Геофизические исследования действующих скважин

Размещено на http://allbest.ru

Введение

геофизический скважина геологический

Геофизические методы исследований -- это научно-прикладной раздел геофизики, предназначенный для изучения верхних слоев Земли, поисков и разведки полезных ископаемых, инженерно-геологических, гидрогеологических, мерзлотно-гляциологических и других изысканий и основанный на изучении естественных и искусственных полей Земли. Геофизика, находясь на стыке нескольких наук (геологии, физики, химии, математики, астрономии и географии), изучает происхождение и строение различных физических полей Земли и протекающих в ней и ближнем космосе физических процессов. Ее подразделяют на физику Земли, включающую сейсмологию, земной магнетизм, глубинную геоэлектрику, геодезическую гравиметрию, геотермию; геофизику гидросферы (физику моря); геофизику атмосферы и космоса и геофизические методы исследования, называемые также региональной, разведочной и скважинной геофизикой. Предметом исследования научно-прикладных разделов геофизики является осадочный чехол, кристаллический фундамент, земная кора и верхняя мантия с общей глубиной до 100 км.

Методы геофизических наблюдений в скважинах и способы интерпретации полученных данных образовали особую область исследований. Существенной отличительной особенностью ГИС является то, что измерения производятся не на земной поверхности, а в скважине, т. е. по вертикальным профилям.

Бурение скважин дает возможность геологам получать непосредственную информацию о стратиграфии, фациальном составе, литологии, тектоническом строении и многих других особенностях изучаемой территории. Анализируя скважинные данные, мы узнаем о непрерывном распределении петрофизических свойств горных пород и их стратиграфической приуроченности к определенным отражающим горизонтам. При изучении геологических разрезов скважин современная геологическая служба располагает большим числом различных методов исследования, основанных на изучении петрофизических характеристик пород.

Изучение разреза нижних структурных этажей, в том случае, если они не выходят на дневную поверхность и к ним приурочены важные полезные ископаемые, проводится при помощи бурения опорных и параметрических скважин.

Бурение опорных скважин проводится с целью вскрыть типичные разрезы крупных регионов или структурно-фациальных зон, параметрических -- обычно для геологической интерпретации геофизических материалов.

При обработке материалов из опорных и параметрических скважин решаются многие задачи, важнейшими среди которых являются:

1. Изучение вещественного состава, условий залегания и мощности пород, вскрытых скважиной.

2. Выделение в разрезе стратиграфических подразделений и установление их возраста.

3. Корреляция выделенных стратиграфических подразделений со вскрытыми соседними скважинами или обнажающимися на поверхности в смежных регионах.

4. Установление необходимых для интерпретации физических свойств разреза, выделение каротажных реперов и привязка отражающих сейсмических горизонтов к разрезу [1].

Актуальность

В последние годы в нефтяной отрасли РФ наблюдалось падение добычи нефти. Одной из причин этого является высокая обводнённость добываемой продукции на большинстве нефтяных месторождений страны. Снижение темпов падения добычи может быть достигнуто за счёт быстрого ввода в эксплуатацию скважин, выходящих из бурения и повышения эффективности и уменьшения сроков капитального ремонта скважин, а также проведение мероприятий по интенсификации добычи. Важнейшее значение имеет оптимизация процесса добычи нефти по месторождениям.

Все указанные меры, способствующие снижению темпов падения добычи, эффективны при условии их информационного обеспечения методами промысловой геофизики. Без геофизического контроля эксплуатации месторождений и отдельных скважин невозможно как рациональное управление процессом разработки в целом, так и решение оперативных вопросов по выбору режимов работы скважин и их ремонту. В связи с этим в настоящее время наблюдается рост объёмов информационных услуг, оказываемых геофизическими предприятиями в процессе эксплуатации и капитального ремонта скважин. Объединяющим признаком такого рода услуг является то, что они связаны с проведением геофизических исследований действующих скважинах (далее ГИДС) [2].

Цель курсовой работы

Рассмотреть геофизические методы исследования эксплуатационных скважин. В частности рассмотреть пример определения технического состояния эксплуатационной колонны скважины №600 Красноярского месторождения при использовании комплексного скважинного прибора КСП16М5.

