Промышленная геофизика на примере Южно-Осташковичского месторождения

Искривление скважины характеризуется углом искривления и магнитным азимутом искривления. Угол наклона ствола скважины определяется между вертикальной осью скважины и фактическим направлением ствола скважины в вертикальной плоскости.

Магнитный азимут искривления определяется между направлением на магнитный север и горизонтальной проекцией оси скважины, направленной в сторону увеличения глубины скважины.

Угол и азимут искривления необсаженных скважин измеряют инклинометрами с дистанционным электрическим измерением, фотоинклинометрами и гигроскопическими инклинометрами (рис № 7, 8). В обсаженных стальными колоннами скважинах можно измерять только углы искривления.

2.9 КАВЕРНОМЕТРИЯ

При бурении скважины диаметр ее ствола не бывает равным диаметру долота или коронки. В случае осыпей и обвалов стенок скважин он больше, а при наличии пластических пород и их движении к оси скважины он меньше номинального, равного диаметру долота или коронки. Диаметр ствола скважины близок к номинальному в крепких плотных породах. Для глинистых пород характерно увеличение диаметра ствола скважины, для проницаемых пород (коллекторов) в связи с образованием глинистой корки диаметр ствола скважины уменьшается.

Фактический диаметр скважины необходимо знать для правильного подсчета объема скважины, объема бурового раствора, объема и высоты подъема тампонажного раствора; выбора места установки муфты ступенчатого цементирования, центраторов, скребков, башмака обсадной колонны; уточнения геологического разреза пород, вскрытых скважиной, и др.

Для определения фактического диаметра ствола скважины применяют каверномеры, при помощи которых записывают кривую (в соответствующем масштабе), называемую кавернограммой.

Принцип действия известных каверномеров сводится к преобразованию механических перемещений измерительных рычагов в электрические сигналы, передаваемые на регистрирующий прибор (рис № 9, 10).

Рис. 9 Конструкция каверномеров типов СКТ и СКО: / -- рычаг с длинным плечом; 2 -- рычаг с коротким плечом; 3 -- пружина; 4 -- омический датчик; 5 -- тросик с ползунком; 6 -- шток; 7 -- стенка скважины

Рис. 10 Электрические схемы каверномеров для работы с трех- (а, 6) и одножильным (л) кабелями: а -- мостовая схема; 6, в -- потенциометрическая схема; Rl, R3 -- переменные сопротивления моста; R2, R4 -- постоянные сопротивления моста; КП -- компенсатор поляризации; Яд -- сопротивление датчика; Г -- генератор постоянного тока; АВ -- токовая цепь; AM, AN -- измерительные цепи

2.10 ПРОФИЛЕМЕТРИЯ

Если рассмотреть продольный разрез скважины в различных плоскостях, то можно увидеть, что скважина не всегда представляет собой горную выработку, близкую к цилиндрической. Часто размеры поперечного сечения в двух перпендикулярных направлениях значительно отличаются, что обусловлено наличием желобных выработок или иных нарушений конфигурации ствола скважины. Диаметр ствола скважины в двух взаимно перпендикулярных направлениях определяют профилемерами.

Диаметр скважины рассчитывают по размеру раскрытия двух пар независимо перемещающихся рычагов, скользящих по стенкам скважины. Пропорционально размеру раскрытия каждой пары рычагов профилемера изменяется регистрируемая разность потенциалов.

Профилемер состоит из электрического и электронного блоков. Он работает в условиях действия температуры до 150 °С и давления до 100 МПа при угле искривления ствола скважины до 20°. Погрешность измерения 10 мм при измеряемых диаметрах скважины от 100 до 760 мм.

Известны конструкции трехплоскостного каверномерпрофилемера, который дает возможность получать с помощью трех пар измерительных рычагов три кривые профиля скважины и кавернограмму.

Рассмотрим на примере скважины № 205 Южно-Осташковичской площади. См рис № 11. на изучаемом интервале записи кавернометрии и профилеметрии - ствол ровный, редко кавернозный (в верхней и нижней части описываемого интервала каверны в диаметре от 178 мм до 225 мм).

2.11 ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

До настоящего времени единственным прямым доказательством качественного крепления нефтяных и газовых скважин являлось отсутствие межпластовых перетоков за обсадной колонной, водо-нефте-газопроявлений через колонное пространство, а также течей в обсадных колоннах. Снижение качества крепления скважин обычно выражается в появлении воды в добываемой нефти или в нарушении герметичности обсадной колонны. Однако количественно оценить степень герметичности обсадной колонны, равно как и степень ее нарушения, пока не представляется возможным. Поэтому для оценки качества цементирования скважин (а часто для установления причин негерметичности затрубного пространства) анализируют ряд факторов и ситуаций, имеющих непосредственное отношение к рассматриваемому вопросу. К ним в первую очередь относятся: 1) кавернометрия (основное - характер кавернозности); 2) соответствие фактического расхода цемента расчетному; 3) фактическая и расчетная высота подъема цементного раствора в заколонном пространстве (обращают внимание не недоподъем или переподъем); 4) состояние контактов "цемент - колонна" и при возможности "цемент - порода" (наиболее опасная зона); 5) эксцентриситет обсадной колонны в скважине; 6) протяженность зоны смешивания цементного и бурового растворов; 7) плотность среды в заколонном пространстве и наличие или отсутствие дефектов цементного кольца.

Качество цементирования скважин оценивается при помощи термометрии и методов радиоактивного и акустического контроля за цементированием скважины. Все эти методы позволяют лишь качественно оценить некоторые косвенные параметры разобщения пластов за обсадной колонной и герметичность заколонного пространства.

Метод термометрии основан на измерении температуры в стволе скважины на участках, где твердеет цементный раствор, выделяя некоторое количество теплоты и нагревая буровой раствор внутри обсадной колонны.

В процессе твердения тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины происходят два процесса: восстановление естественного теплового поля и экзотермическое изменение температуры при выделении теплоты вследствие гидратации цемента.

