Применение геофизических методов для контроля за техническим состоянием ствола скважины (на примере Ромашкинского месторождения республики Татарстан)

метки: Скважина, Исследование, Геофизический, Отложение, Колонна, Интервал, Определение, Часть

Автор работы с 2006 года работает в ООО «ТНГ-АлГИС».С августа 2006 по настоящее время, за это время поработал на должности: рабочего на геофизических работах, техника, геофизика, начальника партии, а сейчас занимает должность начальника смены. Попутно собирал текстовые, графические, каротажные материалы, на основе которых была написана данная дипломная работа.

Актуальность задачи определения интервалов нарушения эксплуатационной колонны возрастает из года в год в связи с естественным старением фонда скважин, а, следовательно, возрастанием степени коррозии и усталостным фактором обсадных колонн. Часто происходят аварийные ситуации и ухудшаются эксплуатационные характеристики, вследствие нарушения конструкции скважины. Для выявления этих нарушений применяются методы определения технического состояния колонн.

В данной дипломной работе рассмотрены примеры определения мест притока и поглощения, выявления нарушений герметичности обсадных труб, заколонных перетоков комплексной скважинной аппаратурой КСА-Т7, выявления дефектов и их характера (отверстия, трещины, вмятины) в обсадных и насосно-компрессорных трубах аппаратурой электромагнитной дефектоскопии ЭМДСТ-МП.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

Республика Татарстан расположена на востоке Восточно-Европейской равнины. В северной части Среднего Поволжья в месте слияния крупных рек Европы и Европейской части России — Волги, Камы, на границе лесной и лесостепной зон.

Площадь республики составляет 68 тыс. км ² . Татарстан граничит на севере — с Марийской и Удмуртской республиками, Кировской областью. На западе — с Чувашской республикой, на Юге с Самарской и Ульяновской областями. На юго-востоке с Оренбургской областью. Средняя абсолютная высота поверхности Татарстана составляет 170,4 м над уровнем моря. Причем рельеф в различных районах не одинаков. Наибольшая высота находится на юго-востоке республики — это Бугульминско-Белебеевская возвышенность. Ее высота достигает 370 м над уровнем моря. Она лежит к юго-западу от города Бугульмы.

Самое крупное в Татарстане — Ромашкинское месторождение в административном отношении занимает территорию Альметьевского, Бугульминского, Лениногорского и Сармановского районов республики с развитой инфраструктурой, обеспеченных энергетическими мощностями, базами, рабочей силой, железнодорожными, речными и шоссейными путями сообщениями. Ромашкинское месторождение является уникальным по своим размерам и извлекаемым запасам, относится по международной классификации к категории «супергигант», входя в десятку крупнейших в мире /13/.

Нефтегазовая промышленность Республики Казахстан

... товарами на мировом рынке являются энергетические ресурсы. В особенности нефть, газ, уголь и уран. Казахстан занимает далеко не последнее место в мировом рынке, и является одной из самых ... многочисленные общества, товарищества и фирмы для поисков и разведки нефти в Урало-Эмбинском и других регионах Западного Казахстана. Среди них наиболее крупными были: Урало-Каспийское нефтяное общество ...

Глубокие и весьма широкие долины рек расчленили территорию района месторождения на отдельные платообразные возвышенности — сырты, которые в северной части месторождения постепенно снижаются, переходя в холмистую равнину. На склонах и вершинах сыртов Бугульминской возвышенности часто встречаются небольшие участки степей. Такие степные участки можно назвать фрагментами каменистой степи, продвинувшейся на север, в пределы лесостепной зоны, благодаря сухим и контрастным условиям крутых склонов.

Район отличается большой густотой речной сети систем Ика, Степного Зая, Шешмы и Большого Черемшана. Причина этого заключается в особенностях рельефа и геологического строения района месторождения. Широкоступенчатый, расчлененный рельеф Бугульминско-Белебеевской возвышенности благоприятствует достаточному увлажнению территории атмосферными осадками, а характер напластований осадочных толщ, их состав и сильная разрушенность и щебнистость определяют лучшие в пределах Татарстана условия для просачивания в грунт выпавших осадков.

Климат района резко континентальный — суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето, быстрый переход от зимы к лету, неустойчивость выпадения атмосферных осадков. Средняя январская температура колеблется от — 10,7° до — 14,5°С. В отдельные годы температура воздуха зимой достигает — 45°. Лето жаркое, средняя июньская температура колеблется от +18,5°С до +19,5°С. Максимальная летняя температура достигает + 38°С.В период с мая по октябрь выпадает свыше 50% годового количества осадков. Максимальное выпадение осадков наблюдается в июне и августе, достигая 74-96 мм, и минимальное — в феврале и ноябре от 8 до 28 мм. Относительная влажность воздуха в зимнее время года постоянна. В январе влажность достигает 85-90% (70% летом).

Среднегодовая величина атмосферного давления колеблется в пределах от 730 до 735 ммрт. ст. Прохождение циклонов и антициклонов даёт абсолютное минимальное давление, равное 722 мм, а абсолютное максимальное — 765 мм. Преобладают юго-западные ветра. Средняя годовая скорость ветра — 4,5 м/сек, а максимальная — 15-22 м/сек.

В настоящее время Татарстан является густо населенной частью Поволжья. Средняя плотность населения составляет 47,5 человек на 1 км ² . Основное население татары — 53%, русские — 43%, чуваши, марийцы, удмурты, мордва — 3,2%, остальные нации — 0,8%.

В экономическом отношении район Ромашкинского нефтяного месторождения находится между ведущими центрами юго-востока Татарстана: Альметьевском, Бугульмой, Азнакаево и Лениногорском. Находясь в окружении нефтяных промыслов, эти города исполняют роль руководящего центра и связующего звена между нефтедобычей и материальным и научным обеспечением добычи. Они содействуют механизации и автоматизации производства, техническому перевооружению промыслов, внедрению в производство передовых методов и передовой технологии. В то же время каждый город выполняет свою функцию в этом сложном производственном комплексе.

Рис. 1.1 Обзорная карта района работ. Составили Н.Г. Абдуллин, Л.З. Аминов, В.С. Суетенков /13/.

Добыча нефти на месторождении Кашаган

... на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Две первые скважины позволили консорциуму заявить об открытии крупнейшего за последние 30 лет месторождения в мире. ... предусматривала опытно-промышленную разработку месторождения, вторая и третья -его полномасштабную разработку. В ходе реализации первой фазы проекта продолжительностью четыре года добыча нефти на Кашагане составит 450 тыс. ...

2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

Первые сведения о геологии и полезных ископаемых Татарстана встречаются в трудах 18 и 19 веков — Лапласа, Лепехина, Гурьева и др. История геологического изучения Урало-Волжской нефтеносной области нашла свое отражение в трудах академика Губкина И.М., Мельникова А.М. и многих других. Выходы битума по рекам Шуме, Кичую и обильные нефтепроявления в районе с. Сюкеево издавна привлекали внимание геологов. Первые геологические исследования с целью определения промышленного значения и перспектив разработки нефти в Татарстане были предприняты горными инженерами — профессорами Еремеевым П.В., Романовским Г.Д. Романовский пришел к выводу о необходимости постановки бурения на каменноугольные и девонские слои, считал, что нефть поднимается из глубоких слоев земли по трещинам, а исход ее должен начинаться в девонских отложениях. В разведку Ромашкинское поднятие было введено в 1944 году. В1948 году в скважине №3, расположенной около деревни Тимяш были вскрыты нефтяные песчаники в девоне, а 25 июня при испытании этой скважины был получен первый фонтан нефти с дебитом 120 т/сутки.

История изучения геологического строения Ромашкинского месторождения тесно связана с изучением нефтегазоносности Татарии и всего Урало-Поволжья в целом.

Территория Татарии имеет более двухсотлетнюю историю геологических исследований её земель.

На первом этапе дореволюционного периода (1762-1917 гг.) геология Татарии освещена в трудах видных исследователей: Н. Рычкова (1762), Штукенберга (1877), С.Н. Никитина (1901), А.В. Печеева (1913) и др.

В этот период были обнаружены поверхностные нефтепроявления в пермских отложениях Сок, Шешма и другие.

В послереволюционный период исследованиями территории занимались И.М. Губкин, М.Э. Ногинский, А.Д. Архангельский, Е.И. Тихвинская и другие.

В 1919 году проводились разведочные работы в районе Сарабикулово, Шугурова и Камышлы под руководством П.Н. Бутова и Я.С. Сергеева.

В 1921-1928 годах геологами Казанского Государственного Университета под руководством М.Э. Ноинского был выполнен объём геолого-съёмочных работ.

В 1933-1934 годах геологи треста «Востокнефть» дали геологическое описание и составили структурную карту юго-западной части Ромашкинского месторождения, выявили Шугуровскую и Ромашкинскую брахиантиклинальные складки и Миннибаевское поднятие.

В 1934 году В.П. Орлов провел магнитометрические работы на территории ТАССР.

В 1935 году Г. Гжузе и А.М. Мельникова провели структурно-геологическую съёмку и составили структурные карты по кровле нижнеказанского и оолитового известняка верхнеказанского подъярусов.

В 1949 году под редакцией А.М. Мельникова, С.П. Егорова и Г.П. Игнатовича была составлена структурная карта ТАССР по кровле нижнеказанского подъяруса в масштабе 1: 200000.

В 1948 году на Ромашкинском месторождении начато бурение глубоких нефтепоисковых скважин.

В 1949 году из скважины №3 получен первый фонтан нефти из девонских отложений дебитом 120т/сут. Она явилась первооткрывательницей Ромашкинского месторождения.

По геологическому строению и нефтеносности каменноугольных отложений Татарии обширный материал был накоплен к 40-м годам.

Первый этап разведки охватывает период с начала открытия месторождения до 1965 года. В эти годы проводилась разведка залежей нефти базисного объекта — горизонтов Д ₁ и Д₀ . Этот этап можно разделить на два подэтапа — предварительный и детальной разведки. На первом подэтапе выяснилось, что залежи нефти в пашийском и кыновском горизонтах контролируется структурой первого порядка ЮТС. Подэтап детальной разведки можно, в свою очередь, разделить на два периода, на первом из них главной задачей ставилось оконтуривание залежей и выявление основных закономерностей развития коллекторов. Во втором периоде основной задачей ставилось уточнение деталей геологического строения периферийных частей месторождения, изучение зональной неоднородности пластов и выявление участков отсутствия коллекторов, а также уточнение контуров нефтеносности, как эксплутационного объекта, так и отдельных его пластов.

