Промысловая геофизика учебное пособие

где Крез – коэффициент резистивиметра, который получают экспериментально в водном растворе электролита с известным удельным электрическим сопротивлением.

Существуют различные по конструкции скважинные резистивиметры типа РЭУ, РСЭ, индукционные резистивиметры типа РИС42, РИСТ-42, РИС-36 и др.

Удельное сопротивление промывочной жидкости отличается от удельного сопротивления пластовых вод и поэтому место притока или поглощения жидкости отмечается резким изменением кривой сопротивления резистивиметра. Работы по определению места притока проводятся способом оттартывания или продавливания

(рис. 63, а, б).

Рис. 63. Определение места притока пластовой воды в скважину резистивиметром (а, б) и определение места нарушения обсадной колонны методом термометрии (в, г): а – метод оттартывания, б – метод продавливания; кривые сопротивления жидкости: 1 – контрольная, 2 и 3 – промежуточные, 4 и 5 – конечные; в – температура пластовой воды меньше пластовой: 1 – контрольный замер температуры; 2 и 3 – замеры температуры после закачки в скважину соответственно 18 и 36 м3 воды; г – температура пластовой воды выше пластовой: 1 – контрольный замер температуры; 2 и 3 – замеры температуры после закачки соответственно 8 и 18 м3 воды

141

В первом случае появление притока (кривые 2–4) отмечается на фоне контрольной кривой 1 понижением или повышением сопротивлений против притока (рис. 63, а). Во втором случае прослеживают перемещение границ раздела между жидкостями. Глубина, ниже которой граница раздела не перемещается, несмотря на продолжение закачки, соответствует нижней границе интервала поглощения (рис. 63, б).

7.2. Термический метод

Применение термического метода определения места притока основано на различии температур жидкости, заполняющей ствол скважины, и поступающей пластовой воды. Измерение температуры проводится обычными скважинными электротермометрами. На глубине поглощения, т.е. в месте нарушения герметичности обсадной колонны, наблюдается резкое изменение в температурных показаниях (рис. 63, в, г).

Рис. 64. Определение затрубного движения жидкости методом радиоактивных изотопов. Песчаники: 1 – обводненные, 2 – нефтеносные, 3 – водоносные; 4 – глины; 5 – интервалы перфорации; 6 – интервал затрубной циркуляции

142

Зоны затрубной циркуляции вод выявляются методами термометрии и радиоактивных изотопов. Метод термометрии основан на изучении теплообмена между скважинной жидкостью и водами, циркулирующими в затрубном пространстве. На участке затрубной циркуляции устанавливается сравнительно постоянная температура, поэтому против интервала их движения отмечается аномалия практически одинаковой температуры.

7.3. Радиоактивный метод

Для определения местоположения зоны затрубной циркуляции вод радиоактивными методами работы в скважине выполняют обычно в следующей последовательности: проводят измерение естественной гамма-активности в скважине и получают диаграмму ГК1; через насосно-компрессорные трубы в скважину закачивают воду, активированную радиоактивными изотопами и затем производят измерение гамма-активности ГК2. Сравнивая повторную кривую ГК2 с кривой ГК1, получают представление об интервале затрубной циркуляции (рис. 64).

Рис. 65. Выявление затрубной циркуляции воды в действующей скважине по данным комплекса ГИС: I – прямой зонд 50 см, II – обращенный зонд 25 см; 1 – цемент в затрубном пространстве, 2 – приток нефти, 3 – приток воды, 4 – песчаник водоносный, 5 – глина, 6 – алевролит, 7 – песчаник нефтеносный, 8 – известняк

143

Места негерметичности обсадных колонн, связанные с притоками и поглощениями флюидов, устанавливаются также с помощью комплекса методов ГИС: резистивиметрии, влагометрии, плотностеметрии, термометрии, изотопов и расходометрии (рис. 65). Так, например, приток воды в скважину, работающую нефтью с водой, вследствие негерметичности колонны отмечается на на плотностеграмме снижением показаний гамма-гамма-метода Iγγ отнефти кводе.

Глава 8

КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН, БУРИЛЬНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Контроль проводят для предотвращения возможных аварий изаключается он в определении толщины обсадных труб, их внутреннего диаметра, овальности, местоположения башмака и муфтовых соединений, а также в выявлении в них различных дефектов (трещин, порывов, желобов, интервалов перфорации и др.). Контроль осуществляется спомощью специальной геофизической аппаратуры.

