1 2
СОДЕРЖАНИЕ
1 Физико — геологические основы методов акустического контроля цементирования и шумометрии
1.1 История вопроса
1.2 Техническое состояние обсаженных скважин и его основные характеристики
1.3 Основные физические явления, определяющие формирование волнового поля в стволе скважины и прилегающей породе
1.4 Физико – геологические основы метода акустического контроля цементирования(АКЦ)
1.5 Физико – геологические основы метода акустической шумометрии
2 Геолого-геофизическая характеристика района работ
2.1 Литолого – стратиграфическая характеристика разреза
2.2 Основные элементы тектонического строения
2.3 Нефтегазоносность
2.4 Водоносность
3 Методика работ
3.1 Аппаратура метода АКЦ и акустической шумометрии
3.2 Исследования скважин методом акустической цементометрии
3.3 Методика исследования скважин акустическим шумомером
3.4 Интерпретация данных комплекса АКЦ
4 Результаты исследований, полученные по данным комплекса АКЦ
Заключение
Список использованной литературы
ВВЕДЕНИЕ
Геофизические работы при контроле за разработкой месторождений существенно отличаются от геофизических работ, проводимых в необсаженных скважинах. При контроле исследуются различные категории скважин при различных режимах их работ и каждая обсаженная скважина , как объект измерений требует индивидуального подхода как к методике так и к интерпретации полученных данных.
Реальная ситуация в отрасли такова, что объемы бурения падают и значимость геофизического контроля за разработкой месторождений для снижения темпов падения добычи и ее последующей стабилизации существенно возрастает. Однако анализ состояния развития геофизических работ показывает, что сегодня уровень развития техники,обработки и интерпретации , достоверности решения задач в целом значительно ниже в задачах контроля за разработкой месторождений.
В контроле за разработкой выделяют следующие основные направления:
-изучение процесса выработки запасов залежей нефти ;
-оценка эффективности применения различных методов повышения коэффициента нефтеизвлечения;
-диагностика состояния нефтяных пластов и скважин, включающая в себя в том числе выявление затрубной циркуляции флюидов .
В настоящее время имеется методическая база, позволяющая решать задачи , по всем направлениям. Между тем наибольший объем исследований в производстве выполняется для решения задач, связанных с диагностикой пластов и скважин. Диагностика — это изучение признаков и оценка параметров, характеризующих состояние пластов, скважин и затрубного пространства, геофизическими методами. Специфика решения задач диагностики обусловлена существующим разнообразием категорий скважин , различным уровнем обеспеченности аппаратурой, различиями геологических условий, наличием определенных традиций по регионам. Анализ решения задач диагностики показывает, что достоверность выдаваемых результатов геофизических исследований здесь не всегда высокая. Одной из причин этого является недостаточное оснащение производства современными методическими разработками по отдельным методам и комплексам геофизических методов.
В направлении диагностики состояния нефтяных пластов и скважин выделяют три группы задач.
Определение эксплуатационных характеристик продуктивного пласта . Сюда относят :
Определение интервалов притока и поглощения жидкости
Определение мест притока нефти , воды и газа
Определение продуктивного пласта и расхода флюида
Определение энергетических параметров пласта (Рпл , Рзаб , Рнас , Тпл, Тзаб)
Контроль технического состояния скважины. Сюда относят :
Определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и забоя скважины
Выявление межпластовых заколонных перетоков в скважине
Исследование интервалов перфорации обсадных колонн
Контроль за работой насосно – подъемного оборудования
Определение статического и динамического уровней жидкости и нефте – водораздела (НВР) в межтрубном прастранстве
Определение мест положения и режима работы глубинного насоса
Определение герметичности насосно – компрессорных труб (НКТ)
Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии [3].
В данной работе поставлена цель, связанная с контролем технического состояния скважин, что подразумевает определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и забоя скважин, а также выявление межпластовых заколонных перетоков.
Существует много способов контроля, но мы остановимся на двух методах. Первый метод — это метод акустического контроля цементирования. И второй – это метод акустической шумометрии.
Для достижения поставленной цели необходимо было выполнить следующие задачи:
1 Ознакомиться с физико — геологическими основами методов акустического контроля цементирования и шумометрии.
