В. В. Климов, А. В. Шостак геофизические исследования скважин
 Скачать 7.18 Mb.
|
|
5.6 Аппаратурно-методические комплексы и приборное обеспечение для проведения ГИС при эксплуатации скважин В России накоплен значительный опыт создания геофизических при- боров для контроля за разработкой и эксплуатацией нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Разработки СКТБ ГП п. «Центргазгеофизика» (г. Кимры): – комплексная модульная аппаратура серии АГДК-42-8; – автономная аппаратура СААТП с твёрдотельной памятью, спус- каемая в скважину на проволоке; – компьютеризированный комплекс для исследования скважин ав- то–номными приборами «Каисса»; – автономная аппаратура АТМ-42 (термометр-манометр). – аппаратурный комплекс ГДИ-2 и др. Аппаратура АГДК–42–8 имеет высокие метрологические характери- стики; с учётом флюктуаций телеизмерительной системы, которая состав- ляет ± 0,05 мкс, чувствительность по каналу термометра составляет 0,022 – 0,035 К, по каналу манометра погрешность измерения давления при ис- пользовании датчика Д – 25 составляет ± 0,05 – ± 0,125 Мпа. Скважинная автономная аппаратура с твердотельной памятью СААТП. Назначение: – геофизические исследования в действующих эксплуатационных скважинах газовых и газоконденсатных месторождений глубиной до 6000 м., содержащих агрессивные компоненты (сероводород до 25 %) с НКТ, имею- щими внутренний диаметр 59 мм и более. 183 В зависимости от решаемых задач аппаратура может комплектовать- ся различными наборами датчиков: – влагомер, термометр, расходомер, манометр; – ГК, расходомер, термометр, манометр; – ГК, термометр. Аппаратура СААТП (базовый блок) позволяет регистрировать в элек- тронной памяти изменение параметров по стволу скважины. – диапазон измерения температуры, С ° ............................... от 5 до 120; – максимальная погрешность измерения температуры, С ° , не более ... 1; – цена младшего разряда, С ° ............................................................. 0,03; – диапазон измерения давления, МПа .................................. от 0 до 40; – максимальная погрешность измерения давления, %, не более .... 0,5; – цена младшего разряда, % ............................................................ 0,025; – диапазон измерения мощности экспозиционной дозы излучения, мкР/ч .................................................................... 5–400; – питание аппаратуры от автономного источника, В.................. 12–17; – максимальное время задержки включения питания, ч ................. 3,6; – длина,мм ......................................................................................... 3000; – диаметр,мм ......................................................................................... 42; – вес,кг ................................................................................................... 15. Спуск и перемещение аппаратуры осуществляется подъёмником, оборудованным лебёдкой с проволокой диаметром 1,8–2 мм (согласно ГОСТ 7372-79). Компьютеризированный комплекс для исследования скважин авто- номными приборами «Каисса» предназначен для проведения комплексных исследований скважин при контроле за эксплуатацией нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в условиях агрессивных сред (серово- дорода до 25 %). Состав комплекса: – малогабаритные автономные скважинные модули с записью ин- формации в ППЗУ; – наземное автономное устройство определения глубины исследова- ния; – считывающее устройство для ввода информации из ППЗУ в ПЭВМ и стирания информации ППЗУ; – ПЭВМ в исполнении NOTEBOOK с процессором не ниже i 486 DX; 184 – программное обеспечение; – лебедка со скребковой проволокой; – лубрикатор для скребковой проволоки. Варианты скважинных модулей (по составу датчиков): – термометр и манометр; – ГК; – термометр и ГК; – диэлькометр; – расходомер; – локатор муфт. Модули являются полностью независимыми, скважинный снаряд компонуется с помощью быстроразъемных муфт. Любой модуль может быть спущен в скважину на длительное время, определяемое его памятью. Модули выполняются диаметром .................................... 36, 42 и 60 мм. Длина модулей .......................................................... от 1000 до 1500 мм. Время непрерывной работы ................................................ до 100 суток. Объем памяти .......................................................... до 180000 значений. Интервал рабочих температур .......................................... от 0 до 125 ° С. Конкретные значения параметров выбираются в зависимости от ре- шаемых задач. Основные технические характеристики измерительных ка- налов скважинных модулей приведены ниже. Нормируемые метрологические характеристики канала термометра : – диапазон измерений температуры, ° С ..................................... 5 – 120; – максимальная погрешность измерения температуры, ° С ............. 0,5; – порог чувствительности, ° С/бит .................................................. 0,002. Нормируемые метрологические характеристики канала манометра: – диапазон измерения давления, МПа ......................................... 0–100; – максимальная погрешность измерения, % ..................................... 0,5; – порог чувствительности, МПа/бит ............................................. 0,003. Нормируемые метрологические характеристики канала гамма-каро- тажа: – диапазон измерения экспозиционной дозы излучения, кР/ч ... 5–400; – максимальная погрешность измерения, % ..................................... 25. – Диапазон регистрации скорости потока газа, м/с ...................... 0–10. 185 Фазовый состав флюида, определяемый каналом диэлькометра – газ, нефть, вода. Сигнал/шум в канале локатора муфт, не менее ................................ 3:1. Автономный термометр – манометр АТМ-2 предназначен для реги- страции давления и температуры при гидрогазодинамических исследова- ниях бурящихся, эксплуатационных и нагнетательных скважин. Аппаратура состоит из автономного скважинного прибора, считываю- щего устройства, и любого компьютера типа IBM. Запись информации осу- ществляется в электронную память через данные временные интервалы. С помощью считывающего устройства информация из микросхемы памяти прибора переносится в память компьютера для дальнейшей обра- ботки результатов исследования скважин. Условия эксплуатации скважинного прибора: – окружающая среда: пластовые нефть, вода, газ, буровой раствор; – интервал температур – – 25 – + 85 °С; Максимальное гидростатическое давление не более верхнего предела измерения для конкретного прибора 25 Мпа. Прибор может спускаться в скважину на трубах, каротажном кабеле или скребковой проволоке. Питание скважинного прибора осуществляется от батарей из гальва- нических элементов типа R-14 или 1-го литиевого аккумулятора 3,6 В. Технические характеристики – диапазон измерения давления, МПа ........................................... 0–25; – пределы допускаемой приведённой погрешности по давлению при температуре 0–85 °С, МПа ....................................................................... ± 0,02; – диапазон измерения температуры, °С ......................................... 0–80; – пределы допускаемой абсолютной погрешности ри измерении температуры в интервале 0–85 °С; – устанавливаемые интервалы времени для регистрации давления и температуры, сек ......................................................................................... 5–64; Для измерения КВД предусмотрен режим переменных интервалов времени: – при использовании элементов типа 343 время работы, сут. 100; – габаритные размеры, мм не более – диаметр ............................................................................................... 42; – длина ................................................................................................ 1450; 186 С помощью компьютера производится просмотр и вывод данных любого участка памяти с различной выборкой по времени, в любом удоб- ном масштабе. Объём памяти скважинного прибора обеспечивает запись и хранение 44000 значений давления и температуры. Одновременно с выводом диаграмм на бумагу выводятся значения давления и температуры в десятичной форме с двумя значащими цифрами после запятой. Аппаратурный комплекс ГДИ-2 предназначен для проведения ком- плексных промыслово-геофизических гидродинамических и геолого-техно- логических исследований скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Комплектность: один наземный и два скважинных прибора, состоя- щих из пяти модулей – манометра, расходомера, локатора муфт, прибора гамма-каротажа и термометра с термоиндикатором притока. Решаемые задачи: измерение температуры и давления; оценка кол- лекторских свойств пласта; определение мест притока и профиля притока (поглощения); определение герметичности колонны (контроль за состоя- нием скважин); определение положения муфтовых соединений и интерва- лов перфорации; привязка результатов измерений к геологическому разре- зу; измерение радиоактивности горных пород. Достоинства комплекса: Сокращение времени исследования за счёт уменьшения числа спус- ко–подъёмных операций; возможность оперативного выбора необходимо- го и достаточного комплекса исследований; повышение достоверности из- мерений за счёт исключения смены режимов работы скважины; точность привязки результатов к геологическому разрезу; возможность учёта влия- ния на измеряемые параметры дестабилизирующих факторов; малые габа- риты, позволяющие работать через межтрубье; сокращение объёма мон- тажных работ. Технические характеристики: – число регистрируемых параметров ................................................... 6; – максимальная потребляемая мощность, Вт ................................. 180; – ток питания скважинного прибора, мА .................................. 5 – 220; – диапазон измерения давления, Мпа ....................................... 0,1 – 35; – диапазон рабочих температур, °С ........................................... 5 – 120; 187 – диапазон измерения расхода (в колонне), м3/ч ....................... 4 – 50; – диапазон термоиндикации притока (поглощения) (в колонне), м/с ............................................................................. 0,1 – 10; – диапазон измерения мощности экспозиционной дозы излучения, мкР/ч ............................................................................ 5 – 400 – амплитуда выходного сигнала локатора муфт, мВ ....................... 15. Габаритные размеры скважинного прибора, мм: – диаметр ................................................................................................ 32; – длина ............................................................................................... 3000. 188 6. ИНФОРМАТИВНОСТЬ И ОГРАНИЧЕНИЯ К ПРИМЕНЕНИЮ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ 6.1 Информативность геофизических методов в условиях ГС В условиях горизонтальных скважин (по сравнению с вертикальными) информативность методов ГИС и их значимость существенно изменяется. На основе накопленного опыта исследований горизонтальных скважин, выполненных в различных регионах и различных геолого-технологических условиях (Пермь, Коми, Башкортостан, Саратов, Западная Сибирь, Казах- стан, Туркменистан) во ВНИИГИК и АО НПФ «Геофизика» проведено обобщение материалов ГИС, полученных с помощью серийной аппаратуры широким комплексом методов (БКЗ, БК, ИК, ПС, НГК, ГК, АК). Установлено, что методы ЭК не несут однозначной информации о границах пластов, пересеченных ГС, т.к. вследствие достаточной их глу- бинности влияние пласта ни показания методов начинается еще до встречи его границ (кровли или подошвы) со стволом ГС, что вызывает «размыва- ние» граничного эффекта. Степень «размыва» зависит от многих факторов: угла встречи ствола скважины и границ пласта, сопротивление пластов, вертикальной и радиальной характеристик зондов и т.п. Результаты инк- линометрических измерений необходимы практически на всех этапах ана- лиза и интерпретации материалов ГИС. Применение метода БКЗ для определения удельного электрического сопротивления пластов-коллекторов в условиях ГС из-за резкой радиальной анизотропии нецелесообразно вследствие невозможности учета всего спектра искажающих факторов и их влияния на показания каждого из зондов БКЗ. Акустический метод малоэффективен и не работает в случае тонкос- лоистого разреза. (Результаты исследований АК по скорости через стекло- пластиковый технологический контейнер показали возможность их прове- дения и перспективность применения в варианте ФКД, однако для оконча- тельного вывода по эффективности в ГС необходимо проведение опытно– методических работ). CП в ГС измеряют, путем регистрации, не потенциала, а градиента по- тенциала, а затем его интегрируют, приводя его к обычному виду кривой СП. 189 Комплекс БК-ИК в условиях ГС является эффективным при опреде- лении характера насыщения пластов-коллекторов. При этом необходимо подчеркнуть, что характер влияния вмещающих пород и зоны проникно- вения (ее геометрии) на показаниях БК и ИК в горизонтальных скважинах отличается от условий вертикальных скважин. При исследовании горизонтальных скважин информативным оказал- ся параметр, представляющий отношение