3.2.2 Дослідження негерметичності цементного кільця

Оскільки усунення міжпластових перетікань флюїдів заколонним простором пов'язана з виконанням трудомістких ремонтних робіт, то відомості про перетікання повинні бути вірогідними, а методи їх виявлення повинні забезпечувати однозначний висновок про інтервали, інтенсивність і небезпеку цього ускладнення з позицій охорони надр і довкілля [499].

Негерметичність цементного кільця можна виявити методами: а) радіоактивних індикаторів (ізотопів); б) акустичним; в) термометрії; г) імпульсного нейтрон-нейтронного каротажу.

Доцільно застосовувати: а) комплекс акустичного каротажу і гамма-гамма каротажу (АК+ГГК) або двочастотний АК, комплекс АК і термо­метрії - для виявлення каналів, які можливо сполучені; б) метод АК при тиску в перфорованій свердловині, комплекс досліджень послідовного поширення зон дренажу під час освоєння свердловини - для вияснення каналів, які вірогідно сполучені; в) метод шумоіндикації в різних режимах у комплексі із термометрією, каротаж наведеної активності - для виді­лення інтервалів заколонних перетікань [499].

Серед методів, що дають змогу зафіксувати рух рідини і газу за обсадною колоною труб, основним є термометрія, а для виявлення руху нафти - навіть єдиним [390]. Рух рідини чи газу фіксується за темпе­ратурними аномаліями на термограмах відносно геотерми. Ознакою затрубної циркуляції за даними термометрії служить зменшення градієнта температури в перемичці між пластами (аж до нуля), а в деяких випадках і прояв дросельної аномалії температури навпроти пласта-джерела пере­тікань. У випадку перетікання газу і запомповуваної води з темпе­ратурою, яка нижча температури пластової води, температурна аномалія в пласті-джерелі перетікання може бути від'ємною.

Але у випадках, коли поглинальний пласт знаходиться на близькій відстані від напірного і за малої інтенсивності перетікання, термограми майже не відрізняються від геотерми і виявити наявність міжпластового перетікання неможливо. У процесі експлуатації свердловин виявлення наявності міжпластових перетікань є ускладненим через коливання температури вздовж стовбура внаслідок пульсації газорідинного потоку

553

і т. д. Тому для отримання вірогідного результату доводиться зупиняти свердловину і здійснювати багаторазові реєстрації змін температури вздовж стовбура; при цьому слід пам'ятати, що найчастіше темпера­турна аномалія фіксується протягом перших 10 годин простоювання свердловини [499].

Надійні результати для виявлення негерметичності цементного кільця між пластами можуть дати дослідження із запомповуванням у заколонний простір через перфораційні отвори за методом міченого розчину, тобто рідини, обробленої ізотопами (3,7-10⁷ Бк на 1 м³ рідини) [499]. Перед запомповуванням міченого розчину знімається початкова крива гамма-випромінювання, яка зіставляється з відповідною кривою гамма-випро­мінювання після запомповування.

Як мічену речовину для виявлення заколонної циркуляції рідини вико­ристовують короткоживучі гамма-випромінювачі, присутність яких у присвердловинній зоні продуктивного розрізу після запомповування у свердловину фіксується звичайною апаратурою радіоактивного каро­тажу [390]. Для свердловинних досліджень використовують водні і наф­тові розчини легкосорбуючих хімічних сполук, мічених радіоактивними ізотопами (табл. 3.2) з малим періодом напіврозпаду (декілька діб і годин).

Таблиця 3.2 - Характеристики радіоактивних гамма-ізотопів, які використову­ються як мічена речовина

Радіо­активний ізотоп	Період напіврозпаду Tin	Енергія випроміню­вання, МеВ	Гамма-активність, •3,7-107 розп./с	Радіоактивна речовина у водному розчині	Примітки
	8,1 діб	0,364 0,037	0,27	Йод, натрій або калій, йодобензол	Не сорбується породами і обладнанням свердловини
	65 діб	1.12 0,51	0,34	Солі цирконію	Сорбується гірськими породами і обладнанням свердловини
	45,1 діб	1,29 1,10	0,74	Хлористе залізо	-//-
	14,9 год.	2,75 1,37	2,26	Вуглекислий натрій	Слабко сорбується гірськими породами і свердловинним обладнанням
	2,5 год.	2,1 1,3 0,84	1,0	Марганцево­кислий калій	-//-

554

Радіоактивні ізотопи (²⁴Na, ⁵⁶Mn), період напіврозпаду яких вимі­рюється годинами, готують на місці використання в спеціальних транс­портувальних реакторах шляхом опромінювання водного розчину акти­вованої речовини ампулевими нейтронними джерелами великої потуж­ності, тобто на устаткованні такого типу готують безпосередньо на свердловині ізотоп ²⁴Na у вигляді розчину солі й ізотоп ⁵⁶Мп у вигляді роз­чину марганцевокислого калію.

