Геофизические методы исследования эксплуатационных скважин газонефтяного месторождения Барсагелмез с целью выделения коллекторов, оценки коллекторских свойств и характера насыщения коллектора

Определение ВНК, текущей и остаточной нефтенасыщенности

Определение текущего насыщения производится радиоактивными методами каротажа. Применяются импульсный нейтрон - гамма каротаж и нейтрон - гамма каротаж. Для условий месторождения Барса-Гельмез эта задача остается трудно разрешимой при исследованиях скважин с карбонатным составом пород и минерализацией пластовых вод до 50г/л. В Управлении «Туркменнебитгеофизика» широко применяется технология оценки текущего насыщения на основе использования импульсного нейтрон - гамма каротажа аппаратурой АИНК-42ТМ. Исследования по определению текущего насыщения включает следующие задачи:

- контроль за перемещением ВНК;

- определение текущего насыщения продуктивных неперфорированных пластов при заводнении пластовыми и закаченными водами;

- определение интервалов обводнения перфорированных пластов;

- определение остаточной нефтенасыщенности заводненных пластов.

Технический и методический уровень современной промысловой геофизики позволяют с различной степенью достоверности решать поставленные задачи с применением методов ИНГК + ГК + НГК.

Результаты испытаний и пробной эксплуатации могут быть ошибочно проинтерпретированы прежде всего вследствие отсутствия данных о локализации притока пластового флюида из интервала перфорации. Приток может быть получен не из предполагаемого интервала перфорации, а из других интервалов разреза, но установить этот факт по результатам только исследований продукции и давления на устье скважины в процессе испытания весьма затруднительно и ненадежно. Основные причины, из-за которых идентификация интервала притока пластового флюида в изучаемом разрезе может оказаться ошибочной, следующие:

- ошибочная перфорация (ошибка в привязке к разрезу при проведении перфорации);

- заколонная циркуляция (перетоки пластового флюида из соседних пластов из-за негерметичности цементного кольца);

- негерметичность моста (перетоки по колонне из предыдущего объекта испытания из-за негерметичности моста, разобщающего объекты испытания в колонне);

- разгазирование нефти (получение притока газа или нефти с очень большим газовым фактором из нефтяной части пласта, когда интервал перфорации находится вблизи ГНК). Причиной этого явления может быть освоение пласта на больших депрессиях, когда давление насыщения близко к пластовому. Развитие процесса разгазирования может привести к прорыву газа из газовой части пласта в интервале перфорации, в результате чего вывод о первоначальном насыщении вскрытого интервала пласта окажется ошибочным (неправильное освоение);

- конусообразование. При отработке газового пласта вблизи ГВК или ГНК, когда вертикальная проницаемость пласта соизмерима с радиальной, на больших депрессиях может быстро развиваться конусообразование и приводить к подтягиванию к нижним дырам перфорации воды или нефти. Отсутствие данных о развитии конусообразования приводит к ошибочным выводам о насыщении пласта в интервале вскрытия;

- потеря проницаемости призабойной зоны. Под действием, например, пресного водного фильтрата и реагентов, добавляемых в раствор для его стабилизации, а также других факторов наблюдается снижение проницаемости газоносного пласта. То же явление наблюдается при попадании твердых частиц из раствора в трещины и крупные поры коллекторов с высокими фильтрационными свойствами. В результате этих явлений призабойная зона газоносного пласта - коллектора теряет коллекторские свойства (проницаемость) и ведет себя при испытании и освоении как порода - неколлектор. Такой пласт не дает притока и характеризуется по данным испытаний как «сухой». В сочетании со случаями, когда приток получен не из интервала перфорации, его характер насыщения может быть оценен ошибочно;

- завышение (занижение) положения ГВК. При вскрытии перфорацией переходной зоны ниже и выше ГВК в процессе испытания может быть освоена нижняя часть интервала перфорации и получен, в основном, приток воды, что приведет к ошибочной оценке положения ГВК. Возможен и противоположный случай - получение при тех же условиях только притока газа из-за неосвоения нижней части интервала перфорации;

- пропуск газоносного пласта. В случае сообщаемости со стволом скважины одновременно газоносного и водоносного пластов (например, из-за заколонной циркуляции) вероятно получение притока воды без признаков газа. Вероятность пропуска газоносного пласта увеличивается в следующих случаях: улучшенных коллекторских свойств водоносного пласта, повышенных давлений в водоносном пласте, особенно если он был успешно освоен при испытании предыдущего объекта;

- неправильная оценка фильтрационных характеристик пласта. При интерпретации результатов гидродинамических исследований предполагается, что величина эффективной толщины пласта, входящая в формулу удельного коэффициента продуктивности и гидропроводности пласта, известна. Однако в процессе испытания и освоения не все прослои коллектора, выделенные по каротажу до испытания, могут быть освоены в неоднородном объекте испытания. В результате этого расчетная величина суммы эффективных толщин в интервале перфорации окажется существенно выше, чем сумма реально работающих толщин, и оценка фильтрационных свойств будет заниженной.

Возможен и противоположный вариант: реально освоенный интервал разреза из-за негерметичности цементного кольца может оказаться значительно протяженнее, чем расчетный в пределах интервала перфорации. Таким образом, для достоверной интерпретации данных гидродинамических исследований необходимо определить в процессе испытания истинную суммарную толщину работающих пропластков коллекторов.