1. Теоретические основы методов геофизических исследований скважин

Геофизические методы исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород, непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м). Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Геофизические методы исследования скважин служат для получения геологической документации разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых, осуществления контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений, изучения технического состояния скважин и т.д. С этой целью по данным ГИС изучают в скважинных условиях физические свойства горных пород. Методы ГИС подразделяются на электрические, радиоактивные, акустические, магнитные, термические и т.п. Геофизические методы позволяют представить разрезы скважин комплексом физических характеристик, таких, как удельное электрическое сопротивление, радиоактивность, теплопроводность изучаемых сред, скорость распространения упругих волн в них и т.п. Основным документом для геологической службы является литолого-стратиграфическая колонка, содержащая результаты интерпретации материалов ГИС и сведения о положении границ пластов и их толщине, литологической характеристике каждого пласта, наличии коллекторов, характере флюида, заполняющего поровое пространство продуктивных пластов (нефть, газ, вода), и др. Окончательный результат геофизических исследований представляется такими физическими параметрами, изучаемыми методами ГИС, как пористость, проницаемость, глинистость пород, коэффициент нефтегазонасыщения порового пространства. Оценка этих параметров и составляет один из важнейших этапов процесса интерпретации геофизических данных. Интерпретация, в свою очередь, может быть качественной, если, например, определяется литологический состав породы, и количественной, если оценивается количество содержащегося в породе того или иного компонента (глины, нефти, газа и др.). Методы ГИС используются также при контроле технического состояния скважин и при исследовании действующих скважин в процессе разработки нефтегазовых месторождений. За последнее время широкое распространение получила интерпретация данных ГИС с помощью ЭВМ и персональных компьютеров.

Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики [3].

1.1 Радиоактивные методы

К ним относятся различные виды каротажа, основанные на изучении естественного гамма-излучения и взаимодействия вещества горной породы с наведенным ионизирующим излучением.

Гамма-каротаж (ГК) -- один из комплексов методов исследований скважин радиоактивными методами. ГК исследует естественную радиоактивность горных пород по стволу скважин.

Нейтронный каротаж. Сущность нейтронных методов каротажа сводится к облучению горных пород нейтронами. После облучения регистрируются ответные излучения: либо гамма-излучение, возникшее при радиационном захвате нейтрона ядром вещества породы (нейтронный гамма-каротаж), либо поток нейтронов первичного излучения дошедших до детектора-методы ННК (нейтрон-нейтронный каротаж).

Оба метода можно использовать при определении водородосодержания в породе, её пористости.

Гамма-гамма каротаж (ГГК) основан на измерении характеристик гамма-излучения, возникающего при облучении горных пород внешними источниками гамма-излучения [3].

1.2 Скважинный гамма-дефектоскоп-толщиномер (СГДТ)

Аппаратура СГДТ-НВ является комплексной аппаратурой для контроля качества цементирования скважины методами радиометрии как для обычных, так и для сложных геолого-технических условий крепления скважины с использованием облегченных и аэрированных тампонажных смесей. В основу разработки положено три метода радиометрии: гамма-гамма, нейтрон-нейтрон и гамма-метод. Позволяет с высокой достоверностью определить:

- наличие, плотность и однородность тампонажных смесей в затрубном пространстве;

- наличие каналов в цементном камне;

- объемную и скелетную плотность аэрированных тампонажных смесей;

- степень аэрации аэрированных тампонажных смесей;

- эксцентриситет обсадной колонны в скважине;

- толщину стенки обсадной колонны;

- осуществлять «привязку» всех полученных данных к муфтам колонны и геологическому разрезу скважины.

Аппаратура СГДТ-НВ позволяет проводить исследования в нефтяных и газовых скважинах, обсаженных колоннами 146-168 мм, глубиной до 5000 м и температурой до 120 °С, давлении 60 МПа и углами наклона до 50°, независимо от технологии цементирования и состава тампонажных смесей [7].

1.3 Сейсмоакустические методы

Акустическим каротажом (АК) называют методы изучения свойств горных пород по измерениям в скважине характеристик упругих волн ультразвуковой (выше 20 кГц) и звуковой частоты. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и воспринимаются приемниками, расположенными в той же среде [4].