Необхідно відмітити, що незважаючи на високу ефективність дослід­жень за способом міченої речовини, застосовувати його для виявлення заколонної циркуляції рідини належить тільки у виняткових випадках, коли ця задача не вирішується дослідженнями за методами цементометрії і термометрії. Для його реалізації необхідно створювати високі тиски нагнітання, використовувати великі об'єми міченого розчину. Внаслідок осадження на вибої, на стінках свердловини, винесення розчину можуть спотворюватися криві гамма-випромінювання.

За високого тиску в пласті - джерелі заколонної циркуляції - запомпо­вування активованого міченою речовиною розчину може не дати вірогід­ного результату. Крім того, у свердловинах, в яких перфорований пласт відділений від неперфорованого перемичкою малої товщини, під час запомповування міченого розчину із створенням великої репресії тиску на пласт можливим є порушення герметичності доброякісного цементного кільця, тобто створення штучної затрубної циркуляції рідини [390].

Разом з тим ізотопи використовують неохоче через радіоактивне забруднення пластів, устаткування і труб, через труднощі, які пов'язані з захоронениям відпрацьованої рідини, котра оброблена ізотопами, а також через неможливість наступного використання радіоактивних методів каротажу [499].

Для виявлення заколонної циркуляції газу із газонасиченої частини розрізу поряд з термометричними вимірюваннями виконуються тим­часові вимірювання звичайним нейтронним або імпульсним мето­дами каротажу. Наслідком наявності гідрогазодинамічного сполучення цих інтервалів із сусідніми пластами або зі свердловиною є зростання інтенсивності випромінювання в результаті формування локальних нако­пичень газу в присвердловинній зоні.

Наявність проникних інтервалів у заколонному просторі можна виявити за допомогою акустичної цементометрії (АКЦ) у разі зміни величини надлишкового тиску в обсадній колоні труб, причому остання може бути як неперфорованою, так і перфорованою [499].

Під дією надлишкових тисків у середині неперфорованої обсадної колони труб характер зміни значин амплітуди коливань акустичного сигналу А_к напроти мікрозазора між колоною та цементним каменем і

555

Рис. 3.3 - Зміна амплітуди Ак у залежності від тиску в неперфорованій колоні: а - нещільний контакт цементного каменю з обсадною колоною (наявність мікрозазора); б - значні порушення в це ментному камені - потенційні канали для перетікань

Рис. 3.4- Зміна амплітуди Ак за різних тисків в обсадній колоні (св. 795 Же-тибай): / - крива стандартного електро-каротажу (КС); 2 - крива за методом са­мочинної поляризації (ПС); 3,4,5-Ак від­повідно до опресування, після опресу­вання і підвищення тиску в колоні до 10 МПа, після опресування і зниження тиску на гирлі до 0,1 МПа

напроти значного дефекту, по якому можливе міжпла-стове перетікання, буде різ­ним (рис. 3.3). Із прикладу, поданого нарис. 3.4, видно, що зареєстровані за резуль­татами АКЦ (після опре­сування колони) високі зна­чний амплітуди А_к, які ха­ рактеризують відсутність або частковість контакту цементного каменю з колоною (криві 4 і 5) за підвищеного тиску в ній до 10 МПа знизились до нуля в інтервалі 1400-1540 м (крива 4). Ос­кільки в інтервалі 1290-1400 м зна­чний амплітуди А _к залишились біль­шими від нуля (крива 4), то можна вважати, що на цій ділянці стовбура свердловини є порушення цемент­ного каменю - потенційні канали для перетікання флюїду за коло­ною. Зменшення значин амплітуди А_к на кривій 5 порівняно з кривою З вказує на можливість покращення стану контакту цементного каме­ню з колоною після підвищення тис­ку в колоні (опресування) і наступ­ного зниження його до 0,1 МПа на гирлі.

Якщо обсадна колона є перфо­рованою, а інтервал перфорації має сполучення з сусідніми проникними пластами, то при підвищенні тиску у свердловині виникне рух рідини між сполученими пластами і вирівнювання тисків в середині і за колоною обсадних труб. Внаслідок цього значини амплітуди А_к які реєструються напроти інтервалу за-

556

Рис. 3.5 - Зміна амплітуди Ак у залежності від часу діяння тиску в 5 МПа у перфорованій обсад­ній колоні: 1 - за наявності спо­лучення перфорованого і сусідніх проникних пластів; 2 - за відсут­ності такого сполучення

колонного руху рідини, спочатку (з під­вищенням тиску) зменшуються внаслі­док ущільнення контакту цементного ка­меню з колоною, а відтак, у міру зни­ження тиску, відновлюються до почат­кової значини і в окремих випадках мо­жуть навіть значно перевищувати її (рис. 3.5, крива 1). У разі надійної ізоляції пер­форованого об'єкта від сусідніх проник­них пластів значини амплітуди А_% залиша­ють зменшеними протягом усього періо- ду дії тиску (див. рис. 3.5, крива 2) [499].