Связь водоносных горизонтов с пластовыми интрузиями в разрезе ...

... верхней части осадочного чехла для выделения водоносных горизонтов. Основным объектом разведки и разработки на участке является Куюмбинское месторождение, которое вместе с Юрубчено-Тохомским и Оморинским ... Мощность отложений усольской свиты порядка 420-430 м. Бельская свита (€j bls) по литологическому составу разделена на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена доломитами и известняками серыми, ...

На втором этапе были проведены поисково-разведочные и детальные геологоразведочные работы по подготовке и разработке наиболее продуктивных залежей в регионально — нефтеносных горизонтах нижнего карбона бобриковском и кизеловском.

На третьем этапе в 1970-1982 годах была проведена разведка залежей нефти вверей — башкирских отложениях.

Четвертый этап разведки Ромашкинского месторождения начался с 1982 года и, очевидно, будет являться завершающим. Он связан с разведкой залежей нефти в локально нефтеносных горизонтах карбона и девона /8,13/.

3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА РАБОТ, .1 Стратиграфия

По материалам глубокого и структурного бурения установлено, что в геологическом строении изученной площади принимают участие породы докембрийского кристаллического фундамента и осадочного чехла, представленного отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.

Возраст кристаллического фундамента архейский. Кровля пород фундамента сильно разрушена и образует кору выветривания.

Девонская система (D)

В составе среднего отдела (D ₂ ) выделяются отложения живетского (D₂ zv) и эйфельского (D₂ ef) ярусов.

Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта (D ₂ ¹ bs) являются наиболее палеонтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения, распространенные, в основном, на его южных и центральных площадях. Мощность бийского горизонта достигает 36 м.

В живетском ярусе выделяется старооскольский горизонт (D ₂ st), объединяющий в своем составе воробьевские (D₂ ² vb) (пласт Д_IV ), ардатовские (D₂ ² ar) (пласт Д_III ) и муллинские (D₂ ² ml) (пласт Д_II ) слои. Пласт Д_IV представлен светло-серыми или темно-коричневыми, нефтенасыщенными песчаниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои глинисто-алевролитовых и карбонатных пород. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом. Пласт Д_III слагается глинистыми алевролитами пятнисто-окрашенными с прослоями оолитовых руд и мелкозернистых песчаников. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется электрорепер «средний известняк»- буровато-серые, темно серые органогенные известняки. Пласт Д_II сложен темно серыми песчаными алевролитами и мелкозернистыми серыми песчаниками. Характерно присутствие зеленовато-серых глинистых алевролитов с органическими остатками. Мощность старооскольского горизонта составляет от 0 до 138 м.

Особенности формирования и нефтегазоносность терригенных отложениях ...

... наиболее приподнятых участках окружающих сводов они отсутствуют. Распределение суммарных мощностей терригенных отложений девона свидетельствует о том, что в течение среднедевонско-нижнефранского ... ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В геологической истории развития территории Волго-Уральской области выделяются рифейский, вендский, девонский, каменноугольный, пермский ...

В разрезе верхнего отдела (D ₃ ) выделяются франский (D₃ fr) и фаменский (D₃ fm) ярусы, которые делятся на нижний, средний и верхний подъярусы.

К нижнефранкскому подъярусу (D ₃ fr₁ ) приурочены отложения пашийского и кыновского горизонтов.

Пашийский горизонт (D ₃ fr₁ рs) сложен переслаивающимися нефтеносными песчанистыми алевролитами и глинистыми аргиллитами. Имеет мощность от 24 до 52 м.

Отложения кыновского (D ₃ fr₁ kn) горизонта четко ограничиваются по материалам ГИС реперами. В подошве его репер «верхний известняк», представленный пачкой карбонатных пород, сложенных темно серыми известняками и доломитами. Выше залегают темно- и зеленовато-коричневые аргиллиты и алевролиты. Еще выше прослеживается репер «аяксы», сложенный известняками. Мощность горизонта 20-30 м.

В разрезе среднефранкского подъяруса (D ₃ fr₂ ) выделяются отложения саргаевского и семилукского горизонтов.

Саргаевский горизонт (D ₃ fr₂ sr) сложен переслаиванием известняков зелено-серых, глинистых, черных и битуминозных мергелей, мощность горизонта составляет 3-60 м.

Для отложений семилукского горизонта (D ₃ fr₂ sm) характерны темно серые, битуминозные, участками сильно окремнелые, трещиноватые известняки с прослоями мергелей и горючих сланцев. Мощность горизонта от 30 до 50 м.

В пределах верхнефранкского подъяруса (D ₃ fr₃ ) выделяются речицкий (D₃ fr₃ rc), воронежский (D₃ fr₃ vr), евлановский (D₃ fr₃ ev) и ливенский (D₃ fr₃ lv) горизонты.

Отложения речицкого горизонта представлены серыми и темно серыми прослоями органогенных известняками. Мощность горизонта от 33 до 50 м.

Воронежский горизонт слагается известняками неравномерно глинистыми, в различной степени доломитизированными. В отдельных местах переходит в доломит известковый, с прослоями мергелей. Мощность от 44 до 87 м.

Евлановский и ливенский горизонты представлены известняками серыми и темно-серыми с буроватым оттенком, доломитизированными, отмечаются прослои доломитов и реже мергелей. Мощность горизонта изменяется от 20 до 150 м.

Фаменский ярус (D ₃ fm) слагается нижнефаменским и верхнефаменским подъярусами.

Нижнефаменский подъярус (D ₃ fm₁ ) слагается отложениями задонского (D₃ fm₁ zd) и елецкого (D₃ fm₁ el) горизонтов. Они сложены светло-серыми известняками, участками пористыми и кавернозными, и доломитами светло-серыми, иногда с включением гипса и ангидрита. Мощность задонского горизонта 30-60 м, а елецкого 70-111 м.

Для отложений данково-лебедянского (D ₃ fm₂ dn+lb) горизонтов среднефаменского подъяруса (D₃ fm₂ ) характерно переслаивание светлых, часто сильно перекристализованных известняков с тонкими прослоями доломитов и трещиноватых, битуминозных известняков. Мощность горизонта 50 м.

В верхнефаменском подъярусе (D ₃ fm₃ ) выделяются озерско-хованские отложения и зиганский горизонт (D₃ fm₃ zg) в нижней части ранее выделявшегося заволжского горизонта. Подъяруссложен известняками серыми и светло-серыми с неровными поверхностями напластования, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение. Мощность горизонта 50-80 м.

Каменоугольная система (С)

Нижний отдел(C ₁ ) представлен турнейским (С₁ t), визейским (С₁ v) и серпуховским (С₁ s) ярусами.

Турнейский ярус включает ханинский и шурановский надгоризонты. В ханинском надгоризонте (С ₁ t₁ ) выделяются три горизонта: гумеровский (С₁ t₁ gm), малевский (С₁ t₁ ml) и упинский (С₁ t₁ up).

Отложения подъярусов представлены известняками серыми. Общая мощность горизонтов 30 м. В шурановском надгоризонте (С₁ t₂ ) выделяются черепетский и кизеловский горизонты общей мощностью до 50 м. Черепетский горизонт (С₁ t₂ cr) представлен серыми, крепкими, иногда пористыми нефтенасыщенными известняками. Кизеловский горизонт (С₁ t₂ kz) слагается известняками светло-серыми и буровато-коричневыми, пористыми, нефтенасыщенными.

Визейский ярус делится на кожимский (С ₁ v₁ kzh) и окский (С₁ v₁ ok) надгоризонты или нижний и верхний подъярусы. В кожимском надгоризонте выделяются косьвинский (ранее — елховский) (С₁ v₁ ks), радаевский (С₁ v₁ rd) и бобриковский (С₁ v₁ bb)горизонты. Первые два горизонта слагаются внизу аргиллитами, а выше с включением прослоев песчаников и алевролитов. Общая мощность горизонтов 14-16 м. Бобриковский горизонт сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, иногда с линзами углей. Песчаники и алевролиты, серые до темно бурых в зависимости от нефтенасыщения, преимущественно мелкозернистые, кварцевые. В кровле граница отмечается переходом в глинистые известняки тульского горизонта. Мощность горизонта 20-25м.

В составе окского надгоризонта или верхневизейского подъяруса выделяются тульский (С ₁ v₂ tl), алексинский (С₁ v₂ al) и михайловский (С₁ v₂ mh) горизонты. В строении тульского горизонта могут принимать участие как терригенные, так и карбонатные породы. Терригенные породы представлены песчаниками и алевролитами и аргиллитами с примесью углисто-глинистого материала. Карбонаты представлены известняками зернистыми, глинистыми, нередко окремнелыми. Мощность горизонта 20 м. Алексинский горизонт в целом сложен переслаиванием терригенных и карбонатных пород, представленных аргиллитами и алевролитами темно серыми, углистыми и известняками органогенно-обломочными и микрозернистыми, серыми, а также доломитами, нередко трещиноватыми. Отложения михайловского горизонта представлены доломитами серыми и буро-серыми с линзами ангидрита. Общая мощность надгоризонта до 150 м.

Отложения серпуховского яруса включают тарусский (C ₁ s₁ tr), стешевский (C₁ s₁ ct) и протвинский (C₁ s₂ pr) горизонты, представленные кристаллически-зернистыми, желтовато-серыми и буровато-белыми доломитами, перекристаллизованными, прослоями кавернозными и трещиноватыми. Мощность яруса 150 м.

Средний отдел (C ₂ ) включает башкирский (С₂ b) и московский (С₂ m) ярусы.

Башкирский ярус представлен известняками светло-серыми, органогенно-обломочными и зернистыми с прослоями доломитов светло-серых, тонко- и микрозернистых, прослоями загипсованных. Верхняя граница проводится по смене карбонатных пород на терригенные верейского горизонта. Мощность пачки пород башкирского возраста 20-40 м.

Московский ярус подразделяется на верейский (С ₂ m₁ vr), каширский (С₂ m₁ ks), подольский (С₂ m₂ pd) и мячковский (С₂ m₂ mc) горизонты. Отложения верейского горизонта представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов; в средней части горизонта выделяются органогенно-обломочные и органогенные серые и темно серые известняки. Мощность горизонта 35-55 м. Для отложений каширского, подольского и мячковского горизонтов характерны известняки светло-серые, а также доломиты светло-серые, участками известковистые. Наблюдаются фораминиферовые, брахиоподовые и водораслевые разности. Общая мощность горизонтов 200-250 м.