Температурная характеристика зацементированной скважины зависит от ряда факторов: абсолютной температуры в конкретном интервале, соотношения (в %) бурового и тампонажного растворов в зонах их смешивания, неравномерности распределения цементного раствора (вследствие наличия каверн, желобов и эксцентричного расположения обсадной колонны) в различных зонах, непостоянства водоцементного отношения тампонажного раствора из-за поглощения его фильтрата проницаемыми пластами, различия теплофизических свойств окружающих скважину пород и др. Следовательно, метод термометрии дает возможность косвенно судить о некоторых показателях процесса цементирования.

Максимальная температура тепловыделения при затвердении цементного раствора из портландцемента, зависящая от температуры окружающей среды, отмечается через б -- 9 ч после затворения цемента. В этот же период происходит схватывание цементного раствора. Повышение температуры и давления окружающей среды приводит к ускорению процессов гидролиза и гидратации цемента, и момент максимального тепловыделения наступает раньше: при температуре 75 °С через 2 -- 3 ч, при температуре 120 -- 150 °С через 0,5 --1ч. Давление также ускоряет процессы схватывания и твердения цементного раствора и камня. Замедлители или ускорители тампонажных растворов влияют на количественную сторону явлений, но не на качественную. Аналогичные результаты дают все смеси портландцемента с добавками песка, шлака, глины и других, однако количественная характеристика явления при этом изменяется.

Анализ результатов неоднократных измерений температуры в процессе ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) позволяет уточнить глубину (высоту) подъема цементного (тампонажного) раствора в заколонном пространстве.

Метод термометрии может быть использован как прямой метод оценки качества разобщения пластов.

Переток газа, нефти и воды из одного пласта в другой можно обнаружить с помощью электротермометров. Когда при движении флюида по заколонному пространству создаются незначительные аномалии температуры, для успешного выявления перетока рекомендуется увеличивать масштаб записи термограмм с компенсацией естественного градиента температуры, а запись их осуществлять в остановленной скважине после восстановления естественного температурного поля.

Радиоактивные методы контроля за цементированием скважин основаны на использовании активированных радиоактивных изотопов в тампонажном растворе с последующей регистрацией гамма-излучения в обсадной колонне. Гамма-излучение в колонне регистрируют стандартной гамма-каротажной аппаратурой. При этом интервал распределения активированного тампонажного раствора за колонной отмечается повышением интенсивности гамма-излучения по сравнению с естественной радиоактивностью горных пород.

Для активации тампонажных растворов используют радиоактивные изотопы циркония, иридия, железа и других элементов, характеризующихся достаточно жестким гамма-излучением и сравнительно небольшими периодами полураспада. Растворенные в воде соли этих изотопов вводят в используемую для затворения цементного раствора воду, находящуюся в емкостях цементировочных агрегатов.

Чтобы определить высоту подъема тампонажного раствора при помощи радиоактивных изотопов, достаточно активировать лишь первую его порцию.

Для измерения толщины активированной цементной оболочки вокруг колонны разработана специальная экспериментальная гамма-аппаратура контроля за цементированием скважин. Принцип действия этой аппаратуры заключается в том, что гамма-излучение активированного тампонажного раствора регистрируется гамма-индикатором, вокруг которого вращается цилиндрический свинцовый экран с продольной коллимационной щелью. Интенсивность гамма-излучения находится в прямой зависимости от толщины активированной тампонажной массы, поэтому кривая изменения интенсивности гамма-излучения, зарегистрированная за один оборот коллимационной щели экрана гамма-цементомера, характеризует изменение толщины цементной оболочки за колонной в данном сечении скважины. При равномерном распределении тампонажного раствора (или камня) за колонной эта кривая превращается в прямую, а при неравномерном имеет четко выраженные максимум и минимум, разница между которыми тем значительнее, чем более неравномерно распределен цементный камень.

При регистрации кривой изменения интенсивности гамма-излучения на цементограмме отмечается каждый поворот экрана на угол 60°, а также фиксируется момент, когда коллимационная щель экрана совпадает с плоскостью кривизны колонны. Это позволяет определить не только изменение толщины тампонажной оболочки по периметру колонны, но и угол между плоскостью кривизны скважины и цементной оболочки.

Исследования при помощи аппаратуры гамма-контроля цементирования скважин показали, что, как правило, тампонажный раствор (или камень) распределяется вокруг колонны неравномерно.

Вследствие низкого качества цементирования скважин пласты-коллекторы могут быть не разобщены, и при перепаде давления между ними возникают перетоки пластовых флюидов. Если канал, по которому происходит переток пластового флюида, сообщается с внутренней полостью обсадной колонны, например через перфорационные отверстия, то, закачав через них в заколонное пространство активированную радиоактивными изотопами жидкость, можно с помощью гамма-каротажа определить зону ее распространения за колонной, т.е. оценить возможность возникновения межпластовых перетоков.

Методика исследования скважин с этой целью заключается в следующем. Сначала проводят контрольный гамма-каротаж в обсаженной скважине. Затем в нее ниже интервала перфорации спускают насосно-компрессорные трубы, через которые закачивают 3 - 5 м³ воды с примесью радиоактивных изотопов. После этого герметизируют межтрубное пространство и продавливают активированную жидкость в перфорационные отверстия. Затем осуществляют прямую и обратную промывки скважины водой, чтобы очистить от радиоактивных изотопов внутреннюю полость колонны.

После проведения повторного гамма-каротажа, данные которого сравнивают с результатами контрольного замера, определяют зону распространения активированной жидкости за колонной по резкому увеличению интенсивности гамма-излучения. Если в эту зону попадают пласты-коллекторы, то делают заключение о том, что между ними возможны перетоки флюида по заколонному пространству.

К числу недостатков применения радиоактивных изотопов относятся: сохранение в течение сравнительно длительного времени высокого уровня гамма-излучения, препятствующего проведению других радиоактивных исследований в скважине; сложность; трудоемкость; радиационная опасность. Вследствие этого радиоактивные изотопы для оценки качества цементирования скважин широкого применения не нашли.

Метод сопоставления гамма-каротажных кривых (ГК) основан на различии поглощений обсадной колонной, тампонажной массой и буровым раствором естественного гамма-излучения горных пород. В связи с этим регистрируемое гамма-излучение в зацементированном интервале скважины значительно меньше, чем в открытом стволе и в незацементированной части колонны.

