Усовершенствование методов шумометрии и микрокавернометрии обсаженных скважин

Известен метод шумометрии скважин (или каротажа акус­тической эмиссии), предназначенный для определения мест негерметичности обсадной колонны или спущенных в сква­жину насосно-компрессорных труб и мест негерметичности затрубного или заколонного пространства, а также зон по­глощений в скважине, путем спуска в колонну или НКТ скважинного прибора и регистрации с помощью преобразо­вателя акустических колебаний в электрические (например, пьезоэлемента) электрических аналогов интенсивности и час­тотного спектра шумов, образующихся при движении жид­кости или газа через дефекты крепления крепи скважины или НКТ.

Данный способ имеет ряд недостатков:

268

невозможность определения изменений внутреннего диа­метра обсадной колонны или НКТ по стволу скважины, в том числе каверн, порывов в теле обсадных труб или НКТ и их муфтовых соединений;

неточность определения дефектов крепи скважин из-за искажающего влияния неоднородности среды в колонне или НКТ, особенно — содержания воздуха или газа.

Известен также метод микрокавернометрии (каверно-метрии с использованием укороченных мерных рычагов), предназначенный для измерения внутреннего диаметра об­садной колонны (основному элементу крепи скважин) по стволу скважины или опущенных в скважину насосно-ком-прессорных труб, в том числе для определения местонахож­дения каверн и порывов в теле обсадных труб или НКТ и их муфтовых соединений.

Для реализации этого метода в обсадную колонну или НКТ спускают скважинный прибор с укороченными мерны­ми рычагами, нижние концы которых с помощью пружин прижимаются к внутренней поверхности колонны, а их верхние концы передвигают скользящий контакт по ресхор-де (или сердечник в индукционной катушке), создавая регис­трируемое при подъеме скважинного прибора изменение электрического напряжения, пропорциональное расстоянию между нижними концами противоположных мерных рычагов.

Однако этот метод недостаточно информативен для опре­деления дефектов крепи скважин, так как с его помощью не определяются места негерметичности обсадных колонн или НКТ, затрубного или заколонного пространства, а также ин­тервалы зон поглощений и др.

Усовершенствование метода заключается в том, что в об­садную колонну или НКТ спускают скважинный прибор, в корпус которого встроен преобразователь акустических ко­лебаний в электрические — микрокаверномер, жестко свя­занный с верхними концами мерных рычагов [49, 81].

Установка в корпус прибора преобразователя акустичес­ких колебаний в электрические — микрокаверномера для измерения интенсивности и частотного спектра скважинных шумов позволяет одновременно производить микрокаверно-метрию и шумометрию, измерять изменения диаметра обсад­ной колонны и определять места негерметичности обсадных колонн или НКТ, затрубного или заколонного пространства, зон поглощения и др. Жесткая связь преобразователя с прижимающимися к внутренней поверхности колонны мер­ными рычагами позволяет использовать их как волноводы,

269

устраняющие искажающее влияние среды во внутриколонном пространстве и в НКТ на результаты измерений интенсивно­сти и частотного спектра скважинных шумов. Кроме того, такое комплексирование методов позволяет производить шумометрию в газовой среде внутри колонны или НКТ.

Это обусловлено тем, что по стальным мерным рычагам прибора акустические колебания (скважинные шумы) попа­дают из скважины на преобразователь акустических колеба­ний в электрические с большей скоростью и значительно меньшим затуханием, чем через заполняющие внутриколон-ное пространство жидкость и газ.

На рис. 109 изображена схема применения данного усо­вершенствования.

В обсадную колонну или НКТ 1 с муфтовыми соединения­ми 2 на каротажном кабеле 8 спускают скважинный прибор 7 с мерными рычагами 5. При подъеме скважинного прибора

Рис. 109. Схема применения усовер­шенствования методов шумометрии и микрокавернометрии

270

мерные рычаги раскрываются таким образом, что их нижние концы с помощью пружин прижимаются к внутренней по­верхности колонны или НКТ 1. С верхними концами мер­ных рычагов жестко связаны скользящий по ресходе 3 кон­такт 6 и преобразователь акустических колебаний в электри-чес- кие 4.