сопротивления по данным боко- вого и индукционного методов (табл. 6.1.1). Анализируя соотношение ве- личин удельного сопротивления зоны проникновения, сопротивления по данным бокового и индукционного методов и не затронутого проникнове- нием пласта, можно прогнозировать характер его насыщенности. Таблица 6.1. Интерпретация геофизических исследований горизонтальных скважин Тип сква- жины Характер насыщения Характер проникно- вения Строение пласта Соотношение сопротивлений P би = ρ бк / ρ ик ВС Нефть ρ зп >ρ нп ρ зп <ρ нп Анизотропный ρ зп ≥ρ бк ≥ρ ик ≈ρ нп ρ зп ≤ρ ик ≤ρ бк ≈ρ нп 1 – 6; P би = 1,3 P би =1,3 Вода ρ зп >ρ нп ρ зп ≥ρ бк ≥ρ ик ≈ρ нп 1,3 – 4 P би = 2,6 ГС Нефть ρ зп >ρ нп ρ зп <ρ нп Анизотропный ρ зп ≥ρ ик ≈ρ бк ≈ρ нп ρ зп ≈ρ бк ≤ρ ик <ρ нп 1,6 – 0,6 P би = 0,8 ρ зп >ρ нп ρ зп <ρ нп Изотропный ρ зп > ρ ик ≈ρ бк ≈ρ нп ρ зп ≈ρ бк < ρ ик ≈ρ нп Вода ρ зп >ρ нп Анизотропный ρ зп > ρ ик ≥ ρ бк ≈ ρ нп 1 – 0,8 P би = 0,9 Изотропный ρ зп > ρ ик ≈ ρ бк ≥ ρ нп Наиболее эффективным методом электрометрии в ГС оказался ВИКИЗ как на этапе геонавигационного обеспечения бурящейся скважи- ны, так и при оценке характера насыщения коллектора. При определении границ пластов и уточнении литологических осо- бенностей объекта в условиях ГС наиболее приоритетными являются ра- диоактивные методы в силу их малой глубинности и отсутствия влияния на их показания структуры и текстуры горных пород. В процессе геофизи- ческих исследований горизонтальных скважин детектор радиоактивного излучения находится напротив тонкого пласта в течение длительного вре- мени. Тонкие прослои, которые не выделяются в вертикальных скважинах, в горизонтальных скважинах выделяются уверенно и четко по данным ГМ, НГМ, ГГМ. 190 6.2 Особенности геофизических исследований разведочных горизонтальных скважин В отличие от вертикальных скважин (ВС), при исследовании ГС ре- шается нетрадиционная для ГИС задача. Она заключается в геонавигаци- онном обеспечении бурения скважин, то есть соответствие профиля буря- щейся скважины проектному профилю. При бурении вертикальной сква- жины такой задачи нет. В ГС, так же как и ВС, решаются традиционные задачи: литологическое расчленение, выделение коллекторов, оценка ФЕС, определение Кнг. Технология исследования ГС отличается от исследований, проводи- мых в вертикальных скважинах. При использовании скважинных прибо- ров, размещенных в бурильных трубах или защитных контейнерах, верти- кальные участки скважины исследуют дважды (с контейнером и без кон- тейнера) для оценки влияния контейнера на замеры. Бурение скважины проводят, непрерывно контролируя параметры инклинометра. На наклонных участках профиля скважины через каждые 50–70 метров проводят привязочные каротажи методами ГК, БК и ПС. Интерпретация данных ГИС отличается от традиционной схемы. Это связано с тем, что на диаграммах отсутствуют данные о положении кровли и подошвы пласта (в отличие от вертикальных скважин), литологи- ческом строении выше – и нижезалегающих пластов. В начале интерпретации определяют пространственное положение ствола ГС в ориентированной по азимуту вертикальной плоскости. Для этого строят вертикальную проекцию профиля ГС по азимуту, исполь- зуя материалы высокоточной инклинометрии. Затем проводят детальное литологическое расчленения разреза, отбивают границы выделенных ин- тервалов по данным ГК и НК. Используя данные инклинометрии, приводят горизонтально зарегистрированные диаграммы к их вертикальному виду. После этого проводят детальную послойную корреляцию псевдоверти- кальных диаграмм с диаграммами, зарегистрированными в соседних вер- тикальных и наклонно направленных скважинах. Осуществляют страти- графическую идентификацию пластов и строят геологические разрезы по построенным вертикальным проекциям. Полученные результаты используют для определения фактической толщины пласта-коллектора, расстояния между стволом скважины и гра- ницами вмещающих пород, уточнения неоднородностей строения объекта 191 исследований. Выделяют коллектор по данным индукционного и бокового методов с привлечением данных инклинометрии. Определяют пористость по данным радиоактивных методов. Отметим, что вход ствола ГС в пласт четко фиксируется по данным газового каротажа. Наиболее эффективными методами являются механи- ческий, виброакустический каротаж, каротаж по давлению, регистрация осевой нагрузки на долото, момент на роторе или забойном двигателе. |