ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Тем самым компенсируются возможные изменения сопротивления за счет изменения соотношения объемов скелета и жидкости в породе, если эта жидкость представлена водой, причем одинакового сопротивления. Если вместо такой воды в порах окажется нефть или газ, на сопротивлении появляется дополнительное приращение, не компенсируемое тем содержанием непроводящего скелета, которое отображается на приведенной кривой пористости. Такую же характеристику имеет обводнение пресной водой на фоне соленой пластовой воды.

Данные НК связаны с коэффициентом пористости соотношением

lg kп, НК ≈ – const Jnγ.

Для БК при m = 2 и ρвп = const справедливо соотношение

kп, БК ≈ const 1/ρвп или

lg kп, БК ≈ – constlgρвп.

Для кривых БК и НК по пористости справедливо соотношение

Jnγ ≈ constlgρвп.

Расхождение трансформированных кривых в сторону увеличения БК над НК говорит об углеводородном насыщении (см. рис. 1.49) при отсутствии обводнения пресной водой и записи БК на соленом растворе. При исследовании БК на пресном растворе приращениями БК над НК могут выделяться также водонасыщенные коллекторы с глубокой зоной проникновения пресной воды. Вусловиях резкой дифференциации разрезов Пермского Прикамья по сопротивлению и малой мощности однородных пластовколлекторов необходимо проведение экранированных методов ЭК свысокойвертикальной разрешающейспособностью.

121

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

При этом для определения ρп должен использоваться метод БК, обладающий большой вертикальной разрешающей способностью и для которого высокая минерализация промывной жидкости (ПЖ) является оптимальным условием проведения исследований. Время с момента вскрытия разреза до проведения методов электрометрии не должно превышать пяти суток.

Литологическое расчленение разрезов

Программа предназначена для литологического расчленения разреза скважины на пласты, удовлетворяющие условиям в форме логических функций.

Логические функции определяются заранее путем формализации существующих критериев интерпретации и правил выделения объектов.

Согласно петрофизической классификации пород, к чистым породам относятся таковые, у которых примесь другого компонента составляет не более 5 %. Учитывая погрешности определения петрофизических характеристик по данным ГИС, эту границу принимают за 10 %. Для выделения переходных разностей используют границы 50 и 75 %.

В качестве кривых-признаков используем кривые объемного содержания доломита kд-ск и глин kгл-ск в скелете породы, полученные по объемной модели:

kд_ск = kд / (1− kп ), kгл_ск = kгл / (1− kп ),

где kд, kгл, kп – кривые объемного содержания доломита, глин и пористости.

Для выделения доломитизированных карбонатов можно использовать методику нормализации НК–АК.

Данные АК связаны с коэффициентом пористости соотношением

122

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

kп, АК ≈ const T.

Данные НК связаны с коэффициентом пористости соотношением

lg kп, НК ≈ –const Jnγ.

Кривые НК и АК по пористости связаны соотношением

Jnγ ≈ –constlg T.

Если трансформированные кривые совмещать в известняках, то в доломитах и доломитизированных известняках будет наблюдаться приращение кривой НК над кривой АК, в ангидритах и песчанистых разностях – АК над НК (рис. 1.50).

Критические значения для выделения коллекторов

впродуктивных разрезах Пермского Прикамья

Вкарбонатных отложениях среднего и нижнего карбона (московском, башкирском и серпуховском ярусах и тульском горизонте и турнейском ярусе):

kп ≥ 0,08; kгл ≤ 0,1;

ДС/ d < 0,05;

в визейском терригенном ярусе:

kп ≥ 0,08; kгл ≤ 0,15;

ДС/ d < 0,05;

в фаменском карбонатном ярусе:

kп ≥ 0,07; kгл ≤ 0,05;

ДС/ d < 0,05;

123

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 1.50. Определение насыщенности и литологии пород по комплексу НК–БК–АК

124

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Критические значения для определения типов коллекторов

Для карбонатов:

для всех kгл < 5 %;

kп > 7 %; kе < 0,11 – коллектор, преимущественно, порового типа;

kп > 7 %; kе > 0,11 – коллектор смешанного типа;

kп < 7 %; kе > 0,22 – коллектор трещинно-кавернозного типа (приточный);

kп < 7 %; 0,22 > kе > 0,11 – коллектор трещинно-каверноз- ного типа (приточность неясна).

Для терригенных: коллектор только порового типа.

Критические значения для определения характера насыщения

kн > 0,56 – нефтенасыщенный; 0,56 > kн > 0,48 – нефть с водой; 0,48 > kн > 0,3 – вода с нефтью; kн < 0,3 – водонасыщенный.

Таким образом, эффективность геофизических исследований скважин зависит от разработок в области теории методов, петрофизических исследований, аппаратуры и методик интерпретации. Методика обработки геофизической информации должна учитывать, с одной стороны, особенности изучаемого геологического объекта, с другой – специфику измерений геофизического параметра. Поэтому большой практический интерес приобретают разработки систем автоматизированной интерпретации геолого-геофизических данных, использующих по возможности всю имеющуюся в распоряжении геофизика информацию и по эффективности обработки превосходящие «ручные» способы.