На рис. 3.6 показано діаграми АКЦ у період підготовки до ремонтно-ізолящійнихробіт.Зменшення амплі-туди А_к (крива II відносно кривої І) характеризує наявність зазору між цементним каменем та обсадною колоною і показує, що після зниження рівня рідини в обсадній колоні

Рис. 3.6- Діаграми АКЦ (Л_к), які характеризують стан заколонних каналів у період підготовки до ремонтно-ізоляційних робіт: І - за гідростатичного тиску; II - після зниження рівня рідини в колоні обсадних труб на 800 м; III - за тиску на 8 МПа вищого, ніж гідростатичний; IV - після відновлення гідростатичного тиску; 1,2- відповідно нафтоносні та водоносні пласти; 3 - інтервал перфорації; 4 - ділянки реагування пласта на депресію тиску; 5 - ділянки, які харак­теризують збільшення заколонних каналів на контакті цемент-колона; ПС -крива за методом самочинної поляризації

557

на 800 м (тобто тиску у свердловині) флюїд припливає як із ділянки пласта в інтервалі перфорації, так і нижче нього. За деформацією кільцевого зазору, величина якого характеризується амплітудою А_к, внаслідок зни­женого рівня рідини виділяються дві категорії ділянок (див. рис. 3.6, крива II над перфорованим об'єктом): 1) ділянки, де кільцевий зазор збіль­шується внаслідок деформації обсадних труб (більші значини амплітуди А_к); 2) ділянки із зменшенням кільцевого зазору внаслідок деформації цементного кільця (менші значини амплітуди А_к). Зменшення амплітуди А_к в другому випадку пов'язано із припливом рідини у свердловину із пласта, яка притискає цементне кільце до стінок обсадної колони (нижче глибини 2450 м), що вказує на наявність можливої тріщинуватості цемен­тного кільця, внаслідок якої воно не здатне створювати опір зовнішньому навантаженню. Наявність заколонного сполучення нижче від інтервалу перфорації до глибини 2460 м (див. рис. 3.6, крива III) підтверджується за підвищеного (порівняно із гідростатичним) на 8 МПа тиску в обсадній колоні (високі значини амплітуди А_к). Тобто, канали існують на контактах цементного кільця як з обсадною колоною, так і зі стінками свердловини. Відсутність залишкових деформацій цементного кільця за багаторазового діяння різних за значиною тисків (див. рис. 3.6, крива IV) вказує на значне порушення цементного каменю тріщинами.

Застосовувати АКЦ для виділення проникних інтервалів можна як за підвищеного, так і за зниженого тиску в колоні. Але при цьому треба пам'ятати, що зміна тиску пов'язана з небезпекою виникнення залиш­кових деформацій в системі цементний камінь-колона і, відповідно, з погіршенням якості кріплення свердловини, а також з погіршенням про­дуктивності перфорованого пласта внаслідок надходження в нього рідини із свердловини. Тому дослідження методом АКЦ за зміни тиску доцільно проводити лише в тих свердловинах, в яких за даними інших методів найбільш імовірним є ненадійне розмежування пластів за колоною. А в перфорованих свердловинах застосування цього методу є найбільш ефективним за великого їх обводнення, малих дебітів і особливо за малої приймальності [499],

Зрозуміло, що в будь-якому разі можна застосувати метод АКЦ за звичайною технологією (без підвищення чи зниження тиску).

Слід відмітити, що цими методами можна дати якісну оцінку негер-метичності заколонного простору, але не встановити її причину.

На рис. 3.7 подано результати дослідження методами термометрії і міченої речовини [390]. Із показаних на рисунку кривих випадок а від­повідає ситуації, коли у свердловині, що зупинена у зв'язку з обводненням продукції, провели вимірювання методом термометрії. Криві показують, що навпроти обох пластів є аномалії температури, зумовлені дросельним

558

Рис. 5.7- Конфігурації реєстраційних кривих методів термометрії і міченої речо­вини за наявності перетікань рідини по цементному кільцю в затрубному прос­торі свердловини: 1 - глина; 2 - пісковик; 3 - вапняк; 4 - нафта; 5 - вода; 6 - інтервал фільтра; 7 - сполучені інтервали, які виникають у результаті перетікання цементним кільцем; а і б - перетікання між перфорованими частинами продуктивного розрізу; в і г - перетікання з неперфорованих частин продуктивного розрізу; ГК і НКГ - гамма-каротаж і нейтронний гамма-каротаж

559

ефектом від руху рідини вздовж пласта. При цьому навпроти нижнього пласта аномалія від'ємна, як наслідок руху по ньому запомповуваної води з температурою нижчою, ніж температура пластової води.