Требования к типовым комплексам ГИС при испытаниях в колонне включают методы, изучающие пласт через стальную колонну, лифтовые трубы и цементное кольцо. Такими методами являются, прежде всего, гамма - каротаж, нейтронные методы со стационарным (НК) и импульсным (ИНК) источником нейтронов, высокочувствительная термометрия, акустические исследования, в том числе шумометрия. Второй комплекс методов изучает внутрискважинное пространство. Он включает механическую расходометрию и термокондуктивную дебитометрию, исследования состава флюида внутри скважины (диэлектрическую и индукционную влагометрию, гамма - плотнометрию, пъезометрию, резистивиметрию). Необходимым вспомогательным методом, сопровождающим измерения вышеперечисленными методами, является локация муфт и интервала перфорации. Этот метод необходим для точной взаимной увязки всех измерений, выполняемых в скважине, с том числе измерений, выполненных ранее в открытом стволе (с помощью кривой ГК).

Основное назначение НГК - выявление в интервале перфорации и за его пределами прослоев, содержащих газ, контроль за обводнением газоносных пластов при подъеме ГВК или продвижении законтурных вод. Метод ИНГК применяется для решения тех же задач, что и НГК, в условиях нефтеносных, а также газовых объектов и минерализованными растворами пластовых вод. Метод ГК предназначен для привязки к геологическому разрезу.

Высокочувствительная термометрия служит для выявления заколонных циркуляций, локализации притока газа (по отрицательным аномалиям температуры) и притока жидкости (по положительным аномалиям температуры).

Методы, изучающие приток и состав флюида в скважинах, служат для локализации интервалов притока по данным дебитометрии, а в условиях многофазного притока позволяют по данным влагомеров и плотномеров установить характер флюида, поступающего из приточного интервала (газ, нефть, вода). Принципиальным ограничением этих методов является, во - первых, необходимость проведения исследований только в работающих скважинах; во - вторых, невозможность в процесса локализации притока по изменениям физических параметров внутри ствола дать количественную оценку суммарной толщине реально работающих пропластков - коллекторов.

Акустические исследования в процессе испытаний служат для изучения качества цементирования (АКЦ), выявления перетоков и работающих интервалов, в том числе, в неперфорированном интервале (шумометрия). Таким образом, современный комплекс ГИС и его методическое и техническое обеспечение позволяют успешно решать задачи прогноза качества испытаний и контроля процесса испытаний.

Нефтяные месторождения представляют собой сложный объект с точки зрения регулирования процесса их эксплуатации. В этой связи служба по сбору и обработке информации о состоянии нефтяных залежей и об изменениях, происходящих в пластах в процессе эксплуатации, - важное звено в системе разработки месторождений.

Геофизические и лабораторные исследования - локальные методы, дающие информацию о коллекторских свойствах пластов на основании исследования незначительных по размеру зон, расположенных в непосредственной от стенки скважины, небольших образцов отобранных пород. Такая информация носит случайный характер, и по ней трудно составить представление о строении пласта, определить коэффициенты продуктивности, пьезопроводности и гидропроводности скважин, изучить профили распределения притоков и поглощений по разрезу и т.д. Если применить дополнительно промысловые методы исследования, можно с более высокой точностью не только определять необходимые характеристики пласта, но и оценивать средние значения основных параметров пласта на сравнительно больших площадях.

В процессе эксплуатации пласта промыслово - гидродинамические методы исследования не могут быть заменены никакими другими исследованиями. Огромное значение приобретает эти методы исследования при совместной разработке нескольких пластов с различными коллекторскими характеристиками и особенно в условиях поддержания давления путем закачки вытесняющих агентов. Результаты исследований используются при контроле и регулировании процесса разработки каждого пласта в отдельности.

В зависимости от решаемых задач в результате промысловых исследований можно получить эксплуатационные характеристики пластов и данные для выбора оптимального режима работы технологического оборудования. Для получения первых необходимо определить фильтрационные параметры пласта, отдающие и поглощающие пропластки. Затем следует построить профили притока к эксплуатационным скважинам и профили приемистости нагнетательных скважин, а также выявить интервалы обводнения.

Скважинные приборы часто используются для исследования скважин с целью выбора оптимального режима работы технологического оборудования и оценки его технического состояния. При этих исследованиях решаются различные задачи: отбивка динамического уровня и место положения отдельных элементов технологического оборудования, определение целостности обсадной колонны и т.п.

Достаточную для ведения рациональной разработки нефтяных месторождений информацию, получаемую при промысловых исследованиях скважин и пластов, можно собрать только при проведении этих исследований в больших объемах, предусмотренных проектом разработки и доразработки.

К настоящему времени предложено много методов исследования характера притока и поглощения жидкости по мощности продуктивного пласта в нефтяных и нагнетательных скважинах. Основные их них, используемые в месторождении Барсагелмез являются использование высокочувствительной термометрии в комплексе с другими методами.

При изучении характера притока жидкости по мощности пласта в нефтяных скважинах термометрией сравниваются геотермы и термограммы действующей скважины. Первая снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Вторая, замеряемая в действующей скважине, фиксирует изменение температуры в ее стволе с учетом гидро - и термодинамических процессов, происходящих в продуктивном пласте и по всему разрезу.

На характер термограммы действующей скважины влияют: теплообмен в стволе; охлаждение жидкости и газа в пористой среде при их фильтрации (эффект Джоуля - Томсона); смешение жидкостей и газа, поступающих в ствол с различной температурой в различных ее интервалах (калориметрический эффект). Степень влияния каждого из этих основных процессов неодинакова. Так, например, характер геотермы в действующей скважине зависит от скорости потока, теплоемкости извлекаемой жидкости и теплопроводности стенок скважины.

