ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Контроль технічного стану свердловин геофізичними засобами

Контроль технічного стану свердловин різними методами, в тому числі геофізичними, здійснюють під час їх буріння та експлуатації.

У процесі буріння свердловини обов'язково проводять контроль за відхиленням стовбура свердловини від вертикалі геофізичними методами, за допомогою приладу, що має назву інклінометр. Процес вимірювання відхилення свердловини від вертикалі називають інклінометрією. За даними інклінометри заміряють не лише кут відхилення свердловини від вертикалі у градусах, а й напрямок відхилення, тобто азимут відхилення.

Технічне проведення інклінометри' дає змогу своєчасно вжити заходів щодо викривлення свердловини в процесі буріння. Крім того, дані інкліно­метри використовують при складанні структурних карт і геологічних про­філів, з метою запобігання помилок в їх побудові.

У нафтогазовій галузі для вирішення технічних завдань застосовують термокаротаж, який дає можливість встановлювати глибини пошкоджень обсадних колон, затрубних циркуляцій флюїдів, що необхідно для досяг­нення герметичності експлуатаційних колон, а головне контролювати ви­соту підйому цементного розчину під час цементування обсадних колон.

Крім термометрії для контролю технічного стану обсадних колон у свердловинах застосовують методи акустичний, припливометричний, де-фектометричний, а також радіоактивний і метод резистивіметрії.

Акустичний метод контролю цементування колон ґрунтується на вимі­рюванні амплітуди заломленої поздовжньої хвилі та часу пробігу пружних коливань. За допомогою цього методу знаходять висоту підйому цементу, його наявність за колоною, виявляють канали, тріщини, каверни у цемент­ному камені, визначають ступінь зчеплення цементу з колоною і породами, досліджують процес формування цементного каменю в часі.

Припливометричним методом визначають у незакріплених і закріплених свердловинах місця припливів, поглинань і затрубної циркуляції рідини за допомогою дебітомірів.

Дефектометричний метод — це контроль якості обсадних труб, який полягає у виявленні вм'ятин, тріщин, місць порушення й герметичності колон, обривів по тілу обсадної труби, роз'єднань по муфтах, зон корозії. Ці завдання вирішують за допомогою трубної профілеметрії, електромагніт-


ної профілеметрії, індукційної дефектоскопії, локаторів муфт, свердловин­ного акустичного телебачення, фотографування стінок свердловини, вимі­рювання товщини стінки труб. Крім зазначеного, коли не вдається виявити інтервал перфорації за даними локатора муфт, використовують апаратуру контролю перфорації намагнічування колон, що розглядається в спеціаль­них курсах буріння свердловин.

Радіоактивний метод застосовують переважно для визначення висоти підйому цементного розчину під час цементування обсадних колон. Для цього в процесі тампонажу колон у цементний розчин додають радіо­активні речовини в кількості, небезпечній для навколишнього середовища. Після проведення цементажу в обсадженій свердловині проводять звичай­ний гамма-каротаж. Висота підйому цементного розчину в затрубному просторі обсадної колони чітко відбивається на діаграмі ГК.

Метод резистивиметрії застосовують передусім для визначення місця пошкодження обсадної колони і припливу пластової води у свердловину. В основі метода — різниця електричної провідності промивального розчину в свердловині та води, що надходить через пошкодження в обсадній колоні. Вимірюють цю різницю приладом, який одержав назву резистивиметра.

Акустичний каротаж

Акустичні методи геофізичних досліджень у свердловинах Грунтуються на вивченні пружних властивостей гірських порід, які спосте­рігаються в процесі послідовного поширення в них деформацій, зумовле­них пружною хвилею.

У породі виникають різні види пружних хвиль залежно від виду дефор­мації. Інформативними є хвилі поздовжні (/'-хвилі), поперечні (З'-хвилі), Лемба (//-хвилі) і вторинного походження.

Найважливішими характеристиками пружних хвиль є швидкість їх по­ширення, амплітуда і коефіцієнт згасання, а також звукові образи. Величи­ну, обернену швидкості поширення пружної хвилі в породі, називають інтервальним часом.

У процесі акустичного каротажу (АК) реєструють повне відображення сигналу, тобто його звукові образи. Хвильові картини (ХК) — це графічний фотозапис на кіноплівку або на фотопапір повного сигналу спільно з поча­совими марками і фазокореляційні діаграми (ФКД), які є записом повного сигналу у вигляді фазових ліній. ХК і ФКД використовують для визначен­ня петрографічних характеристик порід: густини, пористості та інших важ­ливих властивостей.

