Методы акустического контроля цементирования и шумометрии при исследовании технического состояния скважин на Повховском месторождении Часть 2

1 2

---

 

2 Геолого-геофизическая характеристика района работ.

2.1 Литолого – стратиграфическая характеристика разреза.

Геологический  разрез  Повховского  месторождения  сложен  мощной    (более 3000м.)  толщей  осадочных  терригенных  пород  мезо – кайнозойской  и  четверичной  групп, подстилаемых  метаморфическими  и  изверженными  породами  палеозойского  возраста.

Осадочные  мезозойские  отложения  являются  объектом  детального  изучения, поскольку  с  ними  связана  промышленная  нефтегазоносность  Западно – Сибирской  плиты (приложение 1).

ДОЮРСКИЕ  ОБРАЗОВАНИЯ

Породы  доюрских  образований  на  Повховском  месторождении  ориентировочно  вскрыты  скважиной  №105  при  забое  3728 м., где  были  подняты  черные  глинистые  сланцы  предположительно  палеозойского  возраста.

• ЮРСКАЯ  СИСТЕМА

Отложения  юрской  системы  в  пределах  Западно – Сибирской  плиты  пользуются  повсеместным  распространением  и  на  значительной  части  имеют  выраженное  двучленное  строение. Осадки  нижнего  и  среднего  отделов  юры  представлены  континентальной  толщей, а  верхнего – породами  преимущественно  морского  происхождения.

Нижний + средний  отделы.

Разрез  сложен  частым  и  неравномерным  переслаиванием  аргиллитов, алевролитов  и  песчаников. Для  пород  характерно  присутствие  обильного  углистого  детрита, прослоев  бурых  углей, конкреций  и  желваков  сидерита. В  составе  толщи  выделяется  до  11 пластов  песчаников; встречаются  отпечатки  листовой  флоры  и  споро – пыльцевые  комплексы  нижней  и  средней  юры. Полная  толщина  осадков  достигает  700 м.

Верхний  отдел.

Морские  верхнеюрские  отложения  сложены  аргеллитами, реже  встречаются  прослои  глинистых  алевролитов  и  песчаников. В аргеллитах наблюдаются включения глауконитов, битумных глин. Верхняя часть толщи литологически  сложена черными, иногда бурыми битуминозными глинами. К песчаникам приурочены промышленно нефтеносный пласт Ю 1/1.

• Породы  содержат обильный рыбий детрит, остатки фауны, амманитов, пелиципод, фораминифер и  радиолярий. Часто встречаются включения известняков , конкреций фосфоритов и обильный пирит. Последний  нередко образует псевдоморфозы по органическим остаткам. Толщина верхнеюрских отложений 85 – 107 м.
• МЕЛОВАЯ   СИСТЕМА

Отложения меловой системы представлены непрерывным разрезом  нижнего и верхнего отделов.

Нижний отдел.

Отложения нижнего отдела залегают согласно на верхнеюрских и представлены аргеллитами и глинами аргеллитоподобными  светло – серыми до темно – серых, плотными, слюдинистыми  известковистыми с прослоями алевролитов серых среднесцементированых, слюдистых, плотных с рассеянным растительным дендритом, с прослоями и линзочками алевролита серого, слюдистого.

В нижней части переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов. К песчаникам приурочен основной продуктивный горизонт   БВ 8. Здесь же выделяются пласты БВ 9, БВ 10, БВ 11. В этой части разреза встречаются фораминиферы, амманиты, пелициподы. Мощность отложений 1380 – 1560м.

Верхний отдел.

Отложения верхнего отдела залегают согласно на нижнемеловых породах и представлены плотными серыми и темно – серыми переслаивающимися с алевролитами, песчаниками и аргеллитоподобными глинами. Верхняя часть толщи сложена глинами опоковидными  переходящими в опоки с включениями глауконита и редкими конкрециями сидерита. Темно – серые почти черные глины верхнемеловых отложений распространены практически по всей территории Западно – Сибирской плиты  и являются стратиграфическим и литологическим репером. Фауна иноцералов, фораминифер и радиолярий встречается в этой толщи повсеместно. Толщина верхнемеловых отложений  1030 – 1220 м.

ПАЛЕОГЕНОВАЯ  СИСТЕМА

В описываемом районе палеогеновые отложения представлены морскими палеоцена и эоцена, а так же континентальными отложениями олигоцена.

ПАЛЕОЦЕН

Отложения данного возраста сложены глинами темно – серыми до черных, иногда зеленоватыми, жирными, с зеркалами скольжения, иногда алевритистыми, кремнистыми, переходящие в редкие прослои глинистых алевролитов. Встречаются прослойки глауконитового песка. В глинах также встречаются фораминиферы, радиолярии, обломки ихтео фауны. Толщина отложений 100 – 125 м.

ЭОЦЕН

Отложения данного возраста представлены глинами серыми, жирными, алевритистыми переслаивающимися с алевролитами и песками. Породы данного возраста содержат богатый комплекс фораминифер, радиолярий, диатомовых водорослей. Мощность отложений 260 – 300 м.