Для установления местоположения раздела между буровым и тампонаж-ным растворами за колонной диаграммы ГК, зарегистрированные до и после цементирования скважины, совмещают в интервалах с минимальными показателями гамма-активности. Последнее позволяет в какой-то степени исключить влияние на эти показатели колонны, бурового раствора и незначительного слоя тампонажной массы в интервале совмещения. При этом значительное уменьшение данных ГК в зацементированной скважине по сравнению с данными ГК в открытом стволе указывает на наличие тампонажной массы за колонной в данном интервале.

Недостаток описанного метода -- трудность четкого определения раздела между буровым и тампонажным растворами, если интервал цементирования скважины представлен малоглинистыми неразмывающимися породами, обладающими низкой гамма-активностью.

При существующем различии плотностей тампонажного и бурового растворов (более 300 -- 500 кг/м³) можно получить значительно более широкую информацию о распределении и состоянии цементного камня за колонной, используя метод рассеянного гамма-излучения (МРГ) или гамма-гамма-контроля за цементированием скважин. Этот метод основан на обратной зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от плотности окружающей среды.

Основные узлы аппаратуры гамма-гамма-контроля за цементированием скважин - источник гамма-излучения (радиоактивные изотопы цезия или кобальта) и изолированный от него свинцовым экраном (на расстоянии 40 -- 60 см) индикатор, состоящий из газоразрядных счетчиков или сцинтиллятора с фотоумножителем.

При нахождении скважинного прибора МРГ в обсаженной и зацементированной скважине гамма-излучение из радиоактивного источника рассеивается и поглощается в буровом и тампонажном растворах, в колонне, а иногда и в породе, в связи с чем только часть рассеянного гамма-излучения попадает в индикатор.

Следовательно, при наличии за колонной более плотного цементного раствора или камня интенсивность попадающего в индикатор излучения будет меньше, чем при наличии бурового раствора, и наоборот.

Для исследования скважин, обсаженных 146- или 168-мм обсадной колонной, применяют цементомер ЦМТУ-1. Его индикатор состоит из трех разрядных счетчиков, расположенных симметрично относительно оси в углуб лениях на цилиндрической поверхности свинцового экрана, что обеспечивает одновременную регистрацию изменения интенсивности рассеянного гамма-излучения по трем образующим (через каждые 120°) ствола скважины. Вследствие вращения прибора при движении по стволу скважины кривые изменения интенсивности рассеянного гамма-гамма-излучения имеют синусоидальный характер.

Для работы в 89- или 114-мм колоннах используют прибор ЦММ-3-4 аналогичной конструкции.

Цементомер ЦФ-4, предназначенный для проведения исследований в 219- или 245-мм обсадных трубах, отличается от ЦМТУ-1 наличием четвертого измерительного канала.

В последние годы применен более эффективный гамма-дефектомер с коллимированным экраном, вращающимся вокруг приемника с повышенной чувствительностью. Это дает возможность регистрировать кривые распределения интенсивности рассеянного излучения по периметру колонны как при перемещении, так и при остановке прибора.

В связи с тем, что показания аппаратуры гамма-гамма-контроля за цементированием скважин сильно искажают изменения толщины стенок труб в обсадной колонне (при изменении толщины стенки на 1 мм показания изменяются на 10 -- 20 %), дефектомер комплектуют с радиоактивным толщиномером труб. Толщиномер работает по тому же принципу, что и гамма-гамма-аппаратура, но расстояние между индикатором и источником менее жесткого излучения (изотопом тулия) около 10 см. Комплексный прибор получил название селективный гамма-дефектомер-толщиномер СГДТ-2.

Во всех модификациях аппаратуры гамма-гамма-контроля цементирования скважин измеряемые значения интенсивности рассеянного гамма-излучения преобразуются в скважинных приборах в соответствующие электрические сигналы, которые через каротажный кабель и наземную панель передаются на регистрирующее устройство, записывающее их в виде кривых изменения интенсивности рассеянного гамма-излучения с глубиной скважины.

При интерпретации зарегистрированных гамма-гамма-цементограмм необходимо использовать кавернограмму для учета изменения диаметра скважин, а для приближенной оценки влияния плотности пород -- диаграмму нефтегазового контакта (НГК). Надежность результатов интерпретации повышается при наличии данных о толщине стенок труб в обсадной колонне.

Разработана методика количественной интерпретации круговой цемен-тограммы для определения плотности вещества за колонной и эксцентриситета колонны в скважине. Эти величины определяют по максимальным и минимальным значениям интенсивности гамма-излучения при помощи палеток, учитывающих влияние на показания гамма-дефектомера толщины стенок труб в колонне, плотности горных пород, диаметра скважины и др.

С помощью СГДТ-2 при благоприятных геолого-технических условиях можно определять плотность вещества за колонной с точностью до 0,1 -- 0,2 г/см³ и выявлять каналы в цементном камне с площадью поперечного сечения, составляющей более 2 % площади сечения заколонного пространства, тогда как с помощью ЦМТУ-1 выделяют каналы с площадью сечения не менее 10 % площади сечения заколонного пространства. Однако требуют критической оценки точность и надежность выявления каналов в цементном камне, особенно определения площади их сечения.

Основными ограничениями для применения гамма-гамма-контроля цементирования являются: необходимость значительной разницы как в плотностях тампонажного и бурового растворов (0,3 -- 0,5 г/см³), так и в диаметрах скважины и колонны (не менее 40 -- 50 мм); недостаточно надежная работоспособность сцинтилляционного индикатора гамма-излучения при температуре выше 100 -- 120 °С, в результате чего аппаратура гамма-гамма-контроля за цементированием (особенно СГДТ-3) в основном применяется в районах неглубокого бурения.

При помощи нейтрон-нейтронного каротажа (ННКт) при соответствующем подборе геометрии зонда и его конструкции можно определять эксцентриситет колонны в скважине независимо от заполняющего кольцевое пространство вещества.

