Всё про нефть и газ "www.neft-i-gas.narod.ru"

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Заканчивание скважин



	Глава 1

	НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

	Инженерный подход к заканчиванию скважин основывается на научном описании процессов взаимодействия технических средств с внешней средой, которое невозможно без широкого применения методов математики, механики, физикохимии, геологии, геофизики, статистики и других наук. Без основных сведений ряда научных дисциплин невозможны высококачественное проектирование и реализация процесса строительства скважин, а тем более совершенствование техники и технологии бурения.

	1.1. ЭЛЕМЕНТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И ФИЗИКИ ПЛАСТА Геологическая информация является основой решения практически всех задач при проектировании и управлении процессами строительства скважин. Характеристики пород и пластовых флюидов, проходимого скважиной разреза во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия, вызова притока и др. 1.1.1. ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД- КОЛЛЕКТОРОВ Нефть и газ аккумулируются в трещинах, порах и пустотах горных пород. Поры пластов малы, но их много, и они занимают объем, иногда достигающий 50 % общего объема пород. Нефть и газ обычно заключены в песчаниках, песках, известняках, конгломератах, которые являются хорошими коллекторами и характеризуются проницаемостью, т.е. способностью пропускать



	через себя флюиды. Глины также обладают высокой пористостью, но они недостаточно проницаемы вследствие того, что соединяющие их поры и каналы очень малы, а флюид, находящийся в них, удерживается в неподвижном состоянии капиллярными силами. Пористость зависит в основном от размера и формы зерен, степени их уплотнения и неоднородности. В идеальном случае (отсортированные однородные по размерам сферические зерна) пористость не зависит от размеров зерен, а определяется их взаимным расположением и может изменяться в пределах 26— 48 %. Пористость естественной песчаной породы, как правило, значительно меньше пористости фиктивного грунта, т.е. грунта, составленного из шарообразных частиц одинакового размера. Песчаники и известняки имеют еще более низкую пористость из-за наличия цементирующего материала. Наибольшая пористость в естественном грунте присуща пескам и глинам, причем она возрастает (в отличие от фиктивного грунта) с уменьшением размера зерен породы, так как в этом случае их форма становится все более неправильной, а следовательно, и упаковка зерен — менее плотной. Ниже приведена пористость (в %) для некоторых пород. Глинистые сланцы ............................... 0,5—1,4 Глины................................................. 6—47 Пески................................................. 6-47 Песчаники.......................................... 3,5—29 Известняки и доломиты........................ 0,5—33 С увеличением глубины вследствие повышения давления пористость горных пород обычно снижается. Пористость коллекторов, на которые бурят эксплуатационные скважины, изменяется в следующих пределах (в %). Пески.................................................. 20-25 Песчаники........................................... 10-30 Карбонатные породы............................ 10-20 Карбонатные породы характеризуются обычно наличием трещин различных размеров и оцениваются коэффициентом трещиноватости. Одна из характеристик горных пород — гранулометрический состав, от которого во многом зависят другие физические свойства. Под этим термином понимается количественное содержание в породе разных по размеру зерен (в % для каждой фракции). Гранулометрический состав сцементированных пород определяется после их предварительного разрушения. Гранулометрический состав горных пород в известной мере характери- 6



	зует их проницаемость, пористость, удельную поверхность, капиллярные свойства, а также количество остающейся в пласте нефти в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Гранулометрическим составом руководствуются в процессе эксплуатации скважин при подборе фильтров, предотвращающих поступление песка, и т.д. Размер зерен большинства нефтеносных пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм. Однако обычно при изучении гранулометрического состава горных пород выделяют следующие размерные категории (в мм): Галька, щебень......................... >10 Гравий..................................... 10-2 Песок: грубый................................. 2—1 крупный .............................. 1—0,5 средний................................ 0,5-0,25 мелкий................................. 0,25-0,1 Алевролит: мелкий................................. 0,1-0,05 крупный .............................. 0,05—0,01 Глинистые частицы .................. <0,01 Частицы размером примерно до 0,05 мм и их количество (в %) устанавливают методом рассева на наборе сит соответствующего размера с последующим взвешиванием остатков на ситах и отношением их к первоначальной пробе. Содержание более мелких частиц определяется методами седиментации. Неоднородность пород по механическому составу характеризуется коэффициентом неоднородности k_K — отношением диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелкими фракциями 60 % по массе от всей массы песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10 % по массе от всей массы песка (d₆₀/d_w). Для "абсолютно" однородного песка, все зерна которого одинаковы, коэффициент неоднородности fe_H = d₆₀/d₁₀ = 1; fe_H для пород нефтяных месторождений колеблется в пределах 1,1—20. Способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью. Все горные породы в той или иной степени проницаемы. Но при определенных перепадах давления одни породы непроницаемы, другие проницаемы. Все зависит от создаваемого перепада давления размеров сообщающихся пор и каналов в породе (чем меньше поры и каналы в горных породах, тем ниже их проницаемость). Обычно проницаемость в перпендикулярном к напластованию направлении меньше его проницаемости вдоль напластования. Поровые каналы бывают сверхкапиллярными, капиллярными и субкапиллярными. В сверхкапиллярных каналах, диаметр которых более 0,5 мм, жидкости движутся по законам ги- 7



	дравлики. В капиллярных каналах диаметром от 0,5 до 0,0002 мм при движении жидкостей существенно проявляются поверхностные силы (поверхностное натяжение, капиллярные силы прилипания, сцепления и т.д.), которые создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте. В субкапиллярных каналах, имеющих диаметр менее 0,0002 мм, поверхностные силы настолько велики, что движения в них жидкости практически не происходит. Нефтяные и газовые горизонты в основном имеют капиллярные каналы, глинистые — субкапиллярные. Между пористостью и проницаемостью горных пород прямой зависимости нет. Песчаные пласты могут иметь пористость 10—12 %, но быть высокопроницаемыми, а глинистые при пористости до 50 % — оставаться практически непроницаемыми. Для одной и той же породы проницаемость будет изменяться в зависимости от количественного и качественного состава подвижных фаз, так как по ней могут двигаться вода, нефть, газ или их смеси. Поэтому для оценки проницаемости нефтесодер-жащих пород приняты понятия: абсолютная (физическая), эффективная (фазовая) и относительная проницаемость. Абсолютная (физическая) проницаемость определяется при движении в горной породе одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия их с пористой средой и при полном заполнении ими пор породы). Эффективная (фазовая) проницаемость — это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой жидкой или газообразной фазы. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом. Относительная проницаемость — отношение эффективной проницаемости к физической. Значительная часть коллекторов неоднородна по текстуре, минералогическому составу и физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Иногда обнаруживаются существенные различия физических свойств на небольших расстояниях. В естественных условиях, т.е. в условиях действия давлений и температур, проницаемость кернов иная, чем в атмосферных условиях, часто она необратима при создании в лаборатории пластовых условий. Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти и газа в пласте определяются объемом трещин. Эти залежи приурочены, главным образом, к карбонатным породам, а иногда -к терригенным. 8



	Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, к которым приурочены нефте- и газосодержащие залежи, не наблюдается. Коэффициент проницаемости для трещинных коллекторов

	где Ь — раскрытость трещины; т_т — трещинная пористость в долях единицы. Для определения трещинной пористости применяют методы изучения шлифов, измерения объема трещин путем насыщения керна жидкостями и др. При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в породе обычно присутствуют две или три фазы одновременно. В этом случае проницаемость породы для какой-нибудь одной фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости. С увеличением содержания воды в пласте проницаемость его для нефти снижается, и при водонасыщенности, составляющей примерно 80 % , движение нефти прекращается. Под удельной поверхностью частиц породы понимают суммарную площадь поверхности частиц в единице объема породы. При плотной укладке мелких частиц породы их удельная поверхность достигает больших значений. Действие молекулярных сил, адсорбционная способность пород и наличие связанной воды зависят от удельной поверхности смачивания горных пород жидкостью при наличии огромного количества капиллярных и субкапиллярных пор и каналов в пласте. Представление о размерах площади поверхности каналов и пор можно составить по площади поверхности фиктивного грунта в единице объема. Если в 1 м⁸ породы принять п — число песчинок, / — площадь поверхности одной песчинки, V — объем песчинки, т — пористость, d — диаметр песчинок, то будем иметь

	; n = (1 - m)/V. Тогда суммарная площадь поверхностей песчинок в 1 м⁸ горной породы S-nf-⁽¹~^m)Kd² _ V
	V я/ d При т = 0,2, d = 0,1 мм суммарная площадь S = = 48 000м²/м⁸. При диаметре песчинок менее 0,1 мм значение S будет стремительно возрастать; тогда количество нефти, только смачивающей эту поверхность, составит весьма существенный объем.



	Эта нефть без дополнительных воздействий на пласт не извлекается. Удельная поверхность имеющих промышленное значение нефтегазосодержащих пород колеблется в пределах от 40 000 до230 000м²/м⁸. Для оценки удельной поверхности частиц существуют различные методы, большая часть которых основана на прохождении замеряемого объема воздуха через образец соответствующих размеров при некотором (фиксированном) перепаде давления в течение времени, которое подлежит определению. Для практических целей удельная поверхность (в м²/м⁸) нефтесодержащих пород может быть оценена по формуле

	S, = 7-10^s mjm/sfk, (1.1) где т - пористость, доли единицы; k - коэффициент проницаемости, мкм². Наибольшее значение из механических свойств горных пород для бурения имеют твердость, прочность (пределы прочности на сжатие, изгиб, разрыв, скол, сдвиг и др.), упругость, пластичность, хрупкость. Горные породы, имеющие указанные свойства, сопротивляются внедрению в них разрушающего инструмента и разрушению; пластичность глин и солей объясняет "вытекание" их в скважину; недостаточная прочность скелета пласта приводит к его гидроразрыву, разрушению потока и т.д. Пластические свойства горных пород еще недостаточно изучены, однако механика разрушения горных пород уже обладает некоторыми закономерностями, позволяющими их учитывать, что весьма важно при заканчивании скважин и их последующей эксплуатации. Упругие свойства (в соответствии с законом Гука) оцениваются коэффициентом объемной упругости пористой среды (в 1/Па): Р = ДУ_пор/(У₀Др), (1.2) где АУ_пор — изменение объема пор керна при изменении давления на Ар; Уо - объем керна. Этот коэффициент характеризует относительное (по отношению ко всему выделенному элементу объема пласта) изменение объема порового пространства при изменении давления на 1 МПа. Для нефтесодержащих пластов значение р изменяется в пределах (0,1-*-2)-10~⁴ 1/МПа, т.е. на каждый 0,1 МПа умень- ю



	шения давления объем пор в породе изменяется в пределах 1/330 000 - 1/50 000 своего первоначального значения. Одна из важнейших геологических характеристик — пластовое давление, создаваемое в порах породы пласта водой, нефтью или газом. Оно называется также внутрипластовым давлением. Имеются залежи, где давление флюидов превышает обычное (близкое к гидростатическому) в 1,3 - 1,6 раза и даже достигает горного давления. Такое давление называют аномально высоким пластовым давлением (АВПД). В случае АВПД жидкость или газ в поровом пространстве пород пласта находится частично под действием горного давления. На АВПД оказывает влияние также повышение температуры окружающих пород. В случае замкнутого резервуара оно может быть очень высоким. Количество нефтяных и газовых залежей с АВПД на глубине до 3500-4000 м сравнительно невелико и не превышает 10-15 %. При дальнейшем увеличении глубины содержание флюидных скоплений с АВПД возрастает. По мере роста глубины залегания абсолютное давление в пласте повышается. Отношение пластового давления р^ к давлению столба пресной воды р_я на данной глубине принято называть коэффициентом аномальности: а=р_Ш1/р_в. (1.3) Известны пласты с коэффициентом аномальности, равным 1,5—2,0 и выше. Очень часто при бурении скважин встречаются пласты с пониженными давлениями (а < 1). Другая важная характеристика — пластовая температура. С глубиной температура растет, и в среднем этот рост составляет примерно 1° на 33 м. Однако опыт бурения скважин подтверждает существенные отклонения от средних значений. В процессе циркуляции бурового раствора температуры по стволу скважины несколько выравниваются. Температурный фактор весьма важен при выборе буровых и тампонажных растворов, при их химической обработке. Он оказывает влияние на многие технологические процессы при заканчивании скважин.

