- •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
6. Изучение технического состояния скважин
Контроль технического состояния эксплуатационных, контрольных и нагнетательных скважин осуществляется комплексом геофизических методов непосредственно после окончания их бурения и цементирования обсадной колонны, а также на протяжении всего времени жизни скважины. В открытом стволе этих скважин проводят измерения традиционными методами (инклинометрия, кавернометрия, профилеметрия); в обсаженных ‑ используются цементометрия, дефектометрия, притокометрия и др. При этом решаются следующие задачи:
1) определение качества цементирования обсадных колонн и состояния цементного камня во времени;
2) установление местоположения муфтовых соединений колонн, их участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра колонн;
3) выявление дефектов (отверстий, трещин, вмятин, коррозии) в обсадных и насосно-компрессорных трубах;
4) определение мест притока (поглощения) и интервалов затрубной циркуляции флюидов;
5) установление состава и уровня жидкости в межтрубном пространстве.
Для контроля технического состояния обсаженных перфорированных и неперфорированных, действующих и остановленных скважин в зависимости от условий проведения измерений применяются специальные комплексы геофизических методов ‑ электрических, магнитных, ядерных, акустических, термических, механических.
Среди электрических методов наибольшее применение получили обычная и индукционная резистивиметрия и диэлькометрическая влагометрия для определения мест негерметичности обсадных колонн.
Электромагнитные методы включают индукционную дефектометрию и магнитную локацию обсадных труб.
Индукционная дефектометрия заключается в наведении в металлических трубах вторичных вихревых токов определенной частоты и измерении составляющих электромагнитного поля приемными катушками. Активная составляющая поля зависит от электропроводности трубы, неактивная составляющая поля определяется ее магнитной проницаемостью. Эти составляющие электромагнитного поля имеют разный фазовый сдвиг относительно фазы возбуждающего тока в генераторной катушке. Поскольку на электропроводность трубы влияют трещины, разрывы, а магнитная проницаемость связана с различием диаметров приемной катушки и колонны (смятия, вздутия), то измерения величин обеих составляющих поля позволяют судить о наличии локальных дефектов в обсадных трубах.
Магнитная локация обсадных труб основана на изменении магнитной проводимости обсадных труб вследствие нарушения их сплошности. При этом измеряют ЭДС, возникающую в цепи приемной катушки при ее движении. Величина сигнала зависит от степени нарушения сплошности колонны, ее диаметра, магнитной характеристики, скорости перемещения прибора и его конструкции. Скорость перемещения прибора при локации интервала перфорации 200 ‑ 300 м/ч.
Магнитный локатор применяют для установления положения муфтовых соединений колонны, точной привязки показаний других приборов к положению муфт, взаимной привязки показаний нескольких приборов, глубины спуска лифтовых труб, положения забоя, определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.
Из ядерных методов при контроле технического состояния скважин наиболее широкое применение получили гамма-гамма-метод, нейтронный гамма-метод, метод плотности тепловых нейтронов, кислородный метод и метод изотопов.
Гамма-гамма-метод используется для контроля качества цементирования скважин и технического состояния обсадных колонн.
Качество цементирования скважин оценивают по зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от плотности изучаемой среды. 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 четко выделяются участки с цементом (показания Iγγ понижены по сравнению с интервалами, содержащими за обсадной колонной промывочную жидкость).
Изучение технического состояния обсадных колонн с помощью ГГМ основано на регистрации рассеянного колонной гамма-излучения с помощью зонда малой длины (9-12 см) и использовании источников мягкого гамма-излучения (l70Tm, 137Cs). Показания гамма-толщиномера зависят в основном от толщины стенки стальной колонны и практически свободны от влияния промывочной жидкости и среды затрубного пространства.
Для определения интервалов затрубной циркуляции флюидов используется кислородный метод КАНГМ.
Качество цементирования скважин можно оценить методом радиоактивных изотопов с замерами двух кривых гамма-метода (до закачки активированного изотопами цемента и после закачки по стандартной методике).
Акустические методы применяются для оценки качества цементирования скважин и определения технического состояния обсадных колонн.
Акустическая цементометрия основана на изучении перераспределения энергии поля упругих колебаний между обсадной колонной, цементным камнем и окружающими горными породами. В зависимости от характера акустических контактов между указанными средами энергия упругого импульса может быть сосредоточена преимущественно в одной из них.
Состояние обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (разрывы, смятия), число и местонахождение перфорационных отверстий, а также муфтовых соединений могут быть установлены по результатам исследований скважинным акустическим телевизором (CAT). Он предназначен для исследования скважин с помощью фотографий, получаемых с экрана кинескопа в виде изображения развертки стенки скважины. Его работа основана на получении отраженного акустического сигнала ультразвуковой частоты от стенки скважины.
Методы термометрии используются для выявления затрубных циркуляций, определения мест негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб, определения глубины и интервалов разгазирования нефти, установления уровня жидкости в скважине и мест смены диаметра скважины и колонны.
Механические методы, к которым относятся микрокавернометрия и механическая расходометрия, позволяют оценить изменение диаметра обсадных колонн с помощью микрокаверномера и установить места негерметичности обсадных труб посредством механического расходомера.
Контрольные вопросы
Какие задачи решаются при проведении работ по изучению технического состояния скважин?
Перечислите методы ГИС, которые применяются при изучении технического состояния скважин.