В случаях, когда различие плотностей тампонажного и бурового растворов невелико, ННКт может оказаться более эффективным для определения границы между буровым и тампонажным растворами, чем гамма-гамма-контроль за цементированием.

Применение нейтронного метода в комплексе с гамма-гамма-контролем за цементированием перспективно для увеличения объема информации о состоянии цементного кольца и геометрии обсаженной скважины.

Один из наиболее распространенных методов контроля качества цементирования скважин -- акустический. Он основан на зависимости параметров акустических колебаний (амплитуды, скорости, частоты и др.) от упругих и поглощающих свойств окружающей среды, в том числе и от характера связи цементной оболочки с колонной и породой.

В России широко применяют разработанную во ВНИИГИСе аппаратуру акустического контроля за цементированием АКЦ-1, рассчитанную на давление до 60 МПа и температуру до 150 °С.

Для более глубоких скважин (до 7000 м) серийно выпускают аппаратуру акустического контроля за цементированием на одножильном кабеле АКЦ-4 (для давления до 120 МПа и температуры до 170 °С).

Основные узлы скважинного прибора АКЦ -- излучатель акустических колебаний и приемник. Попадающие в приемник акустические колебания преобразуются в электрические сигналы, которые передаются по каротажному кабелю к наземной панели управления. С помощью каротажного регистрирующего устройства, подсоединяемого к панели управления прибора АКЦ, записываются непрерывно по стволу скважины три параметра акустических колебаний: амплитуда продольной акустической волны по колонне Ак; амплитуда продольной акустической волны, превышающей некоторый заданный уровень, Аа (при наличии контакта цементного камня с колонной и породой -- амплитуда волны, распространяющейся по породе Лп; время пробега продольной акустической волны от излучателя до приемника t (при распространении волны по незацементированной колонне это время равно tк, при прохождении по породе -- tn).

Эти параметры измеряют одновременно при движении в колонне скважинного прибора со скоростью не более 1200 м/ч.

В свободной (незацементированной) колонне значения Ак максимальны, значения t минимальны и равны tK (около 600 мкс), а кривая Ап повторяет по конфигурации кривую Ак и не несет никакой информации о состоянии контакта цементного камня с породой.

Контакт цементного камня с колонной отмечается на акустической цементограмме нулевыми или близкими к нулю значениями Ак.

Только при наличии контакта цементного камня с колонной возможна оценка состояния его контакта с породой, который наиболее уверенно определяется по соответствию конфигурации кривой Лп амплитудной кривой Аа акустического каротажа в необсаженном стволе данной скважины и близости значений t на цементограмме к t'n при акустическом каротаже.

По отдельным интервалам ствола скважины -- в зонах вскрытия в ее разрезе плотных "высокоскоростных" пластов (tn < tк) и, наоборот, в зонах вскрытия рыхлых и кавернозных пород (tn » tK) интерпретация акустических цементограмм усложняется.

С помощью прибора АКЦ можно определять высоту подъема тампонажного раствора за обсадной колонной в любое время после его схватывания. Однако, если в верхнем интервале цементного кольца нет контакта с колонной, уровень подъема тампонажного раствора будет отмечаться ниже фактического на значение, соответствующее этому интервалу. За верхний уровень тампонажного раствора рекомендуют принимать первое от устья скважины снижение кривой Ак на цементограмме примерно до 0,8 ее максимального значения в незацементированной части колонны.

Так как показания прибора АКЦ не зависят от разности плотностей бурового и тампонажного растворов, то с его помощью определяют высоту подъема гельцементного (облегченного) тампонажного раствора, когда по показаниям гамма-гамма-цементомера этого сделать не удается.

На основе проведения неоднократных измерений с помощью прибора АКЦ в период ОЗЦ можно исследовать процесс формирования цементного камня в скважинных условиях. По акустическим цементограммам, зарегистрированным в период ОЗЦ, можно определить поинтервально сроки загусте-вания и схватывания тампонажного раствора для конкретных геолого-технических условий. В частности, таким путем было установлено опережающее схватывание тампонажного раствора в интервалах залегания проницаемых пластов, обусловленное отфильтровыванием в эти пласты воды, использованной для затворения раствора.

Измерения при помощи прибора АКЦ при наличии контакта могут дать максимальную информацию о влиянии на качество разобщения пластов таких операций, как опрессовка давлением и снижением уровня, разбуривание цементного стакана, перфорация, вызов притока, кислотные ванны, гидравлические разрывы, ремонтные работы и другие, вызывающие деформацию обсадной колонны и цементной оболочки.

Эффективность применения прибора АКЦ ограничена: недостаточной информативностью регистрируемых параметров акустических колебаний Ак, Ап и t, не позволяющей в большинстве случаев достаточно уверенно определить состояние контакта цементного камня с породой, а иногда и с колонной; невозможностью выделения нарушений целостности цементной оболочки с углом раскрытия относительно оси скважины менее 40°, а также разрывов ее сплошности, не превышающих 1,0 -- 1,5 м, вследствие невысокой разрешающей способности прибора АКЦ; искажениями значений регистрируемых с помощью прибора АКЦ параметров при содержании в буровом растворе газа, эксцентриситете и перекосе скважинного прибора в колонне и др.; невысокой точностью количественной интерпретации и сопоставимости параметров Ак, Ап и t вследствие нелинейности измерительного канала и различия порогов чувствительности прибора АКЦ.

Влиянием одного или нескольких из числа этих факторов можно объяснить нередкие случаи несоответствия сделанных на основе интерпретации акустических цементограмм заключений о качестве цементирования скважин результатам их освоения. Вследствие этого в общем случае по данным одного измерения с помощью прибора АКЦ трудно однозначно судить о прямом показателе качества цементирования скважин -- герметичности заколонного пространства.

Определение проницаемых интервалов в заколонном пространстве с помощью прибора АКЦ при изменении давления в колонне основывается на чувствительности прибора АКЦ к изменениям состояния контакта цементного камня с колонной при изменении давления в ней.

Ниже кратко охарактеризованы модификации этого метода для неперфорированных и перфорированных скважин.

