книги / Промысловый контроль и регулирование разработки месторождений углеводородов. Ч. 1

совместно с графиками азимутов быстрой волны, а также наложение волновых полей с быстрой и медленной волнами друг на друга, т.е. «разбег» этих волн.

На рис. 2.53 приведен пример моделирования по данным многоволнового каротажа совместно с данными ВСП и ОГТ. При использовании качественных (за счет статистики) измерений интегральных времен однозначно можно определить форму сигнала на ОГТ, а каждое акустически контрастное отражение на ВСП идентифицировать с данными ГИС. Сравниваются волновые поля отраженных волн (модельные – ВСП-ОГТ) в шкале глубин (левая часть) и в шкале времен (правая часть). Стрелками показано соответствие двух шкал (глубинной, временной) на основных реперах.

Рис. 2.53. Пример корректности моделирования по данным акустического каротажа в сравнении с данными ВСП и ОГТ

На рис. 2.54 демонстрируется пример мониторинга работ ГРП акустическим кросс-дипольным каротажем до и после работ ГРП. По результатам измерений определены высота полученной трещины ГРП и географический азимут ее развития. Это позволяет модельным путем определить и саму геометрию трещины (высота – длина – ширина) при моделировании в программе по-

111

строения дизайна с учетом всех зарегистрированных данных при самих работах до совпадения расчетной высоты трещины с измеренной.

Рис. 2.54. Мониторинг работ ГРП: слева коэффициент анизотропии и направленность трещин до ГРП; справа – после

2.3.4. Измерения удельного электрического сопротивления в обсаженных скважинах

Измерения УЭС наиболее информативны для оценки коллекторских свойств и насыщения продуктивных пластов. Долгие годы электрокаротаж сопротивлений (метод кажущегося сопротивления – КС) применялся только в необсаженных скважинах, так как использование зондов бокового каротажного зондирования (БКЗ) в условиях обсадки пород металлической колонной приводило к огромным утечкам электрического тока по металлу ЭК, выступающего в роли заземлителя. Тем не менее основные принципы измерения УЭС в обсаженных колоннах разработаны в 1939 г. Альпиным и в 1949 г. Стюартом. Развитие современных технологий позволило в последние годы ряду компаний реализо-

112

вать данный метод для применения в обсаженных скважинах

(устройство «CHFR» Schlumberger, «TCR» Baker Atlas).

Измерительный модуль представляет собой зонд БКЗ диаметром 86 мм с некоторым количеством электродов (12 на 4 уровнях, разнесенных под углом 120о), измеряющих разности напряжения, возникающие при протекании тока по горным породам вокруг ствола. Прибор генерирует низкочастотный (пример 1 Гц) ток 0,5–6 А, большая часть которого протекает по колонне вверх и вниз, меньшая (от части, движущейся вниз) – попадает в пласт (фиксируемые разности потенциалов составляют всего лишь 5–500 нВ) (рис. 2.55).

токи

электричества

Рис. 2.55. Принцип работы устройства «CHFR» Schlumberger

Зонд измеряет разность тока (сопротивления) в нисходящем токе между парами измерительных электродов (например, при наличии четырех электродов можно произвести два измерения). Падение напряжения между электродами включает потери тока из-за утечек как в колонне, так и породе. Влияние размера утечки тока по колонне учитывается способом дополнительной калибровки. При дополнительном режиме измеряется ток при прохож-

113

дении от верхнего (питающего) электрода к нижнему (также питающему) электроду (разнесенных на 10 м) – здесь утечка в породу уже ничтожна мала. Пластовый ток оценивают из тока обсадной колонны путем вычитания. Питающий ток величиной 1А создает токи утечки в породе величиной до нескольких мА/м. Естественно, что наиболее чувствителен прибор будет к сопротивлению пород вблизи измерительных электродов. Поскольку помехи от движения прибора столь велики, что делают невозможным проведение измерений, регистрацию выполняют только на фиксированных точках (обычно это двухминутная стоянка, что эквивалентно скорости записи 36 м/ч), обеспечив предварительно идеальный контакт прижимного электрода с предварительно очищенной от примесей стенкой колонны.