1.4 Свабирование

При свабировании уровень жидкости в скважине понижается с помощью поршня (сваба) с одной или несколькими манжетами, работающими по принципу обратного клапана. Сваб контактирует непосредственно с насосно-компрессорной трубой (НКТ), и в сочетании с канатным подъемом это обеспечивает возможность сверхдлинноходовой откачки жидкости. За один раз сваб может поднять столб жидкости высотой более 800 м. Периодическим спуском и подъемом сваба постепенно достигается необходимое для вызова притока продукции гидростатическое давление на забой. При этом полностью исключается возможность проникновения промывочных жидкостей в продуктивные пласты. Изменение уровня жидкости после каждого цикла свабирования характеризует состояние призабойной зоны пласта (ПЗП). Если восстановление уровня в скважине идет гораздо медленнее, чем отбор, это может быть связано как с геологическими условиями (низкие параметры коллектора, снижение пластового давления и т. п.) , так и с технологическими (загрязнение ПЗП продуктами фильтрации нефти, наличие зон кольматации) , что встречается гораздо чаще. Свабирование, в противоположность тартанию с помощью классических насосов (штангового, электроцентробежного и др.) , не может применяться для постоянной откачки, т. к. не отличается длительной надежностью. Однако свабировочное оборудование имеет высокую мобильность и легко монтируется, поэтому эта технология незаменима там, где требуется кратковременная откачка в течение нескольких часов или суток [8].

1.5 Локатор муфт (ЛМ)

Относится к геофизическим методам исследования обсаженных скважин и м.б. использовано для определения муфтовых соединений колонн труб, а также мест их локальных разрушений. Цель изобретения - повышение радиальной чувствительности локатора.

Магнитный локатор муфт (МЛМ) применяется для исследования нефтегазодобывающих, нагнетательных и других скважин, в том числе оснащенных НКТ. Работает с любым оборудованием, способным принимать и обрабатывать аналоговые сигналы.

Модуль магнитного локатора муфт не требует питания электрическим током, при совместной работе с другими скважинными геофизическими приборами, напряжение питания последних не должно превышать 200 вольт.

Модуль локатора муфт работает с любым геофизическим кабелем длиной до 5000 метров , изготавливается из коррозийно-стойкой стали в двух вариантах:

МЛМ 36-1 - диаметром 36 мм на рабочее давление 40 МПа;

МЛМ 38-1 - диаметром 38 мм на рабочее давление 60 Мпа [8].

1.6 Электротермометр

Применяют для определения места притока посторонней воды или газа, измерения и интерпретации температурного режима в скважине с целью определения целостности колонны; зон цементации и рабочих горизонтов скважины. К этому виду можно отнести и исследования СТИ-самонагревающимся термоиндикатором применяемым при термоиндуктивной расходометрии.

Современные скважинные электротермометры имеют погрешность порядка ±0,1 Сє. Поэтому дроссельные эффекты могут сравнительно просто регистрироваться и учитываться.

Действие электротермометра основано на принципе измерения температуры с помощью термосопротивления, которое наклеено на наружную поверхность головки датчика и закрыто медной фольгой.

Преимущества электротермометров с регистрацией на поверхности: хорошая чувствительность к изменению температуры, вследствие чего можно быстро спускать инструмент, построение непосредственной зависимости температуры от глубины, что является прогрессом в каротажном деле, и возможность проверки характера изменения температуры в любом интервале без извлечения термометра из скважины. К его недостаткам относятся сравнительно большая стоимость, более тяжелое оборудование, сложность измерительной аппаратуры, трудность получения изолированного кабеля малого диаметра, который может быть спущен через лубрикатор при высоком давлении в скважине, слабая сопротивляемость коррозии и ограниченная возможность выдерживать высокое давление углеводородных газов.

В электротермометре датчиком является теплочувствительный элемент, представляющий собой тонкую никелевую неизолированную проволоку, намотанную на слюдяные пластинки, помещенные в защитную металлическую арматуру из нержавеющей стали или полупроводниковый терморезистор. Принцип работы электротермометра основан на том, что при изменении температуры измеряемой среды изменяется сопротивление датчика, включенного в одно из плеч моста логометра, являющегося указателем. Отношение токов в рамках логометра изменяется, и стрелка его занимает положение, соответствующее измеряемой температуре. Электроманометр работает на том же принципе, что и электротермометр. Сопротивление датчика изменяется под действием деформации мембраны, которая зависит от давления в масляной системе. Пределы измерения электротермометром составляют от 0 до 150 С.

Таким образом, электротермометр может быть с успехом применен для выявления источников и путей обводнения скважин, хотя в промысловой практике этот метод используется недостаточно. В частности при помощи электротермометра представляется возможным очень легко определить затрубное движение жидкости, что необходимо использовать в практической работе в весьма широких масштабах.