	1.1.2. СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ И МИНЕРАЛИЗАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД Пластовые воды оказывают весьма существенное влияние на качественные и количественные показатели работ при углублении ствола, креплении и цементировании нефтяных и газовых скважин. Пластовые воды — постоянные спутники нефтегазо- 11



	вых месторождений. Они играют большую роль в поисках и разработке залежей углеводородов. Вода различается по наличию растворенных в ней примесей и солей. По температуре воды делятся на холодные, теплые, горячие и очень горячие. Температура воды существенно влияет на количество содержащихся в ней солей и газов. По положению относительно нефтегазоносных горизонтов пластовую воду относят к краевой, подошвенной воде; она бывает верхней, нижней, погребенной (реликтовой), находящейся непосредственно в нефтяном пласте и остающейся неподвижной при движении нефти. Солевой состав вод в нефтяном пласте неодинаков для всех частей структуры. При изучении пластовых вод для характеристики их свойств принято определять общую минерализацию воды и ее жесткость, содержание главных шести ионов, рН, плотность, запах, вкус, прозрачность, поверхностное натяжение, а также проводить анализ растворенных газов — бактериологический или микробиологический . Общая минерализация воды выражается суммой содержащихся в ней химических элементов, их соединений и газов. Она оценивается по сухому (или плотному) остатку, который получается после выпаривания воды при температуре 105—110 °С. По количеству сухого остатка воды разделяются на пресные (содержание солей < 1 г/л), слабосолоноватые (1—5 г/л), солоноватые (5-10 г/л), соленые (10-50 г/л), рассолы (а 50 г/л). Главные химические компоненты в подземных водах: хлор-ион СГ, сульфат-ион SO²", гидрокарбонатный НСО3 и карбонатный СОз~ ионы, а также ионы щелочных и щелочноземельных металлов и оксидов (натрия Na⁺, кальция Са²⁺, магния Mg²⁺), железа Fe и SiO₂ (в коллоидном состоянии). В воде растворяются азот, кислород, углекислый газ, сероводород и т.д. В настоящее время принятая форма химического анализа воды -ионная. Так как молекулы солей в растворе распадаются на катионы и анионы, те и другие должны находиться в эквивалентных количествах. Для перевода результатов анализа воды, выраженных в ионной форме, в эквивалентную, следует количество каждого найденного элемента (в мг/л) разделить на его эквивалентную массу. Эквиваленты ионов могут быть выражены также в процентах от суммы анионов и катионов, каждая сумма анионов и катионов принимается за 50 или 100 %. Для подземных вод нефтегазовых месторождений характерно повышенное содержание иода, брома, бора, аммония и вблизи нефтяной залежи — нафтеновых кислот. По химическому 12



	составу это обычно хлоридно-кальциево-натриевые рассолы с общей минерализацией 50 г/л и выше. Воды нефтяных месторождений бывают кислые и щелочные гидрокарбонатно-натриевого и иногда хлоридно-сульфатно-натриевого состава. При оценке подземных вод (для питания паровых котлов, хозяйственных целей и т.д.) следует обращать внимание на жесткость воды, под которой понимают свойство воды, обусловленное содержанием в ней солей кальция и магния: Са(НСО₈)₂, Mg(HCO₈)₂ CaSOH, CaCO₈, CaCl₂, MgCl₂. Различают жесткость общую, характеризующуюся присутствием солей Са и Mg, постоянную, обусловленную содержанием солей Са и Mg, за исключением бикарбонатов, и временную, определяемую наличием бикарбонатов Са и Mg. Временная жесткость воды может быть найдена по разности общей и постоянной. Кипяченая вода характеризуется только постоянной жесткостью. По О.А. Алексину, природные воды по жесткости разделяются на следующие типы: очень мягкие, умеренно жесткие, жесткие и очень жесткие. В связи с большим разнообразием природных вод многими исследователями были предложены различные системы классификации вод на основе тех или иных признаков. Большинство классификаций основано на химическом составе природных вод и количественных соотношениях между отдельными компонентами растворенных в воде веществ. Наиболее интересные классификации предложены В.И. Вернадским, В.А. Александровым, В.А. Сулиным, Пальмером. В основу классификации пластовых вод, по Пальмеру, положено соотношение в воде количеств ионов щелочных металлов К⁺ и Na⁺ (а), ионов щелочноземельных металлов Са²⁺ + Mg²⁺ (b) и анионов сильных кислот С1~(<2). В зависимости от преобладания тех или иных ионов в воде Пальмер разделяет все воды на пять классов: Класс: I............................ d<a II........................... d = a III......................... a<d<a + b IV......................... d=a+b V........................... d>a+b Для характеристики качества воды используются шесть показателей: первичная соленость, первичная щелочность, вторичная соленость, вторичная щелочность, третичная соленость, третичная щелочность. В соответствии с классификацией природных вод по В.А. Су-лину, применяемой в нефтегазодобывающей промышленности, 13



	последние подразделяются на четыре генетических типа: I — сульфатно-натриевые; II — гидрокарбонатно-натриевые; III — хлормагниевые; IV — хлор-кальциевые. Принадлежность воды к определенному генетическому типу устанавливают по отношению эквивалентов отдельных ионов. Согласно классификации природных вод по В.А. Сулину, каждый тип вод подразделяется на группы: А - гидрокарбонатные, В — сульфатные, В — хлоридные. Группы, в свою очередь, подразделяются на классы и подгруппы. Воды относят к определенной группе и подгруппе на основании отношения эквивалентов отдельных ионов. В большинстве пластовых вод содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты.

	1.2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Применительно к заканчиванию скважин исследование их геофизическими методами осуществляется в следующих направлениях: изучение геологического разреза скважины; изучение технического состояния скважин; проведение перфорационных, взрывных и прочих работ в скважинах. Техническое состояние скважин контролируют с помощью комплекса следующих геофизических методов: инклинометрия — определение искривления ствола скважин; кавернометрия — установление диаметра скважин, размера каверн, расширений и сужений ствола; профилеметрия ствола - установление профиля сечения скважины; контроль за цементированием скважин — определение высоты подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве, полноты заполнения последнего цементным камнем и наличия контакта цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины, наличия и направленности возможных каналов в заколонном пространстве скважины (указанные показатели цементирования определяются термометрией, акустическим и радиоактивными методами); профилеметрия обсадных колонн (после их истирания по внутреннему диаметру); определение местоположения элементов технологической оснастки на обсадной колонне и мест ее нарушений, мест притоков и поглощений жидкости в скважинах, мест заколонной 14



	циркуляции жидкости, а также результатов гидроразрыва пластов, уровня жидкости в скважинах; выявление местоположения муфтовых соединений и толщины обсадных колонн, а также зон перфорации; установление глубины водопоглощающих горизонтов и затем контроль за эффективностью некоторых методов интенсификации добычи нефти и газа и др. Считается установленным, что между физическими свойствами горных пород (электрическими, радиоактивными, тепловыми, магнитными и газо-, нефте- и водонасыщенностью) существуют количественные связи, которые позволяют применять геофизические методы исследования для изучения кол-лекторских свойств пород (В.Н. Дахнов). Краткая характеристика основных геофизических методов изучения скважин показывает, что они имеют существенное значение в развитии работ по заканчиванию скважин и являются их неотъемлемой частью.

	1.2.1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ Электрический каротаж — это проведение измерений собственных (естественных) потенциалов (ПС) и кажущегося удельного сопротивления (КС) горных пород для изучения геологического разреза скважин. Результаты измерений регистрируются в виде кривых ПС и КС. Измерение ПС сводится к определению разности собственных (естественных) потенциалов между электродом М, который на кабеле может перемещаться по стволу скважины и электродом N, расположенным вблизи устья скважины на дневной поверхности. Естественные (собственные) потенциалы ПС возникают на границах между скважиной, заполненной буровым раствором, и породой, а также между породами различного ли-тологического состава. Между электродами М и N возникает электродная разность потенциалов, которая при записи кривой ПС компенсируется введением в цепь разности потенциалов, противоположной по знаку. Потенциалы собственной поляризации пород образуются в результате нескольких физико-химических процессов. Вследствие растворения солей и других соединений в водной среде происходит диссоциация молекул растворенного вещества. Результат этого процесса — возникновение на контакте двух электролитов различной концентрации (например, пластовой 15



	воды и бурового раствора диффузионной разности потенциалов. Диффузионный потенциал Е_я для растворов различных солей различен, так как определяется разной подвижностью диссоциированных ионов. Известна также диффузионно-адсорбционная (мембранная) электродвижущая сила ЭДС Е_т. Она возникает вследствие "мембранного" эффекта (при разделении двух растворов разной концентрации с помощью мембраны) главным образом в результате участия в диффузии подвижных ионов двойного слоя. Диффузионно-адсорбционную активность породы (порода рассматривается как мембрана) можно определить как способность вызывать повышение ЭДС диффузионно-адсорбционного происхождения -Е_да над диффузионной ЭДС Е_я для одной и той же пары растворов. Известны также фильтрационные потенциалы (или потенциалы течения), которые связаны с процессом фильтрации жидкости из бурового раствора в проницаемые пласты. Этот процесс сопровождается возникновением фильтрационной ЭДС. Фильтрационный потенциал мал и может играть существенную роль лишь при слабой минерализации бурового раствора и значительном перепаде давлений в скважине. Кроме того, в скважинах могут возникать окислительно-восстановительные потенциалы в результате химических реакций, происходящих между телами с электронной проводимостью и электролитами бурового раствора и пластовых вод. Форма и амплитуда отклонения кривой ПС зависят от ряда факторов: диаметра скважины, мощности пласта, его сопротивления, литологической характеристики, природы бурового раствора, проникновения его в пласт, минерализации пластовых вод и др. Кривые ПС вместе с диаграммами других методов широко применяют при сопоставлении разрезов скважин и уточнении литологии пород. При этом могут быть выделены глинистые и песчаные пласты в карбонатном разрезе, глинистые разности и т.д. Метод ПС позволяет расчленить (при заканчивании — уточнить) разрез нижней части скважины, выделить тонкодисперсные (глинистые) породы и коллекторы, оценить их пористость, а также определить минерализацию пластовых вод. Данные ПС стоят в ряду основных материалов при промыслово-геофи-зических исследованиях. Удельное электрическое сопротивление пород - это электрическое сопротивление объема породы, имеющего форму куба с размерами 1x1x1 м. Если электрическое сопротивление -R проводника выразить в Омах, длину I в метрах и площадь попереч- 16



	ного сечения S в квадратных метрах, то удельное сопротивление р = RS/1. Удельное электрическое сопротивление пород изменяется в широких пределах — от долей до сотен тысяч Ом-метров. Удельное сопротивление скелета пород очень высоко (в сухом виде они практически не проводят электрический ток). Ток в породах проводят в основном жидкости с растворенными в них солями, т.е. пластовые воды или фильтрат бурового раствора, насыщающие поры или трещины породы. Проникновение фильтрата бурового раствора способствует снижению или повышению удельного электрического сопротивления. В первом случае сопротивление фильтрата меньше сопротивления пластовой воды, во втором — наоборот, больше. Удельное электрическое сопротивление пластовых вод определяется концентрацией солей в растворе, их химическим составом и температурой. Оно тем ниже, чем выше концентрация солей в пластовой воде. В пластовых водах, приуроченных к нефтегазовым месторождениям, примерно 70-95 % общего количества растворенных солей составляет хлорид натрия. С повышением температуры увеличивается подвижность ионов, что обусловливает понижение удельного электрического сопротивления минерализованных пластовых вод. Удельное электрическое сопротивление гранулярных пород р_ап зависит от количества содержащейся в них воды (определяемого пористостью пород и степенью их заполнения), минерализации пластовой воды и других факторов. Чтобы исключить влияние удельного сопротивления пластовой воды р_в, породу, поры которой заполнены водой, характеризуют коэффициентом относительного сопротивления (коротко — относительным сопротивлением), который определяется отношением #=Рв.п/Рв- В первом приближении R определяется количеством воды в единице объема породы и распределением ее в породе, т.е. -R зависит от пористости породы и формы порового пространства. Для чистых (неглинистых) гранулярных пород -R выражается с помощью пористости К_и: R = a/K™, где а - некоторая постоянная; т — показатель степени пористости, зависящий от характера пород. Чаще пользуются выражением R = l/K™, где значения т изменяются от 1,3 (для песков) до 2,2 (для сцементированных пород). 17



	Удельное электрическое сопротивление в направлении напластования меньше, чем перпендикулярное к нему. Относительное сопротивление глинистых пород определяется не только объемным содержанием и удельным электрическим сопротивлением пластовой воды, но и объемным содержанием и формой распределения глинистого материала. Это приводит к несоответствию между ростом удельного электрического сопротивления воды и удельного электрического сопротивления породы (рост удельного электрического сопротивления породы отстает от роста удельного электрического сопротивления насыщающей породу воды). Относительное сопротивление, фиксируемое в этом случае, является кажущимся (-R_K). В зависимость между -R_K и пористостью К_п требуется внести поправку на глинистость, которая увеличивается с повышением глинистости коллектора и удельного электрического сопротивления пластовой воды. Поправку можно найти по кривой ПС или по данным анализа кернов. Определение исправленного Д, (относительное сопротивление) по данным Д. (кажущееся сопротивление) для оценки пористости глинистых пород — одна из важнейших задач геофизической интерпретации. Относительное и удельное электрические сопротивления трещиноватых и кавернозных пород (осадочных — известняков, доломитов, ангидритов, гипсов; метаморфических и др.), как правило, высокие; они резко изменяются по площади и разрезу при небольшом изменении литологии и пористости пород. Удельное электрическое сопротивление пород в значительной степени определяется наличием трещин, особенно, если они заполнены минерализованными водами. Удельное электрическое сопротивление нефтегазоносных пород определяется содержанием в порах (в %) нефти, газа или воды, а также минерализацией пластовых вод, пористостью породы, структурой порового пространства и т.д. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют повышенное удельное электрическое сопротивление. Породы с одинаковой нефтегазонасы-щенностью могут характеризоваться неодинаковыми удельными электрическими сопротивлениями, в то время как породы с различной нефтегазонасыщенностью могут описываться одинаковыми удельными электрическими сопротивлениями. Такое кажущееся несоответствие объясняется тем, что удельное электрическое сопротивление чистых нефтегазоносных пород пропорционально удельному электрическому сопротивлению насыщающей породу пластовой воды. Влияние указанных факторов может быть полностью или частично исключено, если вместо удельного электрического со- 18



	противления пользоваться отношением удельного электрического сопротивления нефтегазоносного пласта р_нг (поры которого заполнены нефтью или газом и минерализованной водой) к удельному электрическому сопротивлению этого же пласта при 100%-ном заполнении его пор водой той же минерализации и при той же температуре. Это отношение называется коэффициентом увеличения сопротивления, показывающим, во сколько раз увеличивается сопротивление водоносного пласта при частичном насыщении объема его пор нефтью или газом:

	С его помощью можно определить коэффициент нефтегазо-насыщенности К_кг пласта: Q = 1/(1 -К_ш)\ где п изменяется в диапазоне 1,73—4,33. Метод кажущегося сопротивления при исследовании скважин предусматривает использование различия удельных электрических сопротивлений горных пород, которое изменяется в очень широких пределах. Кажущиеся электрические сопротивления горных пород измеряют с помощью зондовых устройств (зондов), у которых обычно три электрода находятся в скважине. Выбор типа зонда определяется конкретной характеристикой объекта исследования: потенциал-зонды целесообразно применять при изучении разрезов, представленных мощными пластами низкого или, наоборот, высокого удельного электрического сопротивления. В случае необходимости изучения разрезов, представленных пластами небольшой мощности, наиболее эффективны градиент-зонды и т.д. Для установления удельного электрического сопротивления пластов используют боковое электрическое зондирование (БЭЗ) или, что то же самое, боковое каротажное зондирование (БКЗ). Суть его состоит в измерении КС с помощью нескольких (пяти-шести) градиент-зондов (или потенциал-зондов), что в конечном счете позволяет учесть искажающее влияние на КС скважины зоны проникновения фильтрата бурового раствора, мощности пласта и вмещающих пород. Этот метод, обычно применяемый в продуктивной части разреза, позволяет уточнить литологическую характеристику пласта, его пористость, проницаемость и газоводонефтенасыщенность. Метод микрозондирования также используется для измерения КС, но зондами меньших размеров (до 5 см). Метод позволяет изучать разрезы, сложенные пластами весьма малой мощ- 19



	ности, что обеспечивается небольшими размерами зондов и плотным прижатием изолированной пластины с микрозондами к стенке скважины, практически устраняющими влияние бурового раствора и глинистой корки. Наличие фильтрата бурового раствора в приствольной зоне скважины затрудняет получение с помощью микрозондов сведений о характере газоводонеф-тенасыщенности пласта, однако метод микрозондирования дает возможность получить детальное расчленение разрезов скважин, выделять коллекторы и оценивать их пористость. Изучение разрезов скважин методом экранированного электрического заземления (боковой каротаж — БК) позволяет детально расчленить разрез по значению КС, изучать литологию, оценивать пористость и проницаемость пород, их газоводонеф-тенасыщенность. Применение БК наиболее эффективно в "высокоомных" разрезах скважин, слагаемых породами с большим электрическим сопротивлением. С помощью индукционного метода (ИК), основанного на изучении различия в электропроводности пород бесконтактным способом, удается расчленить разрез скважины и установить удельные сопротивления пластов. Применение ИК наиболее эффективно в "низкоомных" разрезах скважин. 1.2.2. РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ В основе радиоактивных методов исследования скважин лежит измерение в скважинах естественного или искусственно вызванного радиоактивного излучения горных пород. Радиоактивные методы в зависимости от вида изучаемого излучения и способа его создания подразделяются следующим образом. 1. Гамма-метод, применяющийся для выделения в разрезе скважин горных пород, обогащенных глинистым материалом. Этот метод основан на измерении естественного гамма-излучения горных пород. Для этой цели в скважину спускают прибор (рис. 1.1), содержащий разрядный счетчик гамма-квантов 1, который питается от сухой батареи или генератора постоянного тока высокого напряжения 2. В усилителе 3 электрические импульсы, созданные в счетчике при прохождении через него гамма-квантов, усиливаются, передаются на поверхность по каротажному кабелю и регистрируются на поверхности измерительным устройством 6. 2. Метод рассеянного гамма-излучения, или гамма-гамма метод, основан на измерении рассеянного горной породой гам- 20



	Рис. 1.1 Принципиальные схемы измерений гамма-метода (а) и I AE-тронного гамма-метода (б): 1 — разрядный счетчик; 2 - генератор высокого напряжения; 3 — усилитель; 4 — блок питания всей установки; 5 — измерительный блок; 6 — измерительное устройство; 7 — фильтр; 8 — источник нейтронов

	ма-излучения, в качестве источника которого обычно применяют радиоактивный изотоп Со⁶⁰. Метод применяют при расчленении разреза скважин по плотности пород, оценке коэффициента их пористости и др. 3. Нейтронный гамма-метод (НГК) дает возможность изучать интенсивность вторичного гамма-излучения, создаваемого при облучении горных пород нейтронным. Для осуществления исследований данным методом в приборе (рис. 1.1, б), спускаемом в скважину, на некотором расстоянии от счетчика гамма-излучения помещают источник нейтронов (смесь полония с солью бериллия). Установлено, что пространственное распределение тепловых нейтронов (энергия которых снижена до энергии теплового движения молекул в результате столкновения с ядрами элементов, слагающих породу) и интенсивность вторичного гамма-излучения в горных породах определяются главным образом их водосодержанием. Весьма активные поглотители тепловых нейтронов в осадочных породах - хлор и бор. При исследованиях скважин с помощью метода НГК на диаграммах породы-коллекторы, содержащие большое количество

	21



	водорода в единице объема, характеризуются низкими аномалиями вторичного гамма-излучения, а плотные, низкопористые породы — высокими. Высокие аномалии наблюдаются и против газоносных коллекторов в связи с низким объемным содержанием водорода в газе. Фильтрат бурового раствора, проникающий в газоносный коллектор, уменьшает этот эффект. Метод НГК применяют для определения водонефтяного контакта (ВНК) в разрезах скважин (так как в водонасыщенных горизонтах по сравнению с нефтеносными в единице объема имеется большое количество хлора). 4. Нейтронные методы также позволяют расчленять разрез горных пород по содержанию хлора и водорода, выделять коллекторы, оценивать их пористость, нефтегазоводоносность и т.д. Однако в отличие от нейтронного гамма-метода у нейтронных методов зависимость показаний от водородсодержания горных пород более однозначна в связи с тем, что на результаты исследований не влияет естественное гамма-излучение горных пород. Существенный недостаток метода — большая чувствительность к изменению условий в скважине (изменение толщины глинистой корки, диаметра скважины и др.). 5. Метод радиоактивных изотопов основан на измерении интенсивности гамма-излучения, созданного в скважине после обработки ее жидкостью, активированной радиоактивным изотопом. Выбор изотопов определяется целями и продолжительностью исследований. В практике с помощью радиоактивных изотопов проводили работы по изучению технического состояния скважин: определение высоты подъема тампонажного раствора за колонкой, установление мест повреждения обсадных и бурильных колонн, выявление мест затрубной циркуляции жидкости, контроль за направленностью и эффективностью гидроразрыва пластов, уточнение интервала перфорации и др. Известны и другие радиоактивные методы геофизических исследований скважин (метод наведенной активности, ядерно-магнитный метод и др.), применяемые в нефтепромысловой практике, в том числе и при заканчивании скважин. 1.2.3. АКУСТИЧЕСКИЙ МЕТОД В основе использования акустического метода исследования скважин лежит зависимость скорости распространения и затухания упругих волн в различных горных породах от сцементи-рованности, пористости, характера насыщения пор горных по- 22



	род, их температуры и давления. Скорость распространения упругих волн в породах характеризуется следующими значениями (в м/с). Гипсы, ангидриты, кристаллические породы....................... 4500—6500 Каменная соль................................................................... 4500—5500 Углеводородные газы......................................................... 430-450 Нефть............................................................................... 1400 Вода, буровой раствор....................................................... 1500-1700 Глинистые, песчаные и карбонатные породы характеризуются промежуточными скоростями распространения упругих волн. Пористость пород способствует снижению, а их сцементи-рованность - возрастанию скорости распространения упругих волн. Акустические методы применяют для литологического расчленения разреза пород, проходимых скважиной, оценки их пористости и решения ряда технических вопросов (определение высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, состояния контакта цементного камня с колонной и породой, местонахождения башмака колонны и др.). 1.2.4. ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ Сущность метода состоит в извлечении газа из выходящего из скважины бурового раствора, в установлении количества и природы извлеченного газа и определении глубины, с которой он поступает. Газ из бурового раствора (дегазация) извлекают с помощью дегазаторов. В процессе газового каротажа непрерывно определяется интегральное содержание углеводородных газов и компонентный состав смеси. В комплекте аппаратуры газового каротажа используются термохимический газоанализатор и хроматограф. 1.2.5. ТЕРМОМЕТРИЯ СКВАЖИН Термометрические методы позволяют изучать изменение теплового поля Земли в интервалах ствола скважины или (и) продуктивного пласта и регистрировать температурные колебания, значение которых зависит от наличия в скважине бурового раствора с теми или иными параметрами, от тепловыделения при твердении тампонажного раствора, закачки буферных жидкостей, от наличия или отсутствия обсадной или бурильной колонн и т.д. Температуру измеряют электрическими термометрами в диапазоне ее изменения от 0 до 250 °С. Изучение естественного теплового поля Земли позволяет 23



	кроме установления геотермического градиента выделить в разрезе породы, создающие местные изменения теплового поля Земли, а также решить некоторые технические проблемы (определить высоту подъема тампонажного раствора в заколон-ном пространстве скважин, зоны поглощения жидкости, утечки и перетоки флюидов и др.). Разделение горных пород по тепловому сопротивлению дает возможность классифицировать их по физическим свойствам. При помощи градиент-термометра (два спаренно работающих электрических термометра, расположенных на некотором расстоянии друг от друга) возможна регистрация малых (до сотых долей Кельвина) тепловых локальных аномалий. 1.2.6. МЕХАНИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ Одним из наиболее оперативных источников получения информации о некоторых, весьма важных для технологии бурения скважин, свойствах пород является механическая скорость бурения. При этом наличие датчиков, обеспечивающих контроль за режимно-технологическими параметрами бурения (нагрузка на долото G, частота вращения долота п), а также информация о плотности бурового раствора (р_бр) и подаче насосов (Q_H) создают предпосылки для оперативного определения порового (или пластового) давления, пористости и давления гидроразрыва пород на базе ряда эмпирических и полуэмпирических формул. В мировой практике существует ряд методов использования указанной информации: для анализа изменения "мгновенных" (на малых интервалах проходки) значений механических скоростей или времени бурения фиксированных интервалов проходки; для сопоставления степенного показателя в модели бурения с предполагаемым его значением для бурения нормально уплотненных пород (<2-экспонента); для анализа изменения составляющей нормирующего коэффициента в модели буримости с его предполагаемым значением при бурении нормально уплотненных пород (a-log-метод). Эффективность методов во многом зависит от качества систем сбора и обработки информации, что обеспечивается использованием вычислительной техники и надежных первичных средств с необходимой точностью измерения. Следует отметить, что практика использования перечисленных выше методов показала их эффективность для глинистых отложений.



	1.2.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КАРОТАЖА При заканчивании скважин наибольший интерес представляют следующие параметры пластов: пластовое (или поровое) давление, давление гидроразрыва пород, пористость, геостатическое давление, так как они, в свою очередь, позволяют определить такие важные технологические параметры, как плотность бурового раствора, допустимые скорости движения колонн в открытом стволе, типоразмеры колонн и конструкцию скважин и т.п. Основной моделью определения пластовых (или поровых) давлений является соотношение gradp_n = gradp_reo - (gradp_reo - gradp_riw) (Р_Ф/Р„)^А, где grad p_u, grad р_тео, grad р_тшщ> - соответственно градиенты по-рового (или пластового), гидростатического и геостатического давлений; ^_ф, F_K — характерные свойства пород в интервалах каротажа, соответственно фактически наблюдаемых и предполагаемых для нормальных (гидростатических) условий; А — эмпирический коэффициент, зависящий от физической сущности измеряемого или рассчитываемого свойства породы. Так, для собственного потенциала (ПС), кажущегося удельного сопротивления горных пород и <2-экспоненты А » 1,2; для механической скорости и времени бурения фиксированных интервал ов А» 3. Приведенные значения для различных геолого-физических условий колеблются в весьма незначительных пределах. Для давления гидроразрыва пласта р_грп наиболее употребительна в мировой практике формула gradp_rpn = (gradp_reo - gradp_u) ^- + gradp_u, где ц - коэффициент Пуассона для горных пород, который во многом зависит от влажности, пористости и материала последних. При использовании в качестве характеристики породы d-экспоненты, откорректированное значение последней вычисляется по формуле



	25



	где v — механическая скорость бурения; п — частота вращения долота; G — нагрузка на долото; £>_д — диаметр долота; gradp_riwp — градиент гидростатического давления; grad/?₆ _p — градиент давления бурового раствора с учетом гидродинамической составляющей; аир — коэффициенты, учитывающие соответственно износ и тип долота (а = 1--8 и р =* 0,5-5-0,6 - для шарошечных долот, р = 0,2 - для долот с твердосплавными вставками и р = = 0,01 - для алмазных долот). Для гидростатических условий бурения d_H определяют по эмпирической формуле

	где а и Ъ — коэффициенты уравнения регрессии, определенные на некоторых начальных интервалах бурения; Н — глубина забоя. Используя метод <2-экспоненты, можно рассчитать пористость по формуле

	„. gradp_reo-0,98grad_PlI-0,02gradp_ra№ „ _QJd_c\ dd {d)

	где все обозначения приведены выше. Если в качестве характеристики горной породы (особенно глинистых отложений) используют ее плотность р, которая может быть определена по шламу или керновому материалу, то gradp_n = gradp_reo - (gradp_reo - grad р_гидр) 11 - ^: I» где р_ф, р_н* — соответственно фактическая и предполагаемая плотности глины для условий нормального уплотнения на глубине H;p_H=alnH+b. Меньшее распространение получил в практике бурения a-log-метод, в котором основными соотношениями являются:



	где а_ф, а_н - соответственно фактическое и предполагаемое при гидростатических условиях значения параметра а для глубины Н (последнее определяется по уравнению регрессии); G, N, М,

	26



	-Од — соответственно нагрузка на долото, частота вращения, механическая скорость и диаметр долота; п — корректирующий параметр по перепаду давления. Последний параметр определяется в зависимости от величины Ар = (gradpg.p - grad р_тидр)Н в соответствии с приведенными ниже данными: Ар, МПа... 1 2 4 10 20 40 60 80 100 200 400 600 л-10⁴ ....... 115 105 92 78 69 63 59 57 56 52 48 44 Все рассмотренные выше методы имеют недостатки, к главным из которых можно отнести: применимость в основном в глинистых отложениях, необходимость построения линии тренда и ее последующее использование за областью регрессии на значительные интервалы. Все это приводит к достаточно большим (10—20 %) погрешностям, особенно в переходных зонах, и значительным колебаниям в оценке поровых давлений для перемежающихся пород. Кроме того, для получения физически корректных данных большое значение имеет метод, при помощи которого осуществляется сглаживание grad/?_n. 1.2.8. ИНКЛИНОМЕТРИЯ В процессе бурения скважины отклоняются от вертикали в соответствии с назначением (наклонно направленные) или в результате действия геологических и технико-технологических факторов. Отклонение скважины от вертикально направленной оси называется искривлением. Данные об искривлении скважины необходимы для определения глубины забоя до заданного местоположения, выявления мест резкого искривления с целью предупреждения осложнения при бурении, спуске колонн и проведении геофизических работ. Без данных инклинометрии невозможно определение истинных глубин залегания пластов, их мощности и т.д. Искривление скважины характеризуется углом искривления и азимутом искривления. Угол наклона ствола скважины определяется между вертикальной осью скважины и фактическим направлением ствола скважины в вертикальной плоскости. Азимут искривления определяется между направлением на магнитный север и горизонтальной проекцией оси скважины, направленной в сторону увеличения глубины скважины. 27