Проявление эффекта Джоуля - Томсона наблюдается только в эксплуатационных скважинах. При движении в пористой среде температура жидкости увеличивается, а газа понижается. Таким образом, температура притекающих к забою скважины жидкости и газа и температура, соответствующая изотермической на глубине залегания продуктивного пласта, будут различными. Разница их прежде всего обусловливается депрессией на пласт. Как показывают исследования, разница в пластовой и забойной температурах в некоторых случаях бывает значительной.

Проявление калориметрического эффекта также можно наблюдать лишь в эксплуатационных скважинах в том случае, когда притекающая в ствол жидкость (или газ) с одной температурой смешивается с восходящими потоками жидкости (или газа) другой температуры. Изменение температуры при этом зависит от соотношения скоростей и температур восходящего и притекающего потоков, а также теплоемкости смешивающихся жидкостей. В нагнетательных скважинах калориметрических эффект проявляется за пределами ствола.

В действующих скважинах все перечисленные эффекты проявляются одновременно, и изучать характера притока жидкости по мощности продуктивного пласта в эксплуатационных скважинах методами термометрии можно лишь с помощью высокочувствительный термометров.

В нагнетательных скважинах с помощью термометрии можно выделить лишь интервалы, поглощающие воду при наличии нескольких вскрытых интервалов. Это достигается снятием температурной кривой после прекращения нагнетания воды в скважину. В стволе скважины, находившейся длительное время под закачкой, после прекращения закачки в пределах поглощающих продуктивных интервалов образуются четко выраженные отрицательные температурные аномалии. Образование этих аномалий обусловлено глубоким охлаждением поглощающих пластов, сохраняющимся длительное время. Применение термометрии в нагнетательных скважинах позволяет определить интервалы поглощения нагнетаемой воды за пределами вскрытой мощности пласта.

2.2 Промыслово-геофизические исследования для решения задач капитального ремонта скважин

Эффективность мероприятий по регулированию процесса разработки с помощью различных видов капитального ремонта скважин определяется полнотой и достоверностью информации об объектах капитального ремонта, получаемой методами ГИС. Целью геофизических исследований в скважинах, передаваемых в капитальный ремонт, является получение информации о причинах обводнения продукции и о техническом состоянии скважины, контроль за технологическими операциями и результатами проведенных ремонтов.

Геофизические исследования в интервале объекта разработки

На долю этого вида КРС, особенно на поздней стадии разработки месторождений, приходится наибольший объем исследований, обусловленных применением сложных технологий при отключении интервалов и пластов и более трудоемких операций при проведении ГИС: закачки или отбора жидкости, вывода скважин при исследовании на режим и т.д. Очевидно, от того, насколько верно будет определен объект изоляции и выбраны способы проведения изоляционных работ, во многом зависят продолжительность и результат капитального ремонта в каждой конкретной скважине.

Задачами ГИС по этой категории скважин капитального ремонта являются: определение интервалов поступления воды в скважину, определение положения ВНК, характера насыщения эксплуатирующихся и неперфорированных пластов. Наиболее распространенные причины обводнения продукции - заколонная циркуляция в интервалах негерметичности заколонного пространства, подтягивание подошвенной воды при эксплуатации пластов с ВНК, подход фронта пластовой или закачиваемой воды непосредственно по пласту, вскрытому перфорацией. Основными видами изоляционных работ являются, соответственно, отключение отдельного пласта, восстановление герметичности заколонного пространства, оценка выработки продуктивных пластов, переход на другие горизонты или приобщение пластов, дополнительная перфорация, перевод скважины в другую категорию.

При определении комплекса геофизических исследований следует учитывать, что в капитальный ремонт с целью изоляции притока воды передаются скважины с различной обводнённостью добываемой продукции, но наибольший объем ремонтных работ выполняются при достижении обводнённости продукции 95 - 100%.

Геофизические исследования при отключении отдельных пластов

При наличии в скважине одного пласта, вскрытого перфорацией, изоляционные работы могут завершиться ликвидацией скважины, отключением пласта и переводом скважины на другой эксплуатационный объект или проведением селективной изоляции пласта. В таких скважинах по данным ГИС необходимо определить интервал поступления воды в скважину, состояние выработки запасов изолируемого пласта (охват заводнением по мощности коллектора) и оценить характер насыщения пласта, который будет вскрыт перфорацией после изоляционных работ. В случае наличия в скважине нескольких пластов, т.е. необходимо установить, что их насыщение нефтью - ниже критической, и притекающая из него жидкость практически нефти не содержат, пласт промыт, и достигнуто однофазное течение воды по нему. При выявлении источников обводнения продукции наилучшие результаты геофизические исследования дают либо в действующих скважинах, либо при различных способах воздействия (закачка, отбор, компрессирование).

При определенной обводненности продукции выявить, какой из пластов, вскрытых перфорацией, является источником поступления воды в скважину, в большинстве случаев возможно по наибольшей производительности. Для этого достаточно исследований механическим расходомером и термометром. Последний позволяет судить о том, является ли причиной обводнения продукции заводнение пласта, или же вода поступает к интервалу перфорации по негерметичному заколонному пространству из ниже- или вышележащих водоносных пластов. В качестве дополнительных методов следует применять термокондуктивный дебитомер для обнаружения интервалов слабого притока жидкости и индукционный резистивиметр, позволяющий выделить интервалы внедрения нефти в воду. Привязка замеряемых параметров по глубине осуществляется с помощью локатора муфт и ГК. Обычно достаточно один раз провести в скважине совместный замер локатором муфт и ГК и в последующем привязывать глубины только по локатору муфт.

