7.4. 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

О ПРЕДЕЛЕНИЕ 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_6z — 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

О ПРЕДЕЛЕНИЕ 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'

Глуби­на, м

25 мВ

1560

1 580

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., Шама­нов 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.

Budnikov V.F., Bulatov A.I., Peterson A.Ya., Shama-nov S.A.

Control and Ways of Improving Well Technical Condi­tions.

Given are the problems concerning the control over well technical conditions and measures needed to rise the quality of these conditions, such as, the determination of zones of caving formation and seating drilling tools and oil well tubing; the determination of blocking zones for collector layers; and finding the absorption places. Emphasis is placed on studying the process of cement ring formation and the method of casing column trails; the problems in rising the information content of electro­magnetic flaw detection in well casing columns are discussed. Also con­sidered are the questions concerning the integration of methods and means for the control over well attachment.

Advisable for specialists engaged in oil and gas industry, as well as for those dealing with well drilling and operation; recommended to specialists studying geophysical methods of the control over well operational pa­rameters.

ISBN 5-8365-0086-X © Ç.î. ÅÛ‰ÌËÍÓ‚, А.И. ÅÛ·ÚÓ‚,

А.Я. Петерсон, СА. Шаманов, 2001 © Оформление. ООО

"Недра-Бизнесцентр", 2001

_{ОГЛАВЛЕНИЕ}

Предисловие 5

1. Определение зон обвалообразований, возможных затяжек и при­ хватов бурильного инструмента и НКТ в скважина 7