	Рис. 1.2. Схема измерительной части инклинометров: 1 — подшипник; 2 — контактные кольца коллектора; 3 — коллектор; 4 — магнитная стрелка; 5 — азимутальный реохорд; 6 — контактное кольцо; 7 — острие; 8 — пружинные контакты стрелки; 9 — грузик буссоли; 10 — дугообразный рычаг; 11 — отвес; 12 — угловой реохорд; 13 — грузик, ориентирующий рамку; 14 - керн рамки; 15 - стрелка отвеса

	Угол и азимут искривления скважин измеряют инклинометрами с дистанционным электрическим измерением, фотоинклинометрами и гироскопическими инклинометрами (рис. 1.2). 1.2.9. КАВЕРНОМЕТРИЯ При бурении скважины диаметр ее ствола не бывает равным диаметру долота или коробки. В случае осыпей и обвалов стенок скважин он больше, а при наличии пластических пород и их движении к оси скважины он меньше номинального (диаметра долота или коронки). Диаметр ствола скважины близок к номи- 28



	Рис. 1.3. Конструкция I ф-верномеров типов СКТ и СКО: 1 — рычаг с длинным плечом; 2 — рычаг с коротким плечом; 3 — пружина; 4 — омический датчик; 5 — тросик с ползунком; 6 -шток; 7 — стенка скважины

	нальному в крепких плотных породах. Для глинистых пород характерно увеличение диаметра ствола скважины: для проницаемых пород (коллекторов) в связи с образованием глинистой корки диаметр ствола скважины уменьшается. Фактический диаметр скважины необходимо знать для правильного подсчета объема скважины, объема бурового раствора, объема и высоты подъема тампонажного раствора, выбора места установки муфты ступенчатого цементирования, центраторов, скребков, башмака обсадной колонны, уточнения геологического разреза пород, вскрытых скважиной, и др. Для определения фактического диаметра ствола скважины применяют каверномеры, при помощи которых записывают

	29



		кп

	Рис. 1.4. Электрические схемы каверномеров для работы с трех- (а, б) и одножильным (в) кабелями: а — мостовая схема; б, в — потенциометрическая схема; Rl , R3 — переменные сопротивления моста; R2, R4 — постоянные сопротивления моста; КП — ко м-пенсатор поляризации; Д_д — сопротивление датчика; Г — генератор постоянного тока; АВ — токовая цепь; AM, AN — измерительные цепи

	кривую (в соответствующем масштабе), называемую каверно-граммой. Принцип действия известных каверномеров сводится к преобразованию механических перемещений измерительных рычагов в электрические сигналы, передаваемые на регистрирующий прибор (рис. 1.3, 1.4).

	1.2.10. ПРОФИЛЕМЕТРИЯ Если рассмотреть продольный разрез скважины в различных плоскостях, то можно увидеть, что скважина не всегда представляет собой горную выработку, близкую к цилиндрической. Часто размеры поперечного сечения в двух перпендикулярных направлениях значительно отличаются, что обусловлено наличием желобных выработок или иных нарушений конфигурации ствола скважины. Диаметр ствола скважины в двух взаимно перпендикулярных направлениях определяют профи-лемерами. Диаметр скважины рассчитывают по размеру раскрытия двух пар независимо перемещающихся рычагов, скользящих по стенкам скважины. Пропорционально размеру раскрытия

	30



	каждой пары рычагов профилемера изменяется регистрируемая разность потенциалов. Профилемер состоит из электрического и электронного блоков. Он работает в условиях воздействия температуры до 150 °С и давления до 100 МПа при угле искривления ствола скважины до 20°. Погрешность измерения 10 мм при измеряемых диаметрах скважины от 100 до 760 мм. Известны конструкции трехплоскостного каверномерпро-филемера, который дает возможность получать с помощью трех пар измерительных рычагов три кривые профиля скважины и кавернограмму. 1.2.11. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН До настоящего времени единственным прямым доказательством качественного крепления нефтяных и газовых скважин являлось отсутствие межпластовых перетоков за обсадной колонной, водонефтегазопроявлений через колонное пространство, а также течей в обсадных колоннах. Снижение качества крепления скважин обычно выражается в появлении воды в добываемой нефти или в нарушении герметичности обсадной колонны. Однако количественно оценить степень герметичности обсадной колонны, так же как и степень ее нарушения, пока не представляется возможным. Поэтому для оценки качества цементирования скважин (а часто для установления причин негерметичности затрубного пространства) анализируют факторы и ситуации, имеющие непосредственное отношение к рассматриваемому вопросу. К ним в первую очередь относятся: 1)кавернометрия(основное-характеркавернозности); 2) соответствие фактического расхода цемента расчетному; 3) фактическая и расчетная высота подъема цементного раствора в зако-лонном пространстве (обращают внимание на недоподъем или переподъем); 4) состояние контактов цемент — колонна и при возможности цемент — порода (наиболее опасная зона); 5) эксцентриситет обсадной колонны в скважине; 6) протяженность зоны смешивания цементного и бурового растворов; 7) плотность среды в заколонном пространстве и наличие или отсутствие дефектов цементного кольца. Качество цементирования скважин оценивается при помощи термометрии и методов радиоактивного и акустического контроля за цементированием скважины. Все эти методы позволяют лишь качественно оценить некоторые косвенные параметры разобщения пластов за обсадной колонной и герметичность за-колонного пространства. 31



	Метод термометрии основан на измерении температуры в стволе скважины на участках, где твердеет цементный раствор, выделяя некоторое количество теплоты и нагревая буровой раствор внутри обсадной колонны. В процессе твердения тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины происходят два процесса: восстановление естественного теплового поля и экзотермическое изменение температуры при выделении теплоты вследствие гидратации цемента. Температурная характеристика зацементированной скважины зависит от ряда факторов: естественной температуры в конкретном интервале, соотношения (в %) бурового и тампонажного растворов в зонах их смешивания, неравномерности распределения цементного раствора (вследствие наличия каверн, желобов и эксцентричного расположения обсадной колонны) в различных зонах, непостоянства водо-цементного отношения тампонажного раствора из-за поглощения его фильтрата проницаемыми пластами, различия теплофизических свойств окружающих скважину пород и др. Следовательно, метод термометрии дает возможность косвенно судить о некоторых показателях процесса цементирования. Максимальная температура тепловыделения при затвердении цементного раствора из портландцемента, зависящая от температуры окружающей среды, отмечается через 6—9 ч после затворения цемента. В этот же период происходит схватывание цементного раствора. Повышение температуры и давления окружающей среды приводит к ускорению процессов гидролиза и гидратации цемента и момент максимального тепловыделения выступает раньше: при температуре 75 °С через 2— 3 ч, при температуре 120-150 °С через 0,5-1 ч. Давление также ускоряет процессы схватывания и твердения цементного раствора и камня. Замедлители или ускорители тампонажных растворов влияют на количественную сторону явлений, но не на качественную. Аналогичные результаты получают для всех смесей портландцемента с добавками песка, шлака, глины и других, однако количественная характеристика явления при этом изменяется. Анализ результатов неоднократных измерений температуры в процессе ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) позволяет уточнить глубину (высоту) подъема цементного (тампонажного) раствора в заколонном пространстве. Метод термометрии может быть использован как прямой метод оценки качества разобщения пластов. 32



	Переток газа, нефти и воды из одного пласта в другой можно обнаружить с помощью электротермометров. Когда при движении флюида по заколонному пространству создаются незначительные аномалии температуры, для успешного выявления перетока рекомендуется увеличивать масштаб записи термограмм с компенсацией естественного градиента температуры, а запись их осуществлять в остановленной скважине после восстановления естественного температурного поля. Радиоактивные методы контроля за цементированием скважин основаны на использовании активированных радиоактивных изотопов в тампонажном растворе с последующей регистрацией гамма-излучения в обсадной колонне. Гамма-излучение в колонне регистрируют стандартной гамма-каротажной аппаратурой. При этом интервал распределения активированного тампонажного раствора за колонной отмечается повышением интенсивности гамма-излучения по сравнению с естественной радиоактивностью горных пород. Для активизации тампонажных растворов используют радиоактивные изотопы циркония, иридия, железа и других элементов, характеризующихся достаточно жестким гамма-излучением и сравнительно небольшими периодами полураспада. Растворенные в воде соли этих изотопов вводят в используемую для затворения цементного раствора воду, находящуюся в емкостях цементировочных агрегатов. Чтобы определить высоту подъема тампонажного раствора при помощи радиоактивных изотопов, достаточно активировать лишь первую его порцию. Для измерения толщины активированной цементной оболочки вокруг колонны разработана специальная экспериментальная гамма-аппаратура контроля за цементированием скважин. Принцип действия этой аппаратуры заключается в том, что гамма-излучение активированного тампонажного раствора регистрируется гамма-индикатором, вокруг которого вращается цилиндрический свинцовый экран с продольной коллимационной щелью. Интенсивность гамма-излучения находится в прямой зависимости от толщины активированной тампонаж -ной массы, поэтому кривая изменения интенсивности гамма-излучения, зарегистрированная за один оборот коллимационной щели экрана гамма-цементомера, характеризует изменение толщины цементной оболочки за колонной в данном сечении скважины. При равномерном распределении тампонажного раствора (или камня) за колонной эта кривая превращается в прямую, а при неравномерном имеет четко выраженные максимум и минимум, разница между которыми тем значи- 33



	тельнее, чем более неравномерно распределен цементный камень. При регистрации кривой изменения интенсивности гамма-излучения на цементограмме отмечается каждый поворот экрана на угол 60°, а также фиксируется момент, когда коллимационная щель экрана совпадает с плоскостью кривизны колонны. Это позволяет определить не только изменение толщины тампонажной оболочки по периметру колонны, но и угол между плоскостью кривизны скважины и цементной оболочки. Исследования при помощи аппаратуры гамма-контроля цементирования скважин показали, что, как правило, тампонаж -ный раствор (или камень) распределяется вокруг колонны неравномерно. Вследствие низкого качества цементирования скважин пласты-коллекторы могут быть не разобщены, и при перепаде давления между ними возникают перетоки пластовых флюидов. Если канал, по которому происходит переток пластового флюида, сообщается с внутренней полостью обсадной колонны, например через перфорационные отверстия, то, закачав через них в заколонное пространство активированную радиоактивными изотопами жидкость, можно с помощью гамма-каротажа определить зону ее распространения за колонной, т.е. оценить возможность возникновения межпластовых перетоков. Методика исследования скважин с этой целью заключается в следующем. Сначала проводят контрольный гамма-каротаж в обсадной скважине. Затем в нее ниже интервала перфорации спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ), через которые закачивают 3—5 м⁸ воды с примесью радиоактивных изотопов. После этого герметизируют межтрубное пространство и продавливают активированную жидкость в перфорационные отверстия. Затем осуществляют прямую и обратную промывки скважины водой, чтобы очистить от радиоактивных изотопов внутреннюю полость колонны. После проведения повторного гамма-каротажа, данные которого сравнивают с результатами контрольного замера, определяют зону распространения активированной жидкости за колонной по резкому увеличению интенсивности гамма-излучения. Если в эту зону попадают пласты-коллекторы, то делают заключение о том, что между ними возможны перетоки флюида по заколонному пространству. К недостаткам применения радиоактивных изотопов относятся следующие: сохранение в течение сравнительно длительного времени высокого уровня гамма-излучения, препятствующего проведению других радиоактивных исследо- 34



	вании в скважине; сложность; трудоемкость; радиационная опасность. Вследствие этого радиоактивные изотопы для оценки качества цементирования скважин широкого применения не нашли. Метод сопоставления гамма-каротажных кривых (ГК) основан на различии поглощений обсадной колонной, тампонажной массой и буровым раствором естественного гамма-излучения горных пород. В связи с этим регистрируемое гамма-излучение в зацементированном интервале скважины значительно меньше, чем в открытом стволе и незацементированной части колонны. Для установления местоположения раздела между буровым и тампонажным растворами за колонной диаграммы ГК, зарегистрированные до цементирования скважины и после него, совмещают в интервалах с минимальными показателями гамма-активности. Последнее позволяет в какой-то степени исключить влияние на эти показатели колонны, бурового раствора и незначительного слоя тампонажной массы в интервале совмещения. При этом значительное уменьшение данных ГК в зацементированной скважине по сравнению с данными ГК в открытом стволе указывает на наличие тампонажной массы за колонной в данном интервале. Недостаток описанного метода — трудность четкого определения раздела между буровым и тампонажным растворами, если интервал цементирования скважины представлен малоглинистыми породами, обладающими низкой гамма-активностью. При существующем различии плотностей тампонажного и бурового растворов (более 300-500 кг/м⁸) можно получить значительно более широкую информацию о распределении и состоянии цементного камня за колонной, используя метод рассеянного гамма-излучения (МРГ) или гамма-гамма-контроля за цементированием скважин. Этот метод основан на обратной зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от плотности окружающей среды. Основные узлы аппаратуры гамма-гамма-контроля за цементированием скважин — источник гамма-излучения (радиоактивные изотопы цезия или кобальта) и изолированный от него свинцовым экраном (на расстоянии 40—60 см) индикатор, состоящий из газоразрядных счетчиков или сцинтиллятора с фотоумножителем . При нахождении скважинного прибора МРГ в обсаженной и зацементированной скважине гамма-излучение из радиоактивного источника рассеивается и поглощается в буровом и тампо- 35



