Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Контроль технического состояния скважин методами ГИС..pdf
Скачиваний:
22
Добавлен:
15.11.2022
Размер:
2.58 Mб
Скачать

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Пермский государственный технический университет»

В.Н. Косков

КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН

МЕТОДАМИ ГИС

Утверждено Редакционно-издательским советом университета

в качестве учебного пособия

Издательство Пермского государственного технического университета

2008

УДК 550.832 К7Г

Рецензенты: _

д-р техн. наук, академик РАЕН Н.И. Крысин (ООО «ПермНИПИнефть»);

зав. кафедрой БНГС канд. техн. наук Л.Н. Долгих (Пермский государственный технический университет)

Косков, В.Н.

К71 Контроль технического состояния скважин методами ГИС: учеб, пособие / В.Н. Косков. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2008. - 55 с.

ISBN 978-5-398-00013-9

^Рассмотрены основы методов ГИС, используемых при изучении технического состояния скважин, изложены принципы измерения фи­ зических полей в скважинных условиях. Приведены сведения о ре­ шаемых задачах и результатах интерпретации геофизических мате­ риалов^

Предназначено для студентов, изучающих дисциплину «Геофи­ зические исследования скважин» по специальности ГНГ и БНГС.

УДК 550.832

ISBN 978-5-398-00013-9

© ГОУ ВПО

 

«Пермский государственный

 

технический университет», 2008

Введение.........................................................................................................

 

4

1. Характеристика методов ГИС и приборов, используемых

 

для контроля технического состояния скважин..................................

6

2. Особенности проведения ГИС в эксплуатационных и нагнета­

 

тельных скважинах......................................................................................

 

7

3. Определение искривления скважин......................................................

11

4. Измерение диаметра и профиля сечения ствола скважины.

 

Определение элементов залегания пластов.............................................

15

5. Контроль качества цементирования скважин...................................

21

5.1. Термометрия для контроля цементирования..............................

21

5.2. Метод радиоактивных изотопов....................................................

23

5.3. Метод рассеянного гамма-излучения...........................................

24

5.4. Метод акустического каротажа.....................................................

27

6. Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения

 

и затрубного движения жидкости.............................................................

 

32

6.1. Электрический метод........................................................................

 

33

6.2. Термический метод...........................................................................

 

35

7. Контроль технического состояния

обсадных колонн, буриль­

 

ных и насосно-компрессорных труб........................................................

 

38

7.1. Установление местоположения

муфтовых соединений

 

колонн...........................................................................................................

 

38

7.2. Выявление дефектов обсадных колонн, участков перфо­

 

рации и интервалов разрывов колонн..................................................

39

7.3. Установление внутреннего диаметра и толщины обсадных

 

колонн...........................................................................................................

 

41

7.4. Определение мест прихвата инструмента и металла

 

в скважине...................................................................................................

 

44

8. Решение специальных задач исследования скважин методами

 

ГИС....................................................................................................................

 

46

8.1. Контроль за установкой глубинного оборудования.................

46

8.2. Исследование состава и уровня жидкости в колонне...............

47

8.3. Установление зон гидроразрыва....................................................

50

8.4. Выявление парафиновых и солевых отложений........................

51

Заключение......................................................................................................

 

53

Библиографический список........................................................................

 

54

В нефтяной и газовой промышленности бурение скважин про­ изводят как для поиска и разведки месторождений углеводородного сырья, так и для их эксплуатации. Исследование скважин геофизи­ ческими методами проводится в четырех основных направлениях: 1) изучение геологических разрезов скважин; 2) изучение техниче­ ского состояния скважин; 3) контроль за разработкой месторожде­ ний нефти и газа; 4) проведение прострелочно-взрывных и других работ. Настоящее учебное пособие посвящено геофизическим мето­ дам изучения технического состояния скважин. Информация о тех­ ническом состоянии скважины необходима для получения досто­ верных сведений о результатах опробования продуктивных пластов, надежного контроля разработки залежей углеводородного сырья, проведения в скважинах ремонтных работ.

Изучение технического состояния скважин проводится на всех этапах их действия: в ходе бурения, перед вводом в эксплуатацию и в процессе эксплуатации.

