклинометрии используют для введения поправок на удлинение при расчете отметок кровли выделяемых пластов. Измерение диаметра скважины - ДС (КВ) (кавернометрия) проводят для оценки состояния ствола скважины и выбора интервалов установки испытателя пластов. Практика бурения нефтяных и газовых скважин показывает, что фактический диаметр скважины часто отличается от номинального (диаметра долота, которым скважина бурилась). При этом наблюдается как уменьшение, так и увеличение фактического диаметра по сравнению с номинальным. Для решения различных задач, связанных с техническим состоянием скважин, а также для интерпретации материалов геофизических исследований необходимо знать фактический диаметр скважины. По данным кавернометрии определяют количество цемента, необходимое для цементирования обсадной колонны. Данные о фактическом диаметре скважин необходимы при обработке диаграмм большинства геофизических методов. Диаметр скважины измеряют при помощи каверномеров. На рис. 4.5.15 приведена схема конструкции наиболее широко применяемого каверномера типа СКС.  Рис. 4.5.15. Схема конструкции (а) и измерительная схема (б) каверномера: 1 - измерительный рычаг; 2 - короткое плечо с фигурным кулачком; 3 - шток; 4 - пружина; 5 - реостат; 6 - ползунок; А, М, N- точки подключения к измерительной схеме каверномера токовой (А) и измерительных (М, N) жил кабеля; В - заземление токовой цепи на поверхности Каверномер имеет четыре измерительных рычага, расположенных попарно в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Каждый из рычагов имеет два плеча - короткое и длинное. Коротким плечом является кулачок, в который упирается шток, связанный с ползунком общего для всех рычагов реостата. Под действием пружины шток давит на кулачок и поворачивает рычаг до тех пор, пока конец длинного плеча не прижмется к стенке скважины. Форма кулачков выбрана такой, что перемещение штоков и соответствующее им изменение вводимого в измерительную цепь сопротивления на реостате пропорциональны изменению диаметра скважины. Каверномер спускают в скважину со сложенными рычагами. Это достигается обычно тем, что на длинные концы рычагов надевают насадку в виде кольца. При подъеме прибора с забоя вследствие трения о стенки скважины насадка соскальзывает с рычагов, освобождая их. Диаметр скважины измеряется при подъеме каверномера. Измерение сводится к регистрации при постоянной силе тока питания изменения по стволу скважины разности потенциалов, снимаемой с датчика каверномера (см. рис. 4.5.15). Применяют также модификацию описанного каверномера - скважинный каверномер - профилемер (СКП). С помощью СКП регистрируют одновременно две кривые изменения диаметра скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях в функции глубины скважины. По участкам расхождения кривых выявляют интервалы ствола скважины овального сечения (интервалы желобообразования). По результатам измерений составляют кавернограмму. Кавернограммы используют для различных целей. По ним определяют количество цемента, необходимое для цементирования обсадной колонны, оценивают состояние ствола скважины и выбирают наиболее благоприятные интервалы для установки испытателя пластов и башмака колонны. Данные о фактическом диаметре скважины, получаемые из кавернограмм, необходимы при обработке диаграмм большинства геофизических методов. Кавернограммы широко используют также для уточнения геологического разреза скважин. По характеру изменения диаметра скважины горные породы разделяются на три группы. К первой относятся плотные породы (плотные песчаники, известняки, доломиты), в которых фактический диаметр близок к номинальному. Вторую группу составляют породы, в которых наблюдается увеличение фактического диаметра по сравнению с номинальным: глины, размываемые промывочной жидкостью и обрушивающиеся вследствие набухания глинистых частиц; растворяющиеся в промывочной жидкости каменная и калийная соли; кавернозные известняки и доломиты. К третьей группе относятся проницаемые песчаники, известняки, доломиты, против которых диаметр скважины уменьшается в результате образования на стенке скважины глинистой корки. Контроль цементирования и технического состояния обсадных колонн После окончания строительства скважины в ней проводятся геофизические исследования для контроля цементирования и технического состояния обсадной колонны и получения базовых исходных показаний, используемых при изучении динамики технического состояния скважины в процессе ее эксплуатации. С этой целью применяют аппаратуру акустического контроля и гамма-гамма-контроля цементирования скважин и скважинный толщиномер для выявления дефектов в обсадной колонне. При рассмотрении методов контроля