2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 10

Рис. 10.15. Выделение зон трещиноватости по комплексу акустических и упругих параметров:

1 — термометрия; 2 — резистивиметрия; 3 — ÏÑ; 4 — ÊÑ; 5 — амплитуда поперечной волны; 6 — фазокорреляционные диаграммы; 7, 8 — скорости продольной и поперечной волны; 9 — модуль Юнга; 10 — модуль сдвига; 11 — коэффициент Пуассона; 12 — модуль всестороннего сжатия; 13 — горизонтальное напряжение; 14 — зона трещиноватости

829

Рис. 10.16. Выделение зон трещиноватости в карбонатном разрезе с использованием параметров поперечных волн.

Кривые каротажа: 1 — ÊÑ; 2 — ÏÑ; 3 — кавернограмма; 4 — ÃÊ; 5 – ÍÃÊ; 6, 7 — амплитуда и затухание продольной волны; 8 — фазокорреляционная диаграмма; 9, 10 — скорости поперечной и продольной волн; 11, 12 — амплитуды продольной и поперечной волн; 13 – зоны трещинова-

тости

830

ренциальными давлениями на данных участках за счет наличия газа. Анализ фазокорреляционных диаграмм и амплитудной кривой поперечных волн Às показывает, что напротив трещиноватых зон имеет место уменьшение амплитуды поперечных волн и наличие волн вторичного типа в виде коротких линий, секущих фазокорреляционную диаграмму под различными углами.

Другой пример выделения трещинной зоны в терригенном разрезе по наличию на записях ФКД волн вторичного типа приведен на рис. 10.17. Запись получена в скважине Анастасьевской площади ДДВ, где в интервале глубин 4490–4500 м находится трещинная зона, представленная пластом аргиллита, трещины в котором, как показал анализ керна, преимущественно горизонтальные. Хорошо видно, что в отличие от записей ФКД, приведенных на рис. 10.16, здесь волны вторичного типа имеют четко выраженные оси синфазности, располагающиеся под определенными углами к оси скважины. Очевидно, данный факт свидетельствует о возможности оценки угла преимущественной ориентации трещин по характеру записей фазовых линий волн вторичного типа на ФКД.

Применение широкополосного АК не только будет способствовать выявлению зон повышенной трещиноватости, но и позволит осуществлять контроль за изменением механической сплошности среды в результате различных видов воздействия на горную породу. Это положение иллюстрирует рис. 10.18, где показано сопоставление материалов АК до и после обсадки одной из скважин месторождения Узень.

Рис. 10.17. Выделение зоны трещиноватости в терригенном разрезе.

Кривые каротажа: 1 — ÏÑ; 2 — ÊÑ; 3 — ÃÊ; 4 — ÍÃÊ; 5 – фазокорреляционная диаграмма; 6 — зона трещиноватости

831

Рис. 10.18. Изучение напряженного состояния горных пород путем повторных замеров АК.

Кривые каротажа: 1 — ÊÑ; 2 — индукционный каротаж; 3 — кавернограмма; 4, 5 — фазокорреляционные диаграммы, зарегистрированные до и после обсадки; 6, 7 — интеграл огибающей волнового пакета; 8 — зоны трещиноватости; 9 – зоны уплотнения после обсадки

Анализ приведенных материалов показывает, что в ряде интервалов разреза скважины на фазокорреляционной диаграмме, полученной после обсадки скважины, отмечается значительное увеличение количества боковых и обменных отраженных волн. Этим же интервалам соответствует наибольшее ослабление энергии ppp-, psp-волн (кривая 7) по сравнению с энергией волн до обсадки (кривая 6).

Отмечаются, однако, интервалы (например, 995–1005 м), на которых после обсадки произошло уплотнение среды, что отразилось в виде максимума на кривой 7 энергии сигнала, проинтегрированного в пределах временного окна, соответствующего p- è s-волнам. Во многих интервалах (965–995 м и др.) показания на ФКД и аналоговых кривых практически не изменились. Полученные результаты, по-видимому, связаны с изменениями напряженного состояния массива в приствольной зоне после обсадки скважины.