Наибольшее распространение получил электротермометр сопротивлений, при помощи которого получают кривую изменения температур по скважине - температурную кривую. Измерения температур по скважине проводятся для изучения теплового режима Земли и для контроля состояния скважины [6].

1.7 Высокочувствительная термометрия

Высокочувствительная термометрия применяется для выделения нефтеносных пластов в закрепленных скважинах.

Все основные задачи, решаемые термометрическими исследованиями в скважине на современном уровне, основываются на использовании высокочувствительной термометрии. К ним относятся: определение отдающих или поглощающих мощностей перфорированных пластов, определение источников и мест поступления посторонней воды, контроль за обводнением и охлаждением перфорированных интервалов, оценка движения жидкости в прискважинной зоне и депрессий в пластах, термопрослушивание и т. д. Из-за простоты аппаратуры и технологических приемов проведения термических исследований скважинная термометрия получила широкое распространение в нефтяной промышленности. Имеется большое количество работ по скважинной термометрии [9].

1.8 Баромометрия

Баромометрия скважины - измерение жидкости и (или) газа в скважине.

Метод барометрии применяют:

· для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты;

· определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления;

· оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси.

Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока.

Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени.

Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией, которые опускают на скребковой проволоке, геофизическом кабеле (с последующим оставлением на якоре в заданном интервале) или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие на геофизическом кабеле.

Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные. Прибор барометрии применяют в сборке приборов «притока-состава» [10].

1.9 Метод механической расходометрии

Измерения механическими расходомерами производят для следующих целей:

· выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах;

· выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;

· распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами;

· получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора скважине из-за наличия пакера или сужений.

Программа работ для установления распределения суммарного дебита по пластам предусматривает запись непрерывной кривой и измерения на точках.

Непрерывная диаграмма записывается в интервалах перфорации и прилегающих к ним 10-20 метровых участках ствола.

Точечные измерения проводятся в перемычках между исследуемыми пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации, на участках, характеризующихся постоянством показаний прибора на непрерывной кривой.

Дифференциальная дебитограмма, характеризующая распределение дебитов по отдельным интервалам притока (приемистости), представляется в виде ступенчатой кривой - гистограммы, получаемой путем перестройки интегральной дебитограммы.

При исследованиях скважины на нескольких установившихся режимах строят индикаторные кривые в виде зависимости дебитов (расходов) пластов в м3 /сут от величины забойного давления.

По результатам изучения скважины в период восстановления пластового давления строят кривые спада дебита: по оси абсцисс откладывают время замера после закрытия скважины в с, по оси ординат - величину дебита в см3 /с или в м3 /сут (т/сут).

Из механических дебитомеров-расходомеров на практике применяются в основном приборы с датчиками турбинного типа - свободно вращающейся вертушки. Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы. Скорость вращения вертушки пропорциональна объемному расходу смеси.

Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние - только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока через измерительную камеру, в которую помещена турбинка.

Комплексируют с термокондуктивной расходометрией и другими методами изучения «притока-состава» [10].

1.10 Метод влагометрии (диэлькометрия)

Метод влагометрии применяют:

· для определения состава флюидов в стволе скважины;

· выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей;

· установления мест негерметичности обсадной колонны;

· при благоприятных условиях - для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.

Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60 % метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.

Использование диэлькометрической влагометрии для исследования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости.

Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока.

Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC или RC- генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты.

В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные - для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры - беспакерные. Комплексируется с другими методами в рамках комплекса для оценки «притока-состава» [10].

1.11 Метод индукционной резистивиметрии

Индукционная резистивиметрия применяется:

· для определения состава флюидов в стволе скважины;

· выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое;

· установления мест негерметичности колонны;

· разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий;

· определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси.

Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости.

Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного электрического сопротивления или проводимости.

Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух - возбуждающей и приемной - тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется черех жидкость, находящуюся вокруг датчика.

Существуют две модификации резистивиметров:

а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназначенные для измерения удельной проводимости;

б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

Прибор комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке «притока-состава» [10].