Швидкість поширення і згасання пружних хвиль у гірських породах залежить від літолого-мінералогічного стану порід, об'єму і структури по-рового простору, типу цементу і ступеня цементації, характеру розподілу глинистого матеріалу в породі, типу насичувальної фази і ступеня насиче­ності пор рідиною або газом, термобаричних умов вимірювання (пластово­го тиску, температури та ін.). Переважними факторами є пористість поро­ди, структура порового простору і мінеральний склад породи при однако­вому заповнювачі.


Для проведення АК застосовують триелементний зонд, який складає­ться із випромінювача і двох розташованих на деякій відстані від нього приймачів. Замість приймачів можуть бути встановлені два випромінювачі, а випромінювач замінюють приймачем (принцип взаємності). Відстань між приймачами (випромінювачами) називають базою зонда. Довжина зонда дорівнює відстані від випромінювача до приймача.

Випромінювач посилює імпульси коливань, які складаються із трьох-чотирьох періодів. Через деякий час частина породи починає коливатися. Перше відхилення її від рівноваги називають вступом хвилі, максимальне відхилення — амплітудою, а проміжок часу між двома сусідніми максиму­мами або мінімумами — видимим періодом Т. Частота хвилі/= 1/Т.

Акустичні дослідження розрізняють за швидкістю і згасанням.

АК за швидкістю грунтується на вивченні швидкості поширення пруж­них хвиль у гірських породах способом вимірювання інтервального часу ДТ, який визначається як різниця часів вступу на другому (12) і першому (/,) приймачах (12- Г,). Така різниця часу запобігає впливу свердловини на поширення хвилі і її реєстрацію за допомогою триелементного зонда. Швидкість поширення пружної хвилі у пласті називають пластовою, або інтервальною.

АК за згасанням передбачає вивчення характеристик згасання пружних хвиль у породах. Під час поширення хвиль кількість енергії, яка припадає на одиницю об'єму, зменшується пропорційно квадрату відстані від точки спостереження до випромінювача; амплітуда коливань зменшується обер­нено пропорційно до цієї відстані.

На згасання пружних коливань сильно впливає неоднорідність середо­вища, яка веде до ослаблення коливань і зниження амплітуди хвилі. По­глинаються пружні коливання породою внаслідок процесів перетворення їх енергії в теплову енергію, що зумовлює зменшення амплітуди сигналів.

Здатність гірських порід поглинати пружні коливання визначається інтенсивністю згасання амплітуди хвилі А. Коефіцієнт поглинання поро­дою пружних хвиль ап є показником втрати їх енергії внаслідок поширен­ня. Вираз для коефіцієнта ап має вигляд

Згасання коливань зумовлено переважно неідеальністю пружного сере­довища, поширенням енергії у більшому об'ємі внаслідок розширення фронту хвилі, розсіюванням і дифракцією хвиль на неоднорідностях порід. У результаті поглинання енергії амплітуда усіх хвиль в інтервалі А/ ослаб­люється.

Дані АК використовують для літологічного розчленування геологічного розрізу свердловин, виділення нафтогазових і водонасичених колекторів, вивчення пористості, тріщинуватості та фізико-механічних властивостей гірських порід, а також інтерпретації результатів сейсморозвідки.


Особливого значення набули акустичні методи в останні 15—20 років для нафтогазопромислової геології у визначенні та уточненні положення контурів нафтогазоносності нафтових і газових покладів. Дуже часто розві­дувальні свердловини на периферійних ділянках покладів не потрапляють точно в перехідну зону від вуглеводневого покладу до води, а розкривають або водяну, або нафтову (газову) частину продуктивного пласта. У такому разі для уточнення місцяположення контуру покладу замість буріння до­даткових свердловин дуже ефективним є застосування АК у пробурених свердловинах, що дає змогу у радіусі 3—5 км встановити межу між нафто­носною (газоносною) частиною пласта і тією частиною, де пласт насиче­ний водою. Для цього АК проводили під час розвідки покладів вуглеводнів у Західному Сибіру, в нафтогазоносних областях Алжирської Сахари та в інших регіонах.

