- •Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений
- •Содержание
- •Предисловие
- •1. Основные понятия о нефтегазовых месторождений
- •2. Методические и технические особенности применения гис при контроле
- •3. Цели и задачи контроля
- •4. Исследование процесса вытеснения нефти в пласте
- •5. Изучение эксплуатационных характеристик пласта
- •6. Изучение технического состояния скважин
- •7. Исследование скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования
- •8. Условия проведения промыслово-геофизических работ при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений
- •9. Современные представления о расположении углеводородов по высоте залежи
- •10. Вытеснение нефти водой и газом
- •11. Типовые комплексы промыслово-геофизических методов при контроле за разработкой
- •12. Изменения петрофизических характеристик горных пород в процессе эксплуатации (разработки) залежей углеводородов
- •13. Изменение физических свойств. Удельное электрическое сопротивление
- •14. Изменение физических свойств. Диэлектрическая проницаемость
- •15. Изменение физических свойств. Естественная электрохимическая активность
- •16. Изменение физических свойств. Вызванная электрохимическая активность
- •17. Изменение физических свойств. Естественная гамма-активность
- •18. Изменение физических свойств. Нейтронные характеристики
- •19. Изменение физических свойств. Акустические характеристики
- •20. Изменение физических свойств. Термические характеристики
- •21. Методы меченого вещества
- •22. Метод радиоактивных изотопов
- •23. Нейтронный метод меченого вещества
- •24. Механическая дебитометрия
- •25. Термокондуктивная расходометрия
- •26. Особенности интерпретации термокондуктивной расходометрии
- •27. Исследование состава смеси в стволе скважины с помощью резистивиметрии
- •28. Определение состава смеси с помощью гамма ‑ плотностеметрии
- •29. Кислородный нейтронный гамма-метод в комплексе работ по контролю (кангм)
- •30. Влагометрия при контроле за разработкой
- •31. Термометрия при контроле за разработкой
- •1 ‑ Контрольный замер температуры; 2, 3 ‑ замер температуры после закачки соответственно 18 и 36 м3 (а), 8 и 18 м3 (б) воды
- •32. Определение пластового давления
- •33. Определение первоначального положения водонефтяного контакта
- •На кривой семиэлектродного зонда внк соответствует точке, расположенной на расстоянии размера l0 зонда ниже точки среднего значения
- •34. Определение первоначального положения газоводного контакта
- •35. Определение первоначального положения газонефтяного контакта
- •6 ‑ Первоначальные положения гнк и внк, 7 ‑ текущие положения гнк и внк
- •36. Контроль за перемещением внк
- •37. Контроль перемещения гнк и гвк
- •38. Контроль перемещения газовой шапки и перемещения нефтяной оторочки при эксплуатации нефтегазовых месторождений
- •39. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных скважинах
- •40. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных неперфорированных скважинах
- •1 ‑ Интервал перфорации, 2 ‑ интервал затрубной циркуляции.
- •41. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах
- •42. Определение параметров выработки пластов
- •43. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в необсаженных скважинах
- •44. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах
- •45. Определение коэффициента текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений
- •46. Оценка коэффициента текущей и конечной нефтеотдачи по комплексу геофизических параметров
- •47. Оценка коэффициента текущей и конечной газоотдачи пластов по комплексу геофизических параметров
- •48. Особенности разработки, регулирования и контроля за эксплуатацией нефтегазовых залежей
- •49. Выделение интервалов притока пласта
- •II ‑ влагограмма
- •50. Определение продуктивности (приемистости) пласта
- •51. Определение работающей мощности пласта
- •1 ‑ Глина, 2 ‑ песчаник нефтеносный, 3 ‑ интервал перфорации,
- •4 ‑ Работающие мощности
- •52. Изучение технического состояния скважин. Общие положения
- •53. Оценка качества цементирования колонн по термометрии
- •54. Оценка качества цементирования колонн по методу радиоактивных изотопов
- •55. Оценка качества цементирования по гамма-гамма методу
- •56. Оценка качества цементирования по акустике
- •57. Выявление дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб
- •58. Выявление негерметичности обсадных колонн
- •I ‑ геотерма; II ‑ замер после снижения уровня жидкости в стволе скважины на 200 м;
- •1 ‑ Глина, 2 ‑ алевролит, 3 ‑ песчаник, 4 ‑ место притока воды
- •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
- •59. Выявление интервалов затрубной циркуляции флюидов
- •2 ‑ Направление движения флюида, 3 ‑ термограмма, 4 ‑ геотерма,
- •5 ‑ Линия, параллельная оси глубин
- •60. Выявление уровня жидкости, интервалов солевых и парафиновых отложений
- •61. Методы интенсификации притоков нефти
- •62. Интенсификация притока и приемистости пласта с помощью соляно-кислотной обработки
- •63. Интенсификация притока с помощью тепловых методов
- •64. Интенсификация притока с помощью внутрипластового горения
- •65. Контроль гидравлического разрыва пласта
- •66. Контроль за барохимическим воздействием на пласт
- •5 ‑ Интервал перфорации
- •67. Метод акустического и комбинированного воздействия на пласт
- •68. Электрообработка нефтяных скважин мощными импульсными источниками тока с целью повышения нефтеотдачи
- •69. Горизонтальные скважины
- •70. Задачи, решаемые геофизическими методами в горизонтальных скважинах
- •71. Геофизические исследования при строительстве гс и ргс
- •72. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе бурения
- •73. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения
- •74. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их освоения
- •75. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их испытания
- •76. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их эксплуатации
- •Методические рекомендации для преподавателя
- •Методические указания для студентов
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Дополнительный
55. Оценка качества цементирования по гамма-гамма методу
Этот метод позволяет:
установить высоту подъема цемента;
определить наличие цемента и характер его распределения в интервале цементирования;
фиксировать наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гель-цемент);
выявить в цементном камне небольшие раковины и каналы;
определить эксцентриситет колонны.