При геофизических исследованиях горные породы и содержа­ щиеся в них полезные ископаемые изучаются в разрезах скважин. Скважина представляет собой вертикальную или наклонно направ­ ленную цилиндрическую горную выработку, длина которой значи­ тельно больше ее диаметра. Она состоит из трех основных частей: устья - ее верх, забоя - ее дно и ствола - вся цилиндрическая часть от устья до забоя.

Контроль технического состояния эксплуатационных, конт­ рольных и нагнетательных скважин осуществляется методами ГИС непосредственно после окончания их бурения и цементирования об­ садных колонн, а также на протяжении всего времени жизни сква­ жины.

В открытом стволе этих скважин проводят измерения тради­ ционными методами ГИС (инклинометрия, кавернометрия, профилеметрия), а в обсаженных - специальными методами (цементометрия, дефектометрия, притокометрия и др.).

Внастоящее время методами ГИС решаются следующие задачи:

1.Определение положения ствола скважины в пространс (искривления скважин - инклинометрия).

2.Измерение диаметра скважины (кавернометрия).

3.Определение профиля сечения ствола скважин и обсадных колонн (профилеметрия).

4.Определение качества цементирования обсадных колонн

исостояния цементного камня во времени.

5.Определение мест притока воды в скважину, зон поглоще­ ния и затрубной циркуляции жидкости (притокометрия).

6.Установление уровня жидкости в межтрубном пространстве.

7.Установление местоположения муфтовых соединений ко­ лонн, их участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра обсадных колонн.

8.Выявление дефектов (отверстий, трещин, вмятин) в обсад­ ных и насосно-компрессорных трубах.

9.Установление интервала разрыва обсадной колонны.

10.Определение мест прихвата бурового инструмента и место­ положения металлических предметов в скважине.

11. Контроль за установкой глубинного оборудования и це­ ментных мостов.

12. Исследование состава жидкости в колонне.

13. Исследование зон гидроразрыва пласта.

14. Выявление и оценка толщины парафиновых и солевых от­ ложений в межтрубном пространстве.

Дефекты в конструкции скважины возникают из-за коррозии стальной колонны, разрушения цементного камня и ухудшения сце­ пления его с породой и колонной в результате прострелочновзрывных работ, а также под воздействием агрессивных пластовых

изакачиваемых флюидов. При извлечении из пласта углеводороды частично выделяют парафин, смолы и соли, образуя на поверхно­ стях насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны па­ рафиновые и солевые пробки, что приводит к снижению дебитов нефти и газа. Вследствие нарушения герметичности колонны и це­ ментного кольца в скважину может поступать посторонний флюид, не связанный с выработкой конкретного продуктивного пласта, или же нагнетаемая жидкость будет уходить за пределы намечаемого для закачки объекта.

1.ХАРАКТЕРИСТИКА М ЕТОДОВ ГИС И П РИ БО РО В ,

ИСПО ЛЬЗУ ЕМ Ы Х ДЛЯ КО Н ТРО ЛЯ ТЕХ Н И ЧЕСК О ГО

СОСТОЯНИЯ СКВАЖ ИН

Для контроля технического состояния обсаженных перфориро­ ванных и неперфорированных, действующих и остановленных сква­ жин применяются специальные комплексы методов ГИС - электри­ ческих, акустических, термических, радиоактивных, магнитных, ме­ ханических.

Среди электрических методов наибольшее применение полу­ чила резистивиметрия.

Электромагнитные методы представлены индукционной дефектометрией и магнитной локацией обсадных труб. Индукционная дефектометрия с помощью дефектомера скважинного индукционно­ го (ДСП) позволяет выявить наличие локальных дефектов в обсад­ ных трубах. Магнитный локатор применяют для установления по­ ложения муфтовых соединений колонны, глубины спуска насосно­ компрессорных труб, положения забоя, определения интервалов перфорации и выявления разрывов и трещин в обсадных колоннах.

Из радиоактивных методов при контроле технического со­ стояния скважин наиболее широкое применение получили методы ГТК, НТК, ННКт и метод радиоактивных изотопов.

На регистрируемой кривой ГГК четко выделяются участки с наличием цементного камня за колонной - показания интенсивно­ сти рассеянного гамма-излучения JITKпонижены по сравнению с уча­ стками, содержащими за обсадной колонной промывочную жид­ кость. Приборы типа СГДТ-2 и СГДТ-3 называются гамма- дефектомерами-толщиномерами и бывают многоканальными и од­ ноканальными. Эти приборы предназначены для одновременного определения качества цементирования обсадной колонны и толщи­ ны ее стенок. Прибор ЦМГА-2 решает такие же задачи, но с помо­ щью комплекса радиоактивного и акустического каротажа.