АК виконують у свердловинах, заповнених рідиною, у комплексі з ін­шими видами геофізичних досліджень, згідно із затвердженим комплексом ГДС для певного району. Для нафтогазових свердловин масштаб запису інтервального часу ДТ беруть 10 мкс • м"1 ■ см~' у карбонатному розрізі і 20 мкс ■ м~' ■ см"1 в піщано-глинистому.

Для побудови геоакустичної моделі розрізу застосовують широкосмуго­вий акустичний каротаж (ШАК). За даними цього методу визначають час поширення пружних хвиль у товщах порід у вертикальному напрямку, а також інтервальну і середню сейсмічні швидкості, які використовують у сейсморозвідці для побудови меж за методом відбитих хвиль (МВХ).

Геоакустичні моделі середовища, одержані за даними ШАК, застосо­вують також для вивчення структури горизонтів, що відбивають хвилі, при виборі оптимальних параметрів для вивчення простору між свердловинами і побудови сейсмограм.

5.3.9. Нахилометрія (визначення падіння пластів)

Визначення у свердловинах азимутів і кутів падіння пластів відіграє велику роль у вивченні геологічної будови родовищ нафти і газу. Особливо потрібні ці дані для розвідувальних і малорозбурених районів, а також площ зі складною геологічною будовою.

Прилади, за допомогою яких визначають у свердловині кут і азимут падіння пластів, називають пластовими нахиломірами.

У нафтогазоносних регіонах Росії та Азербайджану розроблений і зна­ходить застосування пластовий нахиломір з фотоінклінометром. Нахиломі­ри складаються з корпусу з трьома електродами АМИ, розташованими по колу в площині перетину приладу через 120° у напрямку руху годинникової стрілки. За допомогою пружинних ліхтарів прилад у свердловині центру­ється. На зовнішньому боці трьох пружин одного з ліхтарів поміщено три свинцеві електроди так, що вони розташовані поблизу стінок свердловини.

Нахиломір з фотоінклінометром спускають у свердловину на трижиль­ному кабелі. За допомогою автоматичної каротажної станції одночасно за­писують на одній стрічці три криві ПС або три криві зміни опору зазем­лення електродів.


Оскільки свердловина перетинає пласти під деяким кутом, електроди нахиломіра, які розташовані в одній площині, торкаються меж поділу плас­тів у різний час, унаслідок чого криві ПС або криві (УО) виявляються змі­щеними одна відносно одної.

На рис. 5.5 показано принципову схему нахиломіра.

Корпус приладу скріплений з фотоінклінометром, який слугує для ви­значення кута та азимута викривлення свердловини і положення електро­дів у просторі. Останнє досягається тим, що електрод А і покажчик поло­ження цього електрода, що відзначається на фотознімку, знаходяться в усіх випадках в одній і тій самій площині. Визначивши величину зсуву кривих одна відносно одної, за діаметром свердловини і результатами вимірю­вання інклінометром можна обчислити азимут і кут падіння пластів.

Вимір інклінометром проводять двічі в нижній і верхній частинах ви­браного інтервалу. Криві ПС або криві УО записуються на інтервалі 10— 15 м у проміжку між інклінометричними вимірами. При вимірі нахиломі­ром застосовують вертикальний масштаб 1:20 або 1:10 і горизонтальний масштаб, що забезпечує амплітуду аномалій на кривих 8—10 см. Це дає змо­гу одержувати помітні зсуви кривих одна відносно одної (рис. 5.5). Швид­кість переміщення інклінометра при записі кривих має не перевищувати 300 м/год. Для контролю вимірювань запис кривих на кожному інтервалі рекомендується проводити двічі. Збіг результатів при різних положеннях електродів є надійним контролем вимірювання.


Найліпші результати під час роботи з нахиломірами можна отримати на ділянках розрізу, що містять пласти відносно малої товщини (1—3 м), мають чіткі межі поділу пластів і за умови, що вони витримані за простяганням.

При вивченні глинистих пачок, що містять піщані шари, які відзнача­ються чіткими аномаліями на кривій ПС, найліпші результати отримують за записом кривої ПС. Якщо ж розріз представлений тонкими прошарками мергелів, вапняків, доломіту або міцних пісковиків, включених у товщу глин, при роботі з нахиломірами доцільно записувати криві УО. Задовільні результати можна також отримати при роботі з пластовим нахиломіром на контакті з великою товщею пластів пісковиків або вапняку і глин. У кар­бонатному розрізі найсприятливішими є ділянки залягання глинистих прошарків серед карбонатної товщі; доцільно при цьому записувати криві опору.