Изменение диаметра колонны или НКТ 1 вызывает изме­нение ширины раскрытия мерных рычагов 2, что, в свою очередь, в результате изменения положения скользящего контакта 6 на ресходе 3 вызывает изменение измеряемого на ней электрического напряжения, которое передается через кабель на регистрирующее устройство. Но так как мерные рычаги 5 постоянно прижаты к внутренней поверхности ко­лонны или НКТ 1, они являются непрерывными волноводами для жестко связанного с ним преобразователя акустических колебаний в электрические (пьезоэлемента) 4. Поэтому при возникновении в скважине акустических колебаний (шумов) от перетоков жидкости или газа через места негерметичнос­ти колонны или НКТ, заколонного или затрубного простран­ства, эти шумы, независимо от состава и степени однород­ности среды в колонне или в НКТ, будут передаваться через мерные рычаги 5 к пьезоэлементу 4, создавая в нем измене­ния электрического напряжения, которые через каротажный кабель передаются на регистрирующее устройство.

На комплексной диаграмме (см. рис. 106) показаны заре­гистрированные в скв. 117 Краснодарского ПХГ с межко­лонным давлением диаграммы микрокавернометрии 1 и шу-момет-рии 5.

На диаграмме микрокавернометрии в интервале 844 — 848 м отмечается разбуренный пакер ПДМ со сквозными нару­шениями целостности колонны (см. рис. 105 и 106).

На диаграмме шумометрии повышение интенсивности шума от забоя к устью характеризует заколонный переток газа из продуктивной толщи к поверхности. Аномалии в ин­тервале 110 — 230 м обусловлены повышением интенсивно­сти шума в местах сужений канала заколонного перетока га­за и характеризуют высокую чувствительность и разрешаю­щую способность усовершенствованного метода шумомет­рии.

Отсюда следует, что по данным одновременной микрока­вернометрии и шумометрии уточнено определение техничес­кого состояния крепи этой скважины: наличие повреждения обсадной колонны и интервал заколонного перетока сква-жинного флюида.

271

8

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА

НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВ

В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ

(НА ПРИМЕРЕ ПРИМЕНЕНИЯ АКШ

И ИННК НА НЕФТЕГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ)

Насущной проблемой для старого фонда эксплуатацион­ных скважин нефтегазовых месторождений Краснодарского края является определение характера насыщения обводняю­щихся со временем продуктивных пластов-коллекторов.

Сложность определения нефтегазонасыщенности коллек­торов в обсаженных эксплуатационными колоннами скважи­нах связана с невозможностью проведения методов электро­метрии, низкой минерализацией пластовых вод, малой эф­фективной толщиной пластов-коллекторов и др.

Для определения характера насыщения пластов-коллек­торов терригенных отложений в обсаженных скважинах от­делом геофизики НТЦ ООО "Кубаньгазпром" применяются методы: акустический, реализуемый с помощью многозондо-вой широкополосной аппаратуры (АКШ-5, АКШ-8), и двух-зондовый импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) [58, 92]. Регистрация выходных параметров производится цифровыми комплексами ПВК-2 и КС-Контроль. Обработка и интерпретация первичных геофизических материалов про­водится по программе НПФ "Контакт" (г. Кимры).

С помощью широкополосного акустического каротажа определение характера насыщенности пластов производится по значениям динамических параметров: амплитуд (А₁—А_п, А) и энергий (Е₁ — Е_п, Е) продольных и поперечных волн, полу-

272

ченным в результате программно-математической обработки зарегистрированных полных волновых акустических сигна­лов.

Нефтегазонасыщенные пласты, ГВК, ВНК выделяются во временном окне 200 мкс по резкому (более 35 %) уменьше­нию значений амплитуд и энергий продольной волны по сравнению с амплитудами и энергиями для водонасыщенных интервалов разреза скважин. Значения амплитуды и энергии поперечной волны в нефтегазонасыщенных интервалах соот­ветственно увеличиваются (рис. 110).

Количественная оценка нефтегазонасыщения пластов по значениям динамических параметров продольных и попереч­ных акустических волн возможна лишь с помощью статис­тических зависимостей, полученных применительно к геоло­гическим условиям конкретных отложений.

Ограничения применения широкополосного акустического метода (АКШ) заключаются в том, что определение характера насыщения пластов возможно только в обсаженных скважи­нах с высоким качеством цементирования и низкоскорост­ными разрезами, характеризующимися значениями интер­вального времени распространения акустических волн 300 — 350 мкс, а также в трудностях выделения поперечных волн.