8.1. Установление местоположения муфтовых соединений колонн

Положение соединительных муфт обсадных колонн, бурильных или насосно-компрес- сорных труб в скважине определяют с помощью прибора, называемого локатором муфт. Локатор муфт представляет собой индуктивную катушку со стальным сердечником и двумя постоянными магнитами, полюсы которых направлены на встречу друг другу. Знать местоположение муфт необходимо для уточнения интервалов и глубин прострела колонн (интервалы перфорации) и уточнения мест их герметичности (рис. 66).

Рис. 66. Кривая локатора муфт: 1 – обсадные трубы; 2 – соединительные муфты; 3 – отбивка соединительных муфт; 4 – интервал перфорации; 5 – отбивка интервала перфорации

144

Локатор муфт также позволяет фиксировать дефекты колонн (перфорационные отверстия, трещины). Контроль перфорации осуществляется аппаратурой АКП-1 следующим образом. До прострела колонна против продуктивных пластов намагничивается, а затем производится локация намагниченных участков. Диаграмма против этих интервалов представляет собой гармонические колебания равной амплитуды. После перфорации записывается повторная диаграмма и в интервале перфорации отмечаются существенные уменьшения намагниченности участков обсадной колонны (рис. 67).

Рис. 67. Определение интервала перфорации обсадной колонны по кривой локатора муфт (а) и по диаграмме, записанной аппаратурой АКП-1 (б): 1, 2 – кривые, записанные до и после перфорации колонны; 3 – интервал перфорации

8.2. Выявление дефектов обсадных колонн, участков перфорации и интервалов разрывов колонн

К числу дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб относятся непостоянство диаметров и толщины стенок, наличие в них отверстий, трещин, разрывов, вмятин, раздутий. Эти дефекты возникают в трубах под влиянием неравномерных механических напряжений, коррозии и прострелочно-взрывных работ. Для их обнаружения используют в основном индукционный скважинный дефектомер. Кроме специальных геофизических методов контроля технического состояния труб могут быть использованы обычные

145

методы ГИС. Так, на рис. 68 показано обнаружение интервала разрыва обсадной колонны по данным методов нейтронного, индукционного, акустического и гамма-каротажа.

Рис. 68. Определение интервала разрыва колонны по данным комплекса ГИС

Разрыв колонны протяженностью 15,6 м зафиксирован в интервале 1374,4–1390,0 м повышенными показаниями нейтронного и гамма-методов, увеличением сопротивления на кривой индукционного каротажа и нулевой амплитудой Ар на кривой акустического каротажа.

На рис. 69 приведен пример контроля обсадной колонны до и после перфорации с помощью индукционного дефектомера ДИ-1. На диаграмме порывов и трещин Трп (записанной при измерении прямым зондом) и на диаграмме Трд (записанной при измерении дифференцированным зондом) видно, что во втором интервале после перфорации появилась трещина длиной до 1,3 м.

На кривой диаграммы износа dд видно, что растрескивание труб обсадной колонны на этом интервале сопровождалось раздутием колонны, доходящим до 9 мм.

146

149

Для определения места прихвата регистрируют контрольную кривую, по которой фиксируют положение муфтовых соединений и других магнитных аномалий (рис. 72, замер I). На полученной кривой выбирают свободные от магнитных аномалий участки и на предполагаемом интервале прихвата трубы наносят магнитные метки. Для этого останавливают прибор на соответствующей глубине и через катушку в течение 1–2 секунд пропускают постоянный ток. Затем производят повторный замер, по результатам которого судят о положении магнитных меток (рис. 72, замер II).

Рис. 72. Определение мест прихвата бурильных труб прихватоопределителем: 1–7 – нанесенные магнитные метки; 1'–7 ' – положение магнитных меток при II замере; 8 – бурильные трубы; 9 – соединительные муфты;

10 – место прихвата

Затем на прихваченные трубы воздествует в пределах допустимой механическая растягивающая или закручивающая нагрузка.

На участках действия нагрузки магнитные метки исчезают или их магнитное поле ослабевает, что отражается на результатах

150