Комплексная оценка состояния и работы нефтяных скважин промыслово-ге

Несмотря на то, что значительную часть площади этого фрагмента занимают зоны, представленные плотными породами, проницаемость которых не выше нижнего предела по проницаемости, принятой по месторождению, низкая информативность данного фрагмента карты очевидна. На основании такой информации делать какие-либо выводы о распределении проницаемости по пласту Бб2 крайне затруднительно, можно говорить лишь о фильтрационных характеристиках в районе каждой скважины. На рис. 6.8 приведена эта же карта проницаемости, построенная по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ по вышеприведенной зависимости kГДИ = f (∆Jγ) с участием всех пробуренных скважин, вскрывших продуктивные отложения пласта Бб2. Сравнение этих фрагментов карт позволяет на визуальном уровне оценить достоинства предлагаемой методики определения проницаемости по зависимости ∆Jγ = f (kГДИ) для получения дополнительных гидродинамических характеристик продуктивных интервалов, являющихся основой для выбора оптимальной системы разработки нефтегазовых месторождений.

Достоверность полученной информации также подтверждается при сопоставлении расчетных данных по предлагаемой методике с данными структурной карты, построенной по кровле пласта Бб2 и карты пористости по пласту Бб2: повышенные значения проницаемости соответствуют сводовым частям залежи и высоким значениям пористости.

Полученные гидродинамические характеристики продуктивных интервалов могут быть использованы для моделирования строения залежей УВ и для оптимизации выбора системы разработки нефтегазовых месторождений.

151

ских параметрах пластов-коллекторов позволяет строить более полные карты попластовой и поскважинной проницаемости и, как следствие, существенно повысить эффективность гидродинамического моделирования нефтяных залежей.

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ

1.Опробование пластов на кабеле.

2.Опробование пластов на трубах.

3.Основные отличия ОПК от ИПТ.

4.Определение гидродинамических параметров пластов.

5.Опробование продуктивных пластов и определение их гидродинамических параметров.

6.Определение гидродинамических параметров продуктивных пластов по данным ГИС.

7.Получение дополнительной информации об эксплуатационных особенностях продуктивных пластов и добывающих скважин по данным ГИС.

153

7. КОНТРОЛЬ

ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН.

ТЕХНОЛОГИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

И ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ

Для изучения технического состояния бурящихся и эксплуатационных скважин используются специально разработанные скважинные приборы и методики проведения исследований. В настоящее время методами ГИС возможно решать следующие задачи:

−контроль положения ствола скважины в пространстве (инклинометрия);

−измерение диаметра и профиля ствола скважины (кавернометрия и профилеметрия);

−исследование состояния цементного камня за обсадной колонной;

−контроль за состоянием обсадных колонн;

−определение мест притоков и поглощений;

−установление затрубной циркуляции;

− определение мест прихвата бурового инструмента

вскважине;

−установление местоположения искусственного забоя, уровня воды, нефти и газа в скважине;

−исследование зон гидроразрыва пласта;

154

−определение местоположения металлических предметов

вскважине;

−установка цементных мостов и т.д.

7.1. Определение искривления скважин

Скважины в зависимости от геологических, геоморфологических и других условий проектируют вертикальными, наклон- но-направленными, с горизонтальным окончанием.

В процессе бурения ствол скважины обычно отклоняется от заданного направления из-за влияния ряда геологических и технических факторов. Фактическое отклонение оси скважины от вертикали в каком-либо направлении называется искривлением скважины. На рис. 7.1 изображено положение ствола скважины в пространстве.

На определенном интервале глубин положение ствола скважины в пространстве характеризуется углом отклонения скважины от вертикали (зенитным углом δ) и азимутом ϕ.

Угол наклона скважины заключен между осью скважины и горизонтальной плоскостью и равен 90º – δ. Магнитный азимут искривления – угол между направлением на магнитный север и горизонтальной проекцией оси скважины, взятой в сторону увеличения глубины скважины, отсчитываемые по часовой стрелке. Плоскость, проходящую через вертикаль и ось скважины на данном ее участке, называют плоскостью искривления (апсидальная плоскость).

Дирекционный угол α = ϕ + γ ± D, где γ – угол сближения между осевым меридианом в данной точке (может быть положительным или отрицательным); D – магнитное отклонение

155

(восточное со знаком плюс, западное – минус). Значение γ ± D указывается на географических картах.

Рис. 7.1. Схема фактического положения ствола скважины в пространстве (а) и проекция участка ствола скважины на горизонтальную плоскость (б) и участок оси скважины в вертикальной плоскости (в). а – ЮС, ЮмСм – направления на юг, север и на магнитный юг, север; α – дирекционный угол; φ – магнитный азимут; б – ℓ1 – длина интервала, расстояние между двумя соседними точками замера, расположенными на глубинах hi–1 (верхняя точка) и hi (нижняя точка); δ – угол

отклонения оси скважины от вертикали (зенитный угол)

Сведения об искривлении скважины необходимы для установления положения ее забоя в пространстве, при построении профильных геологических разрезов, структурных и других геологических карт.