Так как отложения верхнего отдела(C ₃ ) не представляют собой промышленного интереса, то в литературе их рассматривают как мощную толщу карбонатных пород, которые в нижней части представлены серыми и светло-серыми органогенно-обломочными доломитизированными известняками. Верхняя часть сложена доломитами светло-серыми и серыми, мелкокристаллическими и зернистыми. Характерна загипсованность пород, изредка — прослои кремней. Мощность отложений 200-250 м.

Пермская система (Р)

В нижнем отделе (P ₁ ) выделяются ассельский (Р₁ a), сакмарский (Р₁ s), артинский (Р₁ ar) и кунгурский (Р₁ kg) ярусы. Ассельский ярус сложен переслаиванием глинистых органогенно-обломочных известняков и загипсованных доломитов. Самаро-артинские отложения сложены карбонатно-сульфатными и глинисто-карбонатными породами с редкими прослоями известняков. Для отложений кунгурского яруса характерны гипсы с прослоями доломитов. Общая мощность отдела 400 м.

В разрезе верхнего отдела (P ₂ ) выделяются уфимский (Р₂ u), казанский (Р₂ kz) и татарский (Р₂ t) ярусы. Отложения уфимского яруса сложены пестроцветными и красноцветными песчанистыми глинами, песчаниками, аргиллитами, алевролитами и мергелями. Встречаются прослои известняков и гипса. Мощность отложений до 100 м. Отложения казанского яруса делятся на два подъяруса: нижнеказанский(P₂ kz₁ ) сложен серыми и зеленовато-серыми известковистыми песчаниками и глинами; верхнеказанский (P₂ kz₂ ) — переслаиванием красноцветных глин и песчаников. Мощность яруса 150 м. Отложения татарского яруса залегают на размытой поверхности казанского яруса и представлены пестроокрашеными, желтовато-бурыми и красными глинами и песчаниками с редкими прослоями черных известняков и мергелей. Мощность отложений 100 м.

Четвертичные отложения (Q)

3.2 Тектоника

Ромашкинское месторождение приурочено к купальной части ЮТС, являющейся крупным тектоническим сооружением первого порядка. Поверхность кристаллического фундамента имеет сложное глыбо-блоковое строение. Наиболее выдержаны структурные планы по поверхностям реперов «верхний известняк» и «средний известняк». Прогибы трассируются по всей центральной части ЮТС и продолжаются в виде единых линейных зон на его склонах. В пределах валообразных зон над наиболее приподнятыми блоками фундамента в терригенной толще девона сформированы небольшие по размерам мало амплитудные поднятия, которые при наличии коллектора и покрышки служат ловушками залежей нефти.

По поверхности фундамента с запада на восток в пределах исследуемой площади можно выделить три крупных блока: Акташско-Ново-Елховский, Миннибаевско-Алькеевский и Чишминско-Южноромашкинский. Блоки имеют форму линейных гряд субмеридионального простирания и отделяются друг от друга узкими грабенообразнымии Алтунино-Шунакским и Елгинско-Миннибаевским прогибами.

На месте резко выраженных по фундаменту гряд в структуре терригенного девона выделяется Ромашкинское поднятие и Акташско-Ново-Елховский вал. Исследуемая площадь приурочена к южному окончанию Акташско-Ново-Елховского вала (Ново-Елховский участок) и крайней юго-западной части Ромашкинской структуры (Ромашкинский участок).

Поверхность кристаллического фундамента в пределах площади представляет собой моноклинальный склон, ступенчато погружающийся в юго-западном направлении от абсолютной отметки -1609 м до -1681 м, осложненный в центральной и в юго-западной частях поднятиями с амплитудой 10м.

Структурные планы палеозойского осадочного чехла, в зависимости от комплекса осадков, условий и времени формирования, носят различную степень унаследованности от рельефа фундамента.

Структурный план по отложениям терригенного девона унаследован от кристаллического фундамента и генетически с ней связан. Ромашкинский купол занимает высокое гипсометрическое положение с отметками от -1419 м до -1454 м. Поверхность сохраняет региональный наклон в юго-западном направлении в относительно сглаженной форме и осложнена малоамплитудными поднятиями.

Ромашкинский купол отделяется от Акташско-Ново-Елховского вала Алтунино-Шунакским грабеноообразным прогибом, имеющим субмеридиональное простирание. Алтунино-Шунакский прогиб по отложениям терригенного девона картируется на абсолютных отметках от -1497 м до -1505 м. Его глубина составляет 50 м, ширина изменяется от 2.5 до 5 км. Восточный борт крутой и изменяется от 20 до 35 м. Западный борт более пологий 10-15м. Западнее Алтунино-Шунакского прогиба закартирован по данным глубокого бурения небольшой фрагмент Акташско-Ново-Елховского вала, имеющего субмеридиональное простирание и представляющего собой чередование приподнятых участков, отделяющихся друг от друга узкими протяженными прогибами (0.3 — 1.0 км).

Прогибы и приподнятые зоны имеют северо-западное и субмеридиональное простирание.

В восточной и центральной частях исследуемой площади, приуроченной к юго-западной части Ромашкинской структуры, картируется Куакбашский вал, вытянутый в субмеридиональном направлении. Куакбашский вал имеет ассиметричное строение с более крутым юго-западным крылом. С юга на север валообразная зона состоит из цепочки крупных структур III порядка, закартированных в пределах площади. Поднятия в свою очередь осложняются небольшими вершинами различной конфигурации, амплитуды, но преимущественно субмеридионального направления и отделяются друг от друга небольшими седловинами и узкими непротяженными прогибами. В западной части исследуемой площади, приуроченной к южному окончанию Акташско-Ново-Елховского вала картируется северная часть Федотовской и краевая юго-восточная часть Южно-Елховской структурных зон. Федотовская структурная зона в пределах участка работ состоит из двух вытянутых в субмеридиональном направлении валообразных поднятий, имеющих неправильную форму, отделяющихся друг от друга прогибом глубиной от первых единиц до 10 м. Федотовская структурная зона с севера ограничена от краевой юго-восточной части Южно-Елховской структурной зоны обширной прогибовой зоной, осложненной поднятиями с амплитудой до 30 м. Особенностью строения западной части площади является развитие посттурнейских врезов, вскрытых большим количеством скважин.

На площади выделены врезы двух типов: 1-й тип — это узкие, протяженные врезы с глубиной врезания до 40 м, 2-й тип — небольшие локальные (0.5х0.8 км) с глубиной размыва 6-10 м. На Федотовской структурной зоне с эрозионными врезами связаны нефтепроявления в отложениях бобриковского горизонта.

Структурный план по кровле верейского горизонта среднего карбона является структурной поверхностью с определенной долей условности, характеризующей морфологию залежи нефти, контролирующей среднекаменноугольные отложения. Здесь также четко прослеживается крупное валообразное Куакбашское поднятие, имеющее северо-восточное простирание. Западный склон крутой, его амплитуда составляет 15 м. Восточный склон расположен за пределами исследуемого участка. В западной части исследуемого участка работ отчетливо картируются поднятия, осложняющие Федотовскую и Южно-Елховскую структурные зоны, сохраняющие свое направление и асимметричность.

Сохраняется закономерность выполаживания общего плана поверхности и отдельных куполовидных структур.

Структурные планы по кровельным частям верхнего карбона и нижней перми сохраняют террасовидное строение в пределах сводовой части и его склонов. Размеры и амплитуда Куакбашской, Федотовской и Южно-Елховской структурных зон постепенно уменьшаются /8,13/.

3.3 Нефтеносность

Свойства нефти в пределах Ромашкинского месторождения различны «снизу вверх» по разрезу от терригенных отложений девона до каширских отложений верхнего карбона свойства нефти значительно ухудшаются. Наблюдается утяжеление от 800 до 920-960 кг/м ³ , уменьшение газосодержания от 60 до 3,2 м³ /т, повышение вязкости от 4 до 100-160 МПа*с, уменьшение легких углеводородов, увеличение содержания серы. Нефти девонских отложений относятся к типу легких, сернистых, парафинистых, смолистых. Основными промышленно-нефтеносными объектами являются отложения пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона. Помимо этого нефтеносность установлена в живетском ярусе среднего девона. Продуктивным отложениям пашийского горизонта присуща изменчивость коллекторских свойств. Характерной для всех пластов горизонта Д₁ является ориентация полосообразных линзовидных форм коллектора в меридиальном направлении. В кыновском горизонте (Д₀ ) продуктивный пласт сложен песчано-алевролитовыми породами, которые к востоку замещаются глинистыми породами. Пласт Д₀ почти не отличается по коллекторским свойствам от пласта Д₁ . В табл. 1 приведена краткая характеристика физико-химических свойств нефти пластов Д₀ и Д₁ .

Параметры	Значения параметров
	Д 1	Д 0
Удельный вес (г/см 3 )	0,864	0,886
Давления насыщения (кг/см 2 )	88,9	49,0
Пластовый газовый фактор (м/т)	59,2	60,2
Вязкость пластовой нефти (спз)	2,5	3,7
Подвижность пластовой нефти (спз)	0,16	0,07
Содержание, %
Асфальтенов	3,4	6,2
Серы	1,6	3,2
Смол	1,9	35,4
Парафина	4,1	3,3

Нефти всех отложений карбона близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых. Нефтеносность установлена в малевско-упинских, заволжских, кизеловских, бобриковских отложениях нижнего карбона, верей-башкирских отложениях среднего карбона.

Кроме нефти и газа на Ромашкинском месторождении имеются запасы природных твердых битумов. За весь период целенаправленного изучения на поиски, разведку и доразведку битумов пробурено (с учетом целевых и попутных работ) 769,2 тыс. м скважин, отобран керн в количестве 347,8 тыс. м, специальным комплексом ГИС исследовано (полностью или частично) 4000 скважин, испытано 418 объектов (168 скважин), проведено около 300 тыс. различных лабораторных анализов. Планомерные работы позволили выявить 144 различных битумоскоплений, в том числе 115 в уфимском, 28 в казанском и 1 в нижнепермском комплексах. По состоянию изученности и геологическим условиям залегания битумов выделяются 18 разведанных месторождений, 60 предварительно разведанных залежей и 66 залежей, выявленных 1 — 3 скважинами. Установлено, что битумы обычно залегают на небольших глубинах (от 0 до 400 м) и представляют собой тяжелые, высоковязкие гипергенно преобразованные нефти. Они являются ценным сырьем, содержащим, кроме углеводородной основы, редкие металлы, серу и другие полезные продукты./8/

3.4 Гидрогеология

Водовмещающими породами на территории Ромашкинского месторождения являются песчаники, алевролиты трещиноватые пористо-кавернозные известняки и доломиты, а водоупорными — аргиллиты, сланцы, плотные глинистые и карбонатные породы, гидрохимические толщи.