Однако в тех случаях, когда в скважине одновременно работает несколько пластов с приблизительно равной интенсивностью, измерения термометром и расходомером с целью определения обводнившегося пласта недостаточны. В этом случае комплекс должен включать методы, изучающие характер насыщения пласта: импульсный генератор нейтронов и методы, которые позволяют определить характер (состав) поступающей жидкости из пласта. Такие измерения должны проводиться по специальной технологии с применением различных способов воздействия на скважину.

Геофизические работы при ликвидации негерметичности цементного кольца

Зачастую причиной поступления воды в добывающую скважину и непроизводительной закачки воды в нагнетательную скважину является негерметичность затрубного пространства, по которому вода поступает к интервалу перфорации или поглощается ниже - или вышележащими коллекторами. Аналогично, необходимо предотвратить и поступление закачиваемой воды по заколонному пространству в водоносные пласты, расположенные за пределами объекта разработки.

Интервалы перетока жидкости между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливаются по исследованиям высокочувствительным термометром и расходомером. Во всем интервале заколонных перетоков зарегистрированная термограмма резко отличается от геотермической вследствие конвективного теплопереноса и дросселирования жидкости.

Геофизические исследования при устранении негерметичности обсадных колонн

Негерметичность обсадной колонны в интервале от забоя до подвески технологического оборудования может быть обнаружено с помощью термометра, расходомера и локатора муфт при исследовании в процессе работы скважины. По термометрии интервалу негерметичности соответствует аномалия, образующаяся за счет дроссельного эффекта и калориметрического смешивания восходящего потока с жидкостью, поступающей через нарушение в колонне. Определение мест негерметичности обсадной колонны в остановленной скважине проводят в интервале, не перекрытом насосно - компрессорными трубами, в процессе отбора или закачки в скважину жидкость. Обязательный комплекс включает измерения расходомером, термометром и локатором муфт. Перед проведением исследований методами ГИС производится опрессовка обсадной колонны промысловыми методами с целью обнаружения факта ее негерметичности. Использование только термометрии для решения этой задачи недостаточно. Комплексирование расходометрии и термометрии обеспечивает определение места нарушения колонны, источника поступления воды и интервала заколонной циркуляции, если первые два не совпадают по глубине. Включение в комплекс локатора муфт позволяет выделить случаи, когда причиной притока воды в колонну является негерметичность резьбовых соединений.

При поиске негерметичности в верхней части колонны (до 100 - 200м от устья) применение компрессора связано с определенными трудностями. Место негерметичности может быть определено по резистивиметру при закачке жидкости, отличной по электрическому сопротивлению от жидкости в скважине. Закачка контрастной жидкости проводится порциями, с последующими определениями местоположения ее уровня в стволе. Глубина, на которой положение уровня закачиваемой жидкости стабилизируется, будет соответствовать месту негерметичности обсадной колонны. Аналогичным образом решается задача по термометрии в процессе поочередной закачки порций воды с контрастной температурой.

Геофизические исследования при переходе на другие горизонты, приобщении пластов, дополнительной перфорации

Состояние насыщения коллекторов, представляющих объекты перехода на другие горизонты или приобщения пластов, необходимо оценивать по результатам геофизических исследований. При минерализации воды более 50 г/л необходимо проводить исследования импульсными нейтронными методами, на нефтегазовых залежах применять стационарные или импульсные методы для контроля за возможным вытеснением нефти газом. В условиях заводнения коллекторов низкоминерализованной водой единственным методом контроля является термометрия, которая позволяет судить об изменении насыщения пласта в случае подхода охлажденного фронта закачиваемой воды.

Для выделения обводнившегося пласта из ряда других, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более необходимо проводить исследования импульсными нейтронными методами, которые могут проводиться как в работающих, так и в остановленных скважинах. Ввиду различной фазовой проницаемости нефтеносных и заводненных коллекторов при глушении скважины с целью ее остановки минерализованная вода из ствола скважины преимущественно будет проникать в заводненную часть пласта, которая выделится более низкими показаниями ИНГК по сравнению с нефтеносным коллектором.

При обводнении скважины слабоминерализованной водой для определения заводнения мощности коллектора ИНГК в пласт необходимо закачать минерализованную воду из расчета 3-4 м3 на 1м мощности пласта. Заводненный интервал пласта выделится снижением показаний ИНГК по сравнению с контрольным замером. Если после закачки минерализованной воды показания в интервале пласта, вскрытого перфорацией, не изменились, то это, как правило, свидетельствует о негерметичности колонны или наличии в скважине заколонной циркуляции. Работам по оценке характера насыщения пластов должны предшествовать исследования по оценке технического состояния скважины, и в случае обнаружения неисправностей (негерметичность колонны, затрубная циркуляция и т.д.) они должны быть устранены.

Технология промыслово - геофизических исследований при капитальном ремонте скважин

Герметичность забоя оценивают расходомером или термометром в комплексе с влагомером и резистивиметрией по наличию потока жидкости в стволе скважины ниже интервала перфорации, сопоставляя замеры в остановленной и работающей скважине. В последнем случае на герметичность забоя указывает расхождение между двумя термограммами, и чем больше это расхождение, тем выше скорость восходящего потока в колонне ниже интервала перфорации.

ля определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны в этих интервалах применяются локатор муфт. Локатор муфт позволяет выделить границы интервала перфорации колонны при использовании бескорпусных перфораторов в 70% исследуемых скважин.



2.3 Использование акустических и радиометрических методов контроля качества сцепления цементажа обсаженной колонны

Характерной особенностью месторождения Барса-Гельмез является его многопластовость. Наличие в разрезе нескольких продуктивных горизонтов, разделенных сравнительно небольшими по мощности перемычками низкой проницаемости, большое количество пластов с различным насыщением и пластовым давлением, незначительное расстояние от водонасыщенных пластов до продуктивных, а также наличие в разрезе водоплавающих залежей - все эти и другие факторы делают проблемы качественного цементирования эксплуатационных колонн особенно важными.

