Файл: В. Н. Косков геофизические исследования.pdf

100
Запись кривых ГИС в скважинах: А – остановленной, Б – рабо- тающей; В, Г – соответственно точечные и непрерывные замеры
Газоносные пласты по сравнению с нефтеносными и водоносными пластами отличаются повышенными значениями радиоактивности, полу- ченными нейтронными методами. При выделении газоносных пластов весьма эффективно использование акустического метода (АК) и плотност- ного гамма-гамма каротажа (ГГК). Основными методами контроля за пе- ремещением газожидкостного контакта (ГЖК) и ВНК в обсаженных ин- тервалах скважин в настоящее время являются нейтронные методы (НГК,
ННКт, ИНК) [8, 12, 16].
Использование данных термометрии при контроле за разработкой
залежи. В неперфорированных пластах по данным термометрии просле- живают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В перфорированных пластах термомет- рия применяется для выделения интервалов обводнения (отдающих в экс- плуатационной и поглощающих в нагнетательной скважине).
Прослеживание фронта распространения закачиваемой воды по пла- сту базируется на различии температуры нагнетаемой жидкости и пласто- вых вод. Обводненный пласт, в который обычно закачивается вода с меньшей температурой, чем пластовая, отмечается на термограмме отри- цательной аномалией по сравнению с геотермой. Обводненный пласт определяется по положению точки М, характеризующейся минимальной температурой

Т. Интервал прорыва закачиваемых вод по пласту реги- стрируется отрицательной температурной аномалией (рис. 27).

101
Общим признаком затрубной циркуляции между пластами- коллекторами является резкое понижение геотермического градиента в ин- тервале перетока, вплоть до нулевых значений.
Нефтеотдающие интервалы отмечаются положительными прираще- ниями температуры, обводнившиеся – пониженными значениями относи- тельно соседних участков.
Исследование притока и поглощения жидкости и газа в эксплуа-
тационных и нагнетательных скважинах. Расходометрия скважин явля- ется одним из основных методов исследования динамики отбора и погло- щения жидкости в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Расхо- дометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости по скважине приборами, которые называются расходомерами. С помощью расходометрии решаются следующие задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в остановленных скважинах выделяют интервалы перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами; изучают суммарный дебит или по- глощение жидкости в отдельных интервалах пластов, разделенных непер- форированными интервалами; строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.
Расходомеры бывают механические и термоиндуктивные, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные, а по способу ре- гистрации – на автономные (регистрация сигналов осуществляется внутри
Рис.27. Определение уровня цемента по данным термо- метрии и радиоактивных изотопов. Замеры температу- ры: I – контрольный, II – по- сле заливки цемента; ГК
1
– замер ГК до закачки цемента,
ГК
2
– после закачки цемента;
1 – цемент за колонной, 2 – глина, 3 – известняк, 4 – пес- чаник

102 приборов) и дистанционные (сигналы передаются по линии связи на по- верхность, где регистрируются).
Расходомер механического типа при работе в скважине обычно опус- кают до кровли верхнего перфорированного интервала и при открытом па- кере регистрируют показания калибратора, нулевые линии и суммарный дебит. Затем при закрытом пакере расходомер опускают до забоя. После этого при подъеме прибора с прикрытым пакером производится непрерыв- ная запись расходограммы до воронки насосно-компрессорных труб со скоростью 60–80 м/ч в масштабе глубин 1:200. На участках кривой с рез- кими изменениями дебита жидкости производят точечные измерения через
0,4 метра, с малыми изменениями дебита – через 1–2 м с полностью от- крытым пакером. Полученная кривая показывает количество жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах, и называется интегральной расходограммой. Она характеризует суммарный дебит жид- кости всех пластов, расположенных ниже данной глубины. В интервалах притока на кривой наблюдается возрастание показаний, а в интервалах по- глощения – их уменьшение. Интегральная расходограмма используется для построения дифференциальной зависимости, характеризующей интен- сивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта [12, 16, 24].
Термоэлектрические расходомеры предназначены для исследования фонтанирующих скважин через насосно-компрессорные трубы и глубин- но-насосных скважин через межтрубное пространство. Их работа основана на зависимости степени охлаждения нагреваемого сопротивления, поме- щенного в поток, от средней линейной скорости потока. На практике наибольшее распространение получили расходомеры СТД-2 и СТД-4.
Исследование флюидов в стволе скважины в основном проводят методами электрометрии, радиометрии и термометрии [8, 16], позволяю- щими более точно интерпретировать данные расходометрии.
Резистивиметрия скважины заключается в измерении электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину. Чаще всего с помощью резистивиметра определяют место притока воды в скважину и распознава- ния типа движущейся в стволе скважины смеси – гидрофильной (нефть в воде) или гидрофобной (вода в нефти). Главное назначение одноэлектрод- ной резистивиметрии – установление ВНК по резкому увеличению удель- ного сопротивления при переходе прибора от воды к нефти.
С помощью влагомеров ВГД измеряют содержание воды в жидкости, заполняющей скважину. Плотность жидкости в скважине замеряют с по- мощью гамма-плотномера ГГП.
Изучение эксплуатационных характеристик пласта, таких, как приток и приемистость флюидов, работающая мощность, продуктивность, пластовое давление и других, осуществляется с помощью таких методов
ГИС, как расходометрия, термометрия, радиоактивных и электрических