Погрешность измерения в пластах с сопротивлением 1–10 Ом·м составляет 10 %, радиус исследования достигает 2–10 м (т.е. максимальная глубинность для ПГИ), вертикальное разрешение 1,2 м, прибор обеспечивает хорошую повторяемость записей и близость их с контрольными замерами в диапазоне до 100 Ом (полученных после бурения скважины). Однако наблюдается влияние на показания метода некоторых характеристик цементного кольца (качества, сопротивления), а также место расположения поверхностного электрода; плохой контакт между секциями обсадной колонны и электродов с колонной также негативно влияет на качество измерений (поэтому технологией работ обычно предусматривается предварительное скребкование внутренней поверхности колонны). Преимуществами метода измерения УЭС в обсаженных скважинах являются: возможность доразведки ранее неисследованных пластов (например, вышележащих) без их прямого опробования или бурения новых скважин, определение остаточной нефтенасыщенности, мониторинг выработки пластов, применение в низкопористых коллекторахсослабоминерализованнойводой.

На рис. 2.56 представлено сопоставление замеров УЭС в открытом стволе в 1984 г. и в обсаженной скважине в 2007 г. Отмечается обводнение пласта в интервале хх85,5–хх98,5. В результате перфорации в верхней части пласта (хх70–хх76 м) дебит жидкости

114

составил 185 т/сут при обводненности 18 %, дебит нефти – 133,1 т/сут. До перехода на этот пласт скважина работала на нижележащийпласт, дебитнефтиравнялся0,8 т/сут, обводненность– 99 %.

Рис. 2.56. Составление замеров УЭС в открытом стволе и обсаженной скважине

Поскольку иногда возникает необходимость проведения измерений УЭС в скважинах, оборудованных НКТ, компания Baker Atlas разработала свой аналог «TSR» с внешним диаметром прибора 54 мм. Корпус модуля прижимается к стенке обсадной колонны, после чего развертывается семь электродов, обеспечивающих электрический контакт с металлом колонны. Влияние цемента обычно незначительно и может быть учтено. Прибор также компенсирует влияние муфт и других неоднородностей колонны.

115

2.4. Методы изучения технического состояния скважин

Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от других пластов. Если эти условия не выполняются, т.е. герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после окончания бурения и цементирования колонны, а также на протяжении всего времени разработки месторождения методами ГИС периодически производится проверка технического состояния скважины.

Промыслово-геофизический контроль технического состояния скважин является актуальной задачей на протяжении всего срока их эксплуатации от строительства до ликвидации. В некоторых случаях ведется технический мониторинг и ликвидированных скважин. При помощи геофизических и других методов решаются проблемы проложения ствола скважины, предупреждения аварий при бурении, определения необходимого объема цемента и точности установки колонн и скважинного оборудования, мониторинга технического состояния скважины в процессе эксплуатации, выявления и локализации дефектов и оценки их влияния на работу скважины, проверки качества ремонтных работ и операций.

При контроле за техническим состоянием скважины проводятся и решаются следующие задачи:

1)определение качества цементирования и состояния цементного камня во времени;

2)установление местоположения муфтовых соединений колонны, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра;

3)выявление дефектов в обсадных и насосно-компрессорных трубах (отверстия, трещины, вмятины);

4)определение мест притока или поглощения и интервалов затрубной циркуляции жидкости;

5)контроль за установкой глубинного оборудования;

6)оценка толщины парафиновых отложений в межтрубном пространстве.

116

Изучение технического состояния осуществляется методами радиометрии, термометрии, акустической цементометрии.

Методами контроля технического состояния скважин охвачен практически весь спектр физических полей. Эти методы подразделяются на следующие группы:

методы определения геометрии ствола (инклинометрия, профилеметрия);

акустические методы изучения преломленных (АКЦ, ВАК) либо отраженных (САТ) ультразвуковых волн;

пассивная акустика (шумометрия);

электромагнитные методы (ЛМ, комплексы «ЭМДС», «МИД»);

радиоактивные методы (гамма-гамма-толщинометрия, гамма-гамма-цементометрия);

другие методы.