За одну спуско-підіймальну операцію нахиломір пластів з фотоінкліно-метром дає змогу визначити елементи залягання пластів у 10—12 точках.

ІНТЕРПРЕТАЦІЯ ДАНИХ ГДС

За результатами ГДС розв'язують геологічні завдання як загального характеру (стратифікація і кореляція розрізів свердловин і окре­мих площ, уточнення літологічного складу порід, виділення колекторів), так і пов'язаних з кількісними оцінками тих чи інших властивостей порід (визначення коефіцієнтів пористості, проникності, глинистості, нафтогазо-насиченості, величини пластових тисків тощо), а також з оцінкою техніч­ного стану свердловин і контролем розробки родовищ.

Для вирішення перелічених завдань проводиться інтерпретація даних ГДС з використанням геологічних даних (результатів випробування у від­критому стовбурі і колоні, аналізів керна, шламу та ін.), одержаних у пев­ній свердловині, а також у свердловинах, розташованих у межах досліджу­ваної площі.

Розрізняють інтерпретацію геологічну, її ще називають оперативною, або якісною, та геофізичну, або кількісну. Основною метою якісної (опера­тивної) інтерпретації даних ГДС є виділення колекторів і оцінка їх продук­тивності (нафтогазоносності) у процесі буріння окремих свердловин. Кіль­кісна інтерпретація виконується з метою визначення параметрів, необ­хідних для підрахунку запасів і проектування розробки і подальшої (де­тальної) розробки родовищ. При здійсненні цієї інтерпретації всі парамет­ри визначають у кількісних (чисельних) величинах.

На пошуковому етапі розвідки оперативну інтерпретацію проводять в усьому пошуковому інтервалі розрізу свердловини. Встановлюють перспек­тивні інтервали розрізу, в яких прогнозується одержання промислових припливів нафти і газу. У розвідувальних свердловинах оперативну інтер­претацію здійснюють у виявлених на пошуковому етапі перспективних інтервалах.

Для успішної інтерпретації у розрізі свердловини виділяють перспек­тивні інтервали, які можуть бути розділені на окремі пласти з приблизно однаковою геофізичною характеристикою. Класифікують пласти за літоло-


гічними ознаками, а також за належністю порід до колекторів чи неко-лекторів. Виявляють покришки і перемички між нафтогазоносними плас­тами.

Під час виявлення пластів-колекторів використовують такі ознаки: на­явність глинистої кірки на стінках свердловин навпроти пласта; наявність у пласті зони проникнення фільтрату промивальної рідини; визначення на діаграмах геофізичних параметрів — збільшення або зміну величин УО, ПС, гамма-випромінювання тощо.

Для підтвердження наявності колекторів у розрізі свердловини прово­дять випробування пластів за допомогою випробувачів на трубах або по-точкове їх випробування приладами на кабелі.

Стратифікацію відкладів здійснюють способом кореляційного порів­няння досліджуваного розрізу з типовим літолого-стратиграфічним розрі­зом певного району. Для цього використовують регіональні та локальні ре­пери, а також маркувальні поверхні.

Покришки і непроникні перемички характеризуються відмінними що­до колекторів питомим електричним опором та інтенсивністю природного і вторинного гамма-випромінювання, перемінним діаметром свердловин та ін. Покришками можуть слугувати пласти глин, щільних непроникних вап­няків, галогенних осадів; перемичками — витримані по площі малої тов­щини пласти глин (мергелів), щільні пласти вапняків, пісковиків, доломіту або галогенних осадів.

Перспективні інтервали визначають за апріорними відомостями про поширення нафтогазонасичених порід того чи іншого комплексу і за наяв­ності порід-колекторів.

Для оцінки ємнісних характеристик порід і типу колекторів прово­диться кількісна геофізична інтерпретація даних ГДС з визначенням необ­хідних петрографічних залежностей. Пористість визначають з урахуванням особливостей літологічного складу порід і властивостей флюїдів, що їх на­сичують. Тип колектору виявляють за допомогою аналізу геолого-геофі-зичної інформації для досліджуваних пластів. Для карбонатного розрізу слід проводити аналіз співвідношення різних видів пористості і загальної міжзернової вторинної ефективності пористості. Для теригенних колек­торів основними характеристиками є літологія скелета породи і літологіч­ний склад теригенного матеріалу, розподіл глинистого матеріалу в породі, тобто її глинистості. Для карбонатних порід основною характеристикою є тип вторинної ємності (кавернозності й тріщинуватості).

