Геофизические методы исследования скважин и скважинная аппаратура

          Для измерения параметров распространения упругих колебаний используется акустический зонд. В качестве основного используется трехэлементный зонд, состоящий из двух излучателей и приемника (рис.16). Каждый из излучателей и приемник образуют двухэлементный зонд.

 

Рис.16 Схема СПАК-6

 

В процессе регистрации волновых картин выделяются следующие параметры (см. рис. 17):

- T1 время пробега головной волны от ближнего излучателя (время первого вступления продольной волны 1 зонда);

- T2 время пробега головной волны от дальнего излучателя (время первого вступления продольной волны 2 зонда);

- A1 амплитуда первого вступления волны от ближнего излучателя (максимальная амплитуда сигнала, поступающего от ближнего излучателя в интервале стробирования ~140 мкс, начинающегося в момент фиксации сигнала);

- A2 амплитуда первого вступления волны от дальнего излучателя (максимальная амплитуда сигнала, поступающего от ближнего излучателя в интервале стробирования ~140 мкс, начинающегося в момент фиксации сигнала).

 

На основе этих данных рассчитываются:

-  D Т - интервальное время пробега продольной волны: D Т= (Т2-Т1) / S ;

- a - кажущийся коэффициент поглощения продольной волны: a =20(1/S) lg(A1/A2);

 

В каждое из времён Т1 и Т2  входит двойное время пробега волны по раствору. В разности (Т2-Т1) это время исключается (то есть исключается влияние скважины) и (Т2-Т1) соответствует пробегу волны в интервале между излучателями (база зонда S) по прямой. Время (Т2-Т1), отнесенное к пробегу волны на расстояние в 1м, называют интервальным временем D Т (измеряется в мкс/м).

 

 

Рис.17

 

 

 

 

При акустических исследованиях может также применяться зонд состоящий из одного излучателя и двух приёмников (рис.18).

При акустическом каротаже возбуждение  упругих колебаний частотой 10 - 20 кГц и 20 кГц - 2 Мгц производится с  помощью магнитострикционных (или  иных) излучателей.

Упругие колебания измеряют с помощью двух пьезоэлектрических сейсмоприемников, расположенных по одной линии на расстояниях 0,5 - 2 м друг от друга и от излучателя.

Между излучателем и ближайшим  приемником устанавливается звукоизолятор, например, из резины, препятствующий передаче упругих колебаний по зонду. Все перечисленные приборы вместе с электронным усилителем принятых колебаний размещаются в скважинном снаряде акустического каротажа. Остальная аппаратура располагается в каротажной станции.

Акустический каротаж выполняется как в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, так и в обсаженных скважинах. Радиус исследования пород от оси скважины не превышает 0,5 - 1 м.

 

 

Рис. 18. Схема аппаратуры акустического  каротажа:

 а - скважинный снаряд; б - кабель; в - наземная аппаратура; 1 - излучатель; 2 - генератор акустических колебаний; 3 - акустический изолятор; 4 - приемники; 5 - электронный усилитель; 6 - блок-баланс; 7 - усилитель; 8 - регистратор; 9 - блок питания

 

 

Наиболее простой способ акустических исследований - каротаж скорости, когда автоматически регистрируется кривая изменения времени пробега прямой или головной волны между двумя приемниками. Поскольку расстояние между приемниками постоянно, то кривая времени является фактически обратным графиком изменения скорости. При каротаже по затуханию измеряется амплитуда упругой волны и ослабление сигнала между двумя приемниками.

Скорость распространения упругих  волн зависит от упругих модулей  пород, их литологического состава, плотности и пористости, а величина затухания - от характера заполнителя пор, текстуры и структуры породы (рис. 19). На акустических диаграммах высокими значениями скоростей распространения упругих волн выделяются плотные породы - магматические, метаморфические, скальные, осадочные. В рыхлых песках и песчаниках скорость тем ниже, чем больше пористость. Наибольшее затухание (наименьшая амплитуда сигнала) наблюдается в породах, заполненных газом, меньше затухание в породах нефтенасыщенных, еще меньше - у водонасыщенных.

 

Рис. 19. Общий вид диаграммы скорости (а) и амплитуды (б) при акустическом каротаже: 1 - породы средней пористости, сухие; 2 - породы средней пористости, влажные; 3 - породы высокой пористости; 4 - породы низкой пористости, плотные

 

Акустический метод применяется  для расчленения разрезов скважин по плотности, пористости, коллекторным свойствам, а также для выявления границ газ - нефть, нефть - вода и определения состава насыщающего породы флюида. Кроме того, по данным этого метода можно судить о техническом состоянии скважин и, в частности, о качестве цементации обсадных колонн.

 

Оценка качества.

 

В незацементированной колонне отношение амплитуд А1/А2 должно находится в пределах 1-1,1. Отклонение от этого соотношения свидетельствует о неидентичности одноименных элементов зонда.

Интервальное время в свободной незацементированной колонне должно составлять

183 ±5 мкс/м.