2 Рассмотреть основные характеристики технического состояния обсаженных скважин.
3 Проанализировать методику исследования скважин акустическими методами.
4 Выявить интервалы нарушения герметичности обсадной колонны.
1 Физико — геологические основы методов акустического контроля цементирования и шумометрии.
1.1 История вопроса.
После появления на рубеже 60-70-х годов серийных отечественных приборов акустического каротажа (АК) объемы применения метода в стране быстро стабилизировались и составили в конце 80-х годов 8-10% от общего объема ГИС. В условиях применения аналоговой измерительной техники и ручной обработки данных для решения разнообразных задач использовались преимущественно характеристики продольной (Р) головной волны. Эта волна фиксируется в первых вступлениях регистрируемых сигналов АК и не искажена интерференцией с другими, более медленными волнами. Значения ее скорости V распространения (интервального времени t=1/v), амплитуда А и эффективного затухания α широко применялись для расчленения разрезов скважин, определения коэффициентов Кп пористости пород с межзерновыми порами и выделения на этой основе гранулярных коллекторов, оценки качества цементирования обсадных колонн.
На уровне лабораторных и опытных скважинных работ в те годы изучались возможности применения для решения геолого-технических задач характеристик других, помимо продольной, типов волн – поперечной S, Лэмба L, Стоунли St, отраженных и т.д. В те же годы начались исследования по изучению горных пород методом АК через обсадную колонну [4].
В 80-х годах зарубежные фирмы применили высокочастотные приборы (сканеры) для детального изучения строения стенок скважин и обсадных колонн. В обсаженных скважинах их преимущество заключалось в детальной оценке технического состояния обсадной колонны и цементного камня, в том числе в выделении в цементе вертикальных каналов и интервалов газонасыщенного (вспученного) цемента. Появились акустические шумомеры для определения интервалов поступления пластовых флюидов в скважину и их затрубных перетоков. Многочисленные опытные образцы таких приборов, а иногда и серийные приборы (например акустический телевизор [САТ-1], индикатор шума [АКш]) появились в те же годы в СССР. Несмотря на положительные результаты исследований, эти приборы не нашли массового применения вследствие изъянов, присущих аналоговым системам измерений, и невостребованности производством в условиях заранее запланированных схем эксплуатации, выбраковки и ликвидации скважин.
В 90-е годы после появления в России доступной цифровой вычислительной техники начинаются попытки модернизации приборов предыдущего поколения (АКВ-1, АКШ, АК-4, МАК-5, АК-П ) с целью цифровой регистрации полных волновых сигналов. Попытки базировались на оснащении приборов телеметрическими системами, позволяющими изменять режимы работы измерительных зондов, и оцифровке сигналов АК на дневной поверхности с помощью управляющей ЭВМ [6].
С развитием технических средств АК постоянно увеличивалось количество геологических и технических задач, решаемых в открытых и обсаженных скважинах, и качество самих решений. Технические задачи в обсаженных скважинах включают в себя выявление нарушений обсадных колонн (порывов, смятий, коррозий), оценку заполнения затрубного пространства цементом и степень его сцепления с колонной и породами, обнаружение в цементном камне вертикальных каналов и зон вспученного цемента, определение поступления в скважину пластовых флюидов и их заколонных перетоков, интенсификацию дебитов [5].
Все перечисленные задачи требуют комплексного решения. Одним из методов, позволяющим существенно повысить эффективность является АКТАШ, который даст более достоверную картину о техническом состоянии скважины и позволит выявить более точно процессы происходящие в ней.
Комплекс АКТАШ включает в себя акустический цементомер (АКЦ) + шумометрия. Акустический цементомер позволяет измерять динамические и кинематические параметры упругих волн, а шумомер период акустических шумов.
1.2 Техническое состояние обсаженных скважин и его основные характеристики.
Понятие «техническое состояние обсаженных скважин» имеет в различных условиях весьма широкое толкование и зависит во многом от конкретных условий, в которых оно применяется. Применительно к обсаженным нефтегазовым скважинам техническое состояние последних оценивается на основании информации о следующих факторах:
- состояние контактов цементного кольца с колонной и породой;
- наличие, местонахождение и размерах дефектов цементирования объемно-контактного типа в заколонном пространстве;
- наличие и местонахождение заколонных перетоков;
- наличие и местонахождение участков колонны с коррозией ее внутренней поверхности;
- наличие, местонахождение и характере дефектов герметичности стенок обсадной колонны;
- состояние изоляции цементного камня и заколонного пространства.