Цементирование скважин является завершающим и наиболее ответственным этапом их строительства. От качества первичного цементирования скважин зависит дальнейшая продолжительность их безостановочной работы, степень их продуктивности, следовательно, состояние разработки месторождения, суммарная величина извлеченных запасов нефти и газа из пласта, а также их себестоимость.

Понятие «качество цементирования» должно исходить из основной цели строительства скважин, которая заключается в создании надежного разобщения объекта разработки с дневной поверхностью, надежного разобщения пластов в заколонном пространстве друг от друга и от поверхности земли и в обеспечении долговечности скважины. Для реализации этой цели необходимо улучшение технологии и качества проведения цементировочных работ и создание более совершенных средств контроля состояния цементного кольца в скважинах разведочного и эксплуатационного бурения.

Для контроля качества цементирования нефтяных и газовых скважин в настоящее время применяют следующие геофизические методы: акустический (АМ); рассеянного гамма-излучения (МРГИ); термометрию (ТМ).

Перечисленные геофизические методы позволяют оценить распределение цементного раствора и состояние цементного камня и изоляцию пластов лишь по косвенным признакам: по изменению плотности вещества, находящегося в затрубном пространстве; по характеру механического контакта цементного камня с колонной и горной породой (стенками скважины); по аномалиям гамма-активности, связанным с температурным наличием в затрубном пространстве активированного цементного раствора; по аномалиям, возникающим в процессе экзотермических реакций при формировании цементного камня.

Наиболее полные и достоверные представления о герметичности скважины можно получить при использовании всего комплекса геофизических исследований с учетом гидродинамических свойств изолируемых горизонтов и технологических особенностей, процессов формирования цементного камня и геофизических измерений.

2.4 Общие сведения о процессе крепления скважин и задачи, стоящие перед геофизическими методами контроля

В настоящее время в практике строительства нефтяных и газовых скважин широко используют как одноколонные, так и многоколонные системы крепления. Размеры обсадной трубы выбирают исходя из того, чтобы разница между нормальным диаметром скважины и внутренним диаметром основной колонны составляла не менее 30мм. Колонны труб устанавливают в скважине с помощью центрирующих фонарей или без них. Чаще всего центрирующие фонари ставят на ту часть эксплуатационной колонны, которая перекрывает продуктивные и водоносные горизонты.

С целью обеспечения герметичности затрубного пространства колонны обсадных труб закрепляют в скважине цементным камнем. При этом должно обеспечиваться разобщение всех вскрытых скважиной пластов-коллекторов (продуктивных, водоносных, поглощающих); предотвращение колонны от коррозии и разрушения; предотвращение выхода на поверхность агрессивных вод, нефти и газа.

Качественное цементирование скважин является весьма сложной проблемой. Это связано, в первую очередь, с тем, что после закачки в скважину тампонажного раствора (в процессе формирования цементного камня) давление в затрубном пространстве может снижаться до гидростатического или ниже его. Под влиянием перепада давления между различными пластами в цементном тесте может происходить движение свободной воды затворения в период коагуляционного структурообразования и в цементном камне образуются каналы, создающие условия для межпластового сообщения. Дополнительные сложности возникают в процессе разработки месторождений за счет возрастания перепадов давления между проницаемыми пластами в процессе отбора флюида.

Сроки формирования цементного камня зависят от состава и физико-химических свойств цементных смесей, внешних термодинамических условий, в которых происходит образование цементного камня и от фильтрационно-емкостных характеристик окружающих горных пород. Как правило, цементный камень формируется быстрее на забое скважины, где температура и давление выше, и в интервалах проницаемых пластов, которые могут отбирать лишнюю воду затворения из цементного раствора.

Наиболее типичные дефекты крепления скважин следующие: сообщающиеся между собой вертикальные трещины и каналы в цементном камне; высокая проницаемость цементного камня; зазоры между цементным кольцом, поверхностью колонны и стенками скважины. Возможно сочетание указанных типов дефектов между собой.

Дефекты крепления возникают за счет неполного вытеснения объема промывочной жидкости; несинхронной работы цементировочных агрегатов и неодинаковой плотности цементного раствора, подаваемого в скважину; чрезмерной отдачи воды затворения в сильно проницаемые пласты и усадки цемента; седиментационной устойчивости тампонажных растворов; снижения гидростатического давления внутри обсадной колонны в процессе формирования цементного камня и притока газа или жидкости из высоконапорных пластов в затрубье; механических нагрузок на обсадную колонну при бурении, перфорации, работе штанговых насосов и т.д.; наличия на поверхностях обсадных труб ржавчины, красок, а также наличия на стенке скважины толстой и рыхлой глинистой корки, препятствующей контактированию цементного камня с породой.

Качественно зацементированная скважина должна иметь прочный и плотный цементный камень, жестко контактирующий с металлом обсадных труб и горной породой, в интервалах необходимого разобщения объектов раздельной эксплуатации. С точки зрения совершенного вскрытия пласта в ряде случаев не обязательно иметь цементный камень непосредственно против продуктивного объекта (пласта, горизонта), однако всегда необходимо иметь надежное разобщение между объектами раздельной эксплуатации.

Контроль качества цементирования скважин проводится с целью получения исчерпывающих, а иногда и частичных сведений (уровень подъема цементного раствора) о герметичности затрубного пространства скважины по всему зацементированному интервалу.