Таким образом, критерии выявления зон трещиноватостей, вытекающие из

832

данных расчетов и лабораторных наблюдений, подтверждаются материалами скважинных акустических исследований. Нам представляется перспективным применение широкополосного акустического каротажа (на базе АКН-1, ЗВУК-2) с регистрацией параметров ppp-, psp-волн не только для выявления трещинных зон, но и для контроля за изменением механической сплошности горных пород в прискважинной зоне.

10.5. ОЦЕНКА ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ СКВАЖИННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ НАБЛЮДЕНИЙ

К настоящему времени накоплен значительный опыт геофизических измерений для раздельной оценки температуры, давления и насыщенности в системе скважина – пласт. Переход от свойств призабойной зоны к оценке и прогнозированию свойств остальной части пласта сопряжен со значительными сложностями.

Ниже рассмотрены методы геофизических исследований, которые представляются наиболее перспективными с точки зрения правильной оценки термодинамических параметров пласта.

Основным методом измерения температуры в скважине является термометрия. Температура жидкости в скважине может существенно отличаться от температуры в пласте. Распределение температуры по разрезу скважины в основном определяется теплофизическими свойствами горных пород и их плотностью. К теплофизическим свойствам пород относятся удельная теплопроводность λ и теплоемкость ñï.

Локальный температурный градиент, измеренный в скважине напротив того или иного пласта, связан с этими свойствами, соотношением градиента температуры grad T ~ 1/a, ãäå à — температуропроводность пласта, определяемая из равенства à = λ/ñï.

Изучение полей температур в скважинах способствует решению многих геолого-геофизических и технологических задач. На стадии поисков к ним относится выявление температурных аномалий, связанных со структурногеологическими условиями залегания месторождений нефти и газа, на стадии проводки и крепления глубоких скважин — локализация интервалов, связанных с интенсивным водопротоком или с повышенным поглощением бурового раствора, а также определение высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве с использованием аномалии температуры за счет дополнительной теплоты, выделяющейся при экзотермической реакции твердения цементного раствора, на стадии разведки — выявление газоносных пластов на основе эффекта Джоуля – Томсона, а в процессе разработки месторождения — контроль за обводнением продуктивных пластов.

Оценка и прогноз распределения температурного поля по скважинным измерениям возможны лишь на основе исследований стационарных состояний, которые обеспечиваются либо после длительной остановки скважины, либо длительным воздействием на пластовую подсистему в одном и том же режиме. Кривая распределения температуры, снятая в жидкости, заполняющей ствол скважины, при стационарных состояниях соответствует кривой распределения

833

температуры в окружающих горных породах и, следовательно, является источ- ником информации о температурном поле во вскрытом массиве пород.

Момент наступления стационарного состояния устанавливается по выполаживанию температурной кривой во времени в пределах погрешности измерения. Факторы, влияющие на процесс изменения температуры в стволе скважины, и способы их аналитического учета подробно описаны в работе [24].

Практика геофизических исследований показала, что при выполнении измерений в стационарных состояниях термометрия в скважине является относительно простым способом оценки температуры пласта.

Теплопроводность призабойной зоны пласта в скважине определяют, исходя из нестационарных методов решений для цилиндрического зонда. Для вывода расчетных зависимостей можно пользоваться решением Блэквелла, учитывающим размеры тепловой зоны, ее тепловые свойства и тепловое сопротивление между источником и нагреваемой средой. Допустим, что имеется тепловой цилиндрический источник радиусом r0 в скважинной среде теплопроводностью λñ. При τ > 0 в нем выделяется количество теплоты в единицу времени на единицу длины q. Теплообмен между источником и средой в скважине соответствует закону Ньютона. Решение сформулированной задачи относительно температуры источника имеет вид