В конечном счете главным критерием оценки технического состояния обсаженной скважины является качество изоляции заколонного пространства и герметичность обсадной колонны на момент проведения геофизических исследований. Некачественная изоляция заколонного пространства связана в основном с наличием в цементном кольце участков малопрочного цемента камня с повышенной водопроницаемостью и различных структурных деффектов, нарушающих его сплошность: пустот, вертикальных каналов, трещин и микрозазоров на границе цементного кольца с колонной и породой. По своему происхождению дефекты цементного кольца можно разделить на первичные, т.е. образующиеся до начала эксплуатации продуктивных интервалов, и вторичные, которые возникают в процессе длительной эксплуатации скважины.
Образование дефектов первичного типа обусловлено, в основном, влиянием технологии буровых и тампонажных работ, опрессовки и перфорации обсадной колонны.
Образование дефектов вторичного типа обусловлено, главным образом, режимом эксплуатации продуктивных интервалов, агрессивностью изолированных пластовых вод и добываемого продукта, коррозионной стойкостью цементного камня и обсадной колонны.
Дефекты цементирования вторичного типа образуются в течение периода эксплуатации скважины. Они связаны, в основном, с разрушающим воздействием окружающих пластовых вод на цементный камень в затрубном пространстве скважины. В случае наличия в составе продукта и пластовых вод сероводорода или углекислоты процесс коррозии и разрушения цементного камня существенно ускоряется: значительно снижается механическая прочность, уменьшается объемная плотность и происходит ослабление связей с поверхностью колонны, приводящее, к развитию обширных контактных дефектов (микрозазоров), которые являются самым распространенным типом нарушений сплошности цементного камня в затрубном пространстве скважин эксплуатационного фонда.
Основными условиями движения жидкости по дефекту цементного кольца являются наличие на его противоположных концах активных резервуаров (отдающего и принимающего пластов) с перепадом давления между ними и достаточная проницаемость самого дефекта для движущейся по нему жидкости.
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. В случае некачественной изоляции непродуктивных водоносных, особенно высоконапорных интервалов, может возникнуть вероятность прорыва пластовых высокоминерализованних вод в пласты пресноводного комплекса с последующими водопроявлениями на дневной поверхности.
На основе причин, влияющих на образование дефектов технического состояния различного типа в обсаженных скважинах нефтяных и газовых месторождений было установлено, что наиболее распространенными являются следующие девять типов дефектов, активно влияющих на изоляцию заколонного пространства, а именно:
- контактный микрозазор на границе цементного кольца с колонной (раскрытость от 0 — 200 мкм);
- вертикальный канал в цементной кольце (с углом раскрытия 10-180о);
- малопрочный цемент ( Gсжатия <10 кГс/смг):
- не сформировавшийся тампонажный раствор;
- скользящий контакт цементного кольца с породой (для толщины цементного кольца =1.5-3.0 см);
- негерметичность колонны в виде отверстия, щели или интервала перфорации;
- коррозия внутренних и внешних стенок обсадной колонны;
- заколонное сообщение или переток (с расходом в пределах = 5-100 м /сут);
- прихват обсадной колонны или бурильного инструмента в открытом стволе,
Задача контроля технического состояния обсаженных скважин методами ГИС заключается в обеспечении точного обнаружения и идентификации перечисленных типов дефектов с последующей оценкой их влияния на изоляцию заколонного пространства.
1.3 Основные физические явления, определяющие формирование волнового поля в стволе скважины и прилегающей породе.
Кавернозность
Под многофазными средами понимаются пористые горные породы (песчаники, аргиллиты, алевролиты, пески), заполненные газом, жидкостью или их смесью.
Распространение упругих волн в такой среде протекает одновременно на двух качественно различных уровнях: а) между фазами растяжения и сжатия в пределах длины волны; б) между твердой и жидкой компонентами в пределах единичной поры.