156

Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуще-

ствляются инклинометрами с дистанционным электрическим измерением типа КИТ (КИТА), КМИ-36 и др.; инклинометр непрерывный цифровой Ин-1–721; фотоинклинометрами типа ИФ-6, гироскопическими инклинометрами (ИГ-2Ю, ИГ-50, СИ-3 и др.), телеметрическими системами.

Инклинометры дискретного действия типа КИТ состоят из скважинного прибора с удлинителем и наземного пульта. Главной их механической частью является вращающаяся рамка с установленными на ней указателями угла (отвесом) и азимута (буссолью) искривления ствола скважины (рис. 7.2).

Рис. 7.2. Схема устройства механической части инклинометра КИТ

157

Рамка, закрепленная на керне 19 и подшипнике 1, свободно вращается и ось ее вращения совпадает с главной осью прибора. Центр тяжести рамки 5 благодаря грузику 18 смещен с ее оси так, что плоскость рамки всегда устанавливается перпендикулярно к плоскости искривления скважины. Ось рамки 20 совпадает с осью прибора (осью скважины).

Указатель азимута (буссоль) состоит из магнитной стрелки 8, насаженной на острие 11, и контактной стрелки 7 дугообразного рычага 13. Под магнитной стрелкой размещается колодка

скольцевым азимутальным реохордом 9 и токопроводящим контактным кольцом 10. Азимутальный реохорд представляет собой разорванное в одном месте кольцо из манганиновой проволоки. Разрыв реохорда подключен в измерительную схему и совпадает

сплоскостью искривления прибора. При измерении магнитная стрелка со скрепленной с ней контактной соединяет токопроводящее кольцо 10 с одной из точек реохорда и фиксирует искривление скважины. Указатель азимута благодаря карданному подвесу под действием грузика 12 всегда занимает такое положение, при котором острие, несущее магнитную стрелку, устанавливается вертикально, а колодка с реохордом – горизонтально.

Основной частью указателя угла отклонения является отвес 14, скрепленный со стрелкой 15. Плоскость их качания совпадает с плоскостью искривления. Параллельно кривой, по которой перемещается конец стрелки, установлены угловой реохорд 16 и контактный сегмент 17. При измерении конец стрелки 15 соединяет одну из точек углового реохорда с токопроводящим проводом 16 и фиксирует угол отклонения прибора от вертикали. В верхней части рамки размещен коллектор 3, имеющий три контактных кольца 2 с выводами от азимуталь-

158

ного и углового реохорда, которые поочередно подключаются в измерительную схему.

Управление работой инклинометра осуществляется электромагнитом 4, фиксирующим и освобождающим по мере надобности магнитную стрелку 8 и стрелку 15 датчика зенитного угла наклона скважины, и управляющим электрическим переключателем 2 – 3 с помощью тяг 6 и 13.

В вертикальных скважинах интервалы замеров составляют 20–25 м, в наклонно-направленных – 5–10 м.

Результаты инклинометрических измерений записывают в журнал наблюдений и в таблице замеров указывают значения углов δ, ϕ и дирекционного угла α в соответствии с глубинами их измерений.

По значениям измеренного зенитного угла δ и вычисленного дирекционного угла α строится проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость, называемую инклинограммой (рис. 7.3).

Вэтом случае проекция l'i участка скважины длиной li на горизонтальную плоскость будет l'i = li sin δi, где li – длина интервала, принимаемого за прямолинейный, между ближайшими точками наблюдений. Для определения глубины забоя, кровли и подошвы отдельных горизонтов разреза по вертикали и их гипсометрических отметок строят вертикальную проекцию ствола скважины. Вертикальные проекции отдельных участков скважины рассчитывают по формуле l''i = li cos δi, а общую глубину по вертикали для заданной глубины по формуле h = Σ l''i = Σ li cos δi. При этом гипсометрическая отметка объекта будет h' = h – Ал, где Ал – альтитуда устья скважины.

Вновых скважинах расчет кривизны (определение удлинения ствола скважины с глубиной) производится автоматически

159

на ЭВМ каротажной станции по программе обработки данных инклинометрии. В качестве результата обработки представляется таблица, в которой значению глубины в метрах соответствует рассчитанная абсолютная отметка.

Рис. 7.3. Пример построения инклинограммы

Комплекс инклинометрический ИОН-1 предназначен для технологического непрерывного автоматического измерения азимута и зенитного угла скважины, а также угла поворота инклинометра в функции глубины с выводом результатов на экран и сохранением их в LAS-формате.

Область применения: эксплуатационные бурящиеся скважины на нефть и газ глубиной до 5000 м для измерения азимута, зенитного угла, угла поворота и обсаженные колонной скважи-

160