	θ(τ) = A ln τ + B +	1		C ln τ + D		,	(10.5)
		τ

ãäå

ql

ql

λ

2

λ(r

c

− r

0

)

A =

;

B =

ln

− 2ln r0

+

+ 0,809

;

λc r0

4πλ

4

πλ C

C =

ql

1 r 2c

−

m

ρ

c

0

;

0

0 0

2 λ

πλ

4πλ

D =

ql

1

r 2c

−

m

ρ

0

c

0

λ

−2lnr0 +

2λ(r

c

− r

0

)

+0,809

+

r 2c

−

m

0

ρ

c

0

0

0

ln

0

0

(rc

2

λ

πλ

c

λcr0

λ

πr0λc

4πλ

(10.6)

(10.7)

− r0 ) .

Согласно проведенным исследованиям Блэквелла, влияние осевых потоков тепла в нагревателе становится несущественным, когда удовлетворяется соотношение

l	≥ 30,	(10.8)
2r0

ãäå l — длина нагревателя.

Расчетная зависимость для коэффициента теплопроводности определяется из выражения для θ, если температуру измерять в моменты времени τ1 è τ2 (τ2 > τ1):

		q ln			τ2
λ =					τ1					.	(10.9)
	4π θ	(	τ	2 )	− θ		(	τ
									1 )

834

ОЦЕНКА ДАВЛЕНИЯ И КОЭФФИЦИЕНТОВ СЖИМАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРА

Горные породы в призабойной зоне находятся в напряженном состоянии, которое обусловлено следующими факторами:

1)геодинамическим давлением pã, передаваемым на зерна коллектора вышележащими горными породами; это давление действует в направлении смыкания пустот между зернами коллекторов;

2)пластовым — поровым давлением ðï, действующим в направлении размыкания зерен коллектора;

3)эффективным напряжением σ = ðã – hðï, ãäå h – коэффициент разгрузки, по В.М. Добрынину и Фэтту 0 < h < 1;

4)значением эффективного коэффициента изотермической сжимаемости

коллектора βè = 1/V(∂V/∂σ), ãäå V — объем среды; βè зависит от геометрии пустотного пространства (поры, трещины, каверны), упругих свойств матрицы породы и ее порозаполнителя, термодинамических условий;

5)характером радиального изменения эффективного напряжения ∂σ/∂R; это изменение может иметь место в некоторых типах горных пород при кольце-

вой напряженной зоне вокруг цилиндрической выемки — скважины, в зоне проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и вытеснения пластового флюида, в зоне нарушений механической сплошности среды за счет взаимодействия породоразрушающего инструмента со стенкой скважины;

6) степенью вертикально-горизонтальной анизотропии физико-механичес- ких свойств и, в первую очередь, упруго-деформационных характеристик пла- ста-коллектора.

Следует отметить, что некоторые из перечисленных факторов в ряде слу- чаев действуют «в противофазе» и могут взаимно компенсироваться.

Для оценки напряженного состояния призабойной зоны пласта и экстраполяции его на пласт в целом могут использоваться геофизические методы, основанные на прямых измерениях давления и напряжения в комплексе с методами, предназначенными для изучения упруго-деформационных характеристик и геометрии пустотного пространства пород. Следовательно, основными методами для этого будут дебитометрия, динамометрия и геоакустические исследования в скважинах и межскважинном массиве, а также определение пластовых давлений.

Прямая оценка напряженного состояния массива пород является сложной технической задачей, так как связана с помещением в специальные зумпфы или горизонтальные отверстия в стволе скважины высокоточных датчиков смещения частиц горной породы и с различными способами создания (или снятия) механической нагрузки на призабойную зону пласта, например с помощью изменения ее диаметра.

Наиболее перспективным методом оценки напряженного состояния призабойной зоны и пласта является геоакустический метод. Применение скважинной геоакустики для этой цели основано на том, что основные акустические параметры — скорости распространения vð, vs и коэффициенты затухания αð, αs продольных и поперечных волн функционально связаны с упругодеформационными характеристиками пород (Å, , µ), геометрией пустотного пространства и термодинамическими условиями их залегания.

