Как уже указывалось ранее, наиболее значительные промышленные притоки нефти были получены из отложений пашийского горизонта (Д_I) и пласта Д₀тиманского горизонта, слагающие самую крупную залежь в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Это многопластовая сводовая залежь, структурно приуроченная к обширному пологому поднятию с наиболее приподнятыми участками в районе Минибаевской и Абдрахмановской площадей и имеющая ряд самостоятельных структур, разделенных незначительными по амплитуде понижениями. При средней отметке водонефтяного контакта –1490 м размеры месторождения по внешнему контуру достигают в диаметре более 70 км, а площадь превышает 4000 м². от присводовых участков во все стороны наблюдается пологое погружение слоев к крыльям в основном с незначительными углами падения до отметок –1490 …-1500 м. В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта Д_I, но к периферии их число уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта. Отложения пласта Д₀нефтеносны лишь в северо-западной и северной частях месторождения, а на остальной территории пласт представлен неколлектором. В целом рассмотренные отложения могут быть представлены как части единой пашийско-тиманской залежи.

4.Гамма-плотностная цементометрия и акустический каротаж
Гамма-плотностной метод изучения качества крепи скважи­ны основан на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от плотности вещества основных сред, окружающих скважину в интервале продуктивного разреза. Так как плотность цементного камня (1,8—1,9 г/см3) в большинстве случаев боль­ше, чем плотность промывочной жидкости или воды (1,0— 1,3 г/см3), против зацементированной части скважины интен­сивность рассеянного гамма-излучателя обычно значительно ниже, чем в незацементированном интервале.

Основными средами, определяющими интенсивность реги­стрируемого рассеянного гамма-излучения в обсаженной сква­жине, являются металлическая колонна труб, горная порода, цементный камень или жидкость в затрубном пространстве. Если принять влияние первых двух факторов постоянным, то пока­зания метода рассеянного гамма-излучения будут зависеть пре­имущественно от толщины слоя, плотности вещества в затруб­ном пространстве и плотности горных пород. В наиболее рас­пространенных конструкциях нефтяных скважин диапазон из­менения толщины слоя вещества в затрубном пространстве мо­жет составлять от 23,5 до 63,5 мм при центрированной колонне и от 0 до 127 мм при нецентрированной колонне.

---

Большой диапазон изменения плотности вещества в затрубном пространстве позволяет оценивать методом рассеянного гамма-излучения дефекты цементирования и определять эксцентриситет обсадной колонны относительно стенок скважины. С помощью гамма-плотностной цементометрии при исследовании скважины могут определяться:

- интервалы, содержащие различные по плотности тампонажные смеси;

- характер заполнения заколонного пространства тампонажным материалом;

- эксцентриситет колонны в скважине;

- плотность вещества в затрубном пространстве;

- средняя по периметру толщина стенки труб обсадной колонны; местоположение соединительных муфт, центрирующих фонарей, специальных пакеров и т. п.;

- механический и коррозионный износ труб обсадной колонны.

В гамма-плотностной цементометрии используются два принципа изучения интенсивности рассеянного гамма-излучения по кольцевому периметру обсадной колонны. В первом принципе содержится источник и несколько (чаще 3) детекторов гамма-излучения, расположенных равномерно по периметру прибора симметрично относительно его оси. Детекторы взаимно экранированы, каждый из них дает информацию, фиксируемую в виде отдельной кривой.

Совокупность кривых, записанных в одинаковом масштабе, представляет диаграмму гамма-плотностной цементометрии.
Акустическая цементометрия скважин основана на измере­нии затухания продольной упругой волны, распространяющейся по обсадной колонне, цементному кольцу и породе от излучате­ля к приемнику. Затухание акустической волны во времени вы­ражается формулой

А₂ = А₁ ехр (—  (L2— L1)),

где А₁ и А₂— амплитуды регистрируемого сигнала на расстоя­ниях соответственно L1 и L2 от излучателя; — коэффициент поглощения упругой волны.

Коэффициент поглощения  зависит, главным образом, от состояния цементного камня за колонной, в частности от жесткости его контакта на границе между средами и от механической сплошности среды.

По мере распространения упругого импульса от источника к приемнику происходит перераспределение его энергии и спектрa излучения между обсадной колонной, цементным камнем и горной породой.