Дослідження методом міченої речовини підтверджують покази тер­мометрії. Свідченням наявності заколонного сполучення між перфорова­ним нафтовим пластом і залеглим нижче нього водоносним пластом є проникання активованого радіоактивними ізотопами розчину в нижній пласт.

У випадку б дослідження виконано під час роботи свердловини, видобувана продукція якої характеризується більшою обводненістю. Характерні ознаки порушення герметичності цементної пробки нижче інтервалу перфорації: прояв дросельного ефекту в неперфорованому пласті; близький до нуля градієнт температури в непроникній перемичці між пластами; відсутність прояву дросельного ефекту в підошві перфо­рованого пласта.

Дослідження методом міченої речовини показує наявність аномалії гамма-випромінювання не тільки навпроти перфорованого інтервалу, че­рез який було проведено запомповування розчину, активованого радіоак­тивними ізотопами, але й навпроти неперфорованого водоносного пласта.

Випадок в характеризує ситуацію, коли внаслідок порушення герме­тичності цементного кільця разом з перфорованим нафтовим пластом у роботі бере участь неперфорований водоплаваючий нафтовий пласт. На фоні монотонного зменшення температури, що свідчить про вертикаль­ний рух флюїду вздовж пласта, відмічаються невеликі локальні плюсові аномалії навпроти нафтонасичених інтервалів пласта. Вимірювання гам­ма-активності порід після запомповування у свердловину активованого радіоактивними ізотопами розчину показують проникання його в обидва нафтонасичені інтервали продуктивного колектора.

У випадку г дослідження виконано при переведенні свердловини із видобувного фонду в нагнітальний. Вимірювання температури було зроблено зразу ж після зупинки свердловини. Інтенсивна за значиною і велика за потужністю аномалія температури показує, що нижньою ме­жею віддаючого інтервалу є неперфорована частина водоплаваючого нафтового пласта. Для перевірки свердловини на герметичність цемент­ного кільця в ній було проведено дослідження методом імпульсного нейтронного каротажу за способом міченої речовини, коли як таку вико­ристано запомповувану в нафтовий поклад немінералізовану воду, котра має нейтронну поглинальну здатність біля 100-120 де¹, тобто в 20-25 разів меншу, ніж пластова вода.

Перше вимірювання методом імпульсного нейтронного каротажу (ліва крива) було зроблено зразу ж після зупинки свердловини під час

560

насичення водоносної частини продуктивного колектора мінералізованою водою. На вимірюванні чітко відмітилось положення водонафтового контакту в пласті на глибині 1280 м. Друге вимірювання (права крива) було проведено через декілька місяців після роботи свердловини під нагнітання. З нього видно, що у водоносній частині пласта інтенсивність нейтронного випромінювання підвищилась до рівня, відповідного показни­кам навпроти нафтонасиченої частини пласта при першому вимірюванні. Це свідчить про наявність у свердловині гідродинамічного зв'язку між перфорованою і неперфорованою частинами продуктивного колектора.

Для визначення інтервалу перетікання газу в міжколонний простір проводять певний комплекс геофізичних досліджень. Найбільш роз­повсюджений спосіб визначення інтервалу припливу газу в міжколонний простір свердловини передбачає проведення двох фонових вимірювань термометрії в зупиненій свердловині [470].

Як було зазначено вище, причиною міжколонних проявів можуть бути також перетікання газу з продуктивних інтервалів по негерметичному заколонному простору, на що вказує відновлення міжколонного тиску з часом після випускання газу в заглушеній свердловині. Крім того, слід зауважити, що криві відновлення міжколонного тиску, який пов'язаний з негерметичністю цементного кільця і міжпластовими перетіканнями газу, відрізняються від плавних кривих відновлення тиску, який зумовлений перетіканнями газу через різьові з'єднини [470].

Перетікання у нагнітальних свердловинах можна виявити мето­дами встановлення негерметичності цементного кільця, за діаграмою зміни приймальності свердловини (за зміни режиму нагнітання практично миттєво стабілізується приймальність внаслідок перетікання), за інди­каторною діаграмою (не ввігнута, а випукла до осі витрати аналогічно як і для видобувної свердловини), методом глибинної витратометрії (зістав­ляються результатами досліджень, проведених у різний час).