Основной задачей оценки качества цементирования скважин является установление наличия или отсутствия каналов межпластового сообщения в цементном камне и в зонах его контакта с породой и обсадной колонной до перфорации продуктивных объектов, а также определение равномерности и плотности цементного кольца вокруг обсадной колонны по всей ее длине до устья скважины.

Наиболее полное представление о степени изоляции пластов в скважине можно составить при использовании показателей: наличия или отсутствия эксцентриситета колонны, зазоров между колонной, цементным кольцом и стенками скважины, их размерами и характера заполнения; наличия в обсадной колонне трещин, каверн и других дефектов; прочности и полноты контактных связей цементного кольца с поверхностью колонны и стенками скважины; наличия или отсутствия каналов в цементном кольце и его проницаемости; величин противодавлений между ближайшими водоносными и продуктивными пластами; изменения гидростатического давления внутри колонны после завершения процесса формирования цементного камня и в процессе эксплуатации скважины.

Перечисленные показатели отражают общие тенденции и перспективы развития информационных возможностей геофизических методов контроля, совершенствование которых является актуальной задачей. Однако в настоящее время как в отечественной практике, так и в зарубежной пока что используются геофизические приборы, предназначенные, в основном, для получения чисто качественных оценок, лишь косвенно характеризующих состояние герметичности цементного кольца.

Прочностные и фильтрационные свойства цементного камня, в том числе и прочность контактных связей на границах его с колонной и с горной породой, могут изменяться во времени за счет как гидродинамических процессов, протекающих в системе скважина-пласт, так и искусственного воздействия на колонну при ее опрессовке, перфорации и т.д., а также применения вторичных методов интенсификации добычи. В этой связи геофизическая информация о состоянии цементного кольца, полученная в результате однократных измерений, не может быть распространена на весь период эксплуатации скважины. Для получения полной информации необходимо осуществление режимных наблюдений, проведение системного геолого-геофизического анализа результатов измерений в течение всего срока эксплуатации скважины.

Существующие геофизические методы контроля (АМ, МРГИ, ТМ и др.), имеющие массовое применение в геофизических организациях, предназначены для определения высоты подъема цементного раствора и уровня цементного кольца; для оценки распределения цементного раствора и цементного камня по сечению колонны и вдоль ее образующей; для определения интервалов с некачественным цементным камнем; для определения плотности вещества в затрубном пространстве; для ориентировочной оценки изоляционной стойкости зацементированных интервалов в пределах продуктивных пластов от водогазонапорных горизонтов; для оценки влияния механических и других воздействий на колонну и цементное кольцо.

Акустический метод является индикатором наличия цементного камня и индикатором механического контакта на его границах, если последний непосредственно или через зазоры контактирует с поверхностью обсадной колонны и с горной породой.

Метод термометрии является индикатором наличия цементного камня при условии, если величина температурной аномалии, возникшей при его твердении в момент измерений, превышает чувствительность применяемого прибора. Термометрия не дает необходимой информации, если температура схватывания цементного раствора соизмерима с геотермическим градиентом горных пород.

Метод рассеянного гамма-излучения чувствителен к плотности вещества и является надежным индикатором наличия и распределения цементного раствора в затрубье, если плотность его превышает плотность глинистого раствора на 0,15-0,20г/см3. Однако МРГИ не чувствителен к тому, в какой фазе (жидкой или твердой) находится цемент в затрубном пространстве.

Метод изотопов позволяет получать сведения о герметичности участка затрубного пространства лишь от интервала перфорации до первых поглощающих горизонтов. В силу специфических особенностей метод изотопов применяется эпизодически и в основном при капитальном ремонте скважин.

Масштабы промышленного применения АМ, МРГИ и ТМ зависят от конструктивных особенностей скважин (одно- или многоколонная система обсадки) и от конкретных геолого-технических условий (плотность бурового раствора, температура и т.п.). На месторождении Барса-Гельмез применяют акустический метод и термометрию.

Для каждого конкретного района оптимальное время проведения измерений приборами АКЦ определяется экспериментально с учетом и в зависимости от теплового режима скважины, физико-химических свойств цементного раствора и его начальной температуры, но не ранее 20-24ч. после заливки (для чистого портландцементного раствора плотностью 1,85г/см3).

2.5 Акустический метод контроля

Оценка качества крепления обсадных труб в нефтяных и газовых скважинах с помощью акустических методов основана на высокой чувствительности акустических сигналов к жесткости контакта на границе между двумя средами и к разрывам механической сплошности среды. Акустические измерения реализуются путем возбуждения в скважине упругого импульса и регистрации его отклика в одной или нескольких точках наблюдения (приемниках), удаленных на заданные расстояния от источника. По мере распространения упругого импульса от источника к приемнику происходит перераспределение его энергии и спектра излучения между контактирующими средами, т.е. между обсадной колонной, цементным камнем и горной породой.

Перераспределение энергии и текущего спектра сигнала зависит от нескольких факторов:

- от степени (жесткости) механической (акустической) связи на границах цементного кольца со стенками колонны и скважины;

- от отношения величин волновых сопротивлений уV контактирующих сред (m1=упVп/уцкVцк , m2=укVк/уцкVцк);

- от отношения суммарной толщины труб обсадной колонны (Д) и цементного кольца (д) к преобладающей длине упругой волны (л);

- от отношения диаметра обсадной колонны (dк) к преобладающей длине волны (л);

- от величины измерительной базы (длина зонда L) между излучателем и приемником.

Доля энергии, удерживаемая в обсадной колонне и регистрируемая приемником, уменьшается с возрастанием жесткости контактов; параметров m1, m2; длины волны л и длины измерительного зонда L.