ОЛИГОЦЕН

Отложения данного возраста согласно залегают на эоценовых породах и представлены переслаиванием глин, алевритов зеленовато – серых, тонкослоистых и песков кварцево – глауконитовых тонко зернистых. Нижняя часть толщи представлена песками светло – серыми до белых, кварцевых с прослоями алевритов и глин. Встречается фауна пресноводных моллюсков, диатомовых водорослей. Много включений угленосной древесины мощность толщи 310 – 400 м.

• НЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА
• МИОЦЕН
• Отложения данного возраста представлены в подчиненном   количестве глинами, алевролитами и песками. Мощность толщи 45 – 120 м. На размытой поверхности неогеновых отложений залегают породы четвертичного  возраста, представленные: супесями, суглинками, песками, торфом. Мощность  толщи до 30 м.
  

  2.2 Основные элементы тектонического строения.

• В  тектоническом отношении Повховское месторождение расположено на границе Сургутского и Нижневартовского сводов и приурочено к району сложного строения, включающего крупные положительные структуры второго порядка: Больше – Котухтинское и Айкаеганское куполовидные поднятия с зонами перехода между ними. В пределах каждого из поднятий выделяются положительные структуры третьего и четвертого порядков, в частности на Айкаеганском  поднятии отмечается Средне – Ватьеганская структура третьего порядка, которая в свою очередь осложнена группой мелких поднятий четвертого порядка. На востоке Средне – Ватьеганьская приподнятая зона осложнена Сардаковским локальным поднятием,  а северный ее склон полого погружается в сторону Больше – Котухтинского локального поднятия, разделяясь с ним глубокой седловиной (не более 25 м). Собственно Повховское месторождение включает три эти структуры.

Формирование куполовидных  поднятий связано, в свою очередь, с процессом неравномерного сжатия породы, что приводит к появлению трещиноватости. В процессе геологического преобразования породы происходит перераспределение напряжённо – деформированного состояния среды, что приводит к формированию систем трещин различных направлений и конфигураций. Наличие трещиноватости в геосреде приводит к дополнительному поглощению энергии упругих волн и возникновению рассеянных волн на ансамблях трещин [7].

 

2.3 Нефтегазоносность

По доле нефтесодержания в поровом пространстве коллекторов месторождения приоритетное значение имеют пласты БВ8 и ЮВ1. Подчиненную роль играют залежи пластов БВ7, БВ9-10.

Продуктивные отложения толщи БВ8-10 можно рассматривать как единую гидродинамическую систему с единым водонефтяным контактом. Но конкретно по отдельным участкам и зонам выделяются экраны, расслоение пластов, замещение их глинистыми отложениями, затрудняющими вертикальную флюидопроводимость.

Залежь пласта БВ8 является пластовой литологически экранированной, ограничивается с запада, юга и востока зонами замещения коллекторов. Водяной контакт, отбивается только в северной и северо-восточных частях месторождения. Испытанием скважин ВНК нигде не подсечен. Среднестатистические отметки ВНК по ГИС: на севере – 2666 м., в районе скважины 96 – на отметке 2661, в восточной части залежи ВНК принят на отметке 2658 м.

 

2.4 Водоносность

Повховское месторождение приурочено к центральной части Западно – Сибирского артазеанского бассейна. В разрезе рассматриваемого района выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных друг от друга регионально выдержанными водоупорами.

Первый водоносный комплекс охватывает трещиноватые породы фундамента, его кору выветривания и нижнеюрские отложения. Второй – верхнюю часть среднеюрских отложений. Третий – нижнюю часть нижнемеловых отложений. Четвертый – верхнюю часть нижнемеловых отложений. Пятый водоносный комплекс – верхнемеловые отложения. Шестой – палеоген.

Выделенные гидрогеологические комплексы и водоупоры прослеживаются на весьма значительные расстояния вдоль всего широтного Приобья. Первый водоносный комплекс сложен преимущественно песчаниками и алевролитами с частичными прослоями аргиллитов. На Повховском месторождении максимальная скрытая толщина отложений первого водоносного комплекса 702м.

Пластовые воды продуктивного горизонта БВ8 относятся к хлоркальциевому типу. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. Минерализация составляет 16,3 мг/л.

Основные характеристики пластовой воды представлены в таблице 1:

Таблица 1 — Основные характеристики пластовой воды

Из сказанного выше можно сделать вывод, что литологический состав горных пород Повховского месторождения, тектоника, нефте – газо – водоносность, трещиноватость способствуют образованию циркуляции флюидов, которые в свою очередь могут повлечь за собой  образование дефектов вторичного типа цементного кольца обусловленных, главным образом, режимом эксплуатации продуктивных интервалов, агрессивностью изолированных пластовых вод и добываемого продукта, коррозионной стойкостью цементного камня и обсадной колонны. Некачественная изоляция продуктивных и водоносных интервалов может приводить к прорыву пластовых вод и значительному обводнению продукции, что может внести серьезные осложнения в оценку объема запасов месторождения и его последующую эксплуатацию. Таким образом, внедрение в широкое применение метода акустической шумометрии позволит повысить достоверность полученной информации о техническом состоянии скважины, что благотворно скажется на разработке месторождения и эксплуатации

3 Методика работ

3.1 Аппаратура метода АКЦ и акустической шумометрии

Комплексная термошумоакустическая аппаратура ЗАС–ТШ предназначена для контроля качества цементирования обсадных колонн, выделения фильтрующих интервалов заколонного сообщения, оценки воздействия перфорации на цементное кольцо, контроля гидросвабирования, оценки характера насыщенности малопродуктивных пластов и определения возможности заколонного сообщения.