Поскольку плотности цементного камня (δц=1,8÷2,0 г/см3) и промывочной жидкости (δр=1,2÷1,3 г/см3) значительно различаются, а интенсивность вторичного гамма-излучения Iγγ при работе с заинверсионными зондами находится в обратной зависимости от плотности среды, то на регистрируемой кривой ГГМ участки с цементом четко выделяются пониженными показаниями Iγγ по сравнению с интервалами, содержащими за обсадной колонной промывочную жидкость.
Интерпретация цементограмм состоит в следующем. Степень дифференциации кривых ГГМ определяется параметром Iγγ max / Iγγ min, т.е. отношением максимальных и минимальных показаний рассеянного гамма-излучения в изучаемом интервале глубин. Чем больше отличается это отношение от единицы в данном сечении скважины, тем меньше центрирована колонна и менее равномерно распределен цемент в затрубном пространстве.
Пример интерпретации цементограммы, полученной прибором с трехканальным зондом, приведен на рис. 37.
В зацементированном участке скважины наибольшие значения Iγγ характерны для каверн, так как плотность цементного камня меньше плотности горных пород (δп = 2,1 ÷ 2,8 г/см3).
Интерпретация круговых цементограмм подобна интерпретации обычных цементограмм. На диаграмме проводят линии цемента Iγγц (максимальные показания против каверны с цементом), породы Iγγ (минимальные показания против зацементированного участка скважины при номинальном ее диаметре), цемент-порода Iγγ ц п (максимальные показания против зацементированного участка скважины при номинальном ее диаметре), раствора Iγγ р (максимальные показания на кривой против каверны с промывочной жидкостью), раствор-порода Iγγ р п (максимальные показания против незацементированного участка ствола скважины при номинальном ее диаметре). По относительному расположению этих линий судят о качестве цементирования. Если величины Iγγ min близки к Iγγ п, а Iγγ max не превышает Iγγ ц, то этот вариант соответствует хорошо зацементированному интервалу. Если же значения Iγγ min приближены к Iγγ ц п и величины Iγγ max превышает Iγγ ц и Iγγ ц п, то интервал характеризуется неполным заполнением затрубного пространства цементным камнем. Критерии оперативной оценки качества цементирования обсадных колонн по круговым цементограммам при δц=1,8÷1,9 г\см3 и δр=1,2÷1,3 г\см3 можно оценивать по отношениям значений Iγγ полученных при измерениях. Так, если для скважин диаметром 295 мм отношение Iγγ max / Iγγ ц составляет 0,9-1,0, то за колонной ‑ цемент, а если Iγγ max / Iγγ ц больше 1,5, то за колонной ‑ жидкость.
С помощью дефектограммы изучают распределение цемента по сечению колонны путем точечных измерений Iγγ в заданных интервалах скважины. Если вещество в затрубном пространстве имеет однородную плотность, то дефектограммы имеют синусоидальный вид, наличие же каналов в цементном камне и одностороннее цементирование обсадных колонн приводят к резкому искажению синусоидального вида кривых.
Качество цементирования с помощью дефектограмм оценивается по протяженности положительной и отрицательной полуволн (рис. 37).
Средняя линия для кривых проводится так, чтобы а1≈а2. Если b1=b2, то цементирование хорошего качества, если b1 # b2, ‑ плохого. Искажение правильной синусоидальной формы кривых Iγγ связано с наличием в цементном камне каналов площадью более 10 % сечения скважины с неравномерной заливкой цементного раствора.
На интенсивность Iγγ оказывают также влияние толщина стенки обсадных колонн, диаметр скважины, изменение плотности горных пород и другие факторы, которые необходимо учитывать при интерпретации цементограмм и дефектограмм.
На рис. 38 показаны результаты комплексных измерений дефектомером и толщиномером. Привлечение данных о толщине стенок обсадных колонн значительно облегчает интерпретацию цементограмм. При отсутствии толщинограммы можно было бы сделать неверный вывод о плохом качестве цементирования интервала 486-635 м.
Рис. 37. Определение качества цементирования обсадной колонны
по данным круговой цементограммы и дефектограммы.
1 – цемент, 2 – промывочная жидкость
К
оличественная
интерпретация цементограмм осуществляется
с целью оценки плотности вещества в
затрубном пространстве скважины и
определения эксцентриситета обсадной
колонны.
Преимущества гамма-гамма-метода: возможность проведения измерений независимо от времени, прошедшего после окончания цементирования.
Недостатки метода: невозможно выделить мелкие каналы площадью менее 8-10 % площади сечения затрубного пространства скважины; необходимо, чтобы плотность цементного камня существенно отличалась от плотности промывочной жидкости и была большой разница диаметров скважины и колонны.
Рис. 38. Пример круговой цементограммы и толщинограммы
Контрольные вопросы
Что определяется при оценке качества цементирования применяя гамма-гамма-метод?
Как проводится интерпретация круговых цементнограмм?