1.12 Комплексные методы

1.12.1 Определение профилей притока в добывающих и приёмистости в нагнетательных скважинах

Определение профилей притока в эксплуатационных скважинах является задачей, от корректного решения которой во многом зависит принятие решений по максимально эффективной разработке месторождений нефти и газа или проведению работ по капитальному ремонту конкретной скважины. Основными задачами, решение которых осуществляется при выполнении комплексов ГИС являются:

* определение максимально отдающих, а следовательно наиболее перспективных для разработки интервалов притока или наоборот потенциально опасных на предмет обводнения, если скважина находится в зоне близкой к ВНК.

* определение слабо отдающих или не работающих интервалов, которые в дальнейшем могут быть подвержены работам по интенсификации притоков (кислотные обработки, термогазохимическое воздействие, ГРП и т.п.) с целью увеличения добычи.

Характерной чертой эксплуатации многих нефтегазовых месторождений является снижение пластовых давлений в период разработки, что влечет за собой снижение добычи нефти и газа и ряд других негативных явлений. Для поддержания давлений на достаточно высоком уровне на месторождениях, как правило, выполняется бурение специализированных водонагнетательных скважин, либо в разряд нагнетательных скважин переводятся скважины, эксплуатация которых по тем или иным причинам становиться неэффективной. Фонд таких скважин на месторождении может составлять до 30 - 35 % от общего объема пробуренных и более. Закачка жидкости в скважины «в слепую» зачастую может оказаться не только неэффективной, а давать отрицательные результаты. С целью избежать неэффективного использования нагнетательного фонда, нефтедобывающими компаниями проводиться ряд мероприятий составной частью которых являются геофизические исследования для определения профилей приемистости скважин [11].

1.12.2 Определение технического состояния эксплуатационной колонны

В течение всего периода эксплуатации скважины спущенная в нее обсадная колонна подвергается воздействию ряда факторов приводящих к смятию, образованию желобов на внутренней стенке колонны, коррозии или износу колонны. Это, как правило, приводит возникновению сквозных отверстий в колонне, через которые в ствол скважины может поступать флюид из других (неперфорированных) пластов коллекторов или могут появляться интервалы межпластовых перетоков, когда за счет наличия значительных перепадов пластовых давлений возникает переток флюида из одного коллектора в другой.

Наличие подобных дефектов в обсадной колонне недопустимо, так как может существенно сказываться не только на добычных характеристиках скважины, но и привести к возникновению, как техногенных, так и экологических аварий. Что влечет за собой не только потери в нефтедобычи, но и может потребовать значительных затрат на ликвидацию аварий.

В практике существует несколько способов определения мест негерметичности эксплуатационных колонн, самыми эффективными из которых являются геофизические методы. Основным преимуществом геофизических методов контроля технического состояния эксплуатационных является то, что применяемые методики обработки и интерпретации комплексов ГИС позволяют не только определить интервалы нарушений, но и выявить потенциально опасные участки по всему стволу скважины и, следовательно, провести планово-предупредительный ремонт скважины, что значительно эффективнее и менее затратно по времени и финансам.

Основные комплексы для контроля технического состояния колонн являются:

· Акустическое сканирование

· Прихватоопределитель

· Трубная профилеметрия

· Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия

· Электромагнитная локация муфт

Рассмотрим пример определения технического состояния эксплуатационной колонны в скважине №600 Красноярского месторождения. Исследования проводились комплексным скважинным прибором КСП16М5, который позволяет регистрировать до 8 параметров одновременно. Во время исследований было выполнено несколько замеров температуры в скважине. Первый (фоновый) был выполнен после 5 часов технического отстоя скважины. Последующие замеры были выполнены при закачке в скважину технической жидкости от цементировочного агрегата ЦА-320 при давлении 60 атмосфер и после закачки. В предполагаемом интервале нарушения были проведены детальные исследования с меньшей скоростью записи: термометрия, резистивиметрия, высокочувствительная термометрия, механическая расходометрия. Таким образом был выявлен интервал нарушения, или негерметичности, эксплуатационной колонны, который поглощает закачиваемую в скважину жидкость. Определить место негерметичности стало возможно по изменению температур относительно фоновой записи. Так же при исследовании был выявлен интервал ЗКЦ - заколонной циркуляции. Методами гамма каротажа и локатора муфт был определён забой скважины. Пример интерпретации материалов исследования приведён на рисунке 1.

Рисунок 1 - Пример интерпретации материалов исследований

2. Геологические основы

Коротко геологию можно определить как науку о составе, строении и закономерностях развития Земли.