Прогноз межпластовых перетоков за колонной до ее перфорации значительно сокращает затраты времени и средств на ремонтные работы и более того способствует уточнению оценки запасов месторождения, а также выбору наиболее рационального режима его эксплуатации. Для этого целесообразно сочетать измерение давления в колонне с измерениями с помощью прибора АКЦ в отдельных точках или непрерывно по стволу скважины.

Характер изменения под воздействием давления значений Ак в точках, соответствующих отсутствию контакта (микрозазору) между колонной и цементным камнем (рис. 2.6, I) и значительному его нарушению, при котором возможен переток флюида (рис. 2.6, II), будет различным.

Определение с помощью описанного метода потенциальных каналов в цементном камне позволяет также более надежно выбирать интервалы перфорации для повторного цементирования скважин.

Применение прибора АКЦ в комплексе с разработанным в НПО "Южморгео" акустическим кинорегистратором (АКР), используемым в качестве приставки к наземной панели цементомера для регистрации волновых картин, позволяет без проведения дополнительных спускоподъемных операций в скважине оценивать состояние контакта цементного камня с породой (которое в большинстве случаев нельзя оценить только по данным прибора АКЦ), уточнять характер контакта цементного камня с колонной, эталонировать нелинейный масштаб регистрации Ак и Ап цементограммы и учитывать искажающее влияние аппаратурных факторов и условий измерения в скважинах.

Возможность эталонирования масштаба регистрации Ак при помощи АКР позволила построить сводную (по материалам, полученным на Самотлорском месторождении, а также на месторождениях Мангышлака и Ставропольского края) палетку для количественной оценки вероятности межпластовых перетоков воды за колонной по относительным значениям Ак и расстоянию между интервалом перфорации и водоносным пластом.

Однако в процессе эксплуатации АКР был выявлен ряд недостатков, обусловленных в основном регистрацией волновых картин на отдельной фотопленке. С целью устранения этих недостатков в б. ВНИИКРнефти совместно с НПО "Южморгео" вместо АКР создали блок фазокорреляционный каротажный (БФК), позволяющий одновременно регистрировать на общей каротажной фотоленте цементограмму и изменение с глубиной скважины полного акустического сигнала в виде фазокоррелограммы.

Применение БФК в комплексе с прибором АКЦ дает возможность получить не меньшую информацию о качестве цементирования скважины, чем при использовании АКР, но на изготовление БФК, как и на исследования с его помощью, затрачивается значительно меньше времени и средств. Кроме того, интерпретация комплексной диаграммы (цементограммы и фазокоррелограммы, зарегистрированных на одной фотоленте) менее сложна и более свободна от погрешностей, чем интерпретация цементограммы и волновых картин. Это иллюстрируется примером, где представлены по трем интервалам скв. 320 Калужская цементограмма и фазокоррелограмма.

В верхнем интервале (420 -- 450 м) цементограмма и фазокоррелограмма однозначно характеризуют состояние колонны как свободное. На фазокоррелограмме свободное состояние колонны отмечается прямыми параллельными линиями с характерными сдвигами справа, сответствующим муфтовым соединениям, и одинаковым расстоянием между ними, обусловленным периодом акустических колебаний в свободной колонне (40 мкс).

В интервале частичного контакта цементного камня с колонной (2100 -- 2125 м) по цементограмме нельзя судить о состоянии контакта цементного камня с породой, в то время как по фазокоррелограмме, несмотря на большое число линий волны по колонне, уверенно определяется наличие контакта цементного камня с породой по отчетливо выделяющимся, обычно искривленным, линиям волны по породе, для которых характерен большой период колебаний.

В интервале 2460 -- 2480 м по цементограмме отмечаются контакт цементного камня с колонной и неопределенность состояния контакта его с породой. На фазокоррелограмме по линиям волны по породе уверенно выделяется "высокоскоростной" (уплотненный) пласт, характеризующийся уменьшением времени tn, что свидетельствует о наличии контакта цементного камня с породой при частичном контакте его с колонной.

С целью более эффективного определения высоты подъема тампо-нажных растворов (особенно облегченных) за обсадными колоннами применяют разработанную в б. ВНИИКРнефти индикаторную приставку акустического каротажа (ИПАК), в основу которой заложена регистрация в виде аналоговой кривой сигналов, отраженных от муфтовых соединений обсадных колонн, Аотр. При этом путь прохождения сигнала от источника до приемника увеличивается кратно по отношению к базе приборов акустического каротажа. Аналоговая кривая Аотр пишется совместно с аналоговыми кривыми используемой аппаратуры АКЦ-4, АКЦ-1, УЗБА-21.

Наиболее широкое применение находит разработанный в б. ВНИИКР-нефти на базе БФК фазокоррелограф "Волна", который позволяет записывать полный волновой сигнал в интервале времени от 500 до 1800 мкс (в режиме БФК) и от 500 до 4500 мкс, включая регистрацию отраженных от муфтовых соединений волн. Аппаратура "Волна" работает в комплекте со всеми типами аппаратуры акустического контроля (АК-1, УЗБА-21, АКЦ-4, АКЦ-1). При этом позволяет получить полную информацию при одном спуско-подъеме там, где обычно требуются два. Информацию о наличии цементного раствора и характер его формирования за обсадной колонной можно получить на ранней стадии твердения (рис. 2.8).

Геофизические организации нефтяной и газовой отраслей оснащены следующими модификациями аппаратуры контроля за цементированием скважин: с использованием радиометрических методов -- приборы СГДТ-3, ЦМ8-10; с использованием акустических методов -- аппаратура АКЦ-4, УЗБА-21, акустическая часть АК-1, входящая в комплекс ЦМГА-2 в составе с приборами СГДТ-3.