	нажном растворах, в колонне, а иногда и в породе, в связи с чем только часть рассеянного гамма-излучения попадает в индикатор. Следовательно, при наличии за колонной более плотного цементного раствора или камня интенсивность попадающего в индикатор излучения будет меньше, чем при наличии бурового раствора, и наоборот. Для исследования скважин, обсаженных 146- или 168-мм обсадной колонной, применяют цементометр ЦМТУ-1. Его индикатор состоит из трех разрядных счетчиков, расположенных симметрично оси в углублениях на цилиндрической поверхности свинцового экрана, что обеспечивает одновременную регистрацию изменения интенсивности рассеянного гамма-излучения по трем образующим (через каждые 120°) ствола скважины. Вследствие вращения прибора при движении по стволу скважины кривые изменения интенсивности рассеянного гамма-гамма-излучения имеют синусоидальный характер. Для работы в 89- или 114-мм колоннах используют прибор ЦММ-3-4 аналогичной конструкции. Цементомер ЦФ-4, предназначенный для проведения исследований в 219- или 245-мм обсадных трубах, отличается от ЦМТУ-1 наличием четвертого измерительного канала. В последние годы использовали более эффективный гамма-дефектомер с коллимированным экраном, вращающимся вокруг приемника с повышенной чувствительностью. Это дает возможность регистрировать кривые распределения интенсивности рассеянного излучения по периметру колонны как при перемещении, так и при остановке прибора. В связи с тем, что показания аппаратуры гамма-гамма-контроля за цементированием скважин сильно искажают изменения толщины стенок труб в обсадной колонне (при изменении толщины стенки на 1 мм показания изменяются на 10—20 %), дефектомер комплектуют с радиоактивным толщиномером труб. Толщиномер работает по тому же принципу, что и гамма-гамма-аппаратура, но расстояние между индикатором и источником менее жесткого излучения (изотопом тулия) около 10 см. Комплексный прибор получил название селективный гамма-дефектомер-толщиномер СГДТ-2. Во всех модификациях аппаратуры гамма-гамма-контроля цементирования скважин измеряемые значения интенсивности рассеянного гамма-излучения преобразуются в скважинных приборах в соответствующие электрические сигналы, которые через каротажный кабель и наземную панель передаются на регистрирующее устройство, записывающее их в виде кривых 36



	изменения интенсивности рассеянного гамма-излучения с глубиной скважины. При интерпретации зарегистрированных гамма-гамма-цементограмм необходимо использовать кавернограмму для учета изменения диаметра скважин, а для приближенной оценки влияния плотности пород — диаграмму нефтегазового контакта (НГК). Надежность результатов интерпретации повышается при наличии данных о толщине стенок труб в обсадной колонне. На рис. 1.5 приведена обобщенная схема интерпретации



	ж ' д

	Рис. 1.5. Обобщенная схема интерпретации гамма-цементограмм: А — цементограммы (прибор ЦМТУ); Б — круговая цемент ограмма (гамма-дефектомер); I -прибор не вращался в колонне; II - прибор вращался в колонне; 1 - цементный раствор; 2 - порода; 3 - буровой раствор; а- колонна расположена концентрично; б — каверна, заполненная буровым раствором; в, г — колонна расположена эксцентрично в незацементированной и зацементированной частях скважины соответственно; д — колонна расположена концентрично в зацементированной части; е — каверна, заполненная цементным раствором; ж — односторонняя заливка цементным раствором

	37



	гамма-гамма-цементограмм, из которой видно, что по результатам их интерпретации можно дифференцировать и определять основные случаи взаиморасположения бурового раствора, колонны, тампонажного раствора (камня) и стенок скважины. Разработана методика количественной интерпретации круговой цементограммы для определения плотности вещества за колонной и эксцентриситета колонны в скважине. Эти величины определяют по максимальным и минимальным значениям интенсивности гамма-излучения при помощи палеток, учитывающих влияние на показания гамма-дефектомера толщины стенок труб в колонне, плотности горных пород, диаметра скважины и др. С помощью СГДТ-2 при благоприятных геолого-технических условиях можно определять плотность вещества за колонной с точностью до 0,1—0,2 г/см⁸ и выявлять каналы в цементном камне площадью поперечного сечения, составляющей более 2 % площади сечения заколонного пространства, тогда как с помощью ЦМТУ-1 выделяют каналы площадью сечения не менее 10 % площади сечения заколонного пространства. Однако требуют критической оценки точность и надежность выявления каналов в цементном камне, особенно определения площади их сечения. Основные ограничения для применения гамма-гамма-контроля цементирования следующие: необходимость значительной разности как плотностей тампонажного и бурового растворов (0,3—0,5 г/см⁸), так и диаметров скважины и колонны (не менее 40—50 мм); недостаточно надежная работоспособность сцин-тилляционного индикатора гамма-излучения при температуре выше 100-120 °С, в результате чего аппаратура гамма-гамма-контроля за цементированием (особенно СГДТ-3) в основном применяется в районах неглубокого бурения. При помощи нейтрон-нейтронного каротажа (ННКт) при соответствующем подборе геометрии зонда и его конструкции можно определять эксцентриситет колонны в скважине независимо от заполняющего кольцевое пространство вещества. В случаях, когда различие плотностей тампонажного и бурового растворов невелико, ННКт может оказаться более эффективным для определения границы между буровым и тампонажным растворами, чем гамма-гамма-контроль за цементированием. Применение нейтронного метода в комплексе с гамма-гамма-контролем за цементированием перспективно для увеличения объема информации о состоянии цементного кольца и геометрии обсаженной скважины. Один из наиболее распространенных методов контроля каче- 38



	ства цементирования скважин — акустический. Он основан на зависимости параметров акустических колебаний (амплитуды, скорости, частоты и др.) от упругих и поглощающих свойств окружающей среды, в том числе и от характера связи цементной оболочки с колонной и породой. В России широко применяют разработанную во ВНИИГИСе аппаратуру акустического контроля за цементированием АКЦ-1, рассчитанную на давление до 60 МПа и температуру до 150 °С. Для более глубоких скважин (до 7000 м) серийно выпускают аппаратуру акустического контроля за цементированием на одножильном кабеле АКЦ-4 (для давления до 120 МПа и температуры до 170 °С). Основные узлы скважинного прибора типа АКЦ — излучатель акустических колебаний и приемник. Попадающие в приемник акустические колебания преобразуются в электрические сигналы, которые передаются по каротажному кабелю к наземной панели управления. С помощью каротажного регистрирующего устройства, подсоединяемого к панели управления прибора АКЦ, записываются непрерывно по стволу скважины три параметра акустических колебаний: амплитуда продольной акустической волны по колоннеД.; амплитуда продольной акустической волны, превышающей некоторый заданный уровень, Д, (при наличии контакта цементного камня с колонной и породой — амплитуда волны, распространяющейся по породе Д,); время пробега продольной акустической волны от излучателя до приемника t (при распространении волны по незацементиро-ванной колонне это время равно t_K, при прохождении по породе -£_п). Эти параметры измеряют одновременно при движении в колонне скважинного прибора со скоростью не более 1200 м/ч. В свободной (незацементированной) колонне значения Д. максимальны, значения t минимальны и равны t_K (около 600 мкс), а кривая Д, повторяет по конфигурации кривую Д. и не несет никакой информации о состоянии контакта цементного камня с породой. Контакт цементного камня с колонной отмечается на акустической цементограмме нулевыми или близкими к нулю значениями Д.. Только при наличии контакта цементного камня с колонной возможна оценка состояния его контакта с породой, который наиболее уверенно определяется по соответствию конфигурации кривойД, амплитудной кривой Д, акустического каротажа в необсаженном стволе данной скважины и близости значений t на цементограмме к £„' при акустическом каротаже. 39



	По отдельным интервалам ствола скважины — в зонах вскрытия в ее разрезе плотных "высокоскоростных" пластов и, наоборот, в зонах вскрытия рыхлых и кавернозных пород интерпретация акустических цементограмм усложняется. С помощью прибора АКЦ можно определять высоту подъема тампонажного раствора за обсадной колонной в любое время после его схватывания. Однако, если в верхнем интервале цементного кольца нет контакта с колонной, уровень подъема тампонажного раствора будет отмечаться ниже фактического на значение, соответствующее этому интервалу. За верхний уровень тампонажного раствора рекомендуют принимать первое от устья скважины снижение кривой А_к на цементограмме примерно до 0,8 ее максимального значения в незацементированнои части колонны. Так как показания прибора АКЦ не зависят от разности плотностей бурового и тампонажного растворов, то с его помощью определяют высоту подъема гельцементного (облегченного) тампонажного раствора, когда по показаниям гамма-гамма-цементомера это выполнить не удается. На основе проведения неоднократных измерений с помощью прибора АКЦ в период ОЗЦ можно исследовать процесс формирования цементного камня в скважинных условиях. По акустическим цементограммам, зарегистрированным в период ОЗЦ, можно определить поинтервально сроки загустевания и схватывания тампонажного раствора для конкретных геолого-технических условий. В частности, таким путем было установлено опережающее схватывание тампонажного раствора в интервалах залегания проницаемых пластов, обусловленное отфильт-ровыванием в эти пласты воды, использованной для затворения раствора. Измерения при помощи прибора АКЦ при наличии контакта могут дать максимальную информацию о влиянии на качество разобщения пластов таких операций, как опрессовка давлением и снижением уровня, разбуривание цементного стакана, перфорация, вызов притока, кислотные ванны, гидравлические разрывы, ремонтные и другие работы, вызывающие деформацию обсадной колонны и цементной оболочки. Эффективность применения прибора АКЦ ограничена следующими факторами: 1) недостаточной информативностью регистрируемых параметров акустических колебаний А^, Д, и t, не позволяющей в большинстве случаев достаточно уверенно определить состояние контакта цементного камня с породой, а иногда и с колонной; 40



	2) невозможностью выделения нарушений целостности цементной оболочки с углом раскрытия относительно оси скважины менее 40°, а также разрывов ее сплошности, не превышающих 1,0—1,5 м, вследствие невысокой разрешающей способности прибора АКЦ; 3) искажениями значений регистрируемых с помощью прибора АКЦ параметров при содержании в буровом растворе газа, эксцентриситете и перекосе скважинного прибора в колонне и др.; 4) невысокой точностью количественной интерпретации и сопоставимости^, А_п и t вследствие нелинейности измерительного канала и различия порогов чувствительности прибора АКЦ. Влиянием одного или нескольких этих факторов можно объяснить нередкие случаи несоответствия сделанных на основе интерпретации акустических цементограмм заключений о качестве цементирования скважин результатам их освоения. Вследствие этого в общем случае по данным одного измерения с помощью прибора АКЦ трудно однозначно судить о прямом показателе качества цементирования скважин — герметичности заколонного пространства. Определение проницаемых интервалов в заколонном пространстве с помощью прибора АКЦ при изменении давления в колонне основывается на чувствительности прибора АКЦ к изменениям состояния контакта цементного камня с колонной при изменении в ней давления. Ниже кратко охарактеризованы модификации этого метода для неперфорированных и перфорированных скважин. Прогноз межпластовых перетоков за колонной до ее перфорации значительно сокращает затраты времени и средств на ремонтные работы и более того способствует уточнению оценки запасов месторождения, а также выбору наиболее рационального режима его эксплуатации. Для этого целесообразно сочетать измерение давления в колонне с измерениями с помощью прибора АКЦ в отдельных точках или непрерывно по стволу скважины. Характер изменения под воздействием давления значений А_кв точках, соответствующих отсутствию контакта (микрозазору) между колонной и цементным камнем (рис. 1.6, /) и значительному его нарушению, при котором возможен переток флюида (рис. 1.6, 77), будет различным. Определение с помощью описанного метода потенциальных каналов в цементном камне позволяет также более надежно выбирать интервалы перфорации для повторного цементирования скважин. 41



0,08 0,16			0,08₁ 0,2 0,6 _отн_ _ед_

0,04 0,16 0,4 0,8 0,25 0,50 0,75 1,6 _отн. _ед.