Геофизические методы используются для изучения глубинного строения Земли и литосферы. Сейсмические методы, основанные на изучении скорости распространения продольных и поперечных волн, позволили выделить внутренние оболочки Земли. Гравиметрические методы, изучающие вариации силы тяжести на поверхности Земли, позволяют обнаружить положительные и отрицательные гравитационные аномалии и, следовательно, предполагать наличие определенных видов полезных ископаемых. Палеомагнитный метод изучает ориентировку намагниченных кристаллов в слоях горных пород. Осаждающиеся кристаллы ферримагнитных минералов ориентируются своей длинной осью в соответствии с направлениями силовых линий магнитного поля и знаками намагниченности полюсов Земли. Метод основан на непостоянстве (инверсии) знака полярности магнитных полюсов. Современные знаки намагниченности полюсов (эпоха Брюнес) Земля приобрела 700 000 лет назад. Предыдущая эпоха обратной намагниченности - Матуяма [5].

2.1 Геологическое истолкование результатов и комплексная интерпретация материалов ГИС

Поиск, разведка и разработка нефтегазовых месторождений осуществляются по данным огромного материала, полученного в результате бурения скважин. Этот материал служит основой для выявления нефтегазоносных горизонтов и позволяет получить информацию о геологическом строении недр. Основные сведения об отложениях горных пород, вскрытых скважиной, являются результатом геофизических исследований, проводимых в каждой скважине. Совместная обработка данных ГИС и мате- риалов, полученных при литологическом и палеонтологическом изучении образцов горных пород, является основой для характеристики каждого из пластов в разрезе изучаемой скважины, его физических свойств, мощности, границ с соседними слоями и т.п. Выделенные по данным ГИС разновидности горных пород увязываются с классификацией тех же пород, которая была установлена ранее на основании изучения физических свойств пород (плотности, твердости, цвета, размеров зерен и т.д.) и их химического состава. Для этого производят увязку геофизических характеристик, полученных в результате интерпретации диаграмм ГИС, с петрографическими характеристиками, выявленными путем изучения образцов пород, отобранных при бурении скважин с определенных глубин в виде керна, или шлама, или проб, отобранных грунтоносами. В дальнейшем, по накоплении достаточного опыта, петрографическую классификацию горных пород можно осуществлять по данным только одних материалов ГИС.

Данные геофизических исследований в скважинах являются важнейшим материалом для составления геологического разреза скважин и для сопоставления между собой (корреляции) разрезов нескольких скважин.

В нефтегазовой отрасли тем или иным комплексом ГИС исследуются все скважины: разведочные, поисковые, эксплуатационные и др. Материалы ГИС также широко используются для геологического картирования и полевой сейсморазведки. Во многих случаях разрезы скважин, построенные по данным ГИС, являются единственным источником информации о последовательности напластований и о составе и свойствах слагающих их пород. Детальное изучение разрезов скважин дает возможность судить об их фациальной изменчивости, об изменении мощности каждого отдельного пласта или пачки пластов, об условиях залегания пластов и т.д.

Широкое использование результатов интерпретации данных ГИС позволяет значительно сократить отбор образцов пород при бурении, получить необходимую информацию в бескерновых скважинах, увеличить скорость проходки скважин и тем самым снизить стоимость бурения. Материалы ГИС можно также с успехом использовать и для стратиграфической идентификации отложений. Однако необходимо отметить, что интерпретация материалов ГИС, проводимая с целью стратиграфического расчленения вскрытых скважиной слоев горных пород, не может быть выполнена без тщательной увязки данных ГИС с материалами палеонтологических, палинологических и палеофитологических исследований, выполненных при изучении каменного материала.

Геологическое истолкование результатов обработки данных ГИС служит для решения двух основных задач: детального изучения тех интервалов разрезов скважин, которые содержат полезные ископаемые (нефть и газ) и изучения общего геологического строения нефтяных и газовых месторождений. Решение первой задачи предполагает изучение в нефтегазоносных районах не только нефтегазоносных пластов и горизонтов, но и всех пород, обладающих повышенными коллекторскими свойствами. Для этого определяют мощность пластов, их емкостно-фильтрационные характеристики, степень и характер насыщения их нефтью, газом и водой, ВНК и ГЖК. При решении второй задачи по данным ГИС стратифицируются отложения, вскрытые скважиной, сопоставляются между собой разрезы скважин, изучаются фациальная изменчивость отложений и история осадконакопления, строение и условия залегания толщ осадочных пород. По результатам интерпретации материалов ГИС строятся разнообразные карты и профили, характеризующие геологическое строение того или иного изучаемого месторождения.