Для определения положения в скважинах пакеров, глубины спуска насосно-компрессорных труб, положения уровня жидкости и интервалов и толщин парафиновых и солевых отложений исполь­ зуются радиоактивные методы НГК и ННКт.

Качество цементирования скважин также оценивается методом радиоактивных изотопов с замерами двух кривых ГК.

Акустические методы используются для оценки качества це­ ментирования и определения технического состояния обсадных ко­ лонн с помощью акустических цементомеров типа АКЦ, типа СПАК и низкочастотной акустической аппаратуры АКН-1. Сква­ жинный акустический телевизор (CAT) предназначен для исследо­ вания скважин с помощью фотографий, получаемых с экрана кине­ скопа в виде изображения развертки стенки скважины.

Методы термометрии используются в основном для выявле­ ния затрубных циркуляций, определения мест негерметичности обсадной колонны. Исследования ведутся термометрами ТЭГ-36, ТР7-651, Т4 и СТД.

Механические методы, к которым относятся микрокавернометрия и механическая расходометрия, позволяют оценить измене­ ние диаметра обсадных колонн и установить места негерметичности обсадных труб.

2.ОСО БЕН Н О СТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИС

ВЭКСПЛУАТАЦИОННЫ Х И НА ГН ЕТА ТЕЛЬНЫ Х

СКВАЖИНАХ

Геофизические исследования эксплуатационных и нагнетатель­ ных скважин имеют свои специфические особенности, которые свя­ заны с оборудованием устья скважин, спускоподъемом скважинных приборов, требованиями к их габаритам, методикой проведения са­ мих исследований.

По условиям спуско-подъема скважинных приборов все скважи­ ны подразделяются на две группы: неработающие и действующие.

Вгруппу неработающих скважин входят:

-обсаженные и зацементированные, выходящие из бурения или капитального ремонта (до их перфорации);

-контрольные с неперфорированными пластами;

-остановленные фонтанные и насосные с извлеченным из ствола технологическим оборудованием (до или после капитального ремонта);

-пьезометрические.

Кгруппе действующих скважин относятся:

-эксплуатационные со штанговыми глубинными или электропогруженными насосами;

-нагнетательные;

-эксплуатационные с применением фонтанного или компрес­ сорного способов добычи углеводородов.

Внеработающих скважинах устье негерметизировано, и ствол скважины свободен для прохождения скважинных приборов боль­ шого диаметра, предназначенных для работы в обсадных колоннах. Неперфорированные скважины обычно заполнены однородной про­ мывочной жидкостью. При работе в остановленных скважинах из-за отсутствия буровой вышки для подъема и спуска скважинных при­ боров используется специальное спускоподъемное оборудование (передвижная вышка, тренога или трактор-подъемник).

Действующие скваж ины могут быть без повышенного и с повышенным давлением на устье скважины. Повышенное давле­ ние на устье отмечается в фонтанных, компрессорных и нагнета­ тельных скважинах, а также в скважинах с работающими штанго­ выми или электропогруженными насосами. Отсутствие повышенно­ го давления может наблюдаться после отключения штанговых или электропогруженных насосов, а также в нагнетательных скважинах в период прекращения закачки воды.

В случае проведения ГИС в действующих скваж инах с по­ вы ш енным давлением на устье используется специальное усть­ евое оборудование - лубрикатор, позволяющий производить спуск и подъем скважинного прибора в лифтовые трубы или межтрубное пространство без разгерметизации устья скважины. Лубрикатор (рис. 1, а) состоит из трубы 2, которая является приемной камерой. Лубрикатор нижним концом крепится к фланцу 1 фонтанной арма­ туры. Верхний конец трубы снабжен уплотнительным устройством 3, состоящим из одного-двух сальников, набранных из металличе­ ских и нефтестойких резиновых колец. При подготовке к исследо­ ваниям скважинный прибор помещается в приемную камеру 2 (тру­ бу) и подсоединяется к кабелю 8, предварительно пропущенному через уплотнительное устройство 3. Затем открывают подлубрикаторную задвижку и опускают прибор в скважину. Движения кабеля

Рис. 1. Схема оборудования устья скважин для про­ ведения геофизических исследований фонтанирую­ щей (о) и глубинно-насосной (б) скважин

осуществляется через верхний и нижний 7 ролики, закрепленные на кронштейнах 5 и 6. При больших давлениях на устье приборы снаб­ жаются грузами, а лубрикаторы - устройствами для принудительно­ го проталкивания кабеля. Длина лубрикатора должна быть больше максимальной длины скважинного прибора с грузом. Лубрикаторы могут быть стационарными или установленными на передвижной вышке.