Отличительные особенности параметров, регистрируемых аппаратурой УЗБА-21, ЦМГА-2 и АКЦ-4

Новые модификации аппаратуры акустического контроля за цементированием (АК-1 комплекса ЦМГА-2, УЗБА-21, МАК-1) содержат трехэлементные зонды и рассчитаны на регистрацию как индикаторных, так и измерительных параметров. Это позволило в соответствии с современными требованиями, предъявляемыми к методам контроля, реализовать новые методические возможности акустических методов: впервые разработать и довести до практического использования критерии распознавания дефектов цементирования: каналов, зазоров и разрывов как по одному акустическому методу, так и в комплексе с ГГК (СГДТ-3) и благодаря этому перейти к оценке герметичности (а не "сцепления" с колонной) цементного кольца; существенно повысить эффективность определения отбивки уровня подъема портланд- и гельцементных смесей и состояния цементного кольца в кондукторах (АК-1, МАК-1), промежуточных и эксплуатационных колоннах и наклонных скважинах, в том числе и на незаконченной стадии формирования цементных смесей; впервые ввести метрологическое обеспечение аппаратуры, повысить стабильность и воспроизводимость регистрируемых параметров, а следовательно, и достоверность выдаваемых заключений.

Индикаторные параметры Ак, Ар, регистрируемые аппаратурой АК-1 и АКЦ-4, аналогичны, однако последние подвержены искажениям, вносимым в результате: ограниченного динамического диапазона усилителя скважинного прибора, большой длины зонда (2,8 м) и высокой частоты (25 -- 27 кГц) акустических преобразователей. В результате этого снижена чувствительность параметров АКЦ-4 к гельцементному кольцу и его уровню и повышено соотношение уровня помех к полезному сигналу; увеличенной ширины временного окна, в которое, кроме амплитуды первого, попадают амплитуды последующих вступлений, подверженные, как правило, большим интерференционным искажениям; отсутствия оперативной перенастройки аппаратуры при переходе прибора из интервалов с портланддементным в интервалы с гельцементным кольцом; ненадежного центрирования скважинного прибора или неиспользования центраторов.

Индикаторные параметры (a_K1, а_к2 или а_р1, <а_р2) аппаратуры УЗБА-21, регистрируемые в виде логарифма отношения некоторой постоянной величины ц2 к амплитуде A_Ki или А_к2, по назначению аналогичны параметру Ак или Ар, за исключением следующего: максимальным показаниям Ак, Ар соответствуют минимальные значения Аk и А_Р1 (уровень свободной колонны); при Ак = 0 показания а_к1-2 могут принимать любые значения в пределах от 30 до 50 дБ; аномалии в муфтах имеют положительные значения по сравнению с показаниями параметров Ак и Ар.

Для исключения мешающих факторов, повышения точности и чувствительности к цементному кольцу, а также для стандартизации измерений в

Рис. 12 Структурная схема комплексной аппаратуры АК-ГПС

аппаратуре УЗБА-21 и АК-1 в качестве обязательной введена регистрация измерительных параметров ДТ_Р, ак и ар.

В частности, параметр ак в интервалах плотных пород (Vn -- Vк) принимает нулевое (АК-1) или отрицательное (УЗБА-21) значение, указывая на отсутствие дефектов цементирования.

В интервалах терригенного разреза данный параметр имеет тесную связь с упругими свойствами (модуль Юнга, плотность) цементного кольца, характеризующими его герметичность.

Параметр ДТ_Р позволяет совместно с параметром а_к использовать новые критерии оценки состояния герметичности цементного кольца.

Для контроля за состоянием цементного кольца в скважинах разведочного и эксплуатационного бурения и при их капитальном ремонте по комплексу параметров акустических и радиометрических методов, а в промежуточных колоннах и кондукторах -- акустическим методом (ВНИИнефтепром-геофизика) предназначена аппаратура контроля за цементированием скважин ЦМГА-2.

Аппаратура ЦМГА-2 предназначена для работы с трехжильным бронированным кабелем длиной до 5 км. В акустической части используются две жилы и броня оплетки каротажного кабеля, в радиометрической -- одна из жил кабеля и его оплетка.

При комплексном и автономном использовании составных частей не требуется каких-либо конструктивных измерений, кроме установки на скважинный прибор АК-1 дополнительных центраторов, входящих в комплект ЦМГД-2.

В акустическом зонде прибора АК-1 использованы магнитострикционные излучатели и приемники с собственной частотой 12 -- 16 кГц, размещенные в маслонаполненных контейнерах, снабженных компенсаторами давления.

В приборе ГГЗ-СГДТ-3 используется один импульсный источник гамма-излучения -- цезий-137 с мощностью экспозиционной дозы на расстоянии 1 м в пределах (3,6 * 6,0) х 10-9 А/кг.

На рис. № 12 показана общая структурная схема комплексной аппаратуры акустического и гамма-гамма-контроля за цементированием обсадных колонн диаметром от 146 до 168 мм скважин АК-ГГК, разработанной во ВНИИ-нефтепромгеофизике для контроля качества цементирования (ЦМГД-2). Радиометрическая часть аппаратуры используется в комплексе без существенных изменений. Изменяется только акустическая часть, в которую вводят необходимые элементы механического, электрического и радиотехнического совмещения и блоки коммутации. В качестве радиометрической части используют аппаратуру СГДТ-3.

Предусмотрены независимое электрическое питание скважинных и наземных приборов и передача первичной информации по каналам АК и ГГК, обеспечены защита каналов от взаимных наводок и внешних помех и одновременная автоматическая регистрация измеряемых параметров АК и ГГК за одну спускоподъемную операцию. Составные части скважинных и наземных приборов АК и ГГК могут быть использованы отдельно. Аппаратура ЦМГА-2 позволяет одновременно регистрировать следующие диаграммы: толщинограмму -- кривую значений средней по периметру толщины стенки обсадной трубы с индикацией муфтовых соединений; интегральную цементограмму -- кривую значений средней (кажущейся) плотности вещества в заколонном пространстве; коэффициента затухания продольной волны по колонне а_к -- кривую, характеризующую прочностные свойства цементного кольца, контактирующего с колонной; коэффициента затухания ар -- кривую, характеризующую поглощающие свойства горных пород при жестком контакте цементного кольца с колонной и стенками скважины; амплитуды продольной волны по колонне АК на длине зонда 1 + S = 2 м -- кривую, характеризующую условия связи цементного кольца с обсадной колонной; амплитуды Ар по длине зонда l + S = 2 м -- кривую, характеризующую условия связи цементного кольца со стенкой скважины; интервального времени ДТ -- кривую, характеризующую скорость распространения упругой волны по колонне или по горной породе; интервального времени Т_р -- кривую, характеризующую условия связи цементного кольца с обсадной колонной и горными породами и служащую для "привязки" получаемой диаграммы к диаграммам других геофизических методов (КС, ПС, ГГК, НГК).