цементирования необходимо учитывать следующее. Дефекты цементного камня за колонной можно разделить на объемные (каверны, каналы) и щелевые. Аппаратура гамма-гамма-контроля позволяет установить интервалы распространения только объемных дефектов, тогда как аппаратура акустического контроля - интервалы объемных и щелевых дефектов, не различая их между собой. Комплексное использование обоих видов контроля позволяет однозначно классифицировать дефекты цементирования. Дефекты, выявляемые по данным акустического и гамма-гамма-контроля цементирования, характеризуют лишь возможность возникновения затрубных циркуляций при определенных градиентах давления между соседними пластами. Наличие затрубной циркуляции должно быть подтверждено данными других геофизических методов, служащих для выявления заколонных перетоков. Контроль обсадных колонн. Гамма-гамма-толщиномер (ГГТ) представляет собой зонд ГТК, состоящий из коллимированных источника и детектора гамма-излучения на расстоянии от источника, меньшем 10 см. Благодаря малой длине зонда и коллимации его элементов среда за колонной не влияет на показания метода. Диаграммы ГГТ используют при интерпретации цементограмм; для паспортизации обсадных колонн в скважинах; определения местоположения муфт, центрирующих фонарей и участков с механическим и коррозионным разрушением труб. Гамма-гамма-контроль цементирования. При гамма-гамма-контроле цементирования (ГГЦ) регистрируют вдоль ствола скважины интенсивность рассеянного гамма- излучения по периметру колонны зондом, состоящим из источника гамма-излучения и трех детекторов, расположенных на одинаковом расстоянии от источника, в плоскости, перпендикулярной к продольной оси прибора. Каждый из детекторов коллимирован так, что отмечает рассеянное гамма-излучение, поступающее в основном только из сектора колонны с радиальным углом 45-60°, находящегося против детектора. С помощью схемы коммутации детекторы поочередно в круговой последовательности включаются в измерительную цепь. Прибор снабжен фонарями, центрирующими его в колонне.  Рис. 4.5.16. Схематические диаграммы ГГЦ: 1 - обсадная колонна на стенке скважины, за колонной вода; 2 - обсадная колонна центриро- вана, за колонной вода; 3 - обсадная колонна на стенке скважины, за колонной цемент; 4 - обсадная колонна центрирована, за колонной цемент; 5 - показания кривой ГГЦ против большой каверны, заполненной цементом; 6 - линия цемента, проведенная по максимальным показаниям кривой ГГЦ в большой каверне, заполненной цементом Так как плотность цементного камня (1,8-1,9 г/см ) меньше плотности горных пород (2,3-2,9 г/см3), то в зацементированной части колонны наибольшими показаниями будут отмечаться каверны. Следовательно, кривая ГГЦ в этом интервале всегда располагается левее линии, проходящей через наибольшие показания в каверне с цементом (линия цемента на рис. 4.5.16). Исключение составляют случаи наличия в цементном камне объемных дефектов (каверны, каналы, заполненные жидкостью), против которых кривая выйдет вправо за линию цемента, так как плотность жидкости 1,2 г/см. Максимальные показания, превышающие показания в каверне с цементом, и наибольшие амплитуды кривой при эксцентричном положении колонны в скважине соответствуют интервалам, где затрубное пространство заполнено водой или промывочной жидкостью. Таким образом, измерения аппаратурой ГГЦ позволяют определить высоту подъема цемента за обсадной колонной, выявить участки с односторонним заполнением затрубного пространства и оценить степень центрирования колонны в скважине. Измерения прибором акустического контроля цементирования. Скважинный прибор акустического контроля цементирования АКЦ представляет собой двухэлементный зонд (излучатель упругих колебаний - приемник) длиной около 2,5 м. С помощью этого зонда регистрируются следующие кривые: Ак - кривая амплитуд продольной волны по колонне, измеряемых во временном интервале длительностью 120 мкс, считая от момента прихода на приемник вступления продольной волны по колонне; 1р - кривая времени пробега от излучателя до приемника продольной волны, приходящей к приемнику с заметной амплитудой, превышающей уровень дискриминации измерительного канала; Ар - кривая амплитуд продольной волны, приходящей к приемнику от излучателя за время 1р. Все три кривые регистрируются на одном бланке, называемом диаграммой АКЦ. По диаграммам АКЦ определяют высоту подъема цемента за колонной и оценивают качество ее цементирования. Аппаратура АКЦ чувствительна к щелевым дефектам цементного кольца. Поэтому качество цементирования, по данным АКЦ, принято выражать термином "сцепление" (хорошее, плохое, отсутствует). Этот термин, однако, следует понимать в широком