125

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ГЛАВА 2. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Контроль технического стояния и качества цементирования обсадных колонн, как на этапе строительства, так и в процессе эксплуатации скважин, является одной из важнейших задач диагностики нефтяных скважин геофизическими методами. От качества ее выполнения зависит успешность освоения и последующая производительность скважин.

2.1.Задачи технического контроля

иметоды их решения

Контроль состояния цементного кольца в затрубном пространстве обеспечивает выявление дефектных интервалов, дает информацию для принятия обоснованных решений по устранению заколонных перетоков, стимулирует повышение качества работ и совершенствование технологии крепления скважин. Не менее важен контроль целостности цементного кольца за колоннами в ходе эксплуатации скважин, что способствует выявлению причин образованиядефектов и выработке стратегииих ликвидации.

Типовой комплекс геофизических исследований по данному контролю включает (рис. 2.1) методы акустической цементометрии (АКЦ), гамма-гамма-цементометрии и толщинометрии (ГГЦ), электромагнитную дефектоскопию и толщинометрию (ЭМДСТ), термометрию(ВТ), локациюмуфт(ЛМ) игамма-каротаж(ГК).

2.2. Термометрия

Определение местоположения цементного камня в затрубном пространстве по данным термических исследований основано на фиксации тепла, выделяющегося при твердении цементного

126

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

127

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

раствора. Метод позволяет определить верхнюю границу цементного кольца, наличие цементного камня в затрубном пространстве и степень равномерности распределения цемента по разрезу (рис. 2.2).

Зацементированный интервал отмечается на термограмме повышенными значениями температуры на фоне общего постепенного возрастания ее с глубиной и расчлененностью кривой по сравнению с кривой против незацементированных участков скважины.

Рис. 2.2. Определение уровня цемента по данным термометрии и радиоактивных изотопов: 1 – цемент за колонной, 2 – глина, 3 – известняк, 4 – песчаник

128

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Максимальные температуры при схватывании цементного раствора наблюдаются в интервале 6–16 ч, а температурные аномалии можно зафиксировать во времени от 6 ч до одних суток после окончания заливки. Верхняя граница отмечается сдвигом кривой по термограмме. Следует отметить, что термометрия не дает сведений о характере рапределения цементного раствора в затрубном пространстве и качестве цементирования.

Измерения температуры для оценки технического состояния обсаженных скважин выполняют при спуске скважинного пробора, повторное измерение – при его подъеме.

Геотермические исследования при фоновом режиме (до цементирования) проводят только при спуске.

В случае добавки в цементный раствор радиоактивных изотопов интервалы наличия цемента будут отмечаться повы-

шением интенсивности гамма-излучения по сравнению с кривой ГК, зарегистрированной до закачки цемента.

2.3. Акустическая цементометрия

Акустический метод контроля качества цементирования позволяет определить состояние контактов цемента с колонной и породой, оценить его прочностные характеристики и в итоге – степень надежности изоляции затрубного пространства.

Стандартная акустическая цементометрия (АКЦ) основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником с частотой излучения 12–30 кГц (НЧ: 12–18 кГц, ВЧ: 20–27 кГц), распространяющихся в колонне, цементном камне и горных породах.

В качестве информативных характеристик используют:

– амплитуды (Ак) или коэффициент эффективного затухания (αк) волны по колонне в фиксированном временном окне, положение которого определяется значением интервального времени Tк равного 176–185 мкс/м;

129

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

–интервальное время ( Tп) и амплитуды (Ап) или затуханием (αп) первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;

–фазокорреляционные диаграммы (ФКД);

–полную энергию волнового сигнала (ПВП). Методические ограничения применения АКЦ связаны

сисследованиями высокоскоростных разрезов (V > 5300 м/с), когда первые вступления относятся к волне, распространяющейся по породе.

Для стандартной АКЦ выявление интервалов с дефектами в цементном кольце (каналы, разрывы, микрозазоры) и определение типа дефекта в цементном кольце – объемный или контактный, – задача почти не выполнимая.

Проблема контроля качества цементирования в высокоскоростном разрезе и определение типа дефектов решена применением метода акустической сканирующей цементометрии (АКЦ-С). Модуль сканирующей акустической цементометрии предназначен для контроля качества цементирования обсадных колонн акустическим методом на преломленных волнах по

восьми радиальным секторам (через 45°). Метод АКЦ-С позволяет выделять объемные (вертикальный канал, разрыв сплошности) и контактные (зазоры, микрозазоры) дефекты (рис. 2.3).

В основе методики интерпретации полной энергии волнового сигнала заложена модель распространения акустической энергии в скважине (рис. 2.5).

Методика предполагает сравнение энергий волнового сигнала в открытой и обсаженной скважине. Критерии:

–энергии, записанные в открытом стволе и колонне, сходятся – это указывает на плотный контакт;

–энергии расходятся – это указывает на частичный контакт с колонной или его отсутствие.

Применять эту методику можно только в комплексе со стандартными методами по контролю качества цементирования колонн, так как на показания полной энергии волнового сигнала

130