С кваж ины , оборудованные ш танговыми глубинными насо­ сами (рис. 1, б), исследуются с помощью малогабаритных прибо­ ров 10, опускаемых в серповидное межтрубное пространство между

эксплуатационной колонной 13 и насосно-компрессорными трубами 14 через отверстие в эксцентричной план-шайбе 15, снабженной сальниковым устройством 3. Верхний, направляющий ролик 4 кре­ пится на вертикальной опоре 12, положение которой регулируется

болтами

так, чтобы

кабель свободно проходил

через отверстие

в план-шайбе.

 

 

При

работе в

фонтанных, компрессорных,

нагнетательных

скважинах прибор спускается в лифтовые трубы, которые обычно приподняты над интервалом перфорации, и изучается прискважин­ ное пространство в эксплуатационной колонне ниже воронки лиф­ товых труб 9.

Геофизические исследования в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами, проводятся приборами, спущен­ ными в межтрубное пространство, в эксплуатационной колонне ни­ же насоса 11. В скважинах, эксплуатирующихся погружными цен­ тробежными электронасосами, исследуется пространство выше на­ соса с помощью приборов, установленных в насосно-компрессор­ ных трубах. Ниже насоса можно производить исследования лишь при условии спуска прибора перед насосом.

К глубинным геофизическим приборам, работающим в дейст­ вующих скважинах, предъявляются жесткие требования в отно­ шении их диаметра, чтобы обеспечить беспрепятственный их спуск-

подъем в межтрубном

пространстве

или в насосно-компрес­

сорных трубах. Поэтому

используются

приборы малого диаметра

(25-42 мм).

 

 

При проведении ГИС большое внимание уделяется точному определению глубин. С этой целью проводят измерения локатором муфт и ГК или НТК (ННКт).

При детальных исследованиях интервалов продуктивных пла­ стов большинство измерений отдельными методами, например ГК, ИННК, ИНГК, НГК, ННКт, механической и термоиндуктивной расходометрии, плотностеметрии и другими, проводят дважды в круп­ ном масштабе и с малой скоростью передвижения приборов. Для некоторых методов ГИС (механическая расходометрия, ИНГК, ИННК) кроме непрерывных записей предусмотрена еще и точечная запись изучаемого параметра.

При проведении ГИС применяется комплексная промысловая автоматическая лаборатория «Компас», которая смонтирована на шасси автомобиля ЗИЛ-131 в геофизическом кузове СГК-7, разде­ ленном на салон оператора и технологический отсек с лебедкой и кабелем. Лаборатория позволяет проводить измерения методами термометрии, расходометрии, давления, плотностеметрии, влагометрии, радиометрии.

Преобразователи расходов и влажности «Кобра-ЗбРВ» и термо­ стойкий (до 150 °С) РВТ-36 предназначены для измерения расхода (дебита) нефти и содержание в ней воды по отдельным пластам.

Автономный прибор

АЦКМ-4 предназначен

для измерения

и регистрации давления,

температуры,

скорости

потока

газа или

жидкости, интенсивности у-излучения

горных пород при

исследо­

вании газовых скважин. Аппаратура работает без кабельной связи с поверхностью, питание - автономное от химических источников. Информация записывается на магнитную проволоку.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Скважины, в зависимости от геологических, геоморфологиче­ ских и других условий, проектируют вертикальными, наклонно направленными, с горизонтальным окончанием.

В процессе бурения ствол скважины обычно отклоняется от за­ данного направления из-за влияния ряда геологических и техни­ ческих факторов. Фактическое отклонение оси скважины от верти­ кали в каком-либо направлении называется искривлением сква­ жины. На рис. 2 изображено положение ствола скважины в прост­ ранстве.

На определенном интервале глубин положение ствола скважи­ ны в пространстве характеризуется углом отклонения скважины от вертикали (зенитным углом 5) и азимутом ф.