Исходный акустический импульс в зависимости от условий на границах контактирующих сред разделяется на упругие волны нескольких типов, среди которых наиболее информативными для изучения качества крепи скважины являются продольные волны по колонне и породе. При этом низкая интенсивность колебания волны по колонне указывает на наличие жесткого контакта цементного камня с поверхностью колонны; высокая — на отсутствие сплошного контакта цементного кольца с колонной 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 крепи скважины, которое определяется состоянием контактов цементного камня с колонной и с породой, а также состоянием самого камня, применяют условный термин — плотность контакта. Применительно к каждой из границ в затрубном пространстве пользуются градациями: 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.

Под отсутствием контакта цементного камня с колонной понимается наличие в затрубном пространстве скважины промывочной жидкости или незатвердевшего тампонажного материала, наличие зазоров и микрозазоров между стенками колонны и цементным кольцом, наличие разрыва сплошности цемент-кольца. Под отсутствием контакта цементного камня со стенками скважины понимается наличие сплошного зазора между цементным кольцом и любых других дефектов в цементном кольце, препятствующих прохождению сигнала от измерительного зонда к горной породе и обратно и ослабляющих регистрируемый сигнал.

Под частичным контактом подразумевается наличие каналов и зазоров, простирающихся в радиальной плоскости, наличие качественного цементного камня с низкой прочностью или высокой проницаемостью.

Высококачественное цементирование обсадных колонн необходимо для однозначности определения типа флюида, насыщающего пласт, правильности оценки коэффициентов начальной и теку­щей нефтегазонасыщенности и эффективного осуществления контроля за выработкой пласта.

Цементирование обсадных колонн можно считать высококачественным, если наблюдается:

1) соответствие положения цемента в затрубном пространстве проектной высоте его подъема, наличие цемента в затрубном пространстве в затвердевшем состоянии,

2) равномерное распределение цемента в затрубном пространстве,

3) отсутствие каналов, трещин и каверн в цементном камне,

4) хорошее сцепление цементного камня с колонной и породами.

Заключение

В данной работе подробно описаны методы ГИС при контроле качества цементирования обсадных колонн в скважинах малого диаметра: аппаратура МАК-42 которая предназначена для исследования разрезов необсаженных скважин и контроля качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин, заполненной негазированной жидкостью. ЦМ-3-4, этот прибор предназначен для контроля качества цементирования и технического состояния нефтяных и газовых скважин

---

, который основан на методе рассеянного гамма излучения. Недостаток этого метода в том, что энергия рассеянных фотонов ограничена сверху и без того не слишком высокой энергией гамма - квантов радиационного захвата. Описаны мероприятия по охране труда, техника безопасности при работе с источником ионизирующих излучений.

Также в проектируемой работе организована экономическая часть, нормативной продолжительности (трудоемкости) исследования по АКЦ, ГГК.

Для расчёта трудоёмкости на геофизических предприятиях используется сборник „Межотраслевые нормы времени на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ", Москва, 1990год. В сборнике даны единые нормы времени на все элементы работ при исследовании скважины. Единые нормы времени рассчитаны на геофизические исследования в скважинах при бурении и контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений и служат для нормирования труда рабочих и специалистов, находящихся на сдельной оплате труда, разработки нормативных заданий при повременной оплате труда, а также для расчёта сметных норм.

Список литературы

1. 
   Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. «Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения».
   
2. 
   Дьяконов Д.И., Е.И.Леонтьев, Г.С.Кузнецов, Общий курс геофизических исследований скважин, М:Недра, 1984.
   
3. 
   Косарев В.Е. Геофизические исследования скважин. Аппаратура и методика: пособие для самостоятельного изучения для слушателей курсов повышения квалификации специальности «Геофизика».-Казань: Казанский государственный университет, 2009. – 167 с.
   
4. 
   Сулейманов М.А., Служаев В.Н., Семенов Е.В. и др.: Методическое руководство по компьютерной технологии контроля технического состояния и качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин. Уфа. ВНИИнефтепромгеофизика. 1997. С. 176.
   

5. Л. И. Померанц, М. Т. Бондаренко, Ю. А. Гулин, В. Ф. Козяр / Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин / «Недра», 1981 год.

---

Смотрите также файлы

• Тестовые задания по русскому языку в1 (2 семестр).docx

• 1Предмет спецкурса, его практическая значимость.docx

• Занятие 1 Обучающийся Слободчикова Нина Петровна Преподаватель Степанова Елена Ивановна.rtf

• Интервью на должность Супервайзера.docx

• Определение теплопроводности газов методом нагретой нити.docx