Аппаратура позволяет измерить динамические и кинематические параметры упругих волн период акустических шумов и температуру.

Область применения – технические и эксплуатационные колонны диаметром от 50 до 300 мм. разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ глубиной до 5000 м., в том числе оснащенных фонтанной арматурой и стандартными сальниками, имеющих наклон до 60 градусов ( для скважин  с колонной диаметром 146 мм ) и до 10 градусов ( для скважин с колоннами большого диаметра ) при максимальной температуре в зоне исследований до 120 градусов и максимальном давлении до 60 Мпа.

При эксплуатации аппаратуры должны использоваться серийная каротажная станция, одножильный бронированный кабель любого типа по ГОСТ 6020-82 длиной до 6000 м и каротажный регистратор «ГЕКТОР» ГЕ-1-00-00-00 показанный на рисунке 5.

Рисунок 5 — Регистратор «ГЕКТОР».

Регистрация волнового пакета, спектра шумов, температуры производится регистратором «ГЕКТОР», который является специализированным устройством цифровой записи данных поступающих от скважинного прибора в память бортового компьютера для оцифровки и записи на жесткий диск компьютера в функции глубины [10].

Ропаа

3.2 Исследования скважин методом акустической цементометрии. Предпосылки определения заколонного сообщения жидкости и организация работ при исследованиях под давлением.

1. Затрубные перетоки происходят под действием некоторого перепада давления. Поэтому для выделения интервалов затрубных перетоков необходимо создать перепад давления между интервалом перфорации и затрубным пространством вне него. В этом случае при наличии сообщающихся дефектов цементного кольца возникает вертикальный поток жидкости в затрубном пространстве, как правило, неравномерный по кольцевому сечению затрубного пространства вследствие его неоднородности по проницаемости.  Под действием определенной деформации цементного кольца и колонны возникают радиальные градиенты давлений между колонной, цементным кольцом и стенкой скважины, которые создают вертикальный неравномерный поток, что приводит к изменению величины соответствующих кольцевых зазоров. Задача, следовательно, сводится к выделению таких деформаций, которые однозначно характеризуют наличие перетока в затрубном пространстве.
2. Акустический цементомер обладает высокой чувствительностью к малым кольцевым зазорам между обсадной колонной и цементным кольцом. Поэтому изменение диаметра цементного кольца или колонны под действием давления, и, соответственно, изменение кольцевого зазора может быть определено по результатам измерения амплитуд продольной волны по колонне в период действия перепада давления при условии, что между пластами, перфорированным и водоносным неперфорированным, нет гидродинамического равновесия. При этом уменьшение зазора сопровождается уменьшением амплитуд продольных волн по колонне и наоборот, увеличение зазора – увеличением амплитуд.
3. Вследствие значительной разницы между прочностью металлической колонны и цементного камня, при определенных условиях, деформации цементного кольца могут значительно (на порядок и более) превышать деформацию обсадной колонны. Величины деформаций колонны и цементного кольца под действием давления могут быть рассчитаны по формуле 4:

,                                                                                                  (4)

где:

ΔP — перепад давления на стенке колонны или цементного кольца толщиной t,

D — Средний диаметр колонны или цементного кольца,

E — Модуль Юнга материала колонны или цементного кольца.

4. Деформации цементного кольца, характеризующие движение жидкости в затрубном пространстве при повышении давления в перфорированной колонне, имеют следующие особенности:

а) При возникновении радиального градиента давления по каналам на контакте цемент – колонна возникает переток, направленный от колонны к стенке скважины и приводящий к увеличению кольцевого зазора между цементом и колонной. Амплитуды Ак при этом возрастают.

б) При создании радиального градиента давления по каналам на контакте цемент – стенка скважины возникает переток, направленный к стенкам колонны. При этом в связи с ограниченной проницаемостью цементного камня кольцевые зазоры и характеризующие их амплитуды Ак изменяются в зависимости от времени действия перепада давления.

в) При перетоке по каналам внутри цемента, который возникает из-за радиального градиента давления, его направление зависит от положения каналов. Изменение амплитуд происходит по типу а) или б).