Воды четвертичных отложений

Пресные воды обладают незначительным удельным весом, относятся к группе гидрокарбонатных.

Воды пермских отложений

Воды верхнепермских отложений пресные, гидрокарбонатно-кальциевого типа. Минерализация до 1 г/л.

Воды нижнепермских отложений сульфатно-кальциевого типа.

Минерализация от 1 до 4 г/л, удельный вес изменяется от 1,001 до 1,003 г/см ³ .

Воды московского яруса

Воды мячковского и каширского горизонтов изменяются от сульфатно-натриевых до хлоридно-натриевых. Удельный вес колеблется от 1,005 до 1,04 г/см ³ . Общая минерализация от 5 до 50 г/л. В водах присутствует йод до 1 мг/л, бром 40-75 мг/л, аммоний 28-41 мг/л.

Воды визейского яруса

Хлоридно-натриевые. Удельный вес изменяется от 1,13 до 1,16 г/см ³ .

Минерализация колеблется от 190 до262 г/л. Из микро компонентов присутствует йод 6-8 мг/л, бром 300 — 400 мг/л, аммоний 116 — 198 мг/л.Вязкость воды изменяется от 1,5 до 1,7 спз.

Воды турнейского яруса

По составу хлоридно-натриевые, удельный вес 1,15 — 1,17 г/см ³ . Минерализация 240 -265 г/л.

Воды франского и фаменского ярусов

По составу хлоридно-натриевые. Минерализация 250-260 г/л, удельный вес 1,163-1,18 г/см ³ ,вязкость составляет 1,74-1,77 спз. По водорастворенному газу воды азотно-метановые. Температура вод в нижнефранкских и фаменскихотложениях от 27-36,7°С.

Воды живетского и эйфельского ярусов

Хлоркальциевые, сильно минерализованные, удельный вес 1,18-1,19 г/см ³ ,вязкость 1,8 спз. Из микрокомпонентов присутствуют: йод, бром, стронций. Температура вод терригенного девона 31-38ºС.

4. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от других пластов. Если эти условия не выполняются, то есть герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после окончания бурения и цементирования колонны, а также на протяжении всего времени разработки месторождения, методами ГИС периодически производится проверка технического состояния скважины.

Промыслово-геофизический контроль технического состояния скважин является актуальной задачей на протяжении всего срока их эксплуатации от строительства до ликвидации. В некоторых случаях ведется технический мониторинг и ликвидированных скважин. При помощи геофизических и других методов решаются проблемы предупреждения аварий при бурении, определения необходимого объема цемента и точности установки колонн и скважинного оборудования, мониторинга технического состояния скважины в процессе эксплуатации, выявления и локализации дефектов и оценки их влияния на работу скважины, проверки качества ремонтных работ и операций /4/.

При контроле за техническим состоянием скважины производятся и решаются

• установление местоположения муфтовых соединений колонны, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра;
• выявление дефектов в обсадных и насосно-компрессорных трубах (отверстия, трещины, вмятины);
• определение мест притока или поглощения и интервалов затрубной циркуляции жидкости;
• контроль за установкой глубинного оборудования.

4.1 Определение герметичности колонны

Нарушения герметичности колонны выявляются с помощью исследований, проводимых прибором КСА-Т7.Данный прибор имеет следующие каналы: температуры, расходомера, влагомера, давления, гамма-каротажа и локатора муфт.

Термометрия

Основным параметром, который несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура — это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина — пласт является очень чувствительной системой, и на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Температурные исследования проводятся в большом объёме, как в необсаженных (бурящихся), так и в эксплуатационных скважинах различных категорий при контроле за разработкой нефтяных месторождений (добывающие, нагнетательные, контрольные).

Все геофизические диаграммы записываются при движении прибора по стволу скважины снизу вверх. Термометр является исключением — его диаграммы пишутся при спуске. Это необходимо для того, чтобы не перемешивать жидкость ствола скважины движением каротажного кабеля, не ухудшить температурную дифференциацию по вертикали. Повторный замер проводиться на подъёме с той же скоростью. При затрудненном спуске прибора за счет посадок в сильно наклонных или загрязненных скважинах основным следует считать замер на подъёме. В интервалах с повышенным градиентом температур и в зоне с температурными аномалиями скорость регистрации следует снижать до 600 м/час. Термограммы, зарегистрированные при подъёме и при спуске прибора в скважине, могут отличаться как по абсолютному значению температуры, так и по конфигурации. Эти отличия обусловлены тем, что термограмма, зарегистрированная при подъёме искажена.

При регистрации термограммы при подъёме прибора жидкость в интервале исследования смещается вниз, изменяя при этом первоначальное распределение температуры в скважине. Причём следует учесть, что термограмма, зарегистрированная при подъёме смещается вправо при положительном градиенте в скважине, и смещается влево при отрицательном градиенте.

Физическими предпосылками обнаружения заколонной циркуляции и движения закачиваемой воды по перфорированными пластами, определения поглощающих интервалов и места негерметичности обсадной колонны являются различные условия теплообмена скважины с породой, а также дроссельный и адиабатический эффекты. Проявление этих эффектов в скважине зависит от многих факторов: соотношения пластового давления и давления закачки, величины приёмистости интервалами перфорации и в месте негерметичности колонны, режима работы скважины. Поэтому выбор методики проведения термических исследований в нагнетательных скважинах определяет успех в решении поставленных задач.

Расходометрия

Измерение скорости потока жидкости по стволу скважины с целью определения характера (профиля) притока жидкости в эксплуатируемых нефтяных скважинах или профиля расхода (приемистости) воды в нагнетательных скважинах.

Основной частью термокондуктивного расходомера является нагреваемый электрическим током датчик. Поток жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. По изменению сопротивления судят о скорости потока. Прибор дает лишь качественную картину профиля притока.

Для более точных измерений применяется механический расходомер с поточечной регистрацией результатов измерения, основной рабочей частью которого является крыльчатка, вращающаяся под действием потока жидкости. Скорость вращения крыльчатки зависит от скорости потока. Вращательное движение крыльчатки преобразуется в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность.

По данным измерений строят кривую дебита или расхода жидкости. Характер профилей притока и расхода позволяет судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию об эффективной мощности продуктивного пласта.

Влагометрия

Влагометрия скважины заключается в измерении содержания воды в жидкости, заполняющей скважину. Резкое различие между диэлектрической проницаемостью воды (ε΄≈80) и нефти (ε΄≈2 — 6) дает возможность создать по этому принципу прибор диэлектрического влагомера. Регистрация кривой влагомером производится при его подъеме со скоростью 100-500м/ч; горизонтальный масштаб колеблется в пределах 0,5-1 кГц/см.

Для определения содержания воды (в %) в смеси жидкости влагомер перед измерением градуируют. К недостаткам влагомеров относятся зависимость результатов измерения от степени дисперсности нефти и воды в скважине, резкое снижение чувствительности к изменению водосодержания в тех случаях, когда водосодержание более 50%. Однако, несмотря на эти недостатки, замеры влагомером дают дополнительную информацию, при контроле за обводнением перфорированных скважин.

Гамма-каротаж

Радиоактивность горных пород в основном обусловлена содержанием в них природных радиоактивных элементов ториевого и радиево-уранового ряда, а также радиоактивного изотопа К ⁴⁰ (в природной смеси изотопов калия его содержится 0.012%).

Из осадочных горных пород наибольшей радиоактивностью обладают глины, а затем различные глинистые породы — глинистые алевролиты, глинистые песчаники, мергели и т.д. как правило, чем больше содержания глинистого материала в породе, тем больше её радиоактивность.

Песчаники, известняки и доломиты имеют малую радиоактивность; наименьшей радиоактивностью обладают каменная соль, ангидриты и угли. В соответствии с этим глинистые пласты будут отмечаться максимумами (отклонениями вправо), а песчаные и чистые карбонатные пласты — минимумами (отклонениями влево) гамма-каротажной кривой.

Указанная закономерность не всегда выдерживается. Так, встречаются песчаные и карбонатные пласты, обогащенные радиоактивными веществами и отмечаемые высокими показаниями на кривой ГК. В то же время радиоактивность различных глин неодинакова и на гамма-каротажной кривой иногда наблюдаются отклонения, вызванные изменением радиоактивности глин. В связи с этим интерпретацию диаграмм ГК следует проводить с учетом характеристик пород по гамма-активности, полученной на основании обобщения материалов ГК по ранее пробуренным скважинам и данным анализа кернов по тому или иному району.

Условно можно говорить о некотором радиусе действия ГМ. Величина его зависит от характера среды (её поглощающих свойств).

Можно считать, что в общем радиус действия установки ГК порядка 30 см.

На показания ГК большое влияние оказывает конструкция скважины. Обсадная колонна, поглощая гамма-излучение, идущее из породы, вызывает как общее снижение измеряемого гама-излучения (смещение кривой влево), так и снижение дифференциации — уменьшение относительных амплитуд отклонения кривых

При количественной интерпретации данных ГК следует исключить влияние условий измерений — привести показания к каким-либо определенным (стандартным) условиям.

За стандартные условия целесообразно принять случай, когда отсутствие влияние скважины (диаметр скважины равен диаметру прибора).

Приведенные к этим условиям показания I _пр получим, если учтем поглощение гамма-излучения скважиной. Если при переходе от стенки скважины к прибору гамма-излучение ослабляется в η_γ раз, то очевидно,

I _пр = η_γ I,

где I — зарегистрированная интенсивность гамма-излучения.

Коэффициент ослабления η _γ зависит от произведения ϑ средней толщины слоя между стенкой скважины и стенкой прибора на его плотность.

При интерпретации данных гама-каротажа пользуются также относительной величиной:

i = I — I _min / I_max — I_min ,

где I, I _min и I_max — показания против пласта и минимальные и максимальные показания на гамма-каротажной кривой в исследуемом интервале скважины /2/.

2 Контроль качества обсадных колонн

Контроль качества обсадных колонн производится методом электромагнитной дефектоскопии. В отличие от акустических (ВАК), радиоактивных (СГДТ) методов на ЭМДС не оказывают влияние немагнитные отложения на внутренней поверхности стенки колонны, плотные образования за колонной и буровой раствор.

Метод импульсной электромагнитной дефектоскопии основан на исследовании пространственного распределения в колонне труб затухающих во времени вихревых токов, которые наводят ЭДС в приемной катушке после выключения импульсов тока намагничивания в генераторной катушке.

Характер измеряемого нестационарного сигнала в случае одиночных колонн определяется толщиной стенок (m), диаметром колонны (d), удельной электрической проводимостью (s) и магнитной проницаемостью (m) металла.

Чем больше произведение msm, тем медленнее затухают вихревые токи, возникшие в трубах. В свою очередь, m и s могут зависеть не только от заводской технологии, но и от степени коррозии труб.

Теоретически это можно объяснить тем, что металл имеет высокую электропроводность и, если на локальном участке электрический потенциал приобретает значения, способствующие коррозии, то такой потенциал захватывает трубу на довольно большой, по крайней мере, до ближайшей муфты, протяженности.

Если возникла коррозионно-опасная ситуация, то частота точечной коррозии может быть достаточно высокая — до сотен питтингов на квадратный сантиметр. Отдельные питтинги могут со временем превратиться в сквозные отверстия, остальные повреждают металл частично. За счет большого количества они в совокупности изменяют s и m металла, причем на большом интервале, а вовсе не на миллиметровых участках, как часто считают, исходя из терминов “питтинговая”, точечная коррозия.

Отмечаются случаи, когда при одинаковой толщине труб длительность процессов отличается, что связано с различными электромагнитными характеристиками металла, из которого они изготовлены.

К затуханию токов приводит развитие сети трещин при перфорации, отдельные трещины на протяжении 60-90 мм, уменьшение массы металла при износе. Увеличение массы металла (например, увеличение толщины стенок колонны, соединительная муфта и т.п.), соответственно, увеличивает время затухания переходных процессов.

Метод импульсной электромагнитной дефектоскопии скважин позволяет производить зондирование многоколонных конструкций с временным разделением сигнала от разных колонн. Осуществляется это выбором длительности импульса тока намагничивания в генераторной катушке и паузы, во время которой регистрируют ЭДС на измерительной катушке, а также конструкции зондовой установки. Выбор конкретного интервала времени на кривых становления поля (ЭДС как функция времени — e(t)) позволяет обследовать состояние той или иной колонны.

Практика геофизических работ показала, что значительный объем исследований проводится в двух и (или) трехколонных скважинах. В незаглушенных скважинах необходимо исследовать НКТ и следующую за ней обсадную колонну, причем часто в интервале исследований находится третья — техническая колонна. Поэтому важно оценить взаимное влияние колонн друг на друга /1/.

2.1 Одноколонная модель

Модель однородной колонны характеризуется четырьмя параметрами. Электромагнитные — магнитная проницаемость (m), удельная электропроводность (s) металла и геометрические — толщина стенки (m) и диаметр трубы (d).

Опыт практических исследований показал /12/, что эффективная магнитная проницаемость (m) используемых труб лежит в диапазоне 10-80 отн.ед. Условно их можно подразделить на слабомагнитные (m — 10-20), среднемагнитные (m — 20-40) и сильномагнитные (m более 50).

Удельная электропроводность, в основном, лежит в диапазоне от 5 МСм/м до 8 МСм/м. Диаметр труб изменяется от 73мм до 114мм для НКТ, и от 140мм до 324мм для обсадных колонн.

Толщина стенки труб лежит в диапазоне 5-9 мм для НКТ, 7-12 мм — для обсадных колонн.

Зависимость измеряемой ЭДС от толщины стенки колонны для НКТ диаметром d=73 мм, удельная электропроводность металла s=7 МСм/м приведены на рис.4.1. Чем тоньше труба, тем быстрее затухает сигнал.

Отметим, что на ранних временах амплитуда сигнала в меньшей степени зависит от толщины стенки трубы. Чем толще труба, тем на более поздних временах (t _г ) кривые спада ЭДС расходятся. Чем более магнитна среда, тем более растянут нестационарный процесс, но при этом амплитуда на ранних временах уменьшается.

Рис. 4.1 Зависимости ЭДС от толщины стенки НКТ при различных а — =10, б — =20, в — =40, г — = 80. Шифр кривых — толщина стенки, мм /6/.

Такое поведение кривых спада ЭДС по каротажным диаграммам позволяет оценить степень коррозии труб. Чем на более ранних временах амплитуда кривых уменьшается, тем больше потеря металла.

Рис. 4.2 Зависимость ЭДС от диаметра трубы. Шифр кривых диаметра трубы

Процесс затягивается с увеличением диаметра трубы /5/, на рис.4.2 приведен пример измерений в трубах диаметром 146мм и 245мм. С увеличением диаметра ЭДС на ранних временах уменьшается, а на поздних растет.

Электромагнитные свойства металла могут изменяться в процессе эксплуатации колонн. Возникают участки повышенной намагниченности, изменяется электропроводность колонны по сравнению с паспортными данными под действием температуры, коррозии. В ряде случаев в интервале колонны попадают единичные трубы либо небольшие интервалы из другой марки стали, чем основная колонна. Поэтому при оценке состояния колонн важно выделить эти интервалы, чтобы исключить возможность ошибки при количественной интерпретации.

4.2.2 Двухколонные модели

Расчет для многоколонных конструкций позволяет оценить влияние обсадной колонны на результаты исследования НКТ и оценить экранирующее влияние НКТ при исследовании ЭК, а также оценить взаимное влияние труб в трехколонной конструкции. При исследовании эксплуатационной колонны часто необходимо учитывать влияние технической колонны.

На рис. 4.3 приведены примеры моделирования измерений для двухколонной модели НКТ+ЭК, для НКТ диаметром 73 мм и обсадной колонны диаметром 146 мм толщиной 8 мм. Толщина НКТ изменялась от 3 до 9 мм.

На поздних временах t>15 мс скорость спада (V(t)) практически не меняется для магнитных труб и не зависит от толщины НКТ, а определяется параметрами второй колонны — ЭК. Амплитуда сигнала зависит от толщины НКТ, а в общем случае от количества металла в системе колонн.

Рис. 4.3 Зависимости ЭДС от толщины стенки в двухколонной конструкции /6/:а) НКТ (73мм) Шифр кривых — толщина НКТ, мм; б) ЭК (146мм) Шифр кривых — толщина ЭК, мм.

На каротажных диаграммах в двухколонных скважинах, представленных в виде амплитуды e(t) на поздних временах, на фоне изменения параметров второй колонны будут видны изменения параметров первой колонны. При исследовании НКТ важно оценить степень влияния эксплуатационной колонны. Если сопоставить результаты моделирования измерений для одиночной НКТ с результатами для двухколонной модели можно сделать вывод, что чем меньше толщина НКТ, тем на более ранних временах проявляется влияние второй колонны. Например, при толщине стенки НКТ 3 мм влияние второй колонны начинается на временах t>5 мс, при толщине стенки 5 мм на временах t>6 мс, а при толщине стенки 7 мм с t>10 мс. На рис. 4.4 приведен пример регистрации ЭДС в одноколонной конструкции ЭК 146мм и в двухколонной ЭК + кондуктор (диаметр 245мм) . Вторая колонна «проявляется» начиная с 15мс.

В практике геофизических исследований часто встречаются трехколонные конструкции скважин. Метод магнитоимпульсной дефектоскопии позволяет в этом случае уточнить конструкцию скважины (положение башмака третьей колонны, обрыв третьей колонны, сильный коррозионный износ).

Рис. 4.4 Зависимости ЭДС от числа колонн /5/

Временной диапазон для качественной оценки изменения количества металла в трехколонной конструкции лежит в диапазоне 3-15 мс для НКТ, 15-60 мс для обсадной колонны и более 60 мс для технической колонне /5/.

геологический геофизический нефтеносность скважина

5. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

5.1 Технические характеристики и конструкция приборов, .1.1 Комплексный прибор «КСА-Т7»

Аппаратура КСА-Т7 (рис.5.1) предназначена для исследования эксплуатационных скважин при контроле за разработкой нефтегазовых, газовых залежей и эксплуатации хранилищ газа, посредством одновременной регистрации семи параметров. Прием информации осуществляется через одножильный кабель в цифровом коде.

Предусмотрено два варианта исполнения скважинной аппаратуры по максимальному статическому давлению — 60 и 90 МПа.

Аппаратура применяется для:

• измерение температуры
• определение температурных аномалий
• измерение давления
• определение мест негерметичности в обсадной колонне
• определение работающих интервалов
• измерение мощности экспозиционной дозы гамма-излучения осадочных пород.
• определение состава скважинной жидкости.
• определение интервалов заколонных перетоков.
• определение положения муфтовых соединений насосно-компрессорных и обсадных труб.
• определение интервалов перфорации.
• привязка регистрируемых параметров по глубине.

Основные технические данные приборы указаны в табл.2.

Таблица 2

Основные технические данные прибора КСА-Т7 /10/

Максимальная рабочая температура	120(150)°С
Максимальное рабочее давление	60(90)МПа
Диаметр	38(45)мм
Длина	2021/2120мм
Масса	12/17кг

Скважинный прибор питается постоянным напряжением (50±15)Вс учетом падения напряжения на бронированном кабеле каротажного подъемника. Ток питания при этом должен быть не более 110 мА (без учета включенного нагревателя СТИ, датчик которого включается только в воде) /10/.

Рис. 5.1 Аппаратура комплексная технического контроля скважин и скважинного оборудования КСА-Т7 /10/

1.2 Электромагнитный дефектоскоп ЭМДСТ-МП

Аппаратура ЭМДС-Т-МП (рис. 5.2) регистрирует и обрабатывает информацию в цифровой форме, что наряду с применением более совершенной программы интерпретации позволяет полностью исключать влияние естественной намагниченности и магнитной неоднородности металла стенок обсадной колонны, обеспечивает более высокую достоверность диагностики технического состояния скважин и точность измерения толщины стенок колонны.

Аппаратура предназначена для:

• определения местонахождения конструктивных элементов обсадных колонн (муфты, центраторы, башмаки, пакеры и т.п.);
• одновременного измерения толщины стенок первой и второй колонн при многоколонной конструкции скважины;
• определения участков коррозии, величины износа, продольных и поперечных порывов, интервалов перфорации и смятия обсадных колонн.

Дефектоскоп состоит из прибора скважинного и наземного пульта.

Рис. 5.2 Электромагнитный дефектоскоп ЭМДСТ-МП /11/

5.2 Технология проведения работ

Технология проведения работ прибором КСА-Т7

До выполнения основных замеров проводят определение работоспособности прибора. При включении питания загорается на 3-5 секунд контрольный светодиод, расположенный в верхней части прибора. Подключаем кабель связи с компьютером и включаем прибор. Компьютер должен автоматически установить связь с прибором и считать информацию о приборе. Он должен показывать значения по всем каналам: по каналу температуры — комнатную температуру, по каналу давления — нулевое давление, по каналу напряжения — напряжение источников питания, по каналу расходомера — нулевое значение, по каналу ГК и каналу ЛM значение АЦП. Все каналы, как правило, должны немного меняться, «плавать». Каналы можно проверить внешним воздействием — канал температуры должен реагировать на нагрев от руки, канал давления должен показывать давление от пресса, канал ЛM (находится в верхнем отсеке прибора) должен реагировать на металлические предметы, канал ГК должен показывать изменение естественного фона и реагировать на внешний источник излучения, канал Q должен реагировать на сигналы с расходомера (при вращении крыльчатки).

Дальше проводится запись контрольного замера термометрии при простаивании скважины /10/.

1. Спуск прибора в процессе закачки на глубину 20 метров выше воронки НКТ. При этом провести измерение при остановке прибора (вывести на печать показания РГД) на глубинах: 10 метров; 20 метров; 20 метров выше воронки НКТ; 20 метров ниже воронки НКТ.

2. Провести измерение при спуске прибора со скоростью V=600 м/час. Интервал исследований: 20 метров выше воронки НКТ- забой (вывести на печать показания Т, ЛM).

Произвести подъём прибора со скоростью V=300-400 м/час к началу регистрации (вывести на печать показания ГК и ЛM).

3. Промыть прибор НКТ. Провести измерение при спуске прибора (вывести на печать показания: Т, ЛM) со скоростью V=600 м/час. Интервал исследований: 20 метров выше воронки НКТ — 5-8 метров выше забоя.

4. Провести исследования при подъёме прибора (вывести на печать показания РГД) со скоростями: 500; 1000; 1500; 2000; 2500 м/час. Интервал измерений: 10 метров выше забоя — 20 метров выше воронки НКТ.

5. Остановить закачку. Провести измерения при спуске прибора (вывести на печать показания Т, ЛM) со скоростью V=600 м/час через: 5; 30; 90 минут после прекращения закачки. Интервал первых двух измерений: 20 метров выше воронки НКТ — 5-8 метров выше забоя. Интервал последнего измерения: 20 метров выше воронки НКТ — забой.

6. Пустить скважину под закачку. Промыть прибор в НКТ в процессе закачки. Установить прибор на глубине 20 метров выше воронки НКТ.

7. Остановить закачку. Через 12-15 минут после прекращения закачки провести измерение при подъёме прибора (вывести на печать показания Т и ЛM) со скоростью V= 4000 — 4500 м/час. Интервал измерений: 20 метров выше воронки НКТ — устье.

8. Извлечь прибор из скважины. Просмотреть результаты измерений. Если диаграммы некачественные, то измерения повторить.

Если диаграммы качественные и на термограмме, зарегистрированной вдоль всего ствола нет аномалий, то исследования в этой скважине завершены.

Если на термограмме, зарегистрированной вдоль ствола имеются аномалии, то для выяснения в скважине по пункту 9.

• Детализация аномалий. Опустить прибор в процессе закачки на 70 метров ниже аномалии. Провести измерение в интервале: 70 метров ниже -300 метров выше аномалии при подъёме прибора со скоростью V=1200 — 1500 м/час через 15-20 минут после начала закачки (вывести на печать показания Т, ЛM, РГД).

  Опустить прибор на 70 метров ниже аномалии. Закрыть задвижку на водоводе. Начать измерение при подъёме прибора (вывести на печать показания Т): первое — сразу: второе — через 8-10 минут после прекращения закачки. Интервал измерения: 70 метров ниже — 300 метров выше аномалии температуры. Скорость измерения при подъёме V = 4000 — 6000 м/час. Скорость спуска V = 6000 — 7000 м/час. Если не удаётся опустить прибор с такой скоростью, то второе измерение в этом пункте провести следующим образом: опустить прибор на 70 метров ниже аномалии в процессе закачки (продолжительность закачки должна быть не менее 12-15 минут);

• остановить закачку и провести измерение при подъёме через 8-10 минут после прекращения закачки (вывести на печать показания Т, ЛМ).

• Если на термограмме имеется несколько аномалий, то измерения по пункту 9 надо провести для каждой из них, если расстояние между двумя аномалиями составляет более 150 метров.

ЭМДСТ-МП

Дефектоскоп работает в двух режимах: режим изучения толщины стенок и выявления крупных дефектов (сокращенно режим толщины) и режим выявления малых дефектов (сокращенно режим дефектов).

Переход от одного режима к другому осуществляется запуском соответствующей управляющей программы.

В режиме толщины работают четыре секторных датчика толщины и три интегральных датчика, а в режиме дефектов — только четыре секторных датчика малых дефектов /11/.

В зависимости от характера задач, поставленных перед геофизической службой на изучаемой скважине, последовательность операций каротажа может быть несколько различной:

• если требуется обследовать обсадную колонну на наличие дефектов любой формы в отдельном интервале или по всему стволу скважины, то необходимо провести каротаж поочередно в двух режимах: в режиме дефектов и в режиме толщины
• если необходимо обследовать толщину стенок колонны проверить, не образовались ли желоба в стенках при спуско-подъемных операциях, то достаточно провести каротаж только в режиме толщины

— если требуется выполнить контроль перфорации, то рекомендуется вначале провести каротаж интервала перфорации с выходом по 15 — 20 м выше и ниже его в режиме дефектов. В том случае, когда исследуется интервал кумулятивной перфорации и заказчика интересует факт возможного растрескивания трубы при перфорации, необходимо провести также каротаж в режиме толщины для изучения этого вопроса

В процессе каротажа оператор следит за экраном монитора, отмечая аномальные интервалы для возможной детализации или повторной записи. Программами регистрации предусмотрена возможность прокрутки записи назад, не останавливая процесса каротажа, или по окончании каротажа до закрытия файла.

Повторный каротаж в режиме толщины выполняется на небольшом отрезке у забоя или на наиболее интересном участке скважины.

Каротаж в режиме дефектов в аномальных интервалах обязательно повторяется 2 раза.

Воспроизводимость результатов оценивается по кривым осевого интегрального зонда. По остальным кривым качество записи признается нормальным, если все четкие аномалии выявляются при основной и повторной записи одним и тем же или разными датчиками, но на одной и той же глубине.

Рекомендуемая скорость каротажа в режиме толщины 400 — 500 м/ч, шаг дискретизации по глубине 0.02 м.

Рекомендуемая скорость каротажа в режиме дефектов 120 — 150 м/ч с шагом дискретизации по глубине 0.01 м.

6. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ, .1Особенности решения основных задач прибором КСА-Т7

При исследовании скважин через НКТ используется методика временной фильтрации температурных аномалий. Она используется для определения: места нарушения герметичности эксплуатационной колонны и (или) заколонного движения жидкости в свободной от НКТ части скважины; места нарушения герметичности НКТ и (или) эксплуатационной колонны, и (или) движения жидкости по неперфорированным пластам выше воронки НКТ.

Все эти задачи могут быть успешно решены при строгом соблюдении технологии исследования скважин. Если технология нарушена, то заключение по результатам исследований будет выдано неверное. Отметим здесь причины, приводящие к неправильным заключениям:

Первая причина — отсутствие аномалий температуры при измерении термометром вдоль всего ствола НКТ. В этом случае детализация не проводится, в заключение отмечается, что НКТ и колонна герметичны, заколонного движения воды нет. Хотя аномалия температуры в пласте и межтрубном пространстве имеется, а в НКТ её может не быть в следующих случаях:

• датчик термометра забит грязью;
• измерение температуры проведено не через 12-15 минут, а через часы после прекращения закачки, когда аномалия температуры в межтрубье расформировалась.

Вторая причина — измерение термометром при закачке по пункту 9 методике работ проведено не при квазистационарном режиме. Следовательно, после перевода скважины в состояние покоя температура в НКТ будет формироваться на фоне уже имеющейся здесь аномалии. Тогда в заключении будет указано о нарушении герметичности НКТ.

Третья причина — не соблюдены время начала измерений. Это приводит к тому, что вместо нарушения колонны будет отмечено в заключение, что нарушена герметичность НКТ.

Четвёртая причина — занижена в несколько раз скорость регистрации диаграмм. В этом случае очень трудно будет установить наличие аномалии температуры на относительно небольшом участке записи кривой.

Пятая причина — к интервалу аномалии термометр подошёл при детализации не через время t<2 минуты или через 8<t<10 минут после перевода скважины с режима закачки на остановку, а через большее время вследствие того, что либо регистрацию начали не на 70 метров ниже аномалии, а значительно ниже этой глубины, либо скорость регистрации была в несколько раз меньше рекомендуемой. В результате заключение будет неоднозначным — аномалия температуры связана с нарушением герметичности или НКТ, или колонны.

Следующие причины могут быть связаны с регистрацией термограммы в потоке жидкости в НКТ, скорость которого больше 50-60 м/час. В этом случае аномалии температуры в межтрубном пространстве не будут регистрироваться в НКТ вследствие того, что конвективная составляющая теплопроводности в потоке воды значительно превосходит кондуктивную составляющую /9/.

1.1 Выделение принимающих воду пластов

Если по кривым расходометрии виден приток жидкости по перфорационным отверствиям, т.е. значения кривой Q должны снижаться, то строится график зависимости количества жидкости Q, поступающей из единицы толщины (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины ее залегания, называемый профилем притока, или приемистости.

Профиль — основной источник информации о распределении контролируемой величины потока в стволе скважины вдоль вскрытого перфорацией продуктивного разреза.

По кривым расхода жидкости в пластах разбивают участки с наиболее резким изменением притока, для которых вычисляются удельные расходы, а если существенные изменения не наблюдаются, то разбивают через ~ 1м.

Интервалы притока и поглощения флюидов выделяются увеличением показаний температур от кровли к подошве интервала работающего пласта.

Основное назначение профилей расхода — установление работающей толщины пласта и оценка в дальнейшем коэффициента охвата (воздействия) залежи системой разработки.

1.2 Выявление интервалов заколонного движения воды

По условиям формирования теплового поля при заколонной циркуляции закачиваемой воды в ствол скважины можно разделить на две зоны: первая зона — выше интервалов перфорации; вторая — зумпф. Рассмотрим применение термометрии с целью выявления интервалов заколонной циркуляции (ЗКЦ).

Выявление интервалов ЗКЦ выше интервалов перфорации

Основным методом, применяемым в настоящее время для выявления интервала ЗКЦ от перфорированных пластов, является термометрия.

Температуры закачиваемой воды и геотермической в интервале перетока различается. Так при закачке в пласт холодной воды на замерах термометром в остановленной скважине при герметичном устье, зарегистрированных через 1,5-2 часа после прекращения закачки, пласты в интервале перетока отметятся аномалиями разогрева. Объясняются эти положения следующим.

В интервале ЗКЦ радиус охлаждения в пластах, в которые ведется закачка холодной воды, во много раз больше, чем во вмещающихся породах. Поэтому эти пласты отметятся аномалиями охлаждения. При отсутствии перетока эти пласты отметятся аномалиями разогрева относительно вмещающих пород, так как темп восстановления температуры в песчаниках (известняках) больше, чем в глинах. При закачке воды в пласт с температурой выше, чем геотермическая пласта, отмеченные особенности сохранятся, но вместо будут аномалии охлаждения.

В интервале ЗКЦ сечение канала перетока вдоль негерметичности цемента непостоянное. В интервале сужения (расширения) имеется перепад давления и как следствие — разогрев жидкости за счет эффекта Джоуля-Томсана. Таким образом, распределение температуры в цементе в интервале ЗКЦ в процессе закачки немонотонное. Однако немонотонное распределение температуры в цементе не оказывает влияние на регистрируемую температуру при закачке, если скорость потока в колонне больше 300 м/час, то есть при величине приёмистости больше 25 м ³ /сут. Поэтому при закачке распределение температуры в скважине монотонное, которое характеризует только величину скорости потока, а не изменение температуры за колонной (или в НКТ).

После прекращения закачки при герметичном устье или после перевода скважины с режима большой скорости потока в колонне V>300м/час (при закачке), на неограниченный величиной V>150м/час, начинается процесс восстановления температуры в системе скважина-пласт. В первые (0,3 минуты) моменты на регистрируемую температуру оказывает влияние жидкость в колонне. Далее в течение 5-40 минут на регистрируемую температуру оказывает влияние и цементное кольцо, а через 1,5-2 часа — и температура породы. Отсюда следует, что для определения ЗКЦ вверх от интервала перфорации надо провести три замера термометром через 5-10 минут; 35-40 минут; 1,5-2 часа и более после прекращения закачки на излив с дебитом Q<10 м ³ /сут. При этом в интервале ЗКЦ на первых двух режимах будет немонотонное распределение температуры, а на третьем — отметятся аномалии охлаждения — пласты, в которые перетекает закачиваемая вода.

Косвенным признаком наличия ЗКЦ является то, что при перетоке от интервала перфорации вверх (вниз) отмечается, как правило, увеличенный профиль приёмистости, приуроченный к кровле верхнего перфорированного пласта (подошве нижнего перфорированного пласта).

Выявления интервалов ЗКЦ в зумпфе скважины

При использовании замеров термометром при закачке и в остановленной скважине для определения ЗКЦ в зумпфе мешающим является нарушение теплового поля, не связанное с заколонным перетоком (например, при промывке скважины или солянокислотной обработки пласта).

Для исключения этого влияния и повышения положительного эффекта необходимо проведение замеров термометром при установившемся режиме закачки и через 20-30 минут и более после перевода скважины с режима закачки на излив.

1.3 Определение мест нарушения герметичности колонны

При определении места негерметичности обсадной колонны с помощью термометрии следует рассматривать две зоны в скважине: первая — в интервалах, перекрытых НКТ, вторая — ниже воронки НКТ.

Место негерметичности колонны находиться выше воронки НКТ

Замеры термометром вдоль ствола можно провести при трех состояниях скважины — закачки, излива и покоя. Только по замера, проведенным в режиме излива воды из скважины, можно получить информацию о техническом состоянии всей колонны. При других режимах (закачки, покоя) либо невозможно провести исследования вдоль всего ствола скважины из-за высокого давления на устье, либо иногда термограммы неинформативны в приустьевой зоне (из-за влияния воздуха).

Место негерметичности колонны находиться ниже воронки НКТ

Определение места негерметичности колонны ниже воронки НКТ по своей сути есть не что иное, как определение принимающих интервалов в многопластовой нагнетательной скважине; в которой работают несколько перфорированных интервалов. Так определение места негерметичности колонны в интервале между воронкой НКТ и интервалом перфорации представляют собой выделение верхнего принимающего интервала, а определение места негерметичности колонны в зумпфе — нижнего принимающего пласта. Поэтому методика проведения термических исследований при определении места негерметичности колонны ниже воронки НКТ та же, что и при выделении интервалов поглощения закачиваемой воды перфорированными пластами. Исключение из этого составляют только замеры термометром в простаивающей скважине, т.к. эти замеры указывают не место ухода закачиваемой воды из скважины в пласт, а не только интервалы пласта, поглотившие воду.

Место негерметичности колонны ниже воронки НКТ не отметится на термограмме, зарегистрированной во время закачки в случае большой приемистости (100 м ³ /сут и более) нижележащих принимающих интервалов.

2 Возможности дефектоскопа ЭМДСТ-МП при исследовании колонн

В настоящем разделе мы рассмотрим возможность метода при определении дефектов различных типов (трещины, различных размеров) и методику выделения дефектов. Для этой цели использовались физические модели с дефектами различных типов /11/.

На рис. 6.1-6.4 приведены результаты измерений в моделях с горизонтальными и вертикальными трещинами. Вертикальные трещины приводят к уменьшению сигнала, а горизонтальны к увеличению амплитуды сигнала на ранних временах. Чем протяженнее трещина, тем больше амплитуда аномалии. Раскрытость трещины от 0.1мм до 0,25 длины зонда-0,1м практически не влияет на амплитуду сигнала. Муфта отмечается повышением амплитуды сигнала на более поздних временах, чем горизонтальная трещина рис. 6.4.

Рис. 6.1 Аномалия против вертикальной трещины. /11/

Рис. 6.2 Аномалия против вертикальной горизонтальной трещин

Рис. 6.3 Аномалия против разрыва колонны /11/

Рис. 6.4 Аномалия против муфты /11/

6.2.1 Последовательность работы при обработке и интерпретации результатов

Для обработки данных электромагнитного дефектоскопа применяется программное обеспечение EMDS_MP.

В программе EMDS_MP применен подход, основанный на поэтапной обработке и интерпретации материалов ЭМДСТ-МП. После загрузки кривых выполняется предварительная обработка (оценка качества материала, сглаживание, учёт эксцентриситета, учёт магнитного шума, нахождение муфт).

Затем вычисляются дефектограммы, с их помощью определяются характерные дефекты колонн и уточняется конструкция скважины. Затем задается конструкция скважины. После этого выполняется расчёт толщины стенок труб. Результаты интерпретации записываются в файл или выводятся на печать.

Просмотр дефектограмм выполняется с целью оценки качества первичного материала; выявления аномальных зон; выявления конструктивных особенностей строения скважины (наличие башмаков колонн, вход в кондуктор, отбивка муфт первой и второй колонн); выявления зон перфорации, если они имеются, или крупных дефектов в виде снижения регистрируемого сигнала.

При предварительном просмотре измерений отмечаются:

• зоны муфтовых соединений первой колонны (лучше видны на дефектограммах ранних и средних времен);
• зоны муфтовых соединений второй колонны (видны на дефектограммах средних и поздних времен);
• глубины расположения основных конструктивных элементов скважины («башмак» третьей колонны, телескопические соединения, клапана различного назначения, пакеры, центраторы колонн, например — фонарного типа);
• интервалы с возможными дефектами труб.

Также оценивается, к какой именно трубе относится тот или иной дефект, для чего сопоставляются дефектограммы на ранних и поздних временах. В том случае, если аномальная зона достигает наибольшей амплитуды на ранних временах дефектограммы, и с увеличением времени ее амплитуда практически не изменяется, можно сделать предварительное заключение о принадлежности дефекта к ближней исследуемой колонне, а если наоборот, то дефект во второй колонне.

При отсутствии износа, и других нарушений стенки труб дефектограммы имеют ровный ход во всем интервале исследования, муфты отбиваются равномерно и отмечаются резким увеличением сигнала. Муфты первой колонны (внутренней) наиболее ярко проявляются на дефектограммах, зарегистрированных на ранних временах. Муфты второй и третьей (внешней) колонн — на более поздних временах.

Рис. 6.5 Пример учета эксцентриситета в интервалах: 608-614, 616-624, 636-641 /3/

Вход в колонну отмечается резким повышением общего уровня записи каротажных диаграмм на поздних временах от отмеченной глубины до устья скважины. Причем аналогично отмечаются как «башмаки» второй. Так и «башмаки» третьей колонн.

Пакерные системы и т.п. отмечаются контрастным повышением уровня записи в пределах выделенного интервала, а также резко изменяющейся амплитудой сигнала.

Касание НКТ к эксплуатационной колонне приводит к увеличению сигнала на ранних временных задержках (рис. 6.5).

Чтобы убрать это влияние, необходимо выделить муфты и провести «учет эсцентриситета»

После выделения ряда аномальных зон, обусловленных конструктивными элементами скважины, внимание должно быть сосредоточено на аномалиях, предположительно связанных с дефектами в колоннах.

В первой (внутренней) колонне:

• участки активной коррозии;
• сквозные «трещины» вдоль оси трубы — от 50 мм и более;
• «поперечная трещина» — 0,3 периметра колонны.