30 в 35	550 640 730 820 мне
30 в 35		А_к
40
45

1808			//
1809
1810
1811
1812

Рис. 1.6. Цементограмма (/) и волновые картины (//) по скв. 2558 на Само-тлорском месторождении: а — определенный в результате эталонирования фактический масштаб измере-ния-А,,; б, в — номинальный масштаб измерения соответственно Д, и t Применение прибора АКЦ в комплексе с разработанным в НПО "Южморгео" акустическим кинорегистратором АКР, используемым в качестве приставки к наземной панели цементо-мера для регистрации волновых картин, позволяет без проведения дополнительных спускоподъемных операций в скважине

42



	оценивать состояние контакта цементного камня с породой (которое в большинстве случаев нельзя оценить только по данным прибора АКЦ), уточнять характер контакта цементного камня с колонной, эталонировать нелинейный масштаб регистрации А_к и Д, цементограммы и учитывать искажающее влияние аппаратурных факторов и условий измерения в скважинах. Эталонирование масштаба регистрации А^ при помощи АКР позволило построить сводную (по материалам, полученным на Самотлорском месторождении, а также на месторождениях Мангышлака и Ставропольского края) палетку для количественной оценки вероятности межпластовых перетоков воды за колонной по относительным значениям А^ и расстоянию между интервалом перфорации и водоносным пластом. Однако в процессе эксплуатации АКР были выявлены недостатки, обусловленные в основном регистрацией волновых картин на отдельной фотопленке. С целью устранения этих недостатков в б. ВНИИКРнефти совместно с НПО "Южморгео" вместо АКР создали фазокорреляционный каротажный блок БФК, позволяющий одновременно регистрировать на общей каротажной фотоленте цементограмму и изменение с глубиной скважины полного акустического сигнала в виде фазокоррелограммы. Применение БФК в комплексе с прибором АКЦ дает возможность получить не меньшую информацию о качестве цементирования скважины, чем при использовании АКР, но на изготовление БФК, как и на исследования с его помощью, затрачивается значительно меньше времени и средств. Кроме того, интерпретация комплексной диаграммы (цементограммы и фазокоррелограммы, зарегистрированных на одной фотоленте) менее сложна и более свободна от погрешностей, чем интерпретация волновых картин. Это иллюстрируется примером, приведенным на рис. 1.7, где представлены по трем интервалам скв. 320 Калужская цементо- и фазокоррелограмма. В верхнем интервале (420-450 м) цементо- и фазокоррелограмма однозначно характеризуют состояние колонны как свободное. На фазокоррелограмме свободное состояние колонны отмечается прямыми параллельными линиями с характерными сдвигами справа, соответствующими муфтовым соединениям, и одинаковым расстоянием между ними, обусловленным периодом акустических колебаний в свободной колонне (40 мкс). В интервале частичного контакта цементного камня с колонной (2100—2125 м) по цементограмме нельзя судить о состоянии контакта цементного камня с породой, в то время как по фазокоррелограмме, несмотря на большое число линий волны по колонне, уверенно определяется наличие контакта цементного 43





	Рис. 1.7. Совместная регистрация цементограммы (J) и фазокоррелограммы

	1 — линии первых вступлений акустической волны по колонне Д; 2, 3 — сдвиги линий волны по колонне Д и породе Д

	камня с породой по отчетливо выделяющимся, обычно искривленным, линиям волны по породе, для которых характерен большой период колебаний. В интервале 2460—2480 м по цементограмме отмечаются контакт цементного камня с колонной и неопределенность состояния контакта его с породой. На фазокоррелограмме по линиям волны по породе уверенно выделяется "высоко-скоростной" (уплотненный) пласт, характеризующийся уменьшением времени t_п, что свидетельствует о наличии контакта цементного камня с породой при частичном контакте его с колонной. 44

С целью более эффективного определения высоты подъема тампонажных растворов (особенно облегченных) за обсадными колоннами применяют разработанную в б. ВНИИКРнефти индикаторную приставку акустического каротажа ИПАК, в основу которой заложена регистрация в виде аналоговой кривой сигналов, отраженных от муфтовых соединений обсадных колонн, Д,_тр. При этом путь прохождения сигнала от источника до

III

опт.

ед.

отн. ед.

1800

МКС

600 1200 1800 мкс

О 0,1

отн.

ед.

0,1 0,2 0,3

опт.

ед.

500 1000 1400

МКС

2400

■"¹'

: Ц

2425

¹¹: i'

!i ''111.'"-

ll'l

Hi.

Hi,

2450

ii Г

•I i,

Рис. 1.8. Цементограмма (/), фазокоррелограмма (//) и круговая ф1 UCLE~ Ю кая цементограмма (///):

1, 2 — линии волн, проходящих соответственно по колонне Д, и породе Д,



	приемника увеличивается кратно по отношению к базе приборов акустического каротажа. Аналоговая кривая Д^, пишется совместно с аналоговыми кривыми используемой аппаратуры АКЦ-4, АКЦ-1, УЗБА-21. Наиболее широкое применение находит разработанный в б. ВНИИКРнефти на базе БФК фазокоррелограф "Волна", который позволяет записывать полный волновой сигнал в интервале времени от 500 до 1800 мкс (в режиме БФК) и от 500 до 4500 мкс, включая регистрацию отраженных от муфтовых соединений волн. Аппаратура "Волна" работает в комплекте со всеми типами аппаратуры акустического контроля (АК-1, УЗБА-21, АКЦ-4, АКЦ-1), причем позволяет получить полную информацию при одном спуске-подъеме там, где обычно требуются два. Информацию о наличии цементного раствора и характере его формирования за обсадной колонной можно получить на ранней стадии твердения (рис. 1.8). Геофизические организации нефтяной и газовой отраслей оснащены следующими модификациями аппаратуры контроля за цементированием скважин: с использованием радиометрических методов — приборы СГДТ-3, ЦМ8-10; с использованием акустических методов — аппаратура АКЦ-4, УЗБА-21, акустическая часть АК-1, входящая в комплекс ЦМГА-2 в составе с приборами СГДТ-3. Технико-методические возможности и область применения указанных модификаций аппаратуры контроля за цементированием скважин приведены в табл. 1.1. Основные технические характеристики комплекса ЦМГА-2 и аппаратуры УЗБА-21 приведены в табл. 1.2. Новые модификации аппаратуры акустического контроля за цементированием (АК-1 комплекса ЦМГА-2, УЗБА-21, МАК-1) содержат трехэлементные зонды и рассчитаны на регистрацию как индикаторных, так и измерительных параметров. Это позволило в соответствии с современными требованиями, предъявляемыми к методам контроля, реализовать новые методические возможности акустических методов: впервые разработать и довести до практического использования критерии распознавания дефектов цементирования — каналов, зазоров и разрывов как по одному акустическому методу, так и в комплексе с ГГК (СГДТ-3) и благодаря этому перейти к оценке герметичности (а не "сцепления" с колонной) цементного кольца; существенно повысить эффективность определения уровня подъема портланд- и гельцементных смесей и состояния це- 46

Таблица 1.1

Технические возможности и области использования аппаратуры контроля цементирования скважин


Технико-методические			Аппаратура
показатели и область применения аппаратуры	АКЦ-4	УЗБА-21	АК-1 (МАК)	СГДТ-3	ЦМ8-10
Максимальная рабочая	150	130	120	120	130
температура, °С
Гидростатическое давле-	-	160*	-	-	-
ние, МПа	80	80	60	60	60
Тип зонда прибора АКЦ	2	3	3	-	-
по числу элементов
Собственная частота АК	25	20	14	-	-
преобразователя, кГц
Регистрируемые акусти-
ческие параметры (да,
нет):
измерительные	Нет	Да	Да	-	-
	Нет	Да"	Да	-	-
индикаторные	Да	Да	Да	-	-
	Да	Да	Да	-	-
	Да	Да	Да"	-	-
Ограничения по диаметру	146-	300	300	146-	203-
обсадной колонны, мм	203			168	254
Ограничения по плотнос-	Нет	Нет	Нет	Да	Да
ти бурового раствора це-
ментного камня (да, нет)
Обеспеченность средства-	Нет	Да	Да	Да	Нет
ми метрологии (да, нет)
Методические возмож-
ности (да, нет) аппарату-
ры при:
стандартизации при-	Нет	Да	Да	Да	Да
боров и измерений
оценке высоты подъе-	Нет	Да	Да	Да	Да
ма цементной смеси на
стадии формирования
цементного камня
работе в комплексе с	Нет	Нет	Да	-	-
СГДТ-3 и термометром
оценке качества цемен-	Нет	Да"	Нет	Нет	Нет
тирования двухколон-
ных конструкций
скважин
использовании данных	Нет	Да	Да	Да	Нет
на ЭВМ

* В течение 24 ч. ** При повторном спуске.

Таблица 1.2


Краткие технические характеристики	комплекса ЦГМА-2
и аппаратуры УЗБА-21
Показатели	Комплекс ЦМГА-2		УЗБА-21
Показатели	СГДТ-3	АК-2	УЗБА-21
Число одновременно регистрируе-	2	6	4
мых параметров
В том числе измерительных	-	3	2
Предельная температура окружаю-	120	120	130(160
щей среды, °С			в течение
			2 ч)
Предельное гидростатическое дав-	60	60	60
ление, МПа
Длина каротажного кабеля, км	3,5	5,6	5,6
Предельно допустимый угол накло-	30	60	60
на скважин, градус
Способ цементирования	Ролико-	Рессор-	Резино-
	вый под-	ный	вые
	пружи-		стержни
	ненный
Размеры зондов, м:
толщиномера (ТГ)	0,42+0,002	-	-
плотномера (СЦГ-селективная	0,19±0,002	-	-
цементограмма)
малого (АК)	-	1,5	1,05
большого (АК)	-	2,0	1,09
базы зонда (АК)	-	0,5	0,85
Диапазоны измерений и регистра-
ции:
коэффициентов, дБ/м:
в проверяемом диапазоне на	—	15	25
установке УПАК-1
предельные значения	-	0-50	-10++50
интервального времени, мкс/м:
в проверяемом диапазоне	—	500	500
предельные значения	-	0-1024	0-1500
регистрируемого времени рас-	-	1024	1500
пространения, мкс
толщины стенки обсадной колон-	(5-12)±0,5	-	-
ны, мм
плотности вещества в затрубном	(1-2)±0,15	-	-
пространстве, г/см³
Собственная частота акустических	-	16	20
преобразователей, кГц

ментного кольца в кондукторах (АК-1, МАК-1), промежуточных и эксплуатационных колоннах и наклонных скважинах, в том числе и на незаконченной стадии формирования цементных камней;



	впервые ввести метрологическое обеспечение аппаратуры, повысить стабильность и воспроизводимость регистрируемых параметров, а следовательно, и достоверность выдаваемых заключений. Индикаторные параметры Д. и Д,, регистрируемые аппаратурой АК-1 и АКЦ-4, аналогичны, однако последние подвержены искажениям, вносимым в результате: ограниченного динамического диапазона усилителя сква-жинного прибора, большой длины зонда (2,8 м) и высокой частоты (25—27 кГц) акустических преобразователей из-за чего снижена чувствительность параметров АКЦ-4 к гельцементно-му кольцу и его уровню и повышено соотношение уровня помех к полезному сигналу; увеличенной ширины временного окна, в которое кроме амплитуды первого попадают амплитуды последующих вступлений, подверженные, как правило, большим интерференционным искажениям; отсутствия оперативной перенастройки аппаратуры при переходе прибора из интервалов с портландцементным в интервалы с гельцементным кольцом; ненадежного центрирования скважинного прибора или неиспользования центраторов. Индикаторные параметры (а_к1, а_к2 или а_р1, а_р2) аппаратуры УЗБА-21, регистрируемые в виде логарифма отношения некоторой постоянной величины и₂ к амплитуде А_к1 или А_к2, по назначению аналогичны параметру А^ или А^, за исключением следующего: максимальным показаниям А^, А_р соответствуют минимальные значения а_к1 и а_р1 (уровень свободной колонны); при Д = 0 показания а_к1 ₂ могут принимать любые значения в пределах от 30 до 50 дБ; аномалии в муфтах имеют положительные значения по сравнению с показаниями параметров А_к и Д. Для исключения мешающих факторов, повышения точности и чувствительности к цементному кольцу, а также для стандартизации измерений в аппаратуре УЗБА-21 и АК-1 в качестве обязательной введена регистрация измерительных параметров АГ_р,а_киОр. В частности, параметр а_к в интервалах плотных пород принимает нулевое (АК-1) или отрицательное (УЗБА-21) значение, что указывает на отсутствие дефектов цементирования. В интервалах терригенного разреза данный параметр имеет тесную связь с упругими свойствами (модуль Юнга, плотность) цементного кольца, характеризующими его герметичность. 49



Параметр АГ_р позволяет совместно с параметром а_к использовать новые критерии оценки состояния герметичности цементного кольца. Для контроля за состоянием цементного кольца в скважинах разведочного и эксплуатационного бурения и при их капитальном ремонте по комплексу параметров акустических и радиометрических методов, а в промежуточных колоннах и кондукторах — акустическим методом (ВНИИнефтепромгеофизика) предназначена аппаратура контроля за цементированием скважин ЦМГА-2. Аппаратура ЦМГА-2 предназначена для работы с трех-жильным бронированным кабелем длиной до 5 км. В акустической части используются две жилы и броня оплетки каротажного кабеля, в радиометрической — одна из жил кабеля и его оплетка. При комплексном и автономном использовании составных частей не требуется каких-либо конструктивных изменений, кроме установки на скважинный прибор АК-1 дополнительных центраторов, входящих в комплект ЦМГД-2. В акустическом зонде прибора АК-1 использованы магнито-стрикционные излучатели и приемники с собственной частотой 12—16 кГц, размещенные в маслонаполненных контейнерах, которые снабжены компенсаторами давления. На рис. 1.9 показана общая структурная схема комплексной аппаратуры акустического и гамма-гамма-контроля АК-ГГК за цементированием обсадных колонн диаметрами от 146 до 168 мм, разработанной во ВНИИнефтепромгеофизике для кон-

Скважинный прибор АК	Коммутирующие блоки (входят в состав сква-жинного прибора АК)	Скважинный прибор РКС-1

Каротажный кабель

Наземная измерительная панель АК	Согласующие и коммутирующие блоки (входят в состав наземной панели АК)	Наземная измерительная панель РСК-1

К регистраторам серийных каротажных станций Рис. 1.9. Структурная схема комплексной аппаратуры АКГГК 50



	троля качества цементирования ЦМГД-2. Радиометрическая часть аппаратуры используется в комплекте без существенных изменений. Изменяется только акустическая часть, в которую вводят необходимые элементы механического, электрического и радиотехнического совмещения и блоки коммутации. В качестве радиометрической части используют аппаратуру СГДТ-3. Предусмотрены независимое электрическое питание сква-жинных и наземных приборов и передача первичной информации по каналам АК и ГГК, обеспечены защита каналов от взаимных наводок и внешних помех и одновременная автоматическая регистрация измеряемых параметров АК и ГГК за одну спускоподъемную операцию. Составные части скважинных и наземных приборов АК и ГГК могут быть использованы отдельно. Аппаратура ЦМГА-2 позволяет одновременно регистрировать следующие диаграммы: толщинограмму — кривую значений средней по периметру толщины стенки обсадной трубы с индикацией муфтовых соединений; интегральную цементограмму — кривую значений средней (кажущейся) плотности вещества в заколонном пространстве; коэффициента затухания продольной волны по колонне а_к -кривую, характеризующую прочностные свойства цементного кольца, контактирующего с колонной; коэффициента затухания а_р — кривую, характеризующую поглощающие свойства горных пород при жестком контакте цементного кольца с колонной и стенками скважины; амплитуды продольной волны по колонне АК — кривую, характеризующую условия связи цементного кольца с обсадной колонной; амплитуды Ар - кривую, характеризующую условия связи цементного кольца со стенкой скважины; интервального времени Т - кривую, характеризующую скорость распространения упругой волны по колонне или по горной породе; интервального времени Г_р — кривую, характеризующую условия связи цементного кольца с обсадной колонной и горными породами и служащую для привязки получаемой диаграммы к диаграммам других геофизических методов (КС, ПС, ГГК, НГК). В качестве примера на рис. 1.10 приведены диаграммы ЦМГА-2, полученные в обсаженной части экспериментальной скважины ВНИИнефтепромгеофизики. Диаграммы имеют достаточно хорошую повторяемость, хорошо увязываются с кривыми АКЦ и имеют по сравнению с ними более высокую ста- 51