Исходный акустический импульс в зависимости от условий на границах контактирующих сред разделяется на несколько типов упругих волн, среди которых основными являются следующие: продольная и поперечная обобщенная волна по колонне, цементному камню и породе; обобщенная (стержневая) волна по колонне и цементному камню; обобщенная волна по цементному камню и породе; волна по обсадной колонне; волна по цементному камню; низкоскоростные поверхностные (трубные) волны.

Современная теория распространения упругих волн в коаксиальных цилиндрических средах (скважинах) позволяет строго рассмотреть только шесть идеализированных случаев крепления затрубного пространства скважины. Перечисляемые далее шесть элементарных случаев, естественно, не могут охватить все многообразие вариантов некачественного крепления скважин. Однако с определенной степенью достоверности все известные варианты могут быть сведены к элементарным.

Жесткий контакт (далее под жестким контактом понимается контакт, при котором на границе непрерывны как нормальные, так и тангенциальные напряжения и смещения. При скользящем контакте на границе непрерывны только нормальные напряжения и смещения, а тангенциальные - отсутствуют) цементного камня на границах цементного камня с обсадной колонной и горной породой. Характеризуется возникновением обобщенных РРР и РSР волн, распространяющихся со скоростями, близкими к скоростям в породе. Волны по обсадной колонне и цементному камню отсутствуют.

Жесткий контакт цементного камня с горной породой, но скользящий с колонной. Характеризуется появлением волны по колонне, распространяющейся со скоростью V=Еу (где Е - модуль Юнга; у - плотность стали). Возникает также обобщенная волна по цементному камню и горной породе. Скорость последней волны близка к скорости в породе. С понижением частоты относительная доля энергии волны возрастает.

Жесткий контакт цементного камня с колонной, но скользящий с горной породой. Характеризуется возникновением обобщенной (стержневой) волны по колонне и цементному камню, распространяющейся со скоростью, промежуточной между Vк и Vц.

Скользящий контакт цементного камня (в интервале исследования) как с колонной, так и с породой. Характеризуется наличием отдельных волн по колонне и цементному камню. Волна по породе отсутствует.

Скользящий контакт на границе с колонной и с породой (цементный камень за колонной отсутствует и колонна свободна). Характеризуется наличием интенсивной волны по колонне и поверхностных трубных волн.

Жесткий контакт на границе обсадной колонны с породой. Цемент за колонной отсутствует, но колонна задемпфирована горной породой (лежит на стенке скважины). Характеризуется наличием слабой волны по колонне и обобщенной волны по колонне и горной породе со скоростью, близкой к скорости в породе. Интенсивность обобщенной волны увеличивается при увеличении бокового давления со стороны породы на колонну.

Данные теории моделирования и скважинных наблюдений позволяют подобрать соответственно каждому из перечисленных случаев присущие им акустические образы (т.е. вид волновой картины и фазокорреляционной диаграммы). На анализе этих акустических образов основана интерпретация материалов акустических измерений.

Основу акустического метода контроля качества цементирования составляет информация, которую несет продольная волна по колонне, а также продольная или поперечная волна, распространяющаяся по горным породам. При этом низкая интенсивность волны по колонне указывает на наличие жесткого контакта цементного камня с поверхностью колонны; высокая - на отсутствие сплошного жесткого контакта цементного кольца с колонной (на участке не менее длины зонда) или на отсутствие твердого вещества (цементного камня) в затрубном пространстве.

Регистрация волн, приходящих со скоростью, равной или близкой к скорости в породе, указывает на отсутствие препятствий (зазоров, каналов, разрывов, трещин) на пути ее распространения от источника к стенке скважины и обратно.

Для оценки качества цементирования скважины, которое зависит от условий на контактах цементного камня с колонной и с породой, а также от свойств самого камня, введем условный термин - «плотность контакта». Применительно к каждой из границ в затрубном пространстве введем градации: «плотный контакт», «отсутствие контакта» и «частичный контакт».

«Плотный контакт» на границе цемента с колонной или породой соответствует жесткому контакту сплошного цементного кольца с поверхностью колонны и стенками скважины на интервале не менее длины зонда при отсутствии глинистой корки на стенках скважины и при наличии дефектов со стороны колонны с размерами менее предела чувствительности применяемой аппаратуры.

Под термином «отсутствие контакта» цементного камня с колонной понимается наличие в затрубном пространстве скважины бурового раствора или незатвердевшего цементного раствора; наличие зазоров или микрозазоров между стенками колонны и цементным кольцом; наличие разрыва сплошности цементного кольца на участке не менее измерительной длины зонда.

Под «частичным контактом» подразумевается (случаи «частичного контакта» наиболее трудно идентифицировать) наличие каналов или зазоров, простирающихся в радиальной плоскости на участке менее половины периметра колонны и по высоте более длины зонда; наличие разрывов сплошности цементного кольца по высоте менее длины зонда; наличие некачественного цементного камня с низкой прочностью или высокой проницаемостью.

Под «отсутствием контакта» цементного камня со стенками скважины понимается наличие сплошного зазора между цементным кольцом и стенками скважины; наличие глинистой корки на стенках скважины, а также наличие трещин и любых других дефектов в цементном кольце, препятствующих прохождению сигнала от измерительного зонда к горной породе и обратно и ослабляющих регистрируемый сигнал до уровня аппаратурных шумов.

2.6 Аппаратура акустического метода контроля

Акустические цементомеры предназначены для определения качества цементирования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин, зацементированных тампонажными смесями, способными формировать в скважинных условиях цементный камень любого состава и плотности, а также для изучения состояния системы колонна - цементное кольцо-порода на этапах закачивания, освоения и эксплуатации скважин, за исключением случаев, когда цементный камень в скважинных условиях не сформировался.