5. Радиальные градиенты давлений, действующих непосредственно на цементное кольцо, практически не создаются в интервалах, не сообщающихся по затрубному пространству с внутренней полостью обсадной колонны, или в неперфорированных скважинах. В этом случае повышение давления в колонне приводит только к некоторому увеличению диаметра колонны, зазор уменьшается – амплитуды Ак также уменьшаются.
6.   Повышение давления в перфорированной колонне и движение жидкости в затрубном пространстве связаны следующим образом:

• За счет возникающего перепада давления внутри и вне колонны увеличивается ее диаметр
• При восстановлении равенства давлений диаметры колонны и цементного кольца становятся равными первоначальному значению, чаще же деформированный цемент, не восстанавливается из-за своих  упругих свойств.

7. Исходя из п.п. 4, 5 необходимым условием для предпосылок выявления наличия затрубного движения является относительное увеличение амплитуд Ак при действии в колонне повышенного давления, причем это увеличение возможно в любой момент процесса повышения давления. Поэтому для определения затрубного движения необходима регистрация изменения амплитуд Акво времени  процесса повышения давления при неподвижном приборе в точке исследования.

Таким образом, основная информация о местоположении интервалов затрубного движения может быть получена на основе сравнения величин амплитуд при нормальном и повышенном давлении. Эти величины можно получить по двум непрерывным замерам, проведенным в интервале исследования при различных давлениях. Уточнение границ установленного интервала затрубного движения, а также  более детальное изучение условий этого движения возможно на основе графиков амплитуд Ак во времени действия измененного давления, то есть при точечных исследованиях.

8. Наиболее типичные графики изменения амплитуд по Ак   во времени изменения процесса давления, характеризующее различное известное состояние изоляции затрубного пространства, приведены на рисунке 6.

Рисунок 6 — Основные виды графиков амплитуд.

Основные виды графиков амплитуд по времени действия повышенного давления (левые части графиков) и после его сброса (правые части графиков) при различном состоянии изоляции изучаемого участка от интервала перфорации: 1- изоляция полная; 2- изоляция нарушена по контакту цемент-порода или по внутренним каналам; 3- изоляция нарушена по контакту цемент-колонна; 4- изоляция нарушается импульсами, при определенном давлении интервал пропускает жидкость по контакту цемент-колонна (двойная штриховка); 5 и 6 – изоляция соответственно может нарушаться при малом действующем давлении или при малом расходе жидкости.

Рисунок 7 — Примеры качества цементирования.

9. Сброс давления после начального его повышения и достижения нового динамического равновесия (правые ветви графиков) имитирует режим освоения и позволяет уточнить, а иногда и расширить интервалы установленного затрубного движения. При сбросе повышенного давления деформация цементного кольца в интервалах движения происходит замедленно относительно деформации колонны. Это замедление определяется проницаемостью затрубного пространства и цементного кольца.
10. Замедленное восстановление амплитуд Ак за счет радиальной фильтрации жидкости через цементное кольцо в сторону колонны наблюдается не только при повышении давления, но и при сбросе давления.

Используя аналогию процесса радиальной фильтрации Q=f(ΔP)  и процесса наблюдаемого изменения кольцевого зазора ΔАк =f(ΔP,Δt), можно в уравнении радиальной фильтрации Q=2πKпрΔPKc заменить неизвестное отношение Q/ΔP на определенную скорость изменения амплитуд ΔАк/Δt,

(Δt — время восстановления) и вычислить коэффициент проницаемости цементного кольца (определив остальные  коэффициенты уравнения в условиях, где параметры фильтрации известны, например, в интервале перфорации).

11. Практика скважинных исследований по описанному способу показывает, что наиболее распространенными графиками изменения амплитуд Ак в перфорированных скважинах являются графики 1, 3 (рисунок 6), характеризующие условия по п.п. 4.4. «а», 4.5. Поэтому основная информация о местоположении интервалов затрубного движения может быть получена на основе сравнения величин амплитуд при  нормальном  и повышенном давлении. Эти величины можно получить по двум непрерывным замерам, проведенным в интервале исследования при различных давлениях. Уточнение границ установленного интервала затрубного движения, а также более детальное изучение условий этого движения возможно на основе графиков амплитуд Ак во времени действия измененного давления, то есть при точечных исследованиях.
12. Интервал исследования при задаваемом изменении давления определяется в соответствии с промыслово-геологическими условиями. Обычно это интервал между перфорацией и ближайшими проницаемыми пластами. В перфорированных скважинах – интервал предполагаемой ремонтной изоляции. При необходимости определить негерметичность колонны  исследуется весь интервал цементирования.
13. Задаваемые давления определяются типом скважины и ее приемистостью, и не должны быть больше допустимых для труб, используемых в данной скважине. Средние величины обычно составляют 6-8 МПа. Минимально допустимые – около 2 МПа.

Режим давления:

а) при непрерывных исследованиях – поддержание выбранного повышенного давления постоянным по устьевому манометру в течение всего времени записи.

б) при точечных исследованиях – повышение давления до выбранной величины, поддержание его постоянным в течение 2-5 мин., резкий сброс до нуля. Весь цикл  изменения давления сопровождается непрерывной записью волновых акустических картин.