	Рис. 1.10. Одновременно записанные аппаратурой ЦМГА-2 диаграммы: Д^, j4p₂, T_p2 — диаграммы АКЦ и соответствующие им коэффициенты затухания a,,, dp; AT — диаграмма интервального времени; ТГ — толщинограмма; ДГ — цементограмма

	бильность, которая достигается за счет применения в приборе центраторов рессорного типа, преобразователей более низкой частоты и использования новых технических решений по обработке первичной информации акустического сигнала. К недостаткам амплитуды ЦМГА-2 относится большинство недостатков аппаратуры гамма-гамма- и акустического контроля за цементированием скважин. Это, прежде всего, невысокая термостойкость скважинного прибора (до 120 °С), большая длина (6 м) и масса (200 кг). 52



	1.2.12 Q».e.No..a.e<H-ee.»u aA-i-Of. pa ЬОёаа a eeeieupaCa eAeANpoi аёаёрр Существуют различные методы и приборы для определения повреждений обсадных колонн. Их можно разделить на прямые и косвенные. К прямым методам контроля относятся оптический, акустический, электромеханический, механический, магнитный, индукционный, метод рассеянного гамма-излучения; к косвенным — резистивиметрия, термометрия, метод радиоактивных изотопов. Оптический метод основан на непосредственном фотографировании стенок обсадной колонны и изучения полученных фотографий. Существует разновидность этого метода — фототелевизионный метод. Отличие его состоит в том, что изображение внутренней поверхности обсадной колонны по телевизионному каналу передается на поверхность. Промышленностью выпускаются комплекты скважинных фотоаппаратов ФАС-1 и ФАС-1М. Недостатки этого метода заключаются в том, что состояние колонны можно контролировать только в оптически прозрачной среде; по фотоснимкам и телеизображениям нельзя установить размер смятия, а глубокие царапины могут быть приняты за сквозные трещины; исследуется не весь периметр колонны. Акустический метод широко используют в промысловой геофизике. Он основан на регистрации отраженных от поверхности труб ультразвуковых колебаний. Изменения амплитуды, фазы, частоты и времени прихода акустических волн создают акустическое изображение внутренней поверхности обсадной колонны со всеми имеющимися дефектами. В НИИморгеофизике разработан макет ультразвукового измерителя колонн, предназначенный для измерения внутреннего диаметра обсадных колонн с целью изучения их износа. Проведенные испытания прибора показали его высокую точность (±0,6 мм), однако прибор был рассчитан на отдельные (точечные) измерения. Применение его ограничено скважинами, заполненными водой или легким глинистым раствором. Разработан скважинный акустический телевизор CAT, регистрирующий высокочастотные ультразвуковые импульсы и позволяющий путем сканирования получить изображение стенки обсадной колонны. При помощи этого прибора можно определять местонахождение перфорационных отверстий, трещин, муфтовых соединений и т.п. В отличие от сква-жинного фотоаппарата он позволяет осуществлять сплошной 53



	(по всему стволу) контроль за внутренней поверхностью обсадных труб. Недостаток акустического метода — зависимость результатов исследования от наличия на стенках труб различных неметаллических загрязнений. Метод не чувствителен к локальным нарушениям геометрии труб (вмятины, вздутия). Наличие шлама в буровом растворе, как и большая плотность последнего, также препятствует получению достоверной информации. Электромеханический метод контроля за изменением внутреннего диаметра обсадных колонн основан на измерении перемещения шести—восьми рычагов устройства, скользящих по внутренней поверхности обсадной колонны. Радиальные перемещения рычагов передаются на подвижной контакт (ползунок), двигающийся синхронно по проходу, благодаря чему изменяется соотношение электрических сопротивлений, напряжений или токов измерительной схемы и вырабатывается соответствующий сигнал, поступающий на регистратор. В КФ ВНИИГеофизики разработан прибор НЭМ-68, регистрирующий средний диаметр обсадной колонны и наличие муфтовых соединений; он обладает высокой чувствительностью и инструментальной точностью (до 1 мм) в диапазоне измерений. По такой же реостатно-рычажной схеме К.И. Резниковым создан аппарат для замера диаметра труб. Все электромеханические приборы дают усредненные значения измеряемых величин; кроме того, возможен пропуск продольных дефектов, попавших в сектор между измерительными рычагами. Механический метод основан на том же принципе, что и электромеханический, только результаты измерений регистрируются непосредственно в приборе. Преимущество этого метода — автономность, т.е. отсутствие кабельной связи. К недостаткам электромеханического метода добавляется невозможность контроля за работой прибора. Магнитный метод основан на регистрации магнитных полей рассеивания, образующихся вокруг отверстия в колонне при намагничивании стационарным магнитным полем обсадных труб. В НИИморгеофизике разработан локатор перфорационных отверстий ЛПО-1 с магнитным датчиком. Прибор рассчитан на работу с трехжильным бронированным кабелем. Максимально допустимое давление 60 МПа, температура 150 °С. Испытания макета прибора в скважинах показали его высокую разрешающую способность. При плотности перфорации 10 54



	отверстий на 1 м удается зарегистрировать каждое отверстие диаметром 7—8 мм и более. Индукционный метод контроля основан на регистрации изменения поля вихревых токов, возбуждаемых в электропроводной среде (обсадной трубе) переменным магнитным полем. Применяется для измерения толщины стенок труб, выявления трещин и др. В НИИморгеофизике разработаны индукционные дефекто-меры ДИ-1 и ДСИ. Аппаратура ДИ-1 рассчитана на работу с трехжильным кабелем, а ДСИ — с одножильным. Эти приборы работают при давлении до 80 МПа и температуре до 150 °С. Де-фектомерами ДИ-1 и ДСИ исследовано около 200 скважин. Испытания показали возможность выявления трещин, вздутий, смятий и интервалов протертости труб в промежуточных и эксплуатационных колоннах с высокой точностью. Минимальный размер трещин, выделяемый на фоне колебаний электрической проводимости труб, около 0,1 м, погрешность определения диаметра ±2 мм. Методика работы с ДИ-1 и ДСИ та же, что и с ЛПО-1; освоена она теми же геофизическими организациями. Метод рассеянного гамма-излучения используют для измерения средней толщины стенок, внутреннего диаметра, а также для выявления крупных разрывов и других дефектов обсадных труб. Во ВНИИГИСе на основе этого метода созданы калибромер (нутромер), дефектомер и толщиномер. В настоящее время Уфимским заводом геофизического приборостроения выпускается дефектомер-толщиномер СГДТ-2. На основании интерпретации его показаний можно установить эксцентриситет колонны, средние толщину и диаметр обсадных труб с точностью до 0,5 мм, места расположения муфт и центрирующих фонарей. Преимущество этого метода — высокая точность измерения, которая не зависит от плотности бурового раствора и загрязнений поверхности труб. Недостатки метода — невысокий верхний предел рабочей температуры скважинных приборов (< 100 °С), нечувствительность к мелким дефектам колонны, в том числе небольшим трещинам и отверстиям, очень низкая скорость измерений в скважинах, усреднение значений толщины и диаметров труб, сложность аппаратуры. Метод резистивиметрии основан на измерении с помощью скважинного резистивиметра удельного электрического сопротивления жидкости в скважине в сочетании с операциями, вызывающими приток или поглощение жидкости через наруше- 55



	ние целостности обсадной колонны. В первом случае место нарушения колонны отмечается нижней границей отклонения кривой изменения сопротивления жидкости, заполняющей скважину; во втором — место нарушения обнаруживается по границе раздела заполняющей скважину и закачиваемой в нее жидкостей. Метод термометрии основан на возникновении температурных аномалий в местах нарушения колонны при притоке или поглощении жидкости. Он обладает в основном теми же недостатками, что и метод резистивиметрии. Метод радиоактивных изотопов основан на регистрации аномальной интенсивности гамма-излучения против мест нарушений колонны после прокачки в ней жидкости, активированной радиоактивными изотопами (обычно с малым периодом полураспада). Он применим только в том случае, если нет затрубной циркуляции жидкости в зоне нарушения) и поглощающий пласт совпадает по глубине с местом нарушения. Этот метод — один из наиболее надежных и точных косвенных методов, однако вследствие сложности и трудоемкости проведения работ и радиационной опасности применяется редко.

	1.3. ё eg ё Q? 6 OeQGNOpau её i Оэ ёа а i a a ui eAfi a a Бурение нефтяных и газовых скважин неизбежно сопровождается различными физико-химическими процессами взаимодействия бурового раствора со слагающими стенки горной выработки породами. К этим процессам относятся фильтрация, диффузия, теплообмен, капиллярная пропитка и др. Один из наиболее существенных процессов взаимодействия бурового раствора с окружающими скважину породами - фильтрация, которая определяет возникновение поглощений бурового раствора и нефтегазоводопроявлений, глинизацию стенок скважины, кольматацию приствольной зоны продуктивных пластов, суффозию в фильтровой зоне скважины в процессе вызова притока и последующей эксплуатации, разуплотнение и набухание глинистых отложений и многие другие явления, существенно влияющие на качество заканчивания скважин. Для создания научно обоснованных приемов предотвращения ряда осложнений, достижения эффективных результатов при вскрытии и освоении пластов, реализации процессов бурения с минимальными противодавлениями на пласты необходимо располагать 56



	количественными зависимостями, описывающими движение жидкостей и газов в пластах, изучение которых составляет предмет теории фильтрации.

	1.3.1. аАаёдб ТаашёАпаа UaNaeeiQa а ЁАаёф Движение жидкостей в пористой среде называют фильтрацией. Пористые среды или материалы - это твердые тела, имеющие в достаточно большом количестве пустоты, характерные размеры которых малы по сравнению с размерами тела. Структура пористых материалов может быть весьма разнообразной. Так, самые малые пустоты, в которых силы молекулярного взаимодействия жидкости с твердыми стенками весьма велики, называют молекулярными порами. Противоположностью им являются поры, в которых движение жидкости лишь весьма незначительно зависит от взаимодействия со стенками, и их называют кавернами. Полости, занимающие промежуточное положение между кавернами и молекулярными порами, называют просто порами. Поры могут быть сообщающимися и несообщающимися. Первые образуют активное поровое пространство, а все поры — общее поровое пространство. Наиболее важная характеристика пористых материалов — пористость, т.е. доля объема, приходящаяся на поры, т = V_n/V, где V_n — объем пор; V — объем тела. При этом пористость можно также разделить на активную и абсолютную, или полную. Пористость измеряется различными способами. Наиболее простые способы измерения абсолютной пористости — прямой, а также способ измерения плотности. По первому способу измеряют объем образца, для чего образец покрывают водонепроницаемым покрытием и определяют объем вытесненной воды, а затем, измельчив образец, измеряют объем твердой фазы. По второму способу определяют объем и плотность образца, а затем объем и плотность материала образца. Тогда из условия p_QV_Q = = p_MV_M имеем т = 1 - р_о/р_м, где индексами "о" и "м" обозначены образец и материал образца. Для измерения активной пористости обычно используют метод нагнетания ртути или пропитки водой. По первому способу образец помещают в сосуд с ртутью и определяют его объем по изменению уровня, так как ртуть не смачивает образец. Затем увеличивают давление в сосуде, и вошедший в образец объем ртути определяет объем активного порового пространства. При этом объемом сжатого воздуха пренебрегают, что является недостатком метода. По второму способу, широко распространен- 57



	ному в нефтяной промышленности, используют свойство чистых горных пород хорошо смачиваться водой. Образец, из которого откачан воздух, погружают в воду, и примерно через неделю его активное поровое пространство целиком заполняется водой. Определив его массу, получим т = (М'- M)/Vp_a, где М' - масса образца с водой; М - масса сухого образца; V -объем образца с водой; р_в - плотность воды. Пористость для различных материалов колеблется в достаточно широких пределах (в долях единицы). Песчаники...................................... 0,08-0,38 Известняки..................................... 0,04-0,10 Глины............................................. 0,03-0,48 Бетон.............................................. 0,02-0,07 Кварцевый порошок........................ 0,37-0,49 Рыхлые пески.................................. 0,37-0,50 Для реальных пластов — коллекторов нефти и газа значения пористости обычно находятся в пределах 0,15—0,22 с возможными отклонениями в ту или другую сторону. Поток жидкости, движущейся в пористой среде, можно характеризовать его объемным расходом Q. При этом отношение его к площади поперечного сечения образца S есть скорость фильтрации v = Q/S. Эта скорость - фиктивная величина, так как жидкость движется лишь по активному поровому пространству и фактическая ее скорость будет больше v. Если площадь просветов в сечении пористой среды обозначить через S_n, то фактическая скорость iv = v/n, где п = S_n/S — просветность. Наряду с этим для элементарного объема пористой среды между сечениями на расстоянии dx, через который протекло количество жидкости dV= Qdt, имеем соотношение mSdx = Qdt или w = dx/dt = Q/(mS) = v/n, т.е. v = n/iv. Следовательно, получаем v/m = Q/S_u или т = S_u/S, т.е. отношение площади просветов к площади сечения образца равно пористости. На этом основании построены микроскопические способы определения пористости. В теории фильтрации рассматривается скорость фильтрации, 58