Угол наклона скважины заключен

между осью скважины

и горизонтальной плоскостью и равен 90° -

6. Магнитный азимут

искривления - угол между направлением на магнитный север и го­ ризонтальной проекцией оси скважины, взятой в сторону увели­ чения глубины скважины, отсчитываемый по часовой стрелке.

Плоскость, проходящую через вертикаль и ось скважины на дан­ ном ее участке, называют плоскостью искривления (апсидальная плоскость).

а

б

Рис. 2. Схема фактического положения ствола скважины

в пространстве

и проекция участка ствола скважины на горизонтальную плоскость (а) и участок оси скважины в вертикальной плоскости (б): (а) ЮС, ЮмСм - направления на север и магнитный север; а - дирекционный угол; ф - маг­ нитный азимут; (б) £, - длина интервала, расстояние между двумя соседни­

ми точками замера,

расположенными на глубинах йм (верхняя точка)

и ^ (нижняя точка);

5 - угол отклонения оси скважины от вертикали (зе­

 

нитный угол)

Дирекционный угол а = ф + у ± D, где у - угол сближения меж­ ду осевым меридианом в данной точке (может быть положительным или отрицательным); D - магнитное отклонение (восточное со зна­ ком плюс, западное - минус). Значение у ± D указывается на геогра­ фических картах.

Сведения об искривлении скважины необходимы для установ­ ления положения ее забоя в пространстве, при построении профиль­ ных геологических разрезов, структурных и других геологиче­ ских карт.

Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуществ­ ляются инклинометрами с дистанционным электрическим из­ мерением типа КИТ (КИТА), КМИ-36 и др.; инклинометром непре­ рывным цифровым Ин-1-721; фотоинклинометрами типа ИФ-6, ги­ роскопическими инклинометрами (ИГ-2Ю ИГ-50, СИ-3 и др.), телеметрическими системами.

Инклинометры дискретного действия типа КИТ состоят из скважинного прибора с удлинителем и наземного пульта. Главной их механической частью является вращающаяся рамка с установ­ ленными на ней указателями угла (отвесом) и азимута (буссолью) ис­ кривления ствола скважины (рис. 3).

Рамка, закрепленная на керне 19

иподшипнике 1, свободно вращается,

иось ее вращения совпадает с глав­ ной осью прибора. Центр тяжести рамки 5 благодаря грузику 18 смещен

сее оси так, что плоскость рамки все­ гда устанавливается перпендикулярно к плоскости искривления скважины. Ось рамки 20 совпадает с осью при­ бора (осью скважины).

Указатель азимута (буссоль) со­ стоит из магнитной стрелки 8, наса­ женной на острие 11, и контактной

стрелки

7 дугообразного рычага 13.

Рис. 3. Схема устройства меха­

Под магнитной стрелкой размещается

нической части инклинометра

колодка

с кольцевым азимутальным

КИТ

 

реохордом 9 и токопроводящим контактным кольцом 10. Азимуталь­ ный реохорд представляет собой разорванное в одном месте кольцо из манганиновой проволоки. Разрыв реохорда подключен в измери­ тельную схему и совпадает с плоскостью искривления прибора. При

измерении магнитная стрелка со скрепленной на ней контактной соединяет токопроводящее кольцо 10 с одной из точек реохорда и фиксирует искривление скважины. Указатель азимута благодаря карданному подвесу под действием грузика 12 всегда занимает такое положение, при котором острие, несущее магнитную стрелку, уста­ навливается вертикально, а колодка с реохордом - горизонтально.

Основной частью указателя угла отклонения является отвес 14, скрепленный со стрелкой 15. Плоскость их качания совпадает с плоскостью искривления. Параллельно кривой, по которой пере­ мещается конец стрелки, установлен угловой реохорд 16 и контакт­ ный сегмент 17. При измерении конец стрелки 15 соединяет одну из точек углового реохорда с токопроводящим проводом 16 и фикси­ руетугол отклонения прибора от вертикали. В верхней части рамки размещен коллектор 3, имеющий три контактных кольца 2 с выво­ дами от азимутального и углового реохорда, которые поочередно подключаются в измерительную схему.