Поэтому необходимым условием эффективности приме­нения АКШ является достаточно достоверная оценка качества цементирования скважины по данным методов, описанных в предыдущих разделах книги.

Другим эффективным методом выделения нефтегазонасы­щенных и водонасыщенных интервалов в обсаженных сква­жинах является импульсный нейтрон-нейтронный каротаж.

Показания ИННК зависят от тех же петрофизических свойств горных пород, что и показания нейтрон-нейтронного или нейтронно-гамма-каротажа со стационар­ными источниками нейтронов. Но ИННК имеет ряд преиму­ществ перед стационарными нейтронными методами:

возможность количественного определения диффузионных характеристик горных пород;

высокая чувствительность к изменению минерализации пластовой жидкости;

значительно меньший уровень помех от скважинных ус­ловий;

большая глубинность исследований.

Если разделение пластов по характеру насыщающего флюида, в случае высокой минерализации пластовой воды, вследствие резкого различия их нейтронных характеристик

273

Рис. ПО. Разделение коллекторов поданным широкополосной акустики с 840 площади Соколова гора):

ФКД-5 — фазокорреляционная диаграмма, зарегистрированная пятым при-ной волны; A_s — амплитуда поперечной волны; Е_р — энергия продольной речной волны, зарегистрированная во временном окне 200 мкс

4 усл. ед

(

^{

 

 

 

 

 

помощью прибора АКШ-8 на продуктивные (I) и водонасыщенные (I I) (сжв.

емником; ФКД-7 — то же, седьмым приемникам; А_р — амплитуда продоль-волны, зарегистрированная во временном окне 200 мкс; E_s — энергия попе-

не вызывает затруднений даже с помощью ННК или НГК, то для месторождений Кубани, минерализация пластовых вод в которых не превышает 40 г NaCl на 1 л такое разделение значительно затруднено.

В таких условиях (на площадях Южно-Ленинодарской, Ленинградской и т.д.) опыт применения ИННК показывает, что его эффективность в отложениях нижнего мела сущест­венно зависит от способов регистрации и программно-математической обработки данных.

Поэтому для повышения эффективности разделения плас­тов коллекторов на водо- и нефтегазонасыщенные и отбивки ГНК, ГВК, ВНК с помощью ИННК используется не время жизни тепловых нейтронов т в газе, нефти, воде или декре­мент затухания к = 1/т, а относительный параметр

Ф = NÏz/N·z,                                                                        (46)

где N ^, — скорость счета импульсов в 1 мин для малого зон­да при задержке Т (в мкс); N _{6 z} — скорость счета импульсов в 1 мин для большого зонда при задержке Т (в мкс).

Значения задержки Т и окна регистрации выбираются ис­ходя из скважинных условий (диаметра скважины, толщины цементного камня и т.д.).

На основе результатов статистической обработки экспе­риментальных данных были выбраны в качестве оптималь­ных значений задержки 1200 — 1400 мкс и окна регистрации 150-200 ÏÍÒ.

Пример разделения с помощью ИННК пластов-коллек­торов по характеру насыщения проиллюстрирован на рис. 111, из рассмотрения которого следует, что разделение кол­лекторов на нефтегазо- и водонасыщенные по параметру ф четче, чем по значениям имп/мин.

В настоящее время в НТЦ проводятся оцифровка, скани­рование фондового геофизического материала и заполнение базы данных БД —ГИС, что необходимо для последующей нормализации диаграмм ГИС, построения и анализа статис­тических интегральных и дифференциальных кривых рас­пределений их показаний с целью сокращения при интер­претации области неоднозначности вода — продукт.

Большое значение приобретают, особенно в связи с со­кращением объем бурения в Краснодарском крае, до иссле­дования скважин старого фонда методами АКШ и ИННК с целью уточнения и возможного выявления пропущенных продуктивных интервалов. В этом отношении большой инте­рес представляет Западно-Кубанский прогиб, особенностью

276

Рис. 111. Разделение коллекторов по данным ИННК с помощью прибора ИГН-9 на газо- (I), водо- (II) и нефтенасыщенные (III):

а — скв. 28 Южно-Ленинградской площади; б — скв. 1775 Анастасиевско-Троицкой площади; 1 — М₃ 1400(200) — счет на малом зонде, задержка 1400 мкс, окно 200 мкс; 2 — М₃ 1200(150) — то же, задержка 1200 мкс, окно 150 мкс; 3 — Б₃ 1400(200) — счет на большом зонде, задержка 1400 мкс, ок­но 200 мкс; 4 — Б₃ 1200(150) — то же, задержка 1200 мкс, окно 150 мкс; ф — относительный параметр М₃/Б₃