14. В целом порядок операций при исследовании перфорированных скважин следующий:

• Производится контрольная запись в выбранном интервале исследования при нормальном давлении
• Затем прибор опускается ниже выбранного интервала исследования, устье уплотняется сальником, после чего создается соответствующее давление внутри колонны
• Производится повторная запись в выбранном интервале исследования при повышенном давлении, по сравнению полученного замера с контрольным, выделяется интервал заколонного сообщения жидкости (по повышению амплитуды Ак)
• Для оценки остаточных деформаций цементного кольца производит замер по стволу скважины в интервале исследования и сравнивают его с контрольной.

15. При необходимости определения мест негерметичности колонны, измерения производят непрерывно по стволу в интервале предполагаемого нарушения при давлении опрессовки. Полученную запись сравнивают с контрольной.

1. Методика исследования скважин акустическим шумомером.

При определении интервалов негерметичности прибор опускается в исследуемый интервал скважины, устье закрывается сальником и производится замер по стволу при давлении порядка 50-80 кгс/см2. В случае большой приемистости замер может быть произведен при давлении 20-30 кгс/см2.

Локальное увеличение шумового сигнала в 15-20 раз относительно фонового достоверно указывает на нарушение колонны, при этом контрольного замера (без давления ) не требуется.

В случае меньших аномалий (в 3-10 раз больше фона) необходим контрольный замер в соответствующем интервале без давления. При этом, если сигнал при давлении более, чем в 3 раза превышает сигнал без давления, имеется негерметичность колонны или поток жидкости в заколонном пространстве. Меньшее превышение может быть связано с шумами движения и шероховатостью колонны.

При определении герметичности изоляционного моста необходимо провести запись графика сигнала прибором, остановленным над мостом, в процессе повышения давления в скважине.

При получении слабых аномалий и аномалий на муфтовых соединениях производится проверка путем записи графика сигнала непосредственно в интервале муфты в процессе повышения давления в скважине (для исключения влияния от шумов движения).

Возможно совмещение процесса исследования и производственного   (например, ремонтно-изоляционной заливки). В этом случае удается определить интервал негерметичности колонны и интервалы фактической закачки тампонажного раствора.

Применение индикатора шума позволяет повысить достоверность определения интервалов заколонных перетоков. Исследование комплексом АКЦ и индикатор шума позволяют выделить те из интервалов негерметичности колонны, которые обладают наибольшей приемистостью (притоком).

Анализ шумов в скважинах (таблица 2) показывает, что амплитуды большинства из них (группа II) меньше шумов движения, однако при этом отмечается, что меньше шумов движения могут быть в некоторых случаях и полезные шумы (группа III), что затрудняет их выделение [8].

Таблица 2 — Относительные амплитуды различных шумов(в условных единицах).

3.4 Интерпретация данных комплекса АКЦ.

Методической основой при интерпретации данных АКЦ служит поиск корреляционных связей между дефектами технического состояния и аномальными значениями акустического поля. В частности, одной из главных основ интерпретации служит наличие зависимости между логарифмом амплитуды первого вступления и процентным соотношением несцементированного затрубного пространства.

Основными интерпретационными параметрами являются коэффициент затухания по колонне к и время волны по породе  Тр. Вспомогательными (индикаторными) параметрами являются коэффициенты ослабления – d1,2k и время прихода первого вступления Т1,2 (Тк). Критериями оценки качества цементирования по параметру к являются граничные значения:

— 3-4 дб/м для свободной колонны, 25 дб/м для зацементированной колонны. С привлечением индикаторных параметров удается оценить качество цементирования в 4 градациях – удовлетворительное, пониженное, низкое и очень низкое.

Амплитуда волны по колонне —  этот параметр также связывается с процентным заполнением цементом затрубного пространства, но в отличие от вышеприведенных зависимостей – является линейной в логарифмическом масштабе.

Амплитуда настраивается на конкретную колонну (диаметр, вес, толщина), учитывается свойство жидкости в скважине, и далее оперируют обобщенным параметром – индекс цементации, как отношение амплитуды текущей к амплитуде в зацементированной колонне. Обычно граничным значением выбирается величина 0,8-0,75 (индекс цементации изменяется от 0 до 1).

Отличие оценок качества цементирования от принятых обусловлено более высокой чувствительностью к дефектам цементного кольца и состоит в некотором увеличении критического значения амплитуд Ак, характеризующих «хороший» контакт цемента с колонной (до 0,01 от максимальных значений). Кроме того, несколько изменяются понятия «частичного» и «плохого» контакта цемента с колонной. Так, по диаграмме АКЦ — 36 последнюю градацию могут попасть отдельные интервалы, характеризующиеся по АКЦ – 4 хорошим контактом цемента с колонной, если они имеют вертикально-слоистое распределения цемента с расстоянием  между слоями цемента порядка 1м. В случаях бездефектного цементного кольца и больших объемных дефектов изменение критериев интерпретации несущественно.

Амплитуды Аp служат для исключения ошибок за счет неточной установки окна регистрации на начало продольной волны по колонне. В связи с этим Ак и Аp в интервалах больших амплитуд практически дублируют друг друга. В интервалах амплитуд Ак=0 , амплитуды Ар служат для контроля уровня фиксации и могут быть использованы для оценки качества записи времени tp и приближенной оценки амплитуд регистрации качества волн.