Управление работой инклинометра осуществляется электро­ магнитом 4, фиксирующим и освобождающим по мере надобности магнитную стрелку 8 и стрелку 15 датчика зенитного угла наклона скважины, и управляющим электрическим переключателем 2-3 с помощью тяг 6 и 13.

В вертикальных скважинах интервалы замеров составляют 20-25 м, в наклонно направленных 5-10 м.

Результаты инклинометрических измерений записываются в журнал наблюдений и в таблице замеров указывают значения уг­ лов 5, <р и дирекционного угла а в соответствии с глубинами их из­ мерений.

По значениям измеренного зенитного угла 8 и вычисленного дирекционного угла а строится проекция ствола скважины на гори­ зонтальную плоскость, называемую инкпинограммой (рис. 4).

В этом случае проекция участка скважины длиной £, на гори­

зонтальную плоскость будет i\ = ^,sin8„ где (, - длина интервала, принимаемого за прямолинейный, между ближайшими точками на­ блюдений. Для определения глубины забоя, кровли и подошвы от­ дельных горизонтов разреза по вертикали и их гипсометрических отметок строят вертикальную проекцию ствола скважины. Верти-

кальные проекции отдельных участков скважины рассчитывают по формуле Г, = ^,cos8,_ а общую глубину по вертикали для заданной глу­ бины по формуле h = E^'i = Е4 cos 8,. При этом гипсометрическая от­ метка объекта будет h' = h - Ал, где Ал - альтитуда устья скважины.

Ю

Рис. 4. Пример построения инклинограммы

В новых скважинах расчет кривизны (определение удлинения ствола скважины с глубиной) производится автоматически на ЭВМ каротажной станции по программе обработки данных инклиномет­ рии. В качестве результата обработки представляется таблица, в ко­ торой значению глубины в метрах соответствует рассчитанная абсо­ лютная отметка.

4. ИЗМЕРЕНИЕ ДИАМЕТРА И ПРОФИЛЯ СЕЧЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ ЗАЛЕГАНИЯ ПЛАСТОВ

Фактический диаметр скважины dQв ряде случаев отклоняется от его номинального d,„ равного диаметру долота, которым бури­ лась скважина.

Увеличение dc(образование каверн в стволе скважины) наблю­ дается против глин и сильноглинистых разностей (мергелей и др.) из-за гидратации тонкодисперсных глинистых частиц и в результате их размыва гидромониторным воздействием струи, вытекающей из долотных отверстий.

При использовании соленого бурового раствора гидратация глинистых частиц уменьшается, что приводит к замедлению образо­ вания каверн. При использовании промывочных жидкостей на неф­ тяной основе каверны обычно не образуются.

Против соляных и гипсовых пластов из-за растворения этих по­ род промывочной жидкостью на водяной основе наблюдается уве­ личение диаметра скважины.

Иногда увеличение dc наблюдается и в интервалах трещинова­ тых пород, которые могут быть ослаблены по механической проч­ ности в процессе бурения. Номинальный диаметр обычно сохраня­ ется в интервалах прочных пород - известняков, доломитов, плот­ ных песчаников.

В результате фильтрации бурового раствора в интервалах прони­ цаемых пластов образуется глинистая корка на стенке скважины, что приводит к уменьшению диаметра скважины <4- Толщина глинистой корки изменяется от нескольких миллиметров до 5 см и более.

Знать фактический диаметр скважины необходимо для расчета объема затрубного пространства при цементировании обсадных ко­ лонн, выбора глубины места установки башмака колонны, фильт­ ров, пакеров и испытателей пластов, а также для контроля техниче­ ского состояния скважины в процессе бурения. Результаты кавернометрии используют при обработке данных ГИС, для выделения пластов горных пород и определения их литологического состава (рис. S). Диаметр скважины измеряется с помощью каверномеров

ипрофилемеров, которые различаются по своим конструктивным особенностям.

Наибольшее распространение имеют каверномеры типов СКС

иСКО с четырьмя рычагами, попарно расположенными во взаимно перпендикулярных плоскостях (см. рнс. S). Достаточно широко ис­ пользуются каверномеры КМ-2 (каверномер малогабаритный) и ка­ верномеры скважинные управляемые типа КСУ-1 и КСУ-2. Каверно-

меры опускают в скважину со сложенными измерительными рыча­ гами, которые удерживаются замком, кольцом или проволокой. Движения измерительных рычагов под влиянием изменения диа­ метра скважины преобразуются с помощью датчиков в электриче­ ские сигналы, передаваемые на каротажную станцию и регистри­ руемую в виде кавернограммы.