103 методов. По результатам гидродинамических (ГДИ) и геофизических ис- следований эксплуатационных характеристик определяют коэффициент охвата залежи процессом вытеснения нефти и газа по разрабатываемому объекту в целом, коэффициент продуктивности отдельных пластов, каче- ство их вскрытия. Полученные сведения являются основой для планирова- ния мероприятий по повышению эффективности разработки залежей и ис- пользования тех или иных методов интенсификации притока или приеми- стости флюидов и т.д.
Получение профиля притока и приемистости флюидов в пласте явля- ется одной из важнейших задач при изучении эксплуатационных характе- ристик. Профилем притока или приемистости называют график зависимо- сти количества Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности
(или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины z ее залегания. Профиль притока жидкости при движении ее вверх по стволу скважины называется профилем притока, при движении вниз – профилем приемистости.
Изучение профилей притока и приемистости начинается на начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периодически в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин. Диф- ференциальный профиль строится по расчетным значениям удельного де- бита (расхода) q
i
, определяемого по формуле
q
i
= (Q
i max
– Q
i min
) / ∆l, где Q
i max
– Q
i min
– соответственно расход в верхней и нижней точках изу- чаемого интервада глубин, относящихся к глубинам l
верх и l
ниж
; ∆l = l
ниж
–
l
верх
– величина выбранного интервала. По этому профилю определяются расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 28).

104
Рис. 28. Пример построения профилей притока:
1 – точечные замеры, 2 – интервал перфорации
Данные высокочувствительной термометрии позволяют определить интервалы притока флюидов в перфорированных пластах, а сам профиль притока в добывающей скважине можно получить с помощью метода изо- топов, если в нее закачивать нефть, меченную радиоактивными изотопами.
Определение работающих мощностей пласта, под которыми пони- мается часть эффективной мощности пласта (горизонта, эксплуатационно- го объекта), в пределах которой происходит движение флюидов (нефти, воды, газов) при разработке залежи, осуществляется по данным интеграль- ных и дифференциальных профилей расхода флюидов.
4.2. Изучение технического состояния скважин с помощью
инклинометрии, наклонометрии и кавернометрии
Для изучения технического состояния бурящихся и эксплуатационных скважин используются специально разработанные скважинные приборы и методики проведения исследований. В настоящее время методы ГИС поз- воляют решать следующие задачи [4, 8, 12, 16]:
– контролировать положение ствола скважины в пространстве (ин- клинометрия);
– измерять диаметр и профиль ствола скважины (кавернометрия и профилеметрия);

105
– исследовать состояние цементного камня за обсадной колонной и контролировать состояние обсадных колонн;
– определять места притоков и поглощений и устанавливать затруб- ную циркуляцию;
– определять места прихвата бурового инструмента в скважине и ме- стоположения металлических предметов в скважине;
– установливать местоположение искусственного забоя, уровня воды, нефти в скважине;
– исследовать зоны гидроразрыва пласта;
– устанавливать цементные мосты и др.
Определение искривления скважин. Скважины в зависимости от геологических, геоморфологических и других условий проектируют или вертикальными, или наклонно направленными.
В процессе бурения ствол скважины обычно отклоняется от заданного направления (искривляется) из-за влияния геологических и технических факторов. На определенном интервале глубин положение ствола скважины в пространстве характеризуется углом отклонения скважины от вертикали