Основой ГИС являются данные электрокаротажа, радиоактивного каротажа и кавернометрии. К этим данным привязываются результаты литологических, палеонтологических и других исследований, полученных в результате изучения кернового материала и шлама.

Для сопоставления с данными ГИС результатов литологических исследований последние используются не в виде обобщенных сведений по крупным подразделениям разреза, а в первичной форме - в виде сведений по каждому отдельному интервалу отбора керна. На диаграмму ГИС наносятся глубинные интервалы скважины, на которых был произведен отбор керна с указанием его выхода в процентах и краткой литологической характеристикой. На диаграмме также указывается возраст слоев. Следует отметить, что в процессе каротажа глубины измеряют более тщательно, чем при бурении, и поэтому при определении глубин надо ориентироваться на диаграммы ГИС.

3. Общие сведения по геологическому строению месторождения (стратиграфия, литология, тектоника)

Красноярское месторождение расположено в районе, хорошо изученном в геологическом отношении, как по результатам структурного, так и глубокого бурения, проводившегося на близлежащих структурах и месторождениях.

В региональном тектоническом плане месторождение располагается вблизи границ сразу трёх крупных тектонических зон I порядка: Жигулёвско-Пугачёвского свода, Мелекесской впадины и Сокской седловины и находится в пределах северного ответвления Жигулевско-Самаркинской системы валов, крупной структуры II порядка. Красноярское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания с более крутым северным и пологим южным крылом. Месторождение характеризуется соответствием структурных форм по горизонтам палеозоя с усилением морфологической выраженности поднятия с глубиной.

Геологический разрез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона и перми, плиоцена и четвертичными образованиями.

Породы кристаллического фундамента вскрыты пятью скважинами. Самая высокая отметка кристаллического фундамента минус 2454м вскрыта скважиной №7 на глубине 2911м.

На размытой поверхности фундамента залегают отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Непосредственно на коре выветривания залегают терригенные отложения живетского яруса (старооскольский надгоризонт).

В разрезе преобладают карбонатные породы, слагающие отложения позднего девона (верхнефранский подъярус и фаменский ярус), раннего карбона (турнейский ярус, окский надгоризонт, серпуховский ярус), среднего карбона (башкирский ярус, каширский, подольский, мячковский горизонты), позднего карбона, а также ранней перми (ассельский, артинский, сакмарский и казанский ярусы).

Терригенные породы занимают подчиненное положение. Они встречаются в нижней части разреза (живетский ярус и нижнефранский подъярус), слагают косьвинский, радаевский, бобриковский и частично тульский горизонты раннего карбона, верейский горизонт среднего карбона, а также верхнюю часть разреза (частично татарский ярус поздней перми, неогеновую и четвертичную системы).

Кроме того, среди осадочных отложений встречаются эвапоритовые осадки (гипсы, ангидриты). Они присутствуют преимущественно в отложениях ранней и поздней перми (гидрохимическая свита позднеказанского подъяруса).

Месторождение является многопластовым. Промышленная нефтеносность на Красноярском месторождении связана с терригенными отложениями нижнего карбона - пласты Б-2, Б-3 бобриковского горизонта, а также карбонатными отложениями нижнего и среднего карбона - соответственно, пласт В-1 турнейского яруса, А-3 верейского горизонта и А-4 башкирского яруса.

Месторождение характеризуется невыдержанностью толщин по площади и разрезу, наличием зон литологического замещения, а также значительной изменчивостью коллекторских свойств продуктивных пластов и по степени сложности геологического строения относится к категории сложных.