Ё Ш

Рис. 5. Литологическая колонка по данным кавернометрии и электрическо­

го каротажа (а)

и схема конструкции каверномера (б): а - 1- известняк;

2 - алевролит; 3 -

песчаник нефтенасыщенный; 4 - песчаник водонасыщен­

ный; 5 - глинистая порода; 6 - 1 - длинное плечо рычага; 2 - короткое плечо рычага; 3 - пружина; 4 - оптический датчик; 5 - ползунок; 6 - шток

Каверномер представляет сведения о среднем диаметре сква­ жины, за который принимают диаметр круга, эквивалентного по площади сечению плоскости, перпендикулярной ее оси.

Однако в общем случае сечение ствола скважины не является круговым. Несоответствие формы сечения кругу свидетельствует

о наличии желобов, которые образуются при искривлении скважи­ ны, воздействия на стенки замковых соединений бурового инстру­ мента. Для более детального изучения формы сечения диаметра обсаженных и необсаженных скважин применяют каверномерыпрофилемеры (рис. 6), которые обычно позволяют измерять диа­ метры скважины в двух и более взаимно перпендикулярных плоско­ стях с выдачей значений их полусумм: (d0' + d")!2 против плотных пород с номинальным диаметром скважины d0' (плотные непрони­ цаемые песчаники, известняки и доломиты) и (dc’ + dc')'/2 - против пород с другими плотностными характеристиками (аргиллиты, алевролиты, глинистые известняки и др.).

Различают вертикальную и горизонтальную профилеметрии. При вертикальной профилеметрии измеряются в двух взаимно пер­ пендикулярных направлениях хорды, характеризующие примерное поперечное сечение ствола скважины.

И 1

EEP

Е Ш -<

4

Рис. 6. Кривые профилеметрии, кавернометрии и диаграммы сече­ ния скважины: 1- известняк плотный; 2 - песчаник Проницаемый; 3 - алевролит; 4 - глина

Для более точного определения формы поперечного сечения скважины используют горизонтальные профилемеры, для которых характерно наличие шести или восьми рычагов с известной для них ориентацией на магнитный север (рис. 7).

Рис. 7. Принцип работы горизонтального профилемера: а - развертка ку­ лачков профилемера; б-сигнал, передаваемый из скважинного прибора; в - построение поперечного сечения скважины

Наиболее используемые каверномеры-профилемеры типа ка- верномера-профилемера скважинного СКП-1 (регистрация диамет­ ра скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях), ТПК-1 (выдает итоговый результат от трех пар измерительных рычагов), профилемер-радиусомер скважинный СПР-1 (измеряет восемь ра­ диусов и азимут искривления скважины), профилемер трубный скважинный ПТС-1 (шесть профилеграмм для определения сечения обсадных колонн) и ПТС-2 (измеряет восемь радиусов колонны).

При изучении геологического строения региона со значитель­ ными тектоническими нарушениями и большими углами падения пластов необходимо знать характер залегания пластов. Эти сведения также необходимы при исследовании наклонно-направленных скважин.

Рис. 8. Определение угла падения пластов с помощью наклономера. 1, 2 и 3 - датчики; I, II, III - зарегистрированные ими кривые; ПН - плоскость напластования - граница раздела двух пластов

Залегание пласта характеризуется его простиранием и углом падения (рис. 8).

Простиранием пласта называется направление горизонтальной линии АВ, лежащей в плоскости напластования ПН. Линией падения пласта является линия CD, проведенная в плоскости напластования ПН перпендикулярно к простиранию. Направлением падения пласта называется направление проекции CD' линии падения пласта CD на горизонтальную плоскость ГП, а углом падения у - угол между ли­ ниями CD и CD' (угол между плоскостью напластования ПН и горизонтальной плоскостью ГП). Направление падения пласта ха­ рактеризуется его азимутом X (углом между линией C D и линией Ю-С в горизонтальной плоскости ГП), отсчитываемым по часовой стрелке.

В настоящее время для измерения падения пластов наиболее широко используются пластовые наклономеры, которые состоят из трех датчиков, инклинометра и каверномера. Наиболее востребо­ ванные наклономеры - пластовые наклономеры типа НП-3 и НИД-1.