Известно, что в пористой среде одновременно существуют волны трех типов: одна поперечная и две продольные (первого и второго рода).
Коэффициент затухания поперечной и продольной волны первого рода на низких частотах пропорционален квадрату частоты. Характеристики продольных волн первого рода определяются в основном пористостью и коэффициентами сжимаемости фаз.
В отличие от продольной волны первого рода, в продольной волне второго рода флюид и скелет колеблются в противофазе. В сцементированных средах из-за сильного поглощения она распространяется на небольшие расстояния от источника и ею можно пренебречь. Поэтому при АК используется продольная волна первого рода. Механизм ее распространения зависит не только от физических свойств твердой и жидкой фаз, но и от степени гидродинамического и термодинамического взаимодействия между ними.
Волны в пористых средах возникают при трех способах приложения нагрузки: а) нагрузка приложена только к твердой фазе, жидкость может свободно входить и выходить; б) нагрузка приложена только к жидкости; в) нагрузка приложена и к жидкости, и к скелету.
Обычно считается, что явление, связанное с вязкостью жидкости в порах является одной из главных причин затухания упругих волн в коллекторах и других насыщенных жидкостью пористых материалах.
Более половины мировой добычи нефти или газа в настоящее время связано с эксплуатацией карбонатных коллекторов.
Проницаемость
Процессы переноса в пористых породах, такие например, как гидравлическая проводимость, связаны с проницаемостью и определяются микроструктурой пор и физико-химическим взаимодействием между различными фазами (минерал-жидкость, жидкость-жидкость).
Проницаемость породы является физическим свойством исключительной важности во многих областях геофизики и, в частности, при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Знание проницаемости и пористости важно для оценки степени содержания и потоков жидкости в геологических пластах. В тоже время это одно из наиболее трудно предсказуемых свойств породы, так как она зависит от целого ряда различных параметров: пористости (размеров и формы пор), глинистости и напряженного состояния породы, типа жидкости, степени насыщения и давления жидкости в порах и т.д.
Трещиноватость
Акустические свойства горных пород заметным образом зависят от их трещиноватости. Трещиноватость горных пород — явление разделения горных пород земной коры трещинами различной протяжённости, формы и пространственной ориентировки. В общем случае скорости P и S волн уменьшаются с увеличением трещиноватости, а их поглощение растет.
В отличие от пористой среды большое значение имеет угол встречи волны и направления трещиноватости, густота и раскрытость трещин. При этом, горизонтальная трещиноватость существенно влияет на скорости распространения волн, в то время как вертикальная практически влияния не оказывает. Поперечные волны оказываются более чувствительны к изменению трещиноватости среды, чем продольные. Наибольшее затухание волн связано с трещинами, заполненными флюидом.
1.4 Физико – геологические основы метода акустического контроля цементирования(АКЦ).
Основные типы волн, распространяющиеся в стволе скважины и околоскважинном пространстве.
Вопросы однозначной идентификации типа волн в волновом пакете при АК, приобретают все большее значение в связи с развитием технических возможностей для их регистрации и разработкой теоретических и физических моделей по интерпретации полевых данных. Каждая волна обладает определенной информативностью, поэтому для решения обратных (геологических) задач, волну предварительно необходимо идентифицировать.
Обычно, при невозможности идентификации волн в той части волнового пакета АК, которая следует после первого колебания поперечной волны, все колебания относят к псевдорелевским волнам. Это связано с тем, что скорости поверхностных волн, распространяющихся вдоль стенки скважины, достаточно близки и лишь ненамного меньше скорости поперечной волны в породе. Заметная терминологическая неоднозначность, связанная с названием этих волн (волны Лэмба, гидроволны, водные волны, низкоскоростные водные волны, нулевые нормальные волны, волны Лэмба-Стоунли и т.д.) вносит определенные трудности при их идентификации. Поэтому, в дальнейшем, представляется целесообразным придерживаться терминологии, используемой в первоисточниках.
Так, например, по определению, волны Лэмба и Стоунли имеют совершенно разную физическую основу. Волна Лэмба присуща только твердым телам ограниченных размеров (стержень, пластина) со свободными поверхностями и представляет собой нормальную волну, в то время как волна Стоунли является поверхностной.