Из теории упругости следует, что для сцементированных горных пород с малыми коэффициентами затухания справедливы следующие соотношения,

835

связывающие основные акустические и эффективные упруго-деформационные характеристики:

	E = 2ρvs (1 + γ);				G = µ = ρvs2 ;			(10.10)
	k = ρvp2 − 4 3ρvs2;							(10.11)
	0, 5		v p		2	−1
	ν =		vs				,	(10.12)
		(v p vs )2				−1

ãäå Å, G, µ, ν, k — соответственно модули Юнга, сдвига, константа Ламэ, коэффициент Пуассона и объемый коэффициент упругости.

Эффективный коэффициент адиабатической сжимаемости породы βÀ равен обратному объемному коэффициенту упругости:

βA	=	1	=			1			.	(10.13)
		k				vs )	2
			2
				ρvs	(v p			− 4 3

Следует отметить, что все модули, вычисленные по материалам акустиче- ских измерений, являются адиабатическими, так как измеряются при быстром периодическом приложении напряжений и, строго говоря, количественно могут отличаться от изотермических модулей упругости βè, измеряемых медленными статическими деформациями. Переход от динамических модулей к статическим может осуществляться с использованием аналитических или стохастических связей. В общем случае эти коэффициенты связаны соотношением βè = βÀγ, где для горных пород γ ≈ 1,1.

Для раздельной оценки коэффициентов сжимаемости флюида порозаполнителя и скелета породы требуется комплексный подход, основанный на лабораторном изучении термодинамических свойств пластового флюида и исследовании в скважине этих же свойств для насыщенной пористой, трещинной или кавернозной породы с учетом геометрии ее пустот.

Лабораторное изучение коэффициентов сжимаемости пластового флюида может быть проведено на специальных установках, моделирующих пластовые термодинамические условия.

При этом адиабатические коэффициенты сжимаемости флюида оцениваются ультразвуковым методом на основе соотношения βÀ =1/v2ðρ. Изотермиче-

ский коэффициент сжимаемости βè может быть оценен либо прямыми измере-

ниями, либо с использованием показателя адиабаты γ.

Известно, что γ = βè/βÀ – ñð/ñV. Для воды γ ≈ 1,01, для нефти γ = 1,2, для газа γ = 1,3.

Для корректной совместной оценки величин сжимаемости горной породы и ее эффективного напряжения следует оценить тип пустотного пространства породы, т.е. тип коллектора: поровый, трещиноватый, кавернозный, трещинова- то-кавернозный и т.п.

Критерии разделения коллекторов по типу пустотного пространства на основе стандартного комплекса геофизических методов акустики, электро- и радиометрии описаны в [49].

836

Добавим здесь лишь некоторые, существенные на наш взгляд, критерии акустического метода.

Весьма информативными характеристиками трещиноватости являются:

1)значение параметра трещиноватости m = Vi/V0;

2)наличие минимума на кривых амплитуд поперечных p0s1p0-âîëí (À0) или максимума на кривой коэффициента затухания поперечных волн αs (в слу- чае больших раскрытостей трещин аналогичные аномалии отмечаются и для

p0p1p0-âîëí);

3)наличие на фазокорреляционных диаграммах боковых волн, отраженных и дифрагированных на трещинах;

4)резкое ослабление амплитуды трубных поверхностных волн (Лэмба — Стоунли), действие которых близко к действию гидроудара.

Характер радиального изменения напряженного состояния в прискважинной зоне может быть оценен частотным зондированием скважин на двух существенно различающихся разносах глубинного прибора. Различия в скоростях

упругих волн, полученные на двух зондах, должны быть исправлены на влияние фильтрата бурового раствора, глубину проникновения которого в пласт оценивают боковым электрическим зондированием или другими методами.