К недостаткам аппаратуры ЦМГА-2 относится большинство недостатков аппаратуры гамма-гамма- и акустического контроля за цементированием скважин. Это, прежде всего, невысокая термостойкость скважинного прибора (до 120 °С), длина 6 м и масса 200 кг.

Основные технические характеристики поверочной установки УПАК-1

При поступлении аппаратуры с завода и в процессе ее эксплуатации необходимо проводить периодические и послеремонтные поверки с использованием поверочной установки УПАК-1.

Установка УПАК-1 состоит из акустического блока и панели управления.

Акустический блок размещается в специальной скважине глубиной 5 м. Он содержит внутреннюю эталонную винипластовую и наружную полиэтиленовую трубы, которые заполняются рабочей жидкостью (трансформаторное или индустриальное масло, дизельное топливо), перемещаемый электроакустический преобразователь, расположенный на наружной поверхности эталонной трубы, а также механизм перемещения преобразователя с указателем-счетчиком и сельсин-датчиком перемещения.

Панель управления УПАК-1 содержит генератор импульсов тока с регулировкой амплитуды возбуждающих импульсов от 0 до 1000 В, блоки синхронизации и задержки, которые позволяют возбуждать преобразователь от внешних синхроимпульсов поверяемой аппаратуры, а также задерживать момент его возбуждения относительно внешних синхроимпульсов на время, регулируемое от 500 до 2000 мкс.

Основные технические характеристики установки УПАК-1

Диапазон воспроизведения интервального времени распространения упругих волн, мкс/м 20 -- 500

Предел основной допустимой относительной погрешности воспроизведения интервального времени, % 1,0

Диапазон воспроизведения коэффициента затухания амплитуды продольной волны, дБ/м:

на частоте 12- 16 кГц 0 --(15 ± 3)

на частоте 20 -- 22 кГц 0--(20 ± 3)

на частоте 24-27 кГц 0-(27 + 3)

Предел основной допустимой относительной погрешности воспроизведения коэффициента затухания, % 10

Потребляемая мощность, Вт, не более 500

При метрологической аттестации установки с помощью цифрового измерителя временных интервалов И2-26, усилителя измерительного У4-28, осциллографа и гидрофона определяют интервальное время распространения ДТ_о и коэффициент затухания а0 упругих волн во внутренней винипластовой трубе акустического блока. Значения ДТ₀ и а_о принимают за эталонные.

Установка УПАК-1 позволяет поверять аппаратуру по параметрам дТ и а как в отдельных точках диапазона измерений, так и непрерывно во всем диапазоне с записью измеряемых параметров на фотобумагу каротажного регистратора. С помощью установки также можно определять диапазоны и линейность регистрации индикаторных параметров (А_к, А_р, Г_р, a_K1, а_к2, Т₁, Г₂), оценивать чувствительность приемных трактов акустических зондов и интенсивности излучателей, а также проверять эффективность звукоизоляторов.

2.12 МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Существуют различные методы и приборы для определения повреждений обсадных колонн. Их можно разделить на прямые и косвенные.

Прямые методы контроля: оптический, акустический, электромеханический механический, магнитный, индукционный, метод рассеянного гамма-излучения. Косвенные методы: резистивиметрия, термометрия, метод радиоактивных изотопов.

Оптический метод основан на непосредственном фотографировании стенок обсадной колонны и изучении полученных фотографий. Существует разновидность этого метода -- фототелевизионный метод. Отличие его в том, что изображение внутренней поверхности обсадной колонны по телевизионному каналу передается на поверхность. Промышленностью выпускаются комплекты скважинных фотоаппаратов ФАС-1 и ФАС-1М.

Недостаток этого метода состоит в том, что состояние колонны можно контролировать только в оптически прозрачной среде; по фотоснимкам и телеизображениям нельзя установить размер смятия, а глубокие царапины могут быть приняты за сквозные трещины. Исследуется не весь периметр колонны.

Акустический метод широко используют в промысловой геофизике. Он основан на регистрации отраженных от поверхности труб ультразвуковых колебаний. Изменения амплитуды, фазы, частоты и времени прихода акустических волн создают акустическое изображение внутренней поверхности обсадной колонны со всеми имеющимися дефектами.

В НИИморгеофизике разработан макет ультразвукового измерителя колонн, предназначенный для измерения внутреннего диаметра обсадных колонн с целью изучения их износа. Проведенные испытания прибора показали его высокую точность (±0,6 мм), однако прибор был рассчитан на отдельные (точечные) измерения. Применение его ограничено скважинами, заполненными водой или легким глинистым раствором.

Разработан скважинный акустический телевизор (CAT), регистрирующий высокочастотные ультразвуковые импульсы и позволяющий путем сканирования получить изображение стенки обсадной колонны. При помощи этого прибора можно определять местонахождение перфорационных отверстий, трещин, муфтовых соединений и т.п. В отличие от скважинного фотоаппарата он позволяет осуществлять сплошной (по всему стволу) контроль за внутренней поверхностью обсадных труб.

Недостаток акустического метода -- зависимость результатов исследования от наличия на стенках труб различных неметаллических загрязнений. Метод не чувствителен к локальным нарушениям геометрии труб (вмятины, вздутия). Наличие шлама в буровом растворе, как и большая плотность последнего, также препятствует получению достоверной информации.

Электромеханический метод контроля за изменением внутреннего диаметра обсадных колонн основан на измерении перемещения шести - восьми рычагов устройства, скользящих по внутренней поверхности обсадной колонны. Радиальные перемещения рычагов передаются на подвижный контакт (ползунок), двигающийся синхронно по реохорде, благодаря чему изменяется соотношение электрических сопротивлений, напряжений или токов измерительной схемы и вырабатывается соответствующий сигнал, поступающий на регистратор.