Обычно акустические исследования проводятся в широком диапазоне соотношений между длиной излучаемой источником волны в жидкости λ и радиусом скважины Rc. Скважины, для которых λ/Rc<<1, называемые скважинами большого диаметра, с физической точки зрения аналогичны твердо-жидкой среде с плоской границей. Для скважин малого диаметра (при выполнении условия λ/Rc=1), распространение волн аналогично волновому процессу в твердо-жидкой среде с цилиндрической границей. В зависимости от типа источника и соотношения между скоростями распространения волн в жидкости υP0 (гидроволна или прямая продольная волна P0) и окружающей породе υP1 (продольная волна P1) и υS1 (поперечная волна S1) в системе скважина-порода возникает большое число различных типов объемных и поверхностных волн.
Однако, из множества волн, которые могут распространяться в скважине и околоскважинном пространстве в практике ГИС выделяют лишь несколько из них. Как правило, это, так называемые, информативные волны – продольная (P1), поперечная (S1), Стоунли (St) и Лэмба (L).
Информационные параметры при АКЦ и способы их регистрации.
К информативным акустическим параметрам, используемым для оценки качества цементирования, относятся скорости распространения (или интервальные времена) различных типов упругих волн, их амплитуды и затухания, а также звуковые образы.
Скорость распространения продольных волн (Vp) определяется модулем Юнга (Е) или коэффициентом сжимаемости () и коэффициентом Пуассона () с помощью следующих выражений (м/c) (формула 1):
Vp== (1)
Основными параметрами, контролирующими скорость распространения продольных волн, являются модуль Юнга и коэффициент сжимаемости.
Скорость волн Лэмба (VL) определяется выражением, включающим скорость гидроволны (Vо), распространяющихся в скважинной жидкости с плотностью (о), и скоростью поперечных волн (Vs) в окружающей скважину горной породе с плотностью (п) (формула 2):
VL = 2 (2)
Величину, обратную скорости распространения упругих волн, принято называть интервальным временем Т.
Коэффициент затухания является показателем потери энергии упругих волн вследствие физического поглощения, рассеяния и геометрического расхождения. Принятая единица измерения затухания децибел на метр (дб/м) и имеет следующий вид:
=
где А1 и А2 – соответственно амплитуды упругих волн, зарегистрированные приемниками в точках, удаленных одна от другой на базу зонда.
Амплитуды также несут в себе информацию о потери упругими волнами энергии вследствие вышеуказанных физических процессов, происходящих в скважинах. Параметры Ак и Тр подвержены влиянию ряда мешающих факторов, искажающих их значение и воспроизводимость. В частности, они зависят от диаметра скважины и свойств промывочной жидкости, коэффициента образования головных волн, степени центрирования скважинного прибора, угла наклона скважины, настройки аппаратуры – поэтому они относятся к индикаторным параметрам.
При записи стандартными приборами АКЦ обычно регистрируется две группы параметров:
— измерительные (к коэффициент затухания по колонне в фиксированном окне и интервальное время Тр);
- индикаторные (Тр1, Тр2 время на малом и большом зонде, d1k и d2k ослабление амплитуд на зондах в фиксированном окне).
Благодаря постоянству скорости по колонне, регистрацию интенсивности или амплитуды продольной волны по колонне Ак осуществляют в фиксированном окне, длительность которого устанавливается так, что в него попадает амплитуда только первого положительного вступления. Амплитуда продольной волны по колонне Ак1,2 регистрируется в логарифмическом масштабе как частное от отношения некоторого заданного (опорного) напряжения U0 к Ак1,2, играющего роль ослабления (dк1,2) и выражается в децибелах.
Звуковые образы представляют собой формы отображения полного сигнала, регистрируемого при акустическом каротаже. Форма вывода сигнала представляется или в виде фазовых линий (ФКД) или в виде волновых картинок (ВК). Схема преобразования сигнала представлена на рисунке 1. Наиболее приемлемая для интерпретации форма записи – модуляция ширины фазовых линий амплитудой сигнала (ФКД) показана на рисунках 2 , 3 , 4.
| Рисунок 3 — Характеристика формаций по породе для разных типов волн. | Рисунок 4 — Образ ФКД как отражение время волны по породе
(запись в открытом стволе) |
1.5 Физико – геологические основы метода акустической шумометрии.