Времена tp используются для привязки диаграмм к глубинам по характерным границам геолого-технического разреза в зацементированном интервале и для определения типов волн, регистрируемых на различных участках. Кроме того, характерные изменения диаграммы tp позволяют контролировать качество центрирования скважинного прибора в колонне Амплитуды Ар регистрируются на обычных характерных для данного разреза временах и имеют большие величины (порядка 0,1 – 0,3 от амплитуды в свободной колонне), что указывает на наличие жесткого контакта с стенкой скважины. Большие Ар на временах меньших, чем характерные для данного терригенного разреза, могут быть связаны с ослабленным контактом с стенкой скважины.

Характерным и достаточным признаком наличия сообщаемости в интервале исследования является относительное возрастание амплитуды Ак в любой момент действия повышенного давления в скважине (диаграмма1.Результаты обработки АКЦ).

При детальной оценки изоляции по исследованиям под давлением, кроме выделения сообщающих интервалов, может оцениваться:

• Тип дефектов цементного кольца. Объемно-контактные – по наличию, а преимущественно объемные – по отсутствию изменений кольцевого зазора при воздействии давления
•  Порядок величин, характеризующих вертикально-радиальную проницаемость заколонного пространства. Приближенная оценка производиться по временам восстановления амплитуд, характеризующих заколонную фильтрацию после восстановления давления внутри колонны.

Уточнение критериев интерпретации при общей оценке качества цементирования производиться на основе сопоставления диаграмм АКЦ и стандартных методов контроля в различных условиях изучаемого района.

Интерпретация метода шумометрии сводится к анализу диаграмм записанных непрерывно и по точкам.  Характерным признаком зон перетоков  можно считать превышение уровня шумов от фонового в несколько раз на непрерывных записях, а по точкам появляется характерная аномалия на притоке в отличие от фонового. Если техническое состояние скважины удовлетворительно то «шуметь» будет только интервал перфорации.

Необходимо отметить, что вся интерпретация материалов АКЦ производится программными комплексами «ГЕКТОР» и «Geophysics office».

Результаты исследований,  полученные по данным комплекса АКЦ.

В дипломной работе приводятся результаты, полученные в процессе интерпретации комплекса методов АКЦ.

    Скважина №1857 площадь Повховская. При интерпретации получены следующие результаты : воронка НКТ на глубине 1515,0 м, текущий забой на глубине 2923, 0 м, интервалы негерметичности и затрубной  циркуляции не выявлены. Об интервале затрубной циркуляции флюидов здесь можно судить только по косвенным признакам, а именно аномальные значения ГК на глинистых породах, 95 % суммарного потока приходятся на верхний интервал перфорации.  Работающие интервалы 2880,0 – 2885,0 м (95%) , 2898,8 – 2900,6 (5%). Общий расход 15,3 м3/сут

На диаграмме «Исходные замеры и результаты обработки АКЦ» показано техническое состояние скважины действующего фонда. При её интерпретации получены следующие результаты, что в интервале исследований 2790,0 – 2925,0 м выявлен интервал заколонной фильтрации жидкости 2855,0 – 2880,0 м. По традиционному комплексу методов его выявить не удалось. Это  связанно с тем что температурные аномалии, вызванные заколонным перетоком сверху часто экранируются восходящим потоком жидкости. О том, что это заколонная фильтрация, а не заколонный переток говорит тот факт, что выделить её удалось только по средним и высоким частотам по точкам на притоке.

Герметичность данной скважины в основном пониженная по всем режимам (фон, компрессирование, приток), в некоторых местах очень низкая (значения Ак принимают максимальные значения). Контакт колонна – цемент в основном сплошной на отдельных участках частичный или отсутствует вообще. Картина ФКД достаточно яркая, что говорит не о самом хорошем цементе данной скважины (энергия волны практически не уходит по цементу в породу, а идет по колонне).

Скважина № 1338 куст № 55 площадь Повховская.

При обработке ФКД выяснилось полное отсутствие сцепления цементного камня с эксплуатационной колонной во всем интервале детальных исследований. Это видно по времени прихода волны (красная кривая на ФКД), которое соответствует свободной (“звенящей”) колонне, на ФКД четко отмечаются муфты колонны, а кривые Ак на планшете имеют максимальную амплитуду и уменьшаются только на муфтах.  Обычно при компрессировании ( создании репрессии на пласт ) происходит “раздутие” колонны и улучшение качества сцепления цем.камня с колонной. В наше случае этого не происходит. Более того, амплитуда кривых Ак ( на планшете А1)  при компрессировании и на притоке увеличивается, т.е. ни о каком хорошем цементаже речь не идет.

По непрерывной шумометрии наблюдается рост амплитуды шумов по кривым СЧ1, СЧ2,ВЧ в интервале 2735 – 2783м. при компрессировании и на притоке.