	для которой по результатам экспериментальных исследовании устанавливают математические модели течения. Эти модели, или законы, фильтрации характеризуют связь между потерями напора при движении жидкости в пористой среде, ее свойствами и параметрами жидкостей. Один из основных законов фильтрации - закон Дарси, который записывается для одномерного течения в виде _v = 9. = h. {ELZll. + v Ei±?A S г){ I ' I j' где k - коэффициент проницаемости пористой среды; г\, у - соответственно вязкость и удельный вес фильтрующейся жидкости; р_г ,р₂ — давление соответственно в сечениях 1 и 2, отстоящих на расстоянии I друг от друга; z₁, z₂ - высоты положения соответственно сечений 1 и 2. В дифференциальной форме для одномерного фильтрационного потока и при пренебрежении силами тяжести закон Дарси имеет вид _ k dp _ k p₂ - р\ x\dl x\ х₂-х_г ' а в многомерном случае v=--gradp, где х₂ — х_г = dl — расстояние между сечениями 1 и 2 вдоль оси абсцисс. Знак минус в этих выражениях указывает на противоположность направлений скорости фильтрации и градиента давления. В приведенных выражениях фигурирует характеристика нового свойства пористой среды — коэффициент проницаемости, который имеет размерность площади ,_[v][r)][l] _м-с"¹-Па-с-м_ ₂[р] ~ Па Под проницаемостью пористой среды понимается свойство пропускать через себя жидкость или газ под действием приложенного градиента давления, т.е. это проводимость пористой среды по отношению к жидкости или газу. Для газа при изотермическом течении и пренебрежении его массой в одномерном случае закон Дарси имеет вид 59



	*_u_«_2!bi(i+_aLJ\|,** S ti 2p₂l { P\+p₂) где Ь — константа, являющаяся характеристикой газа в пористой среде. Сомножитель 1+------- , введенный Клинкенбергом, учитывает эффект скольжения газа вдоль стенок пор (эффект Клинкенберга, который проявляется при небольших давлениях, и в этом случае коэффициент проницаемости К = k(i + ъ/р),

	где р = (Р\ + Ря)/2 ~ среднее давление газа в фильтрационном потоке. Следует отметить, что коэффициент проницаемости измеряют обычно с помощью газа. При этом необходимо проводить измерения при нескольких значениях среднего давления, что позволяет установить константу Ь в экспериментах согласно закону Дарси. В координатах 2Qr\p₂l/S(pl - р₂) vi 2(р_х + р₂) экспериментальные данные должны ложиться на прямую, отсекающую от оси ординат отрезок k и имеющую тангенс угла наклона kb. Следует отметить, что при течении жидкости через пористую среду, которая насыщена пластовым флюидом, проницаемость зависит от насыщенности им пористой среды. Так, относительная, или фазовая, проницаемость для воды и нефти представлена на рис. 1.11. При таком течении для каждой из фаз справедлив закон Дарси, но его следует записывать в виде - U —

	x\dl где &_ф — относительная, или фазовая, проницаемость. Значения относительной проницаемости не могут быть больше единицы, но и сумма их для двухфазных систем не при любом значении насыщенности равна единице. Значения фазовых проницаемостей зависят от типа пористой среды, насыщающих жидкостей и числа фаз. Так, для тройной системы вода — нефть - газ фазовые проницаемости для каждой из компонент представлены на рис. 1.12. Течение жидкостей сквозь пористую среду подчиняется закону Дарси при малых скоростях течения, значение которых удовлетворяет, по В.Н. Щелкачеву, следующему условию: 60



0,2 0,4 0,6 0,8 Водонасыщенность		1,0

Рис. 1.11. Измерение относительной, или фазовой, проницаемости для воды (J) и нефти (2) в песчаном коллекторе в зависимости от водонасыщенности 100 % газа



100% воды	100% нефти

Рис. 1.12. Кривые фазовой проницаемости нефти (в %) в тройной системе типа нефть — вода — газ





	где левая часть неравенства носит название числа Рейнольдса Re, и в нем р — плотность жидкости. При нарушении указанного условия линейный закон фильтрации нарушается, поэтому используют законы вида (_Pl-p₂)/L = aQⁿили

	При п = 2 зависимость между расходом и градиентом давления выражается законом Краснопольского — Шези

	(р_г -p₂)/L = aQ² или Q = ^(p₁ - p₂)/aL. При п = 3/2 по закону фильтрации Смрекера

	или Q =

	Двучленная зависимость, представляющая собой закон Форхгеймера, в последнее десятилетие находит большее распространение, чем степенная. Коэффициенты как в степенной, так и в двучленной зависимости не являются коэффициентами проницаемости — это некоторые размерные параметры течения, зависящие от свойств жидкостей и пористой среды. Законы типа Краснопольского - Шези, Смрекера и Форхгеймера не обладают универсальностью закона Дарси, но они охватывают область течений в трещинных и порово-трещинных коллекторах. Для описания течения жидкости в поглощающих пластах указанные зависимости оказываются весьма полезными. В.И. Ми-щевичем была предложена формула

	= k₁-\jAp +

	охватывающая течение в трещинной или кавернозной (первый член), среднепористой (второй член) и мелкопористой (третий член)средах. Коэффициенты приемистости k_lt k₂ и k₃ находятся по результатам исследования скважин — по индикаторным кривым Ap-Q. Для практики бурения представляет интерес обобщенный 62



	закон Дарси, который охватывает течение вязкопластичных жидкостей в пористой среде и записывается (А.Х. Мирзаджан-заде) в виде

	где G — начальный градиент давления для пористой среды, при которой начинается движение жидкости в ней. Для обобщенного закона Дарси v = О при \| grad p \| s G и v > О при \| grad /71 > G. Для одномерной фильтрации обобщенный закон Дарси можно записать в виде „_fe Ар-Ар и--------- , 1 L где Ар - текущий перепад давления; Ар₀ - перепад давления, необходимый для преодоления предельного напряжения сдвига в пористом образце длиной L. Значение Ар₀ определяется по формуле

	где т₀ - предельное напряжение сдвига для вязкопластичной жидкости; d - постоянный коэффициент, d = (155--180)-10~⁴; k —* коэффициент проницаемости. В соответствии с указанным выше для вязкопластичной жидкости можно записать в одномерном случае _ kAp aykx V----------------------, т.е. при Ар > Ар₀ жидкость будет течь в пористой среде. Указанная зависимость позволяет найти глубину проникновения вязкопластичной жидкости в пористую среду при перепаде Ар. Жидкость остановится после проникновения на расстояние L_o, определяемое из условия

	т.е.

	= Ap4k/d-x_(j.

	63



	Рассматриваемые законы фильтрации позволяют получить количественные характеристики движения жидкостей и газов в пластах в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. 1.3.2. NQa 0 6? а 6 0 a Naeei 6а а ЁАаёф Q ё aAei Ai При рассмотрении движения жидкостей и газов в пластах, представляющих собой проницаемую среду, необходимо знать характер изменения давления в точках пласта и на его границах, а особенно на стенках скважины, а также расход пластовых флюидов через какие-либо ограничивающие поверхности. При бурении это представляет интерес с позиций оценки процессов газоводонефтепроявлений, поглощений, проникновения бурового раствора в продуктивные пласты, ухудшения проницаемости призабойной зоны и др. В самом общем случае уравнение движения в неизменяемой пористой среде для жидкостей и газов, подчиняющихся закону Дарси, в прямоугольной системе координат Oxyz, согласно Л.С. Лейбензону, имеет вид д (hp др\ д (hp др\ д (hp др\ др др д (hp дх{г] дх) ду{г] ду) дг{г] dt) dp дг дг { ц где k — коэффициент проницаемости пористой среды; р — давление; г\ — вязкость жидкости или газа; т — пористость среды; р = = f(p) — плотность жидкости или газа; g — ускорение силы тяжести. В случае, если жидкость несжимаема (р = const), то уравнение движения приобретает следующий вид: д ( kp др\ д ( kp др\ д ( kp др\ _ г\ дх{ г] дх) ду{ г] ду) дг{ г] дг) В случае k = f(x, у, z) без знания вида этой функции для пластов решение уравнений движения невозможно, и это усложняет описание большого числа практических задач. В предположении k = const и r\ = const или k/r\ = const получается простое уравнение Лапласа

	₊ ₊ ₌ ₀, дх² ду² дг² решение которогор =р(х, у, г) в общем случае содержит две постоянные интегрирования и требует задания двух граничных условий. 64



	В этом уравнении давление — лишь функция координат и не зависит от времени, т.е. это случай стационарной фильтрации. При течении малосжимаемой жидкости, для которой с достаточной точностью

	где р₀ - плотность при р = р₀; а - модуль объемной упругости жидкости. Уравнение движения при k = const ж r\ = const называют уравнением пьезопроводности или упругого режима фильтрации и записывают в виде д²р д²р д²р _ ггщ др дх² ду² Ьг² ~ ka dt' где ka/(mr\) = К - коэффициент пьезопроводности, по аналогии с коэффициентом температуропроводности в подобном по виду уравнении теплопроводности Фурье, описывающем нестационарное температурное поле. В случае деформируемости пористой среды уравнение пьезопроводности принимает вид д²р _t д²р _t д²р ₌ 1 (₁ _t а др\ дх² ду² Ьг² к{ та_х dt)' где а_х — модуль, характеризующий упругость пористой среды. Решение р = р(х, у, z) приведенных уравнений пьезопроводности содержит уже три постоянных интегрирования и требует задания двух граничных и одного начального (при t = 0) условий. При течении в неизменяемой пористой среде с k = const газа, плотность которого является функцией давления и температуры р = f(p, T) и Ti = const, уравнения движения записываются в виде д²Ф i д²Ф i д²Ф_(тц др)дФ дх² ду² дг² { к дф) dt' где Ф =}pdp - функция Лейбензона. В частном случае политропного процесса

	где п - показатель политропы; р - коэффициент сверхсжимаемости; R - газовая постоянная; Т - абсолютная температура. 65



Уравнение движения имеет вид

В²Ф	д Ф тх\ Яг² пк	at
ьу²	д Ф тх\ Яг² пк	at

При изотермическом процессе п = 1, тогда

д²Ф	ггщ	дФ

ьу²

Уравнения движения газов в пористой среде нелинейны, и решить их можно только в некоторых конкретных случаях при введении определенных упрощений. Рассмотрим несколько частных решений, представляющих интерес с позиций проводки нефтяных и газовых скважин и широко используемых в различных расчетах при бурении. Пусть при бурении скважины радиусом г_с частично (рис. 1.13,6) или полностью (в) вскрыт проницаемый пласт кругового контура радиусом Д., имеющий непроницаемые кровлю, подошву и толщину h (рис. 1.13). В случае применимости закона Дарси для несжимаемой жидкости справедливы следующие формулы для расчета расхода при стационарной фильтрации. При большой мощности пласта (см. рис. 1.13, а) имеем формулу для расчета расхода на стенках скважины _О_2як(р_к-_Рс)

*V/////*		I I I LM I
'////////У////// У///////У////7/

Рис. 1.13. Схемы вскрытия проницаемого пласта скважиной 66



	или

	Q = ^^(_Рк - _Рс), так как ±- - 0.

	При этом для р_к > р_с скважина проявляет с дебитом Q, а в противном случае поглощает. При условии r_c« h и незначительном заглублении (см. рис. 1.13, б) формула для расчета с удовлетворительной для инженерных расчетов точностью имеет вид Q ₌ 2nhk(p_K-p_c)
	(h . R_K\ ГЦ —+ ln-----— I Аналогично щ>жр_к >р_с имеет место проявление с дебитом Q, а в противном случае — поглощение. Наконец (см. рис. 1.13, в), расход определяется по формуле Дюпюи

	при тех же условиях. Во всех приведенных формулах индексы "с" и "к" означают скважину и контур, а под давлением р_к понимается пластовое давление. Обычно крайне трудно задаваться радиусом контура Д.. Если в его задании ошибиться в т раз, то

	1,5ft 1,5ft

	При условии, что -R_K обычно в сотни или тысячи раз больше h или г_с, первые члены будут на порядок больше вторых членов при т = 2-5-3. Поэтому погрешности от ошибочного задания радиуса контура в 2—3 раза приводят к ошибкам порядка 10 % , т.е. двух-, трехкратные ошибки при задании Д. вполне допустимы. Приведенные выше формулы применены при фильтрации по закону Дарси, а во многих случаях вскрываются трещинные или порово-трещинные коллекторы, для которых более справедливы законы течения, описываемые формулами Форхгей- 67



	мера или Краснопольского — Шези. В случае применяемости закона Краснопольского - Шези формула для расчета расхода имеет вид

	где а — постоянная характеристика фильтрации. Принимая во внимание, что г_к » г_с, последнюю формулу можно записать в виде

	При фильтрации по закону Форхгеймера расчетная формула для определения Q приближенно записывается в виде

	2nkh

	где Ъ — постоянная двухчленного закона фильтрации. Все приведенные выше формулы могут быть использованы и для течения газов. В этом случае вместо разности давлений необходимо применять разность квадратов давлений, т.е.

	а вместо объемного расхода Q определяется приведенный к стандартным условиям (например, к атмосферному давлению и пластовой температуре) объемный расход Qnp_HB. Так, формула Дюпюи при течении газов имеет вид

	^рив R ' Рат11п—^ *^гс* а для случая одномерного течения соответствующая формула была приведена выше, где в отличие от формулы для жидкости появился множитель 1/р_ат (где/?_ат - атмосферное давление). Во всех рассмотренных зависимостях связь между расходом и перепадом давления можно представить в виде следующих моделей. Для жидкости Для газа Ap=AQ t^=AQ Ap=AQ² Ai?=AQⁿ Ap=AQ+BQ² Ap=AQ +BQ²* Здесь константы Аи В в каждом случае имеют свой смысл, 68



	но константы А всегда содержат k и г\, а константа В зависит от геометрии пористой среды, инерционных эффектов и др. Для определения указанных констант используют различные методы исследования пластов, позволяющие получать кривые Ар = = f(Q), обработка которых дает возможность идентифицировать константы Аи В. Основной прием обработки получаемых кривых — обработка по методу наименьших квадратов или его различные модификации.

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

Литература(Книги)