Применение метода акустической шумометрии при исследовании обсаженных и необсаженных скважин основано на локализации источника шума. Шум возникает при движении жидкости или газа в скважине, в пласте, в зоне нарушения герметичности колонны или за обсадной колонной. Движение жидкости или газа может быть спонтанным или вызвано искусственно. Кроме гидродинамического шума в скважине могут быть зарегистрированы шумы так называемой акустической эмиссии пород, которые возникают при переменных нагрузках па скелет породы. Эти шумы имеют характер нерегулярных тресков, их, обнаружение требует длительного времени.
Источниками гидродинамического шума в скважине являются:
- Турбулентный поток жидкости в скважине за обсадной колонной.
- Отверстия в колонне или пласте(поры, трещины). При истечении жидкости или газа через отверстие шум может иметь тройную природу – широкополосный турбулентный шум, многочастотный звук в том случае, если в канале, через который истекает флюид, или в вблизи него имеется резонирующая полость. В этом случае можно говорить об эффекте жидкостного свистка или сирены. Третья причина шума – пульсации самого потока жидкости (газа) через отверстие. Шум пульсации – низкочастотный и обнаруживается на большом расстоянии от отверстия.
Из гидроакустики / Роберт Дж.Урик – Основы гидроакустики. «Судостроение», Ленинград, 1978 /. Известно следующее: шум потока создается пульсациями давления, возникающими в турбулентном потоке и действующими на лицевую поверхность гидрофона, окруженного турбулентным пограничным слоем. Эти пульсации не являются звуковыми, так как не распространяются от точки возникновения, они создают так называемый «псевдозвук». Это означает, что сигнал от гидрофона (шумомера) есть лишь в том случае, если он находится в турбулентном потоке. Вне его сигнала нет.
Если турбулентный поток имеется за обсадной колонной, то пульсации давления передаются стенке колонны и, соответственно, границы перетоков должны отбиваться четко.
Уровень турбулентного шума зависит от скорости потока. Причем до некоторой частоты fo уровень шума пропорционален кубу скорости потока ,а выше неё шестой степени скорости.
Частота fo для безграничной среды определяется выражением:
fo = Vп/δ (3)
где, Vп – скорость потока, δ – толщина пограничного слоя.
Кроме отмеченных выше шумов, при работе в скважине шумомером, может возникать так называемый флаттерный шум кабеля. Этот шум возникает при нахождении кабеля в движущимся в стволе скважины потоке жидкости (или газа) и обусловлен срывающимися с кабеля вихрями. Наглядным примером такого типа шума является «пение» телефонных проводов на ветру – «эолова арфа». Этот вид шума является вредным и искажает истинную картину распределения шумового поля в скважине.
Таким образом основные формулировки сказанного сводятся к следующему:
Источники шума в скважине:
- Потоки жидкости в стволе скважине за колонной, в пласте.
- Поток (струя ) жидкости или газа через отверстие в обсадной колонне.
- Вибрирующий в потоке жидкости каротажный кабель.
Типы шумов в скважине :
- Турбулентный шум потока.
- Пульсация струи через отверстие.
- Шум двухфазного (газожидкосного) потока и струи (схлопывание пузырьков газа).
- Флатерный шум кабеля.
- Шум, возникающий от движения прибора в скважине.
Метод акустической шумометрии может быть применён для решения следующих задач:
- Определение мест негерметичности колонны. При этом обязательным является истечение газа или жидкости через отверстие в колонне. Величина отверстия может составлять доли квадратного миллиметра. Интенсивность шума для данного отверстия зависит от его формы, перепада давлений и скорость потока через него.
- Выделение интервалов перетока флюида между коллекторами за колонной или в открытом стволе скважины. Уровень шума при перетоках зависит от степени турбулизации потока и его скорости.
- Выявление зон поглощения бурового раствора. Зоны поглощения с небольшим раскрытием каналов фиксируются большим уровнем шума, чем зоны с большим сечением каналов при равном дебите.
- Для определения отдающих интервалов при эксплуатации скважины [9].
1 2