Точечная шумометрия по всем частотам показывает рост амплитуды шумов ниже и выше интервала перфорации, причем максимальные значения шумов наблюдаются в интервалах предполагаемого заколонного движения жидкости. Большие амплитуды точечного шумомера НЧ и СЧ1 на притоке выше интервалов перетока свидетельствуют о движении жидкости в колонне к устью скважины (скв. работает нефтью с газом и водой, поэтому возникают сложные потоки  и т.д.).

Из всего вышесказанного можно сделать вывод о наличии перетоков в интервалах 2735,0 – 2758,0м и 2773,2 – 2783,0м.

Рассмотрим результаты исследований, проведенных методом АКЦ аппаратурой волнового акустического каротажа ЗАС-ТШ-36 по скважине  №4207 площадь Ватьеганская. Воронка НКТ на глубине 2244,6м.,которая выделяется по кривой Т1 на ФКД1 уменьшением времени вступления волны при входе прибора в воронку НКТ.

Фоновый замер:  По результатам исследования получена диаграмма ФКД, из которой в результате обработки получены кривые Т1 (закачка, фон). По колонке сцепления выделяются участки с некачественным сцеплением, это интервалы 2247,8-2249,9 м; 2264,5-2266,3 м;2301,4-2306,8 м;2309,2-2311,3 м;2323,2-2325,3 м;2350,2-2351,0 м в которых плохое сцепление чередуется с частичным. В остальных интервалах регистрируются акустические свойства породы. Такое поведение ФКД свидетельствует о качественном цементировании. По диаграмме выделяются муфтовые соединения обсадной колонны на глубинах 2246,6 м,  2257,3 м,  2267,5 м,  2307,8 м,  2328,8 м.

Замер под закачкой: В результате обработки данных исследований под закачкой выявлено следующее:

— в интервале глубин 2245-2272 м произошло падение амплитуды волны по колонне, что свидетельствует о хорошей изоляции данного интервала;

— в интервалах 2300-2314 м., 2316-2328 м. произошло незначительное увеличение амплитуды волны по колонне, вызванное увеличением кольцевого зазора между цементом и колонной, что может привести к перетокам по каналам цемент-колонна;

— в интервале 2329,5-2343 м. произошло значительно увеличение волны по колонне в результате раскрывшегося под давлением кольцевого зазора между цементом и колонной, что привело к перетокам жидкости в данном интервале: последнее подтверждается отрицательной аномалией температуры в данном интервале.

По данным проведенных исследований выделяются два интервала негерметичности обсадной колонны 2300-2312 м. и 2317-2328 м. Интервал 2329-2343 м. выделяется как негерметичный, переточный интервал с большим кольцевым зазором, образующимся под давлением.

 

Скважина № 3171  куст № 2  площадь Повховская.

По результатам обработки ФКД выяснилось следущее: в инервале 2919,5 – 2936,9м. качество цементной заливки падает. Причем на режиме компрессирования ( репрессии) и притока (депрессии) качество сцепления цементного камня с колонной ухудшается, это видно по возрастанию амплитуды кривой Ак ( амплитуда волны по колонне) – (см. картинку шумометрии).

Принято считать, что для кривых с частотными окнами НЧ, СЧ1, СЧ2, ВЧ характерно:

До 0,5 кГц – шум прибора при движении;

0,5 – 1,0 переток

1,0 – 2,0

 

2,0 – 5,0 кГц – фильтрация жидкости;

> 5, 0 кГц – движение по зазорам.

Из диаграммы видно, что в данном случае присутствуют все виды заколонного  движения жидкости. Пики на кривых точечного шумомера указывают на изменение скорости потока, связанное наличием сужений на глинистых пропластках и в интервалах  наличия (отсутствия) цементного камня и его характера сцепления с колонной и породой. По результатам обработки выявлен внутрипластовый переток в интервале 2922,0 – 2937,0м.

Наличие аномалии ГК и хорошего качества цементажа в интервале 2892,0 – 2913,0м. обусловлено присутствием битуминозных глин Баженовской свиты с повышенным естественным гамма – фоном.

По результатам этих исследований было дано заключение о наличии перетока.

Скважина № 2189  куст № 69 площадь Повховская.

Диаметр обсадной колонны – 146мм, внутренний диаметр – 129мм. Текущий забой – 2956м, воронка НКТ – 1512м, наружный диаметр НКТ – 73мм (2,5 дюйма). Интервал перфорации 2917,2 — 2922,0м. Вскрыт продуктивный пласт БВ8. Интервалы перфорации:

2909.0 — 2911.0; 2914.0 — 2917.6; 2919.0 — 2926.0

По данным АКЦ наблюдается ухудшение сцепления цементного камня с колонной на притоке  на депрессии в интервале 2894 – 2909м. При записи непрерывной шумометрии на средних и высоких частотах СЧ2 и ВЧ на притоке отмечается возрастание амплитуды шумов выше перфорации на глубине 2893 – 2909м., что свидетельствует о движении жидкости за колонной. Максимальные амплитуды связаны с наличием препятствий на пути движения в виде разбухших глинистых пропластков и связанных с ними сужений, неоднородности и наличия цементного камня за колонной,  и т.д.