Согласно гидрогеологическому районированию Красноярское месторождение относится к Волго-Уральскому нефтегазоносному артезианскому бассейну. Гидрогеологический разрез месторождения подразделяется на пять водоносных комплексов, выделенных по стратиграфическим и литологическим признакам:

1. карбонатно-терригенный комплекс, включающий отложения верхней, нижней перми, верхнего, среднего карбона до водоупорных аргиллитов в подошве верейского горизонта;

2. карбонатный комплекс башкирского, серпуховского, визейского ярусов до первого регионального (надкомплексного) водонефтеупора в нижней части тульского горизонта;

3. терригенный комплекс нижневизейского надгоризонта до подошвы бобриковского горизонта;

4. карбонатный комплекс верхнего девона и турнейского яруса до второго регионального (надкомплексного) водонефтеупора, сложенного глинисто-карбонатными осадками тиманского горизонта;

5. терригенный комплекс среднего и верхнего девона;

4. Обоснование постановки геофизических исследований скважин

Геофизические исследования в скважинах служат для изучения геологических разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых, изучения технического состояния скважин и контроля процесса разработки нефтяных и газовых месторождений. С помощью геофизического оборудования в скважинах проводят сложные работы, связанные с испытанием и вскрытием продуктивного пласта, отбором грунтов и проб пластовых флюидов, ликвидацией аварий бурильного инструмента.

Для решения перечисленных выше задач промысловая геофизика располагает значительным арсеналом геофизических методов, основанных на изучении электрических, магнитных, ядерных, упругих и других свойств горных пород. Комплекс ГИС определяется целевым назначением скважин, особенностями геологического разреза, условиями бурения и характером ожидаемой геологической информации.

Геофизические исследования в скважинах проводятся с помощью специальных установок, которые включают наземную и глубинную аппаратуру, соединенную между собой каналом связи-- геофизическим кабелем, а также спуско-подьемный механизм, обеспечивающий перемещение глубинных приборов по стволу скважины. Эти установки называют автоматическими каротажными станциями.

Наземная аппаратура, включающая совокупность измерительной аппаратуры, источников питания, контрольных приборов и скомпонованная в виде отдельных стендов, смонтированных в специальном кузове, установленном на шасси автомобиля, носит название лаборатории каротажной станции.

Под скважинной и геофизической аппаратурой понимают совокупность измерительных устройств, предназначенных для определения различных физических параметров в скважине. В большинстве случаев комплект скважинной аппаратуры включает в себя датчик (зонд), располагающийся вне скважинного прибора или входящий в его состав, передающую часть телеизмерительной системы, находящуюся внутри гильзы скважинного прибора, кабель и приемную часть телеизмерительной системы на поверхности. Информация со скважинного прибора и преобразуется па поверхности в геофизические диаграммы, отнесенные к глубине интервала регистрации.

Конструктивные особенности того или иного прибора определяются физическими основами метода, скважинными условиями и технологией проведения работ. Комплексные и комбинированные скважинные приборы с использованием многоканальных телеизмерительных систем позволяют за одни спуск-подъем регистрировать одновременно несколько физических параметров. Наибольшее распространение получили комплексные четырехканальные приборы на одножильном кабеле с частотной модуляцией сигнала и частотным разделением каналов. Скважинные приборы работают в условиях высоких давлений (до 120 МПа), температуры (до 250°С) и химически агрессивной внешней среды (растворы солей, нефть, газ и т. п.). При перемещении по стволу скважины они испытывают механические воздействия.

Заключение

В данной работе описаны физическая сущность и области применения методов геофизических исследований скважин (ГИС). Приведены основы интерпретации промыслово-геофизических материалов для литолого-стратиграфического расчленения разрезов скважин.

ГИС являются областью прикладной геофизики, в которой современные физические методы исследования вещества используются для геологического изучения разрезов, пройденных скважинами, выявления и оценки запасов полезных ископаемых и о техническом состоянии скважин.

Геофизические методы исследования скважин позволяют проводить масштабные исследования, с высокой точностью определять конструкции скважин и породы из которых они слагаются. Современные автоматизированные приборы позволяют избегать аварии на производстве, а что самое главное уменьшить затраты по проведению исследований.

Таким образом, в действующем фонде скважин ГИС решает следующие задачи:

· Определение профиля притока и состава жидкости добывающих и приемистости нагнетательных скважин (в том числе в скважинах с высоким устьевым давлением);

· Определение водонефтяного контакта в продуктивных интервалах;

· Контроль за текущей выработкой продуктивных пластов;

· Выявление затрубной циркуляции и определение источников обводнения продукции;

· Определение гидродинамических характеристик пластов;

· Определение уровней и состава жидкости в стволе скважины;

· Ликвидация парафиновых отложений в НКТ;

· Уточнение состояния и расположения скважинного оборудования;

· Интенсификация приемистости и нефтеотдачи пластов;

· Оцифровка и переобработка материалов ГИС.

Размещено на Allbest.ru

...