и азимутом

. Плоскость, проходящую через вертикаль и ось скважины на данном участке, называют плоскостью искривления. Сведения об ис- кривлении скважины необходимы для установления положения ее забоя в пространстве, при построении профильных геологических разрезов, струк- турных и других геологических карт.
Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуществляют ин- клинометрами типа КИТ (КИТА), КМИ-36 с дистанционным электриче- ским измерением. Инклинометры состоят из скважинного прибора с удли- нителем и наземного пульта. Главной их механической частью является вращающаяся рамка с установленными на ней указателями угла (отвесом) и азимута (буссолью) искривления ствола скважины. Рамка свободно вра- щается и ось ее вращения совпадает с главной осью прибора. Центр тяже- сти рамки смещен с ее оси так, что плоскость рамки всегда устанавливает- ся перпендикулярно к плоскости искривления скважины. В вертикальных скважинах интервалы замеров составляют 20–25 м, в наклонно- направленных – 5–10 м.
Результаты инклинометрических измерений записываются в журнал наблюдений и в таблице замеров указывают значения углов

,

и дирек- ционного угла

в соответствии с глубинами их измерений. Дирекционный угол

=

+ +


D, где

– угол сближения между осевым меридианом в данной точке (может быть положительным или отрицательным); D – маг- нитное отклонение (восточное со знаком плюс, западное – минус). Значе- ние


D указывается на географических картах.

106
По значениям измеренного угла

и вычисленного дирекционного уг- ла

строят проекцию ствола скважины на горизонтальную плоскость, называемую инклинограммой. В новых скважинах расчет кривизны
(определение удлинения ствола скважины с глубиной) производится авто- матически на ЭВМ каротажной станции по программе обработки данных инклинометрии. Результаты обработки представляются в таблице, в кото- рой значению глубины в метрах соответствует рассчитанная абсолютная отметка. Такая таблица освобождает интерпретатора от рутинной работы по расчету кривизны. В скважинах старого фонда результаты инклиномет- рии не обрабатываются, а выдается таблица с информацией о глубине, азимуте магнитного угла и проложении против соответствующих отметок глубин скважины. Поэтому для определения кривизны прибегают к помо- щи специальной таблицы и найденные значения кривизны скважины от устья до забоя (или до нужной глубины) фиксируются. Для определения удлинения скважины по глубине на какой-то фиксированной глубине все величины поинтервального (через 5; 10; 25 и 50 м) определения кривизны до искомой глубины складываются и в сумме получают величину удлине- ния, соответствующую этой искомой глубине. Затем находят величину аб- солютной отметки, равную глубине скважины (альтитуда скважины + удлинение).
Измерение диаметра и профиля ствола скважины. Фактический диаметр скважины d
с в ряде случаев отклоняется от его номинального d
н
, равного диаметру долота, которым бурилась скважина.
Увеличение d с
(образование каверн в стволе скважины) наблюдается против глин и сильноглинистых разностей (мергелей и др.) из-за гидрата- ции тонкодисперсных глинистых частиц и в результате их размыва гидро- мониторным воздействием струи, вытекающей из долотных отверстий.
При использовании соленого бурового раствора гидратация глини- стых частиц уменьшается, что приводит к замедлению образования каверн.
При использовании промывочных жидкостей на нефтяной основе каверны обычно не образуются.
Против соляных и гипсовых пластов из-за растворения этих пород во- дой промывочной жидкости наблюдается увеличение диаметра скважины.
Иногда увеличение d
с наблюдается и против трещиноватых пород, прочность которых может быть ослаблена в процессе бурения. Номиналь- ный диаметр отвечает крепким породам – известнякам, доломитам, плот- ным песчаникам.
Оседание глинистых частиц против проницаемых пластов в результа- те фильтрации бурового раствора в пласт способствует образованию гли- нистой корки на стенке скважины, что приводит к уменьшению диаметра