Нафтогазоносні пласти-колектори виділяють за даними ГДС з ураху­ванням зміни коефіцієнта водонасичення породи пласта. При цьому вико­ристовують параметри, пов'язані з властивостями вуглеводнів і їх об'ємним вмістом у породі.

Фазовий стан вуглеводнів у пласті визначають з урахуванням компо­нентного складу вуглеводневих газів за даними газового каротажу і в про­бах пластових фаз, відібраних приладами на кабелі.

Після завершення буріння у пошукових і розвідувальних свердловинах для кожної свердловини складають оперативне обгрунтування, у якому, крім відомостей про повноту і якість виконання геофізичних досліджень, міститься


геолого-геофізична характеристика виділених пластів-колекторів і рекомен­дація щодо випробування пластів або проведення додаткових досліджень.

В обгрунтуванні наводять характеристику здатності порід вміщувати і віддавати флюїди, а також характеристику їх за складом і вмістом рухливих флюїдів. Обов'язково обґрунтовують характеристику перехідної зони від нафтоносного або газоносного пласта до обводненої частини пласта з ви­значеною природою нафто- або газонасичення. За наявності даних випро­бування пласти поділяють на суто нафтоносні й газоносні.

На основі наведених характеристик за зонами ГДС можна очікувати приплив флюїду: нафти — із нафтоносного пласта; газу — із газоносного пласта; води — із водоносного пласта; нафти або води — із перехідної зони нафтового пласта (покладу); газу або води — із перехідної зони газоносно­го пласта (покладу).

Рекомендації для випробування пластів геофізичною службою супро­воджуються розглядом методів випробовування. У відкритому стовбурі для цього використовують випробувачі на кабелі або на трубах. Однозначно схарактеризовані за насиченням колектори рекомендують для випробуван­ня у пошукових і розвідувальних свердловинах.

Випробування пластів у обсадженій свердловині рекомендується для вирішення таких завдань: визначення розташування ВНК, ГВК і ГНК; ви­явлення колекторних властивостей породи (колектор, неколектор); підви­щення ефективності (однозначності) інтерпретації даних ГДС тощо.

Додаткові дослідження розрізу у відкритому стовбурі свердловини можуть бути рекомендовані для уточнення колекторних властивостей пластів з неви-значеною характеристикою. Так, випробування пласта за допомогою випробу­вачів дає змогу оцінити характер його насичення, а відбір зразків порід кер-новідбірниками і ґрунтоносами — визначити тип і уточнити літологію пласта.

На основі висновків за даними ГДС й інших геолого-геофізичних до­сліджень геологічною службою замовника і спеціалістами геофізичних екс­педицій приймається рішення про доцільність випробовування свердлови­ни, розглядаються кількість і глибини залягання меж пластів, які підля­гають випробуванню, визначаються глибина спуску колони і висота під­няття цементу.

Отже, процес інтерпретації даних ГДС підрозділяють на два етапи: геологічний (оперативний, якісний) і геофізичний, коли проводиться кіль­кісна інтерпретація даних ГДС.

Геологічний етап, на якому здійснюють розшифровку, тобто інтерпре­тацію каротажних діаграм, проводять безпосередньо в установах, що бурять свердловини, без визначення спеціальними методами кількісних характе­ристик розкритого розрізу свердловини.

Геофізичний етап інтерпретації каротажних діаграм здійснюють в інтер-претаційних відділах геофізичних експедицій. На цьому етапі визначають кількісні характеристики усіх шарів і прошарків порід у розкритому сверд­ловиною розрізі відкладів.

Кількісна інтерпретація дає змогу виділяти пласти-колектори, які ха­рактеризуються кількісними ознаками пористості, проникності, водо-, наф­то- або газонасиченості, пластових тисків, флюїдів, що насичують колекто-


ри, внутрішньопорового тиску в глинистих породах, що являють собою покришки для покладів нафти і газу, тощо.

Результати кількісної інтерпретації даних ГДС відіграють дуже велику роль у виділенні перспективних пластів на площах, що дорозвідуються і, особливо, на нових перспективних на нафту і газ, коли складаються про­ектні геолого-геофізичні розрізи свердловин, а також для розрахунку за­пасів нафти і газу.

Розчленування

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти