|
|
|
|
|
|
|||||||
|
452614, Россия, Башкортостан, г.Октябрьский, ул.Горького 1.
Наши календари: |
УДК 550.832.44.07 Научно-технический вестник "КАРОТАЖНИК", выпуск 1(114), 2004 г, стр. 83-95. В. Н. Еникеев, В. Г. Рафиков, А. Г. Кунавин, Р. Р. Хабиров, М. Я. Гайфуллин ПАО НПП "ВНИИГИС"
СОВРЕМЕННАЯ АППАРАТУРА АК ДЛЯ КОНТРОЛЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН Во ВНИИГИСе разработаны два типа аппаратуры АК – ЗАС-03 и СПАК-6Д, обеспечивающие решение основных задач АК необсаженных и обсаженных нефтегазовых скважин и отвечающие по характеристикам точности и надежности современным требованиям, предъявляемым к геофизической аппаратуре. На аппаратуру ЗАС-03 получен сертификат соответствия требованиям нормативных документов. Аппаратура ЗАС-03 с сравнительно коротким акустическим зондом (И20,5И11,5П) и с хорошей акустической изоляцией волны по корпусу прибора используется при исследовании открытого ствола с целью определения упругих свойств горных пород и обсаженных скважин для определения качества цементирования. Выбор наружного диаметра широкополосных акустических излучателей и диаметра корпуса прибора, равных 73 мм, обусловлен часто возникающей необходимостью проведения исследований через буровой инструмент, перекрывающий верхнюю часть разреза с неустойчивыми породами. Универсальность аппаратуры ЗАС-03 для исследования открытого ствола скважины и в режиме АКЦ при таком диаметре прибора позволяет часто за один рейс выполнить акустический каротаж нижнего интервала, а затем АКЦ в верхнем обсаженном интервале скважины. Это особенно выгодно при исследовании скважин, у которых верхний интервал обсажен 5-дюймовой колонной. Аппаратура волнового акустического каротажа СПАК-6Д предназначена для измерения кинематических и динамических параметров продольной, поперечной, Лэмба-Стоунли волн с целью определения фильтрационно-емкостных свойств горных пород. В аппаратуре СПАК-6Д используются широкополосные излучатели диаметром 73 мм с достаточно широким спектром частот, смещенным в низкочастотную область излучаемого сигнала, что необходимо для возбуждения объемных волн (продольной и поперечной) и волны Лэмба-Стоунли. Большая длина акустического зонда (И20,5И13,2П) аппаратуры СПАК-6Д обеспечивает удовлетворительное разделение по времени в регистрируемых волновых картинах вступлений продольной, поперечной и Лэмба-Стоунли волн и измерения их параметров. Диаметр прибора позволяет проводить исследования скважин через буровой инструмент. В отличие от появившейся в последнее время аппаратуры АК с дипольными излучателями аппаратура СПАК-6Д с монопольными излучателями отличается сравнительно простой конструкцией, доступной ценой и обеспечена более обоснованной методикой интерпретации параметров продольной, поперечной и Лэмба-Стоунли волн, возбуждаемых от общего импульса излучения. Применение аппаратуры СПАК-6Д в производственных организациях нередко ограничивается лишь определением коэффициента пористости горной породы по интервальному времени продольной волны, значение которого можно определить более простой аппаратурой АК типа ЗАС-03. В то же время использование при интерпретации результатов ВАК аппаратуры СПАК-6Д способствует решению более сложных задач - выделению в разрезе скважины коллекторов, определению проницаемости и других характеристик горных пород. Анализ материалов ВАК, полученных аппаратурой СПАК-6Д в нижнемеловых и юрских продуктивных отложениях Западной Сибири, показывает, что коллекторы в песчано-глинистом разрезе выделяются по затуханию волны Лэмба-Стоунли. Использование амплитудных параметров волны Лэмба-Стоунли для выделения проницаемых интервалов песчано-глинистых пород в ряде случаев коррелируется с диаграммой ПС. Например, отсутствие проницаемых пород в пласте БС10-1 (рис. 1) подтверждается диаграммой ПС и высокими значениями амплитуды волны Лэмба-Стоунли, зарегистрированной аппаратурой СПАК-6Д. Однако амплитудные параметры волны Лэмба-Стоунли с большей достоверностью, чем метод ПС, отражают изменение проницаемости пород. В пласте БС10-0 низкопористый песчаник в интервале 2482-2495 м по максимальным значениям амплитуды волны Лэмба-Стоунли выделен как низкопроницаемый. На диаграмме ПС этот же интервал отмечен лишь небольшим снижением проницаемости по сравнению с расположенными выше и ниже проницаемыми коллекторами. Следует отметить, что в песчаниках и во вмещающих глинистых породах (аргиллитах) нижнемеловых и юрских отложений отсутствует четкое различие интервального времени продольной волны, а также одинаково успешно возбуждается и регистрируется наряду с продольной и поперечная волна. Отмеченные особенности распространения акустического сигнала дают основания заключить, что песчано-глинистые породы нижнемеловых и юрских отложений Западной Сибири можно представить как литотипы с различным содержанием песчаной, алевролитовой и глинистой фракций, в которых глинистые частицы входят в состав скелета породы и воспринимают горное давление. Такая модель горной породы с широким диапазоном изменения дисперсности частиц предполагает более сложную квадратичную зависимость определения пористости по данным АК и ПС [1], чем уравнение среднего времени. Уточнение методики определения пористости терригенных отложений по результатам ВАК имеет принципиальное значение, т. к. оценка пористости, выполняемая в настоящее время преимущественно по результатам электрических методов, может быть искажена наличием в породе электропроводящих компонентов [2]. Хорошая корреляция значений DTP и водородосодержания метода ННК по глубине (рис. 1) подтверждает достоверность измерений аппаратуры СПАК-6Д, а с другой стороны, свидетельствует о том, что и для ННК существует проблема выявления коллектора, представленного песчаником на фоне вмещающих низкопроницаемых аргиллитов.
Рис. 1. Пример веделения коллекторов в песчано-глинистом разрезе по амплитуде волны Лэмба-Стоунли и определение пористости методом ВАК и другими методами ГИС Для метода ВАК проблема определения пористости по DTP, кроме использования aпс, может быть решена путем введения комплексного параметра - отношения интервальных времен DTS / DTP. Изменение параметра DTS / DTP по разрезу скважины в небольших пределах (1,63-1,9) связано с увеличением содержания глинистой фракции в скелете породы. Однако точность определения вступлений поперечной волны с помощью трехэлементного зонда аппаратуры СПАК-6Д не всегда гарантирует достоверное определение параметров этой волны и полное использование возможностей ВАК. Высокая эффективность аппаратуры СПАК-6Д проявляется и при исследовании карбонатных коллекторов со сложной структурой порового пространства. Трещинные коллекторы, как правило, имеют высокую проницаемость при более низкой общей пористости, чем у пород с межзерновой пористостью. Ввиду сложности выделения интервалов пород с трещинной пористостью традиционными методами ГИС, объекты для испытания пластов на трубах (ИПТ) часто выбирают опытным путем. Например, в скважине месторождения нефти Республики Башкортостан, вскрывшей карбонатные породы турнейского яруса, при испытании ИПТ в интервале 1939,7-1966,3 м был получен приток газированной нефти дебитом 0,4 м3/сут. При повторном испытании ИПТ за счет увеличения интервала испытания 1928,4-1966,3 приток газированной нефти возрос до 5,2 м3/сут (рис. 2). Более высокая проницаемость дополнительно введенного интервала 1928-1940 м определяется повышенным затуханием амплитуд поперечной и Лэмба-Стоунли волн, полученным аппаратурой СПАК-6Д. По данным традиционных методов определения пористости карбонатных пород (интервальное время продольной волны обычного акустического каротажа и НГК) во всем интервале испытаний пористость практически остается постоянной (7 и 10% соответственно), без каких-либо признаков повышения проницаемости в дополнительно испытанном интервале. Другим примером оценки проницаемости карбонатных пород по материалам ВАК служат результаты исследования скважины, пробуренной на месторождении нефти Республики Татарстан. Нефтенасыщенный интервал в отложениях турнейского яруса был установлен по данным индукционного каротажа в интервале 1172-1180 м (рис. 3).
Рис. 2. Пример выделения трещинно-кавернозного коллектора в карбонатных породах верхнего турнейского яруса по материалам ВАК в комплексе с другими методами ГИС (заштрихован проницаемый интервал)
Рис. 3. Пример выделения проницаемых интервалов карбонатных коллекторов по затуханию амплитуд поперечной и Лэмба-Стоунли волн По величине затухания амплитуд поперечной и Лэмба-Стоунли волн, измеренных аппаратурой СПАК-6Д, нефтенасыщенный интервал разделен на два участка, что подтверждается методами ЯМК и МК, результаты исследования которых связаны с проницаемостью горных пород. Нижний нефтенасыщенный участок (1176-1180 м) уступает по проницаемости верхнему участку и расположенному ниже водонасыщенному интервалу пород 1189-1214 м. Как и прогнозировалось по данным ВАК и других методов ГИС, скважина не отличалась высокой производительностью (1,2 т/с нефти с 34% воды) и через 2 года эксплуатации переведена в категорию нагнетательных. Высокими дебитами отличаются макротрещиноватые карбонатные породы, которые можно встретить в отложениях фаменского яруса на месторождениях нефти Башкирии и Татарии.
Рис. 4. Пример выделения макротрещиноватых коллекторов в карбонатных породах фаменского яруса по результатам исследования аппаратурой СПАК-6Д в комплексе с другими методами ГИС: интервал 1, 3 - макротрещинный коллектор; интервал 2 - породы с низкой проницаемостью. Результаты опробования ИПТ: интервал 4 - приток 224 м3/с газированной нефти; интервал 5 - неудачное опробование Раскрытые макротрещины выделяются увеличенным затуханием амплитуд поперечной и Лэмба-Стоунли волн, ступенчатым увеличением времени вступления продольной волны при перемещении скважинного прибора на расстояние, равное длине акустического зонда (рис. 4). Присутствие раскрытых трещин косвенно подтверждает аномалии кривых ГК и НГК в интервалах 1944-1975, 1985-2004 м, природу которых можно объяснить предполагаемой абсорбцией поверхностью трещин солей урана, присутствующих в нефти. Опробование с применением ИПТ интервала 1981-2009 м с макротрещинами, представленного мелкозернистым, пелитоморфным известняком, подтверждает его высокую проницаемость и продуктивность - 224 м3/сут газированной нефти. Испытание вышележащего интервала пород с макротрещинами (1948-1977 м) с применением ИПТ проведено неудачно, характер его насыщения остался неопределенным. Аномалии на кривых ГК и НГК в этом интервале аналогично нефтенасыщенному интервалу 1981-2009 м не являются достаточным признаком его нефтенасыщенности. Результаты испытания ИПТ подобных высокопроницаемых интервалов с аномалиями кривых ГК и НГК в ряде других скважин ограничились притоком минерализованной воды, что стало причиной ликвидации скважины. Следует обратить внимание на то, что упомянутые два интервала в разрезе скважины разобщены непроницаемой перемычкой в интервале 1977-1988 м, свойства которой, оцениваемые по результатам ВАК обсаженного ствола скважины (см. ФКД на рис. 4), сохранились и после цементажа скважины. Наличие непроницаемой перемычки при условии прослеживания ее по площади месторождения создает благоприятные условия ввода в эксплуатацию нижнего интервала 1981-2009 м независимо от характера насыщения верхнего интервала. Разрабатываемая во ВНИИГИС аппаратура волнового акустического каротажа ВАК-73М повышенной точности с многоэлементным акустическим зондом служит дальнейшему развитию методики применения ВАК для исследования фильтрационно-емкостных свойств горных пород. Требования к точности измерений, предъявляемые к аппаратуре ВАК-73М, обусловлены необходимостью обеспечения достоверности и точности выделения вступлений и измерения параметров поперечной и Лэмба-Стоунли волн, регистрируемых в зонах интерференции с колебаниями более высокоскоростных волн, а также продольной волны на фоне акустических шумов. Точность измерения параметров упругих волн достигается за счет регистрации многоканального акустического сигнала, излучаемого в режиме общего пункта возбуждения и последующего выделения вступлений информативных типов волн и определения их параметров с использованием метода взаимной корреляции, например, метода 8ТС. Обеспечение точности и детальности исследований аппаратуры ВАК-73М связано с увеличением количества приемников в акустическом зонде, повышением динамического диапазона регистрации сигнала и соответствующим увеличением объема передаваемой на поверхность информации в цифровом коде. В то же время для использования аппаратуры в производственном режиме необходимы сохранение приемлемой скорости каротажа порядка 600 м/ч и сведение к минимуму информации, передаваемой по кабелю. Исходя из этих требований, в акустическом зонде размещены четыре пьезокерамических приемника на расстоянии 0,1 м один от другого. Число приемников выбрано исходя из минимально необходимого количества каналов приема акустического сигнала для успешного выделения вступлений волн методом 8ТС. Сокращение минимального расстояния между ближайшим приемником и излучателем до 1,7 м увеличивает помехоустойчивость аппаратуры, позволяет уменьшить время аналого-цифрового преобразования волновой картины до 2 мс вместо 4 мс сократить в 2 раза объем передаваемой по кабелю информации. Короткий акустический зонд делает прибор более удобным в эксплуатации и устраняет необходимость сборки и разборки прибора на скважине. Два монопольных широкополосных излучателя диаметром 73 мм, излучающие сигнал по командам наземного блока в зависимости от выбранного шага квантования по глубине, и 4 приемника обеспечивают регистрацию акустического сигнала в режиме компенсированного акустического зонда. Формула зонда прибора ВАМ-73М – И20,4И11,7П10,1П20,1П30,1П4. Связь скважинного прибора ВАК-73М с каротажной станцией осуществляется с помощью телеизмерительной системы связи с кодированием данных в формате "Манчестер-2". Из блока электроники усиленный акустический сигнал каждого канала после аналого-цифрового преобразования в 16-разрядном АЦП объемом 1024 двухбайтных слов под управлением микропроцессора поочередно передается в наземный блок. При скорости передачи информации по геофизическому кабелю порядка 80 кбод и шаге квантования по глубине 0,1 м скорость каротажа не превышает 600 м/ч. Во втором варианте схемы блока электроники основной объем информации каждого канала записывается во Flash-память объемом 128 Мб и хранится в скважинном приборе во время каротажа в интервале скважины протяженностью до 700 м. Результаты исследований скважин аппаратурой ВАК-73М показали преемственность методических возможностей аппаратуры СПАК-6Д и высокую эффективность исследования фильтрационно-емкостных свойств сложно построенных, трещинных коллекторов. Комплексная аппаратура ТСМ-42 предназначена для контроля качества цементирования наклонно направленных скважин, обсаженных 4- и 3-дюймовыми трубами, контроля технического состояния действующих скважин, обсаженных 6-дюймовыми трубами через НКТ в процессе гидродинамического воздействия различного характера:
Скважинный прибор диаметром 42 мм содержит трехэлементный акустический зонд И20,4И11,5П с пьезокерамическим приемником упругих колебаний, используемым также в режиме шумомера, датчик электромагнитного дефектоскопа, модуль канала ГК, датчик температуры. Частота сигнала, излучаемого магнитострикционным излучателем, - 20 кГц. Динамический диапазон акустического сигнала в свободной колонне относительно шумов от движения прибора в скважине составляет 40 дБ, что обеспечивает результаты оценки качества цементирования, идентичные аппаратуре ЗАС-03. Скважинный прибор снабжен рычажными центраторами. При небольшом весе прибора они эффективны и при больших углах наклона скважины. Волновые картины, зарегистрированные в режиме АКЦ и в режиме шумометрии, передаются по одножильному кабелю в наземный компьютеризированный регистратор "Гектор" в аналоговом виде. Данные электромагнитного дефектоскопа, высокоточного термометра, модуля ГК передаются в наземный регистратор в цифровом виде в формате кода "Манчестер-2". Комплексная аппаратура ТСМ-42 обеспечивает разнообразие решаемых задач, определяемых возможностями отдельных модулей и датчиков аппаратуры и соответствующим методическим обеспечением интерпретации результатов. Глубокий анализ результатов исследования аппаратурой ТСМ-42 обнаруживает возможности решения дополнительных задач, обусловленных спецификой строения объекта исследования.
Рис. 5. Оценка влияния гидроразрыва пласта на техническое состояние скважины Например, на рис. 5 приведены результаты исследования обсаженной скважины с целью определения возможных заколонных перетоков при проведении гидроразрыва пласта методом смены режимов гидродинамических воздействий на скважину. В режиме нагнетания жидкости в скважину произошли упругая деформация цементного кольца в интервале 2839-2856 м и прорыв нагнетаемой жидкости из интервала перфорации 2869-2873 м по образовавшемуся зазору в расположенные выше пласты. После прекращения нагнетания жидкости в скважину за счет упругой деформации цементного кольца зазор между колонной и цементом уменьшился. Можно сделать вывод, что подобная скважина не пригодна для проведения гидроразрыва, т. к. может произойти незапланированный разрыв вышележащих относительно интервала перфорации пластов. По шумометрии при нагнетании обнаруживается, что часть нагнетаемой жидкости перетекает в расположенный ниже интервал. В режиме излива между интервалами перфорации в стволе скважины наблюдается переток жидкости, направление которого зависит от разницы пластовых давлений. Небольшая часть жидкости, уровень шума которой незначительно превышает уровень шума от движения скважинного прибора, движется к устью скважины. Обоснованное новыми методическими решениями совершенствование аппаратуры АК, комплексирование с другими методами ГИС повышают возможности метода АК для решения новых задач при исследовании скважин месторождений нефти и газа. ЛИТЕРАТУРА 1. Орлов Л. И., Карпов Е. Н., Топорков В. Г. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1987. 261 с. 2. Зарипов О. Г. Влияние вещественного состава на удельное электрическое сопротивление терригенных коллекторов нефти пласта Ю1 Западной Сибири. Юбилейная конференция "Геология и Современность". Казань: Изд. Мастер Лайн. 1999. С. 63-64. |
2020.07.30 Внимание! Поменялись номера телефонов
|
|||||
| ООО НПЦ «Фонд ЭКО-Технология» |