Точечная шумометрия так же показывает на наличие движения за колонной жидкости выше интервала перфорации, причем граница ЗКЦ отбивается по средним и высоким частотам СЧ2 и ВЧ. Высокая амплитуда по НЧ И СЧ1 выше перетока говорит о сильном движении жидкости в колонне ( идет приток из пласта), т.к. скважина высокодебитная. На основании этих данных можно сделать заключение о наличии заколонного перетока вверх в интервале 2893,0 – 2909,0м.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломной работе была достигнута поставленная цель, связанная с контролем технического состояния скважин. Были определены места нарушений герметичности обсадной колонны и забоя скважин, а также  выявлены межпластовые заколонные перетоки.

Для достижения цели необходимо было  ознакомиться с физико —  геологическими основами методов акустического контроля цементирования и шумометрии, рассмотреть основные характеристики технического состояния обсаженных скважин и  проанализировать  методику исследования скважин акустическими методами.

При контроле за разработкой определенных скважин Повховского месторождения акустическими  методами были получены следующие результаты:

Скважина № 1857.

В интервале исследований 2790,0 – 2925,0 м выявлен интервал заколонной фильтрации жидкости 2855,0 – 2880,0 м Герметичность данной скважины в основном пониженная по всем режимам (фон, компрессирование, приток), в некоторых местах очень низкая (значения Ак принимают максимальные значения). Контакт колонна – цемент в основном сплошной на отдельных участках частичный или отсутствует вообще. Картина ФКД достаточно яркая, что говорит не о самом хорошем цементе данной скважины.

В скважине № 1338  при обработке ФКД выяснилось полное отсутствие сцепления цементного камня с эксплуатационной колонной во всем интервале детальных исследований. Наличии перетоков в интервалах 2735,0 – 2758,0м и 2773,2 – 2783,0м.

На скважине № 4207  по данным проведенных исследований выделяются два интервала негерметичности обсадной колонны 2300-2312 м и 2317-2328 м. Интервал 2329-2343 м выделяется как негерметичный, переточный интервал с большим кольцевым зазором, образующимся под давлением.

На скважине № 3171  по результатам обработки ФКД в интервале 2919,5 – 2936,9м присутствуют все виды заколонного  движения жидкости.

На скважине № 2189  по данным АКЦ наблюдается ухудшение сцепления цементного камня с колонной на притоке  на депрессии в интервале 2894 – 2909м. Точечная шумометрия так же показывает на наличие движения за колонной жидкости выше интервала перфорации. Наличии заколонного перетока вверх в интервале 2893,0 – 2909,0м.

Таким образом в дипломной работе была показана эффективность применения комплекса  АКЦ+Ш вместе со стандартным комплексом методов по исследованию скважин с компрессированием при решении задачи выявления заколонной циркуляции флюидов.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Валиуллин, Р.А. Методические рекомендации по термическим исследованиям скважин. / Р.А. Валиуллин. Уфа,1989г.

2 Валиуллин, Р.А. Термометрия в комплексе с другими геофизическими методами для диагностики нефтяных пластов и скважин. / Р.А. Валуллин. Уфа,1998г.

3 Дияшев, Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. / Р.Н. Дияшев. Москва, Недра 1984г.

4 Карус, Е.В., Кузнецов, О.Л. Акустический каротаж обсаженных скважин  / Е.В. Карус, О.Л. Кузнецов.  Изв . АН СССР. Сер. Физика Земли. М. : Наука .1975 . №4.

5 Козяр,В.Ф. , Белоконь, Д.В. , Козяр, Н.В. , Смирнов Н.А. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах – состояние и направления развития (Обзор отечественных и зарубежных источников информации) / В.Ф.Козяр, Д.В.Белоконь, Н.В.Козяр. НТВ «Каротажник» . Тверь : ГЕРС. 2000г. Вып.63.

6 Козяр, В.Ф., Ручкин, А.В., Синьков, Т.Ф. Состояние и пути повышения эффективности использования данных ГИС при выделении продуктивных пластов и подсчета запасов нефти и газа в организациях бывшего Мингео СССР/ В.Ф.Козяр, А.В.Ручкин, Т.Ф.Синьков. Обзор . Сер . Развед . геофизика.Тверь : НПГП «ГЕРС»,1992г.

7 Курьянов, Ю.А., Кокшаров, В.З., Чиркин, И.А., Смирнов, М.Ю. Трещиноватость геосреды и её изучение сейсмическими методами. / Ю.А.Курьянов, В.З.Кокшаров, И.А.Чиркин, М.Ю.Смирнов.  Геофизика. Специальный выпуск. 2004г.

8 Методическое руководство по применению аппаратуры акустического контроля цементирования «ЗАС – ТШ — 36».1989г.

9 Методическое руководство по производству скважинных исследований и интерпретации данных АКЦ.2002г.

10 Техническое описание и инструкция по эксплуатации аппаратуры акустического каротажа «ЗАС – ТШ — 36».2000г.

---

1 2