смысле, т. е. не только как характеристику сцепления цементного кольца с колонной и породами, но также как наличие или отсутствие в цементном кольце объемных дефектов (каналов, пустот, повышенной проницаемости цементного камня и т. п.), от которых показания АКЦ также зависят. Хорошее сцепление означает жесткий контакт цементного камня со всей площадью колонны и породы при отсутствии заметных объемных дефектов в цементном кольце. При этих условиях обеспечивается надежная изоляция проницаемых пластов между собой. Отсутствие сцепления означает либо наличие зазора более 0,05 мм между цементным кольцом и колонной, либо отсутствие цемента в затрубном пространстве по радиальному углу более 300°. Плохое сцепление соответствует промежуточным дефектам цементирования. Часто интервалы плохого сцепления приурочены к кавернам. Геофизические методы применяют также для решения других задач, связанных с контролем технического состояния скважин либо возникающих в процессе бурения и эксплуатации скважин. К ним относятся: определение места поглощения промывочной жидкости; выделение интервалов затрубного движения жидкости; контроль гидроразрыва пластов и др. Высоту подъема цемента за колонной контролируют также с помощью электротермометра (ОЦК). Дефекты в колонне после цементирования определяют методами термометрии и закачкой меченых жидкостей (в том числе включающих радиоактивные изотопы). Кроме того, геофизические методы применяют для определения мест поглощения промывочной жидкости, выделения интервалов затрубного движения флюидов, контроля за гидроразрывом пластов и др. Комплексы ГИРС и основные требования к ним Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М., 1999 Измеряемые при проведении промыслово-геофизических исследований скважин физические свойства пород (электрическое сопротивление, водородосодержание, плотность, интервальное время и затухание продольной волны и т. д.) зависят от уплотнения, сцементи- рованности, пористости, свойств минеральных компонентов пород и насыщающих флюидов и изменяются в широких пределах. Поэтому только в относительно простых геологических условиях поставленные задачи могут решаться одним отдельно взятым методом ГИС. В большинстве случаев информация, получаемая по одному методу ГИС, недостаточна для решения геологических задач. Для однозначного и достоверного определения характера и свойств пород и насыщающих их флюидов, изучения конструктивных элементов скважин используются различные по физической природе методы ГИРС (электрические, электромагнитные, радиоактивные, акустические, ядерно-магнитные и другие), составляющих обязательный комплекс ГИС. Обязательный комплекс - минимальное число методов ГИС, характеризующихся максимальной эффективностью в типичных для конкретного района геолого-технологических условиях проведения измерений в скважинах и подлежащих безусловному выполнению при бурении поисковых и разведочных скважин.  Рис. 4.5.17. Типичные кривые геофизических параметров для терригенных (а) и карбонатных (б) пород (В. Н. Дахнов, 1985): 1 - глины; 2 - пески; 3 - песчаники рыхлые; 4 - то же, плотные; 5, 6, 7 - известняки кавернозные и закарстованные (5), трещиноватые (6), плотные (7); 8 - коллекторы, выделяемые по характерным особенностям геофизических кривых; I - диаграмма рк, записанная малым потенциал-зондом; II - то же, средним градиент-зондом; III - то же, потенциал-микрозондом; IV- то же, градиент-микрозондом; V-диаграмма рэ, зарегистрированная экранированным зондом; VI - то же, с фокусировкой тока; VII - диаграмма Unc при рф > рв, VIII - то же, при Рф < рв; IX- диаграмма потенциалов вызванной поляризации; Х- диаграмма интенсивности естественного у-излучения; XI - то же, интенсивности рассеянного у-излучения (пунктиром показан случай влияния увеличения диаметра скважины); XII - диаграмма интенсивности у-излучения изотопов; ХШ-XVII- диаграммы нейтронного и нейтронного гамма-методов для зондов различных размеров; XVIII - диаграмма ядерно-магнитного метода; XIX- диаграмма Дтп ультразвукового метода; XX- термограмма; XXI - кавернограмма; XXII - диаграмма продолжительности бурения Обязательные комплексы ГИС дифференцируются в зависимости от назначения скважины (поисковая, разведочная, эксплуатационная), типа исследований (общие исследования по всему разрезу скважин в масштабе глубин 1:500, детальные исследования в интервале залегания перспективных и продуктивных отложений в масштабе 1:200), свойств промывочной жидкости (пресная, соленая, непроводящая) и типа коллекторов (гранулярные, сложно построенные). Комплекс геофизических исследований устанавливается проектом на строительство скважин. При проведении ГИС первыми регистрируются кривые стандартного