которого является наличие в разрезе отложений, характери­зующихся аномально высокими пластовыми давлениями на площадях: Прибрежная, Морозовская, Варавинская и т.д. На­пример, нефтегазонасыщенные коллекторы караганчокракс-ких отложений вскрывались на буровых растворах плотно­стью примерно 2,12—2,14 г/см³. Диаметры зон проникновения фильтрата бурового раствора превышают 2 — 4 d_CKB толщины пластов, изменяются в пределах 0,2 — 5,0 м, удельные элект­рические сопротивления продуктивных коллекторов — в пре­делах 0,6 — 3,0 Ом-м, минерализация пластовых вод составляет 13,4 г/л. Эти особенности обусловливали возможность про­пуска продуктивных пластов при проведении ГИС в откры­том стволе. После обсадки скважины эксплуатационной ко­лонной с течением времени зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пластах постепенно расформировывают-

277

Рис. 111. Продолжение

ся, повышая вероятность уточнения и выявления возможно пропущенных продуктивных интервалов с помощью АКШ и ИННК.

Для дальнейшего повышения эффективности использова­ния импульсного нейтрон-нейтронного метода и широкопо­лосного акустического каротажа целесообразно опробовать применительно к геологическим условиям Краснодарского края программу "Камертон" б. ГАНГ им. И.М. Губкина и программу обработки ИННК, разработанную во ВНИИЯГГ (г. Москва).

9

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН

Для определения качества перфорации обсадной колонны в скважине применяется способ, реализуемый с помощью локатора муфт. В скважину спускают локатор муфт, регист­рируют изменения электромагнитных свойств обсадной ко­лонны и по наличию резких аномалий на кривой, зарегист­рированной локатором муфт, определяют проперфорирован-ные интервалы — один из параметров качества перфорации.

Данный способ имеет ряд недостатков, затрудняющих оп­ределение качества перфорации в результате искажающих влияний: изменение толщины стенок обсадной колонны, на­личия механических покрытий обсадной колонны, изменения намагниченности обсадной колонны.

Вышеперечисленные недостатки данного способа указы­вают на то, что в общем случае его применение не обеспечи­вает точность определения качества перфорации.

В другом способе, до перфорации, колонна против наме­чаемого для перфорации интервала намагничивается, затем в нем с помощью аппаратуры контроля за перфорацией АКП-1 регистрируется диаграмма в виде гармонических колебаний равной амплитуды намагниченности колонны. После перфо­рации, на зарегистрированной повторно аппаратурой кон­троля за перфорацией АКП-1 диаграмме отмечается значи­тельное уменьшение амплитуды гармонических колебаний намагниченности против проперфорированных участков обсадной колонны по сравнению с непроперфорирован-ными.

Однако известный способ недостаточно точен, так как качество диаграммы АКП-1 может быть снижено в результа­те влияния изменения намагниченности обсадных колонн в скважинах, т.е. снижается точность определения качества перфорации; кроме того, он недостаточно информативен для

279

определения сообщаемости внутренней полости обсадной колонны с пластом после перфорации.

Для повышения точности определения сообщаемости вну­тренней полости обсадной колонны с пластом разработан и испытан способ, включающий спуск скважинного прибора в зацементированную обсадную колонну, регистрацию диа­грамм физической величины по стволу скважины до и после перфорации и выделение интервалов перфорации по измене­нию значений физической величины на диаграмме зарегист­рированной после перфорации. В качестве измеряемой фи­зической величины используется электрический потенциал между электродом скважинного прибора и заземленным элек-тродом сравнения; при этом о степени сообщения плас­та с внутренней полостью обсадной колонны судят по изме­нению значения измеряемого электрического потенциала по­сле перфорации [19].

Сущность способа заключается в том, что на кривой из­менения электрического потенциала колонны, зарегистриро­ванной после перфорации, проперфорированные интервалы отмечаются резкими изменениями (аномалиями) ЭПК, кото­рые отсутствовали на кривой изменения ЭПК, зарегистриро­ванной до перфорации.