во второй (внешней) колонне, через НКТ:

• участки активной коррозии;
• сквозные трещины от 170 мм и более по вертикали;
• разрыв второй колонны — от 150 мм

Участки коррозии отмечаются на диаграммах как зоны локального понижения сигнала, приуроченные к той или иной колонне. Следует отметить, что по материалам сопоставления с фактическими данными и с материалами других методов ГИС зоны коррозии, как правило, возникают на местах какого-либо раннего механического износа колонны либо в местах, близких к негерметичным муфтовым соединениям. Также выявлены интервалы развития коррозии против пластов, насыщенных высокоминерализованной водой.

Сквозные трещины, дефекты, нарушения целостности колонны на диаграммах отмечаются как интервалы резкого понижения уровня сигнала (сокращение переходного процесса), отмечающиеся на всех временных задержках. Подобного рода аномалиями могут отмечаться зоны кумулятивной перфорации, при которой нередко происходит растрескивание колонны в месте удара, но это происходит далеко не для каждого заряда, и метод не может быть рекомендован в качестве средства контроля количества отверстий кумулятивной перфорации и, тем более, сверлящей перфорации.

Растрескивание труб в интервале перфорации, сопровождающееся обычно увеличением диаметра. Может вызвать сильную аномалию, эквивалентную уменьшению кажущейся толщины на несколько миллиметров. На спектре дефектограммы они отмечаются черным цветом.

На рис.6.6 приведен пример определения нарушения в ЭК. На 11-14 каналах на глубинах 2174м и 2194,5м прослеживается падение сигнала. На ранних временах (11 канал) проявляются центрирующей фонарь. На спектре дефектограммы также отмечается дефект в ближней зоне (черные аномалии).

В ином случае, когда аномалия не проявляется на ранних временах, а на поздних временах достигается значительное падение амплитуды сигнала, дефект должен быть предварительно отнесен ко второй колонне.

Рис. 6.6 Пример выявления нарушений в ЭК (168мм) /11/

На рис.6.7 приведен пример выявления нарушений в кондукторе (d=245мм) через эксплуатационную колонну (d=168мм).

На 10-ом канале понижения сигнала не отмечается, что свидетельствует о целостности ЭК на поздних временах 16-25 каналы в интервале 240- 240,5м аномалия с понижением амплитуды.

Рис.6.7 Пример регистрации нарушения во второй колонне в интеравале 240-240.5м /11/

На рис.6.8 приведен пример выделения интервала кумулятивной перфорации, проведенный бескорпусным перфоратором. Перфорация такого вида определяется на ранних (10) и средних (14) каналах. На поздних временах в интервале перфорации существенных аномалий нет.

Большие осложнения при проведении интерпретации могут создавать зоны локального намагничивания колонн, обусловленные различными факторами технического характера.

Сильная остаточная намагниченность труб проявляется в виде резких колебательных аномалий разных знаков внутри секции, причем чаще положительные аномалии по амплитуде меньше, чем отрицательные. Аномалии при сильной намагниченности проявляются на всех каналах. Возможен эффект как по всей колонне, так и в ряде отдельных секций. При сильной намагниченности возможна дополнительная погрешность измерения толщины стенок труб до 0.4 мм.

Такого рода зоны, как правило, отмечаются операторами еще при проведении основного замера в скважине. Рекомендуется для отбраковки этих помех проводить контрольные записи выделенных интервалов на измененной скорости каротажа, например, вдвое уменьшенной по отношению к основной. При этом аномалии, обусловленные зонами намагничивания металла колонн, резко изменяются по амплитуде (при уменьшении скорости — уменьшается амплитуда) в отличие от аномалий, связанных с дефектами, амплитуда которых не меняется. Такого рода зоны могут создать большие сложности в тех случаях, когда необходимо детально исследовать толщину стенок первой или второй колонн в данном интервале. В таких случаях можно рекомендовать снижение скорости записи при каротаже до минимально возможной в пределах данного интервала.

7. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

На рис. 7.1 показаны результаты исследований, проведенных комплексной скважиной аппаратурой. Скважина перфорирована в интервалах 1466.2-1468; 1468.6-1470; 1473-1476; 1502.2-1505; 1509-1512 м.

Продукция скважины составляет 31 м ³ /сут жидкости из них 84% воды δ=1,18 г/см³ . Исследования проведены после промывки скважины 24 м³ воды удельным весом 1.17 г/см³ в режимах псевдопокоя, закачки и восстановления.

Запись кривых термометрии производилась через 10 минут после отключения закачки, 5 часов 35 минут и 5 часов 45 минут после включения закачки при спуске прибора. Также были записаны кривые РД, МН, ЛМ, СТИ, ГК и влагометрии.

Основной объем закачиваемой воды поглощается через негерметичность колонны в интервале 1320-1322 м, о чем свидетельствуют показания термометрии и расходометрии. Вода движется до нижнего интервала перфорации. В интервале 1283-1320 м отмечаются заколонные перетоки. Это отчетливо видно по кривой записанной через 10 минут после остановки закачки. Изменение счета расходометра в интервале 1248-1255 м обусловлено изменением диаметра колонны, так как в данном месте установлен разобщитель пластов. Колонна выше глубины 1320 м до статического уровня жидкости условно герметична, малые нарушения колонны при наличии негерметичности и открытых интервалах перфорации не определяются.

На рис. 7.2 изображен пример определения герметичности колонны. Скважина перфорирована в интервалах 1381-1386; 1391-1393; 1398.6-1400м.

Исследования выполнены после промывки скважины технической водой = 1.147г/см3 в объеме 18 м3, в режимах псевдопокоя, закачки от агрегата 30м3 воды при Рзак = 50атм и восстановления. Интервал исследования 0-1140м.

Рис. 7.1 Скважина 538 Северо-Альметьевской площади

Закачиваемая вода поглощается негерметичностью эксплуатационной колонны в интервале:1115-1119.5м, доходит в основном до глубины 1119.5м. Интервал выше негерметичности колонны до статического уровня условно герметичен: значимые нарушения не выявлены, малые — при хорошо работающей негерметичности могут не проявляться. Общая приемистость негерметичности эксплуатационной колонны в интервале 1115-1119.5м составляет 185м ³ /сут. По ЛМ отмечаются повышенные флюктуации обусловленные коррозионным износом стенок эксплуатационной колонны.

На рисунках 7.3, 7.4 приведены результаты исследований электромагнитной дефектоскопии в той же скважине. Интервал исследования:0-1140м.

Результаты обработки ЭМДСТ-МП (при расчете задана толщина стенки эксплуатационной колонны 8.0 мм; погрешность прибора ЭМДСТ-МП при измерении толщины одиночной трубы составляет не более ± 0.5мм) приведены в табл.3. Сквозных нарушений целостности труб обсадной колонны, вне указанной выше негерметичности, не отмечается. По результатам обработки на глубинах: 610.7м; 650м; 657м; 773.5м; 792.2м; 1034.3м; 1117.5м отмечается незначительное снижение сигнала ЭДС и уменьшение толщины стенки эксплуатационной колонны. На глубине 76.6м по ЭДС отмечается увеличение сигнала, характерное как для горизонтальной трещины в эксплуатационной колонне, так и для разрыва эксплуатационной колонны. В интервале 556.5-562.1м возможно нарушение, не проявляющее себя на термометрии.

Рис. 7.2 Скважина 3926 Альметьевской площади

Рис. 7.3 Скважина 3926 Альметьевской площади

Рис. 7.4 Скважина 3926 Альметьевской площади

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Ромашкинское месторождение вступило в позднюю стадию эксплуатации. На его территории в настоящее время находится в эксплуатации более 40 тысяч скважин 70% которых служат более 30 лет. Поддержание экономически рентабельного уровня добычи нефти требует регулярного контроля за техническим состоянием скважин. Поэтому объем исследований промыслово-геофизическими методами неуклонно растет. Одновременно геофизики разрабатывают и внедряют новые совершенные методы и приборы, позволяющие решать более сложные задачи.

В качестве рекомедации для исследований в аварийных скважинах можно предложить дополнять исследования ЭМДС многорычажным (профилимером) радиусомером. Данные методы не только обладают высокой разрешающей способностью при определении нарушений, но и позволяют определить состояние кондукторной колонны через эксплуатационную колону или эксплуатационную колону через насосно-компрессорные трубы. Для контроля текущего технического состояния скважины в благоприятных условиях успешно применяется метод термометрии для определения заколонных перетоков, прослеживать фронт закачиваемых вод, выявлять интервалы нарушений. Для более точного определения нарушений в комплекс может быть включен метод скважинного акустического сканирования на высоких частотах. Для наглядного изучения характера повреждений, в случае если остальные методы дают спорные результаты, рекомендуется применение метода видеокаротажа.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ, Опубликованная литература

1. Дьяконов А.И., Леонтьев Е.Е., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин.- М.: Недра, 1984 г.

2. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под ред. В.М. Запорожца. — //М.: Недра, 1983 г.

• Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю. Промысловая геофизика // М.: — Недра, 1986 г.
• Марков В.А., Иванов О.В.

Исследование технического состояния колонн скважин геофизическими методами. «Каротажник», выпуск 5-6 // Изд.- во «АИС», Тверь, 2004 г.

5. Рубан Г.Н. Контроль технического состояния обсадных колонн скважин методами ГИС. «Каротажник», выпуск 1. // Изд.-во «АИС», Тверь, 2005 г.

• Гизова И.Б., Грабовецкая А.С. Комплексное применение различных методов ГИС при определении технического состояния эксплуатационной колонны. «Геофорум», выпуск 2 // 2006 г.

7. Латышова М.П., Вендельштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин // М.: Недра, 1987.

8. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения. Издательство КГУ, 1979 г.

9. Васильев В.Г., «Геология нефти», справочник «Нефтяные месторождения СССР», том 2, книга 1, // М.: Недра, 1988 г.

Фондовая литература

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/diplomnaya/geofizicheskie-issledovaniya-skvajin/

10. Методические рекомендации по исследованию и интерпретации. Термометрия в комплексе с другими геофизическими методами для диагностики скважин. Ответственный исполнитель Яруллин Р.К. // Бугульма, 2000 г.-148 с.

11. Автономный комплексный прибор КСА — Т7. Техническое описание. Инструкция по эксплуатации // Нефтекамск, 2002 г.- 40 с.

— Методические рекомендации по электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн и НКТ аппаратурой ЭМДСТ-МП // Октябрьский, 2008 г.

— Отчет геологического отдела по Альметьевской площади 1990 г.