2.4.1. Инклинометрия и профилеметрия

Измерение угла наклона ствола скважины и азимута наклона (инклинометрия) относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, одновременно со стандартным каротажем и в интервалах стандартного каротажа (рис. 2.57, а).

По ряду геологических, технологических причин проектируемые вертикальные и наклонно направленные скважины отклоняются от намеченного проектом направления. В искривленных скважинах обычно отмечаются следующие закономерности:

1.При очень пологом залегании пластов (угол падения до 8о) не наблюдается каких-либо преимущественных направлений искривления.

2.При углах падения пластов в пределах 8–45о преобладает направление вверх по восстанию пластов; ствол скважины стремится занять положение, перпендикулярное к плоскости напластования; векторы смещения забоев направлены в области сводов положительных структур.

117

3. При углах падения пластов более 60о преобладают направления отклонения вниз по падению пластов; ось скважины стремится занять положение, параллельное плоскостям напластования.

аб

Рис. 2.57. Примеры результатов инклинометрии (а) и профилеметрии (б)

Инклинометрия реализуется на следующей аппаратуре: инклинометр ИМММ73-120/60 (инклинометр магнитометрический многоточечный) предназначен для технологических измерений азимута и зенитного угла скважин, с выводом результатов измерений на цифровое табло и на внешнюю систему записи и обработки данных инклинометрии, которая автоматически вносит по-

118

правки и рассчитывает траекторию скважины. Кроме того, инклинометр позволяет производить технологические измерения азимута и зенитного угла в колонне бурового инструмента с наружным диаметром 127 мм и более.

Скважинная профилеметрия – это метод определения раз-

меров и формы поперечного сечения скважины и их изменений с глубиной. Метод имеет две модификации – вертикальную и горизонтальную. При вертикальной профилеметрии регистрируют изменения формы и размеров поперечного сечения по стволу. При горизонтальной профилеметрии более детально изучается профиль поперечного сечения на фиксированной глубине (рис. 2.57, б).

Скважинный профилемер (каверномер) представляет собой одну или несколько пар противоположно ориентированных механических подпружиненных рычагов, один конец которых скользит по стенке скважины (колонны), а второй соединен с резистивным мостом, преобразующим угловые изменения положения рычага относительно оси прибора в модулированный электрический сигнал. Прибор калибруется при помощи устройства (кольца или гребенка), обеспечивающего отклонения рычага (рычагов) на фиксированные углы, соответствующие диапазону измерений радиусов для данного типа аппаратуры.

Для исследований обсаженных скважин применяются восьмирычажные (16, 32, 64, 128-рычажные) профилемеры. Для исследования существенно наклонных и горизонтальных скважин приборы необходимо центрировать. Для детальных исследований поверхности ствола скважины или колонны труб применяются многорычажные профилемеры с числом рычагов-пальцев до сорока и более. Детальность исследований этими системами позволяет получить развертку стенки скважины, выделить трещины, а в интервале перфорации – отдельные перфорационные отверстия.

Обработка данных обычного восьмирычажного профилемера производится следующим образом. По величине угла раскрытия мерных рычагов определяют расстояние оси прибора до стенки колонны (малейшие изменения любого чувствительного рычага преобразуются в электрическое напряжение).

119

Данные профилеметрии в обсаженных скважинах используются для определения геометрических параметров обсадных колонн и позволяют судить о смятии, износе колонны, фиксировать разрывы обсадных труб, выявлять сальники в трубах (образующиеся вследствие налипания цементной корки, формирования различного типа отложений на стенках скважины).

Данные трубной профилеметрии позволяют существенно повысить достоверность количественной интерпретации результатов гидро- динамико-геофизических методов (в частности, механической и термокондуктивной расходометрии) при их комплексировании в единой сборке скважинных приборов.

Результаты микрокавер- нометрии-профилеметрии на скважине Пихтового месторождения с целью оценки технического состояния «хвостовика» представлены на рис. 2.58.

По данным микрокавер- номера-профилемера XIPE установлено следующее:

видимому, «сальник» (грязь

120