Такое явление объясняется тем, что в непроперфориро-ванной зацементированной скважине между обсадной колон­ной и заколонной средой (стенками скважины — горной по­родой) находится твердая цементная оболочка (практически изолятор электрического тока), значительно ослабляющая протекающие между колонной и породой электрохимические процессы, которые в основном обусловливают возникнове­ние электрического потенциала колонны. После перфорации скважины в проперфорированном интервале колонны значи­тельно усиливается ее электрохимическое взаимодействие с горной породой, что обусловливает резкое изменение (аномалию) ЭПК против проперфорированного интервала по сравнению с выше и ниже расположенными участками ко­лонны.

Изменения (аномалии) ЭПК против проперфорированных пластов зависят от многих факторов и поэтому могут изме­няться в очень широких пределах по знаку и значению.

На рис. 112 схематически изображена скважина и даны кривые изменения электрического потенциала колонны, за­регистрированные до и после перфорации.

В скважину (см. рис. 112, $) с обсадной колонной 1, це­ментной оболочкой 2 и горной породой 3 на каротажном

280

Рис. 112. Схема регистра­ции ЭПК ($ и зарегист­рированные кривые ЭПК (■) для определения ка­чества перфорации сква­жины

а

f

б

ЭПК

------ ►

 

Рис. 113. Определение по данным ЭПК проперфо-рированных интервалов скважины:

1, 2 — кривые ЭПК со­ответственно до и после перфорации; 3 — анома­лии против проперфо-рированных интервалов после перфорации; 4 — интервал перфорации в скважине-спутнике Ку­банской сверхглубокой

4-

I

Г '

 

Глуби­ на, м

25 мВ

1560

1580

кабеле 4 спускают (или поднимают) до и после перфорации колонны 1 в интервале несколько большем, чем предполага­емый интервал перфорации 5, измерительный электрод 6, между которым и заземленным электродом 7 сравнения ре­гистрируют кривые изменения ЭПК до и после перфорации.

На рис. 112, • показаны кривые изменения электрическо­го потенциала колонны до 8 после перфорации 9. На кривой 9 проперфорированный интервал 5 отмечается значительной аномалией 10, которая отсутствовала на кривой 8.

Были проведены исследования по регистрации кривой ЭПК до и после перфорации скважины в промысловых ус­ловиях.

На диаграмме (рис. 113) показаны зарегистрированные кривые изменения электрического потенциала колонны до и после перфорации обсадной колонны.

Сопоставление кривых изменения ЭПК 1, 2 и интервала перфорации 4 показывает, что против проперфорированных интервалов четко отмечаются существенные изменения (аномалии) ЭПК.

На диаграмме (рис. 114) показаны зарегистрированные в этой же скважине кривые ЭПК до 1 и после перфорации 2 обсадной колонны, а также интервал перфорации 3.

Сопоставление кривых изменений электрического потен­циала колонны 1, 2 и интервала перфорации 3 показывает, что на кривой 2 отмечаются резкие аномалии 4, отсутство­вавшие на кривой 1. Причем интервал перфорации отмечает­ся на кривой 2 двумя отдельными (верхней и нижней) анома­лиями 4, указывая на отсутствие или незначительность элект­рохимического взаимодействия колонны с породой в средней части 5 интервала перфорации 3. Это объясняется тем, что в интервале 5 в результате перфорации не достигнута доста­точная сообщаемость внутренней полости колонны с поро­дой, т.е. произведена некачественная перфорация этого ин­тервала.

Следовательно, использование предлагаемого способа поз­воляет повысить точность определения сообщаемости внут­ренней полости обсадной колонны с пластом или качество перфорации обсадной колонны в скважине.

Однако и вышеописанный способ недостаточно точен и информативен для оценки качества перфорации скважины: нередко из-за расплывчатости аномалии ЭПК затруднительно точно определить границы интервала перфорации, кроме то­го, его применение не позволяет определить дефекты (и их размеры) обсадной колонны и цементного кольца в заколон-

282

Рис. 114. Определение по кривым ЭПК, заре­гистрированным до и после перфорации, ка­чественно и некачест­венно проперфориро-ванных интервалов

 

 

 

Глуби­на, м		25 мВ
1740	ч \
1580	1 ч s у ?	1  ж
1760		'• ж : ^
	> /

ном пространстве, которые могут образовываться в резуль­тате перфорации выше и ниже ее интервала на значительной протяженности ствола скважины. А это не дает возможности определить степень изменения в результате перфорации изо­ляции проперфорированного интервала от ближайших выше-и нижезалегающих пластов — коллекторов или от газо-, во-донефтяного (ВНК) и газоводяного (ГВК) контактов. Послед­нее особенно актуально в условиях частого чередования в разрезе скважины пластов-коллекторов с различным харак­тером насыщения или при близкорасположенных к интерва­лу перфорации газонефтяного, водонефтяного и газоводяного контактов.