Краткие технические данные акустических цементомеров и условий их применения приведены в табл.1.

Таблица 1.

Наименование характеристики	Тип приборов
	АКЦ-4
Собственная частота преобразователей, кГц Частота посылок упругих импульсов, Гц Диаметр обсадных колонн, мм Максимально допустимая температура, оС Длина каротажного кабеля, км Средняя скорость измерений, м/ч Динамический диапазон, дБ Нелинейность, % Длина зонда, м Габаритные размеры скважинного прибора длина, м диаметр, мм Габаритные размеры панели управления, мм Масса, кг скважинного прибора панели управления блока питания Чувствительность амплитудных каналов, см/мкА временных каналов, см/мкс Постоянная времени измерительных каналов, с Допустимый угол отклонения скважины от вертикали (в колонне диаметром 146мм) Заполнение скважин	25 25 100-406 200 6 1200 30 5 2,8 3,5 80 285х424х476 70 20 20 0,8 0,02 0,8 Не более 50-70оС Жидкости, не содержащие свободного газа и воздушных пузырьков

Аппаратура АКЦ состоит из скважинного прибора и наземной регистрирующей панели с блоком питания (подробное описание устройства акустических приборов дано в соответствующих инструкциях по их эксплуатации, входящих в комплектацию аппаратуры).

В скважинном приборе размещены излучатель и приемник акустических сигналов; звукоизоляторы; генератор для возбуждения излучателя; усилитель сигналов, электрически соединенный с приемником и сигнальной жилой каротажного кабеля.

Наземная панель предназначена для контроля и управления работой радиосхемы скважинного прибора и для обработки и регистрации аналоговых параметров АКЦ.

Первичная обработка диаграмм. Оценка их качества и отбраковка

Качество результатов акустических измерений и их достоверность непосредственно связаны с условиями работы аппаратуры в скважине, тщательностью ее эталонировки и калибровки. К основным причинам, снижающим точность, относятся недостаточная степень центрирования скважинного прибора; несоблюдение рекомендуемого времени проведения исследований; неправильная установка калибровочных и эталонных значений или их отсутствие для различных комплектов аппаратуры и неправильная ее настройка; пренебрежение влиянием акустических свойств жидкостей, заполняющих обсадные трубы, и очисткой поверхностей труб от парафина и цемента.

Новая методика акустической цементометрии

Первые исследования обсадных колонн акустической цементометрией выполнены на территории Российской Федерации в конце 60-х годов. Физическая основа измерений базировалась на постоянстве распространения продольной волны в обсадной колонне (vк=const) и изменении ее затухания в зависимости от заполнения затрубного пространства цементным камнем. Исследования проводились двухэлементными зондами, содержащими излучатель и приемник упругих волн (аппаратура АЦК-1,2,4). Измерениям подлежали:

- tр - время пробега продольной волны в «плавающем» временном окне, амплитуды колебаний в котором превышали амплитуды колебаний в фиксированном временном окне;

- Акц - пиковое значение амплитуды в фиксированном временном окне длительностью 100-120мкс, начиная от времени прихода первого колебания волны по колонне. В незацементированной колонне этот параметр имел обозначение Ак. Это был основной параметр для интерпретации;

- Ар - пиковое значение амплитуды в «плавающем» временном окне длительностью 100-120мкс. В дальнейшем с начала массового разбуривания месторождений Западной Сибири и перехода к автоматизированной обработке данных последние два параметра данных стали считать дополнительными.

В основу методики интерпретации были заложены следующие соотношения:

Незацементированная («свободная») колонна:

tр=tк; Ар=Ацк=Ак.

Зацементированная колонна в низкоскоростном разрезе:

t р >>tк(vp<<vk), Ацк=0, Ар>0.

Зацементированная колонна в высокоскоростном разрезе:

t р <tк(vp>vk), Ацк=Ар<0.

В 80-х годах осуществлен переход к скважинным приборам с трехэлементными зондами. Это приборы ЦМГА-2 и УЗБА-21(А), в последующем МАК-2 (3,4), ЗАС-03 и т.д. Наряду с параметрами tр и Ар стали регистрировать интервальное время Дt и коэффициент затухания в фиксированном (Дtк и бк) и «плавающем» (Дtр и бр) временных окнах. Также были приняты меры для метрологического обеспечения аппаратуры и методики, что улучшило качество результатов интерпретации. Однако несмотря на принятые меры эффективность метода оказалась недостаточной; неоднозначность и неопределенность результатов остались практически прежними. Это объясняется тем, что физические предпосылки методики не изменились, несмотря на то, что появились компьютерные технологии, позволяющие использовать новые методы интерпретации.

Основой методики, разработанной в ОАО «Башнефтегеофизика», является анализ скоростей распространения продольных волн в необсаженной (vp) и обсаженной (v) скважинах и скорости (vк) по колонне. Рассмотрим ситуации, возникающие при цементаже скважин.

«Свободная» колонна. В пространстве между колонной и стенкой скважины может находиться невытесненный буровой раствор или несхватившийся цементный раствор. В этом случае колебания продольной волны, распространяющейся в колонне, обладающие максимальной скоростью, первыми достигнут приемников трехэлементного зонда. Остальные типы волн будут ослаблены из-за наличия нескольких границ перехода из твердой в жидкую фазу и наоборот. Регистрируемое значение скорости будет практически постоянным и равным скорости волны в колонне, т.е. v=vк=const или Дt=Дtк= const.

...