В КФ ВНИИГеофизики разработан прибор НЭМ-68, регистрирующий средний диаметр обсадной колонны и муфтовые соединения; он обладает высокой чувствительностью и инструментальной точностью (до 1 мм) в диапазоне измерений. По такой же реостатно-рычажной схеме К.И. Резниковым создан аппарат для замера диаметра труб.

Все электромеханические приборы дают усредненные значения измеряемых величин, кроме того, возможен пропуск продольных дефектов, попавших в сектор между измерительными рычагами.

Механический метод основан на том же принципе, что и электромеханический, только результаты измерений регистрируются непосредственно в самом приборе.

Преимущество этого метода -- автономность, т.е. отсутствие кабельной связи. К недостаткам электромеханического метода добавляется невозможность контроля за работой прибора.

Магнитный метод основан на регистрации магнитных полей рассеивания, образующихся вокруг отверстия в колонне при намагничивании стационарным магнитным полем обсадных труб.

В НИИморгеофизике разработан локатор перфорационных отверстий ЛПО-1 с магнитным датчиком. Прибор рассчитан на работу с трехжильным бронированным кабелем. Максимально допустимое давление 60 МПа, температура 150 °С.

Испытания макета прибора в скважинах показали его высокую разрешающую способность. При плотной перфорации 10 отв/м удается зарегистрировать каждое отверстие диаметром 7 -- 8 мм и более.

Индукционный метод контроля основан на регистрации изменения поля вихревых токов, возбуждаемых в электропроводной среде (обсадной трубе) переменным магнитным полем. Применяется для измерения толщины стенок труб, выявления трещин и др.

В НИИморгеофизике разработаны индукционные дефектомеры ДИ-1 и ДСИ. Аппаратура ДИ-1 рассчитана на работу с трехжильным кабелем, а ДСИ -- с одножильным. Эти приборы работают при давлении до 80 МПа и температуре до 150 "С. Дефектомерами ДИ-1 и ДСИ исследовано около 200 скважин. Испытания показали возможность выявления трещин, вздутий, смятий и интервалов протёртости труб в промежуточных и эксплуатационных колоннах с высокой Точностью. Минимальный размер трещин, выделяемый на фоне колебаний электрической проводимости труб, около 0,1 м, погрешность определения диаметра ±2 мм.

Методика работы с ДИ-1 и ДСИ та же, что и с ЛПО-1; освоена она теми же геофизическими организациями.

Метод рассеянного гамма-излучения используют для измерения средней толщины стенок, внутреннего диаметра, а также для выявления крупных разрезов и других дефектов обсадных труб.

Во ВНИИГИСе на основе этого метода созданы калибромер (нутромер), дефектомер и толщиномер. В настоящее время Уфимским заводом геофизического приборостроения выпускается дефектомер-толщиномер СГДТ-2. На основании интерпретации его показаний можно установить эксцентриситет колонны, средние толщину и диаметр обсадных труб с точностью до 0,5 мм, места расположения муфт и центрирующих фонарей.

Преимущество этого метода -- высокая точность измерения, независимая от плотности бурового раствора и загрязнений поверхности труб. Недостатки метода -- невысокий верхний предел рабочей температуры скважинных приборов (« 100 °С), нечувствительность к мелким дефектам колонны, в том числе небольшим трещинам и отверстиям, очень низкая скорость измерений в скважинах, усреднение значения толщины и диаметров труб, сложность аппаратуры.

Метод резистивиметрии основан на измерении с помощью скважинного резистивиметра удельного электрического сопротивления жидкости в скважине в сочетании с операциями, вызывающими приток или поглощение жидкости через нарушение целостности обсадной колонны. В первом случае место нарушения колонны отмечается нижней границей отклонения кривой изменения сопротивления жидкости, заполняющей скважину во втором - место нарушения обнаруживается по остановке границы раздела заполняющей скважину и закачиваемой в нее жидкостей.

Метод термометрии основан на возникновении температурных аномалии в местах нарушения колонны при притоке или поглощении жидкости Он обладает в основном теми же недостатками, что и метод резистивиметр

Метод радиоактивных изотопов основан на регистрации аномальной интенсивности гамма-излучения против мест нарушений колонны после прокачки в ней жидкости, активированной радиоактивными изотопами (обычно с малым периодом полураспада). Он применим только в том случае если нет затрубной циркуляции жидкости в зоне нарушения и поглощающий пласт совпадает по глубине с местом нарушения. Этот метод - один из наиболее надежных и точных косвенных методов, однако вследствие сложности и трудоемкости проведения работ и радиационной опасности применяется редко

2.13 ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ

В большинстве скважин интервалы, в которых при испытании не был получен приток, представлены в основном маломощными, разобщенными коллекторами с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, или характеризуемые по ГИС, как возможный коллектор. К этой категории можно отнести скважины № 1 Восточно-Осташковичская

Межсолевые отложения в скважине № 63 s-2 Ю-Осташковичская по данным метода БК характеризуются значениями 40 омм-60 омм, а по соседним скважинам этот же интервал имеет следующие характеристики: скв. № 78 (280 омм-890 омм), скв. № 34 (220 омм-720 омм), скв. № 34 s-2 (200 омм-1000 омм). Низкие значения по данным электрометрии в скв. № 63 s-2 можно объяснить сформировавшейся в процессе бурения зоной глубокого проникновения фильтрата, превышающей радиус исследования метода БК (данный параметр, применяемых в настоящее время скважинных приборов бокового каротажа, равен 0,7 м-1,3 м), что затрудняет достоверную оценку коэффициента нефтенасыщенности. В процессе эксплуатации скважина первые две недели работала нефтью с водой, что подтверждает наличие зоны проникновения.

В некоторых скважинах при испытании в колонне и в процессе эксплуатации продуктивных интервалов совместно с нефтью поступает опресненная техническая вода плотностью 1,06-1,16 г/см³. В таких случаях достаточно проблематично однозначно определить характер насыщения, как по данным электрометрии, так и по импульсному нейтронному каротажу. К данной категории можно отнести скважины № 8 s-2 Осташковичская, 183 s-3 Ю-Осташковичская.

...