Для выявления интервалов пород, обладающих наибольшей сжимаемостью, целесообразно воспользоваться приемом измерений, предложенным ранее. Предлагается проводить повторные акустические измерения в процессе кратковременных гидродинамических воздействий на пласты. При этом строят пото- чечные кривые (∂vp /∂pïë ) èëè (∂vs /∂pïë ) для заданных моментов времени, а

также кривые (∂vp /∂t)∆p при заданных градиентах давления ∆ð.

Сравнение таких кривых позволяет выделять характерные зоны с повышенной сжимаемостью или проницаемостью.

Коэффициенты сжимаемости вторичных пустот (каверн) и трещин могут быть оценены по формулам, предложенным В.М. Добрыниным и др., с использованием коэффициента пористости, определенного по данным НГК или ГГК.

Например, для кавернозной породы

			3				(1 − vñê )
	βÀ ≈								βñê,			(10.14)
				2		(1 − 2vñê )
	а для трещиноватой породы:
		1	− v2					2 3		1
	βÀ ≈1,05	(	ñê )				βâò	[σ − pïë ]−		3	,	(10.15)
		(1	− vñê )

где σ — эффективное напряжение; ðïë — пластовое давление.

Анализ уравнений и результатов экспериментов, описывающих распространение упругих волн в горных породах, показывает, что скорости упругих волн и коэффициенты их затухания существенно зависят от эффективного напряжения, под которым находится горная порода. В общем случае с повышением напряжения возрастают скорости распространения волн, и уменьшается их затухание.

Экспериментальную оценку давления (напряжения) горных пород в условиях естественного залегания можно проводить только после изучения литоло-

837

гии пласта, определения типа коллектора, его пористости и коэффициентов адиабатической сжимаемости или упругости.

Вид расчетных формул будет зависеть от типа коллектора. Например, для песчаного слабосцементированного пласта, зная скорости упругих волн, вели- чину геодинамического давления σã можно приближенно оценить по следующим формулам

σã =		(ρv2ð − õ1 )3						+ npïë ,			(10.16)
	B (kï ) 3						Å 2
						(1 − v2 )2
ãäå
	õ1 =						1			,	(10.17)
				β1kï + β2 (1 − kï )
èëè
σã =					ρv6ð				+ npïë ,		(10.18)
		B	(kï )		3		Å 2
							(1 − v2 )2

где ρ — плотность среды; 1,2 — индексы, относящиеся к флюиду и твердой фазе соответственно; n — коэффициент разгрузки (n ≈ 0,85); Â(kï) — коэффициент, связанный со структурой порового пространства.

Напряженное состояние в изотропной горной породе определяется массой вышележащих пород. Вертикальное давление — напряжение при условии горизонтального залегания вышележащих пород может быть оценено по формуле σz = ρïh, ãäå h — глубина изучаемого слоя.

Горизонтальные напряжения σõ, σó зависят от величины коэффициента бокового распора k горной породы. Следовательно, σã = σõ = σó = kσz (уравнение справедливо для идеально упругой среды).

Из уравнения для σz видно, что для пород с высоким коэффициентом Пуассона (ν ≈ 0,5) компоненты вертикального и горизонтальных напряжений равны. В случае твердых горных пород горизонтальные напряжения, как правило, меньше, чем вертикальное напряжение.

Изучение величины коэффициента Пуассона для точек, находящихся на различных удалениях от оси скважины, позволит экспериментально оценить изменение горизонтальных напряжений σr, σθ в прискважинной зоне. Этого можно достигнуть акустическим зондированием горных пород излучателями и приемниками, расположенными в одной скважине. Весьма перспективным для этих целей может оказаться и межскважинное прозвучивание массива пород.

Для экстраполяции величин напряжений, полученных экспериментально в призабойной зоне, на весь пласт в целом оптимальными являются акустические измерения в обсаженной и зацементированной скважине после расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и частичного снятия колонной избыточных радиальных напряжений.

838