каротажа (КС, ПС) и кавернометрия (или профилеметрия), на основе которых определяются общие характеристики разреза скважин. Затем выполняются электрические исследования (БК, БМК, ИК, БКЗ, МК), при этом обязательно сохранение скважинных условий. Методы ГИС, отражающие литологию пород и их пористость и слабо реагирующие на свойства промывочной жидкости (АК, ГГКП, НК, ЯМК), выполняют в конце обязательных исследований. Детальные исследования завершают гидродинамическими исследованиями (ОПН и ГДК) и отбором образцов пород (КО). Шаг исследований ГДК в зависимости от неоднородности строения пласта изменяется от 0,2 до 2 м. Опробование проводится снизу вверх, от водоносной части пласта к нефте- и газонасыщенной. Геофизические исследования в перспективных интервалах проводятся в минимальный срок (не позже чем через 5 сут.) после их вскрытия. По целевому назначению различают: комплекс ГИРС для решения геологических задач; комплекс ГИРС для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин; комплекс ГИС при испытаниях в открытом стволе в процессе бурения; комплекс ГИРС для изучения технического состояния обсадных колонн и качества цементирования колонн; комплекс ГИС при испытаниях в колонне; Комплексы ГИРС содержат набор методов, обеспечивающих успешное решение поставленных задач для различных геолого-технологических ситуаций, освоенных в отечественной практике. По мере освоения и апробации новых методов комплексы могут дополняться. Комплексы ГИРС ориентированы на применение цифровой компьютеризованной каротажной техники и комбинированных скважинных приборов (модулей). Комплексы ГИРС для решения геологических задач включают обязательные и дополнительные исследования. Обязательные исследования состоят из постоянной части, единой для всех регионов, и изменяемой части, состав которой определяется геолого-техническими условиями для изучаемого объекта. Дополнительные исследования рекомендуются к выполнению в отдельных интервалах для изучения сложно построенных коллекторов. Комплексы ГИРС в опорных и параметрических скважинах Комплекс ГИРС для решения геологических задач одинаков (по составу методов) для опорных и параметрических скважин. Постоянную часть обязательных исследований составляют (таблица 4.5.1): общие исследования по всему стволу скважины; детальные исследования в неизученной части разреза и в интервалах предполагаемой продуктивности. Изменяемая часть обязательных исследований определяется конкретной геологотехнологической ситуацией. Дополнительные исследования для решения геологических задач планируют и выполняют по индивидуальным программам и по специальным технологиям для выделения и изучения сложно построенных коллекторов в отдельных наиболее перспективных интервалах. Эти исследования включают применение искусственных короткоживущих изотопов (радионуклидов) и часть обязательных исследований при смене скважинных условий (на двух промывочных жидкостях - ПЖ, повторные измерения во времени по мере формирования или расформирования зоны проникновения и др.). Таблица 4.5.1 Обязательный комплекс исследований для решения геологических задач в опорных и параметрических скважинах
При изучении опорным и параметрическим бурением сложных типов разрезов с прямыми признаками нефтегазоносности в составе дополнительных исследований проводятся повторные измерения методом ИК - при бурении на пресных ПЖ, методом БК - при бурении на минерализованных ПЖ. При вскрытии газоносного разреза проводится повторный НК в течение нескольких месяцев по мере испытания объектов в колонне. Обязательный комплекс ГИС для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин включает инклинометрию, профилеметрию, резистивиметрию и термометрию (по всему стволу скважины). Обязательный комплекс ГИС в интервалах, намечаемых для испытания в открытом стволе в процессе бурения скважины, включает: ПС (при электрическом сопротивлении ПЖ выше 0,2 Ом • м), БК (или ИК), ГК, НК, профилеметрию, проводимые непосредственно перед испытанием. Если в районе работ доказана эффективность ГИС, выполняемых по методике "каротаж- испытание-каротаж", то после проведения испытаний повторно регистрируют БК, ГК, НК. Обязательный комплекс ГИС при испытаниях объектов в колонне приведен в таблице 4.5.2. При выполнении кислотных обработок и мероприятий по интенсификации притоков комплекс ГИС выполняется до и после воздействия на пласт. При решении других задач, связанных с испытаниями скважины (контроль за гидроразрывом пласта, обработкой призабойной зоны метанолом, ПАВами и др.; установление места прихвата НКТ, положения пакеров и т.д.), исследования выполняются по специальным программам, согласованным с заказчиком. | ||||||||||||||||||||||||