Для повышения точности определения сообщаемости про­перфорированного интервала с внутренней полостью колон­ны, его границ и изменений после перфорации изоляции от ближайших выше- и нижезалегающих пластов-коллекторов, или ГНК, ГВК и ВНК разработана и внедрена в скважинах ООО "Кубаньгазпром" технология комплексной оценки ка-

283

чества перфорации скважины, включающая, кроме спуска скважинного прибора с измерительными электродами в за­цементированную обсадную колонну ниже интервала перфо­рации и регистрацию при его подъеме кривой изменения электрического потенциала между измерительным и зазем­ленным электродами до и после перфорации, спуск в обсад­ную колонну скважины ниже кровли ближайшего нижезале-гающего под интервалом перфорации пласта-коллектора (или ГНК, ГВК и ВНК) аппаратуры электромагнитной дефекто­скопии обсадных колонн и акустического контроля за це­ментированием скважин. При подъеме регистрируют кривые изменения измеряемых параметров и по конфигурации и протяженности изменений зарегистрированных после пер­форации кривых судят о границах проперфорированного интервала и степени изменения его изоляции в результате перфорации. Качество перфорации определяют по характеру изменений после перфорации всего комплекса: электричес­кого потенциала колонны, показаний электромагнитной де­фектоскопии колонны и акустического контроля за цемен­тированием скважин [80].

Сущность технологии заключается в том, что на кривых, зарегистрированных аппаратурой электромагнитной дефек­тоскопии обсадных колонн (ЭДК) после перфорации, четко отмечаются отсутствующие до перфорации аномалии грани­цы проперфорированного интервала и участки нарушения целостности (трещины) обсадной колонны, которые могут возникать после перфорации выше и ниже проперфориро­ванного интервала, а на кривых, зарегистрированных аппа­ратурой акустического контроля за цементированием после перфорации, отмечаются отсутствующие до перфорации аномалии и участки нарушения целостности цементного кольца или его контакта с колонной и породой.

Такое явление объясняется тем, что способы электромаг­нитной дефектоскопии чувствительны к нарушениям целост­ности обсадных колонн, а способы акустического контроля за цементированием скважин — к нарушению целостности цементного кольца или его контактов с колонной и породой.

Если соответствующие нарушениям целостности обсадной колонны (трещинам), цементного кольца, или его контактов с колонной и породой аномалии на кривых, зарегистриро­ванных после перфорации аппаратурой электромагнитной дефектоскопии и акустического контроля за цементировани­ем скважин, по своей протяженности превышают расстояние от нижней дыры перфорации до кровли ближайшего ниже-

284

лежащего пласта-коллектора или ГНК, ВНК, ГВК, а также расстояние от верхней дыры перфорации до подошвы бли­жайшего вышележащего пласта — коллектора или ГНК, ВНК, ГВК, то можно судить о том, что в результате перфо­рации изоляция проперфорированного интервала нарушена, т.е. перфорация произведена некачественно, и наоборот.

На рис. 115, $, схематически изображены кривые зарегис­трированных параметров в скважине до перфорации: 1 — А_к; 2 — электрическое напряжение на выходе электромаг­нитного дефектоскопа колонны и_эдк; 3 — аномалии против муфтовых соединений; 4 — ЭПК.

На рис. 115, • показан разрез обсаженной, зацементиро­ванной и проперфорированной скважины со спущенной в нее измерительной аппаратурой: глины 5, газонасыщенный пласт 6, нефтенасыщенная часть пласта 7, водонефтяной

Рис. 115. Схема регистрации (■) и зарегистрированные по технологии ком­плексной оценки качества перфорации скважины кривые до (х) и после (,) некачественной перфорации

285

контакт 8, водонасыщенная часть пласта 9, цементное кольцо 10, обсадная колонна 11, растрескавшееся цементное кольцо 12, муфтовое соединение колонны 13, трещины в колонне 14, интервал перфорации 15, измерительный электрод для регис­трации ЭПК 16, скважинная аппаратура АКЦ 17 и электро­магнитного дефектоскопа колонны 18.

На рис. 115,, представлены кривые изменения зарегист­рированных параметров в скважине после перфорации: ЭПК 19, и_эдк 20, А_к 21, характер изменения которЕЗх позволяет су­дить о том, что по данным зарегистрированной после пер­форации кривой ЭПК 19 отмечается аномалия ЭПК 22, ха­рактеризующая сообщаемость внутренней полости колонны с проперфорированной частью пласта. Но по данным зареги­стрированных после перфорации кривых 20 и 21 отмечаются отсутствующие до перфорации аномалии и_эдк 23 и А_к АКЦ 24, которые по своим конфигурации и протяженности характе­ризуют нарушения изоляции проперфорированной части пласта от вышележащего газонасыщенного пласта и нижней водонасыщенной части. Поэтому согласно примененному способу можно судить, что проперфорированная часть плас­та недостаточно изолирована и при испытании из нее можно получить вместе с нефтью воду и газ. Следовательно, перфо­рация произведена некачественно.

Были проведены исследования с регистрацией кривых ЭПК, и_эдк и А_к до и после перфорации скважины в промыс­ловых условиях.

Рис. 116. Сводная диаграмма для комплексной оценки качества перфорации скв. 6 Элитной площади 286

На сводной диаграмме (рис. 116) показаны интервалы: за­легания газонасыщенного пласта 1, перфорации 2, залегания водонасыщенного пласта 3; кривые 44 и А^ 5, зарегистри-

рованные АКЦ с ИПАК до перфорации; кривые А_к 6 и А^ 7, зарегистрированные АКЦ с ИПАК после перфорации; заре­гистрированные кривые ЭПК до 8 и после перфорации 9; кривые а_эдк до 10 и после перфорации 11 в скв. 6 Элитной площади.

Сопоставление зарегистрированных кривых А,, и А_отр 4 — 7 показывает, что после перфорации сохранилось наличие контакта цементного камня с колонной, т.е. качество цемен­тирования или изоляция проперфорированного пласта в за-колонном пространстве от нижезалегающего водоносного пласта не ухудшились.

Сопоставление зарегистрированных кривых ЭПК 8 и 9 показывает наличие аномалии ЭПК, образовавшейся после перфорации, которая характеризует сообщаемость пласта с внутренней полостью колонны.

Сопоставление кривых и_эдк 10 и 11 показывает, что на кривой, зарегистрированной после перфорации, максималь­ными аномалиями и_эдк отмечается интервал перфорации, а меньшими аномалиями ниже и выше интервала перфора­ции — зоны растрескивания колонны 12 (см. рис. 116). Но в связи с небольшой протяженностью зон растрескивания ко­лонны состояние изоляции проперфорированного пласта от нижезалегающего водоносного практически не ухудшилось.

Отсюда следует, что, согласно примененной технологии комплексной оценки качества перфорации скважин, по дан­ным зарегистрированных до и после перфорации кривых ЭПК, А_к и А_отр, и_эдк качество проперфорированного пласта удовлетворительное. При испытании пласта получен чистый газ.

Использование технологии предусматривается "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности", п. 4.6.37 и позволяет повысить точность оценки качества перфорации пласта не только по характеру его сообщаемос-ти с внутренней полостью колонны, но и по степени надеж­ности его изоляции после перфорации от выше- и нижезале-гающих пластов-коллекторов или ГНК, ГВК, ВНК.

УДК 622.24:624.245 ББК 33.131 Б 90

Будников В.Ф., Булатов А.И., Петерсон А.Я., Шама­ нов СА.

Б 90 Контроль и пути улучшения технического состояния скважин. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. — 305 Ò.: ËÎ.

ISBN 5-8365-0086-X

Рассмотрены вопросы контроля и меры повышения качества технического состояния скважин: определение зон обвалообразова-ний и прихватов бурового инструмента и насосно-компрессорных труб (НКТ); установление зон блокирования пластов-коллекторов; нахождение мест поглощений. Уделено внимание изучению процесса формирования цементного кольца и метода испытания обсадных ко­лонн, а также повышению информативности электромагнитной де­фектоскопии обсадных колонн в скважинах. Рассмотрены вопросы комплексирования методов и средств контроля за креплением сква­жин.

Для работников нефтяной и газовой промышленности, занима­ющихся бурением и эксплуатацией скважин, а также геофизически­ми методами контроля за их параметрами.