Погрешность измерений оценивают по результатам повторных замеров. При неизменных геолого-технических условиях разность показаний при первом и повторном замерах для каналов dТ и w не должно превышать удвоенной предельной погрешности аппаратуры, указываемой в ТО на нее (например для СПАК-6 dТ- 3%, w - 4 дб ).

Пористость полученная по данным АК должна соответствовать  данным, полученным другими методами (ННКт, ГГКп). Проконтролировать изменение dТ с глубиной можно по палетке (см.рис.20).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.20. Палетка акустического каротажа

 

Основные методологические требования к диаграммам АК:

 

• диаграммы должны быть высокого качества;
• параметры регистрации диаграмм АК (скорость записи, стабильность каналов) должны быть в соответствии со свойствами разреза и обеспечивать качество по всему диапазону изменений измеряемых параметров;
• кинематические параметры (Т1+Т2+∆T) должны регистрироваться одновременно, также как и динамические (A1+A2+lg A1/A2).
• Во всех выявленных или уже известных перспективных интервалах параллельно записи АК в масштабе глубин 1:500 проводятся записи тех же параметров в масштабе глубин 1:200.  

Акустический каротаж реализован на аппаратуре СПАК-6.

 

 

 

 

 

 

СПАК-6.

 

Назначение.

 

Аппаратура акустического каротажа СПАК-6 предназначена для измерения и регистрации кинематических и динамических характеристик упругих волн в нефтяных и газовых скважинах.

 

Данные по аппаратуре.

 

Аппаратура обеспечивает исследование скважин диаметром от 140 до 400 мм с температурой до 115° С, с гидростатическим давлением до 100 МПа, в водной промывочной жидкости.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 5500м.

Формула зонда И₂ 0,4 И₁ 1,2 П. Схема прибора изображена на рис.16.

Частота излучаемых колебаний - 25 кГц.

Передача информационного сигнала на наземный измерительный пульт осуществляется по первой и второй жилам кабеля. Передача напряжения частоты 400 Гц для питания скважинного прибора осуществляется по средней точке цепи, образованной первой и второй жилами кабеля, согласующим трансформатором скважинного прибора и броней кабеля. По третьей жиле и броне кабеля осуществляется передача в скважинный прибор пусковых импульсов и постоянного напряжения для управления переключателем усиления, а также передача синхроимпульсов скважинного прибора.

Диапазон измерений интервального времени Т от 140 до 600 мкс/м. Диапазон измерений декремента затухания  не менее 30 дБ/м.

              Сопротивление первой и сопротивление второй жилы кабеля по отношению к оплетке кабеля должны быть равны между собой и примерно соответствовать сопротивлению одной жилы на данной длине кабеля. Сопротивление первой жилы кабеля по отношению ко второй жиле должно быть равно сопротивлению двух жил кабеля. Сопротивление третьей жилы кабеля по отношению к корпусу должно быть порядка 3,5 кОм.

 

Габаритные размеры:

- длина - не более 3527 мм;

- диаметр без центраторов - не более 90,3 мм

- диаметр с центраторами в свободном состоянии - не более 500 мм;

- диаметр с центраторами при предельной деформации полозьев - не более 126 мм.

Масса без центраторов - 75 кг.

11. Инклинометрия

 

Измерение угла наклона ствола скважины и азимута наклона (инклинометрия) относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, одновременно со стандартным каротажем и в интервалах стандартного каротажа.

По ряду геологических, технологических причин проектируемые вертикальные и наклонно направленные скважины отклоняются от намеченного проектом направления. В искривленных скважинах обычно отмечаются следующие закономерности:

а) при очень пологом залегании пластов (угол падения до 8^о) не наблюдается каких-либо преимущественных направлений искривления;

б) при углах падения пластов в пределах 8-45^о преобладает направление отклонения от вертикали вверх по восстанию пластов; ствол скважины стремиться занять положение, перпендикулярное к плоскости напластования; векторы смещения забоев направлены в области сводов положительных структур;

в) при углах падения пластов более 60^о преобладают направления отклонения вниз по падению пластов; ось скважины стремиться занять положение, параллельное плоскостям напластования.

                Положение оси скважины в пространстве на какой-либо глубине определяет зенитный угол δ - угол между вертикалью  и касательной к оси скважины в данной точке и дирекционный угол α - угол, отсчитываемый по ходу часовой стрелки между направлением на геологический север и касательной к горизонтальной проекции оси скважины.

         Направление касательной выбирается в сторону увеличения глубин скважины.

Вместо дирекционного угла часто используют получаемый непосредственно при измерениях магнитный азимут искривления φ. Дирекционный угол отличается от магнитного азимута на  величину γ±D,

т.е. α = φ + γ ± D,

 

где γ - угол сближения (угол между меридианами осевым и в данной точке), D – магнитное склонение (восточное со знаком +, западное со знаком -).

Измерения поточечные, через 25 м, с 10% контрольных точек с перекрытием 3-5 точек по ранее исследованному интервалу.

При углах наклона свыше 10 градусов шаг измерений уменьшается до 10-15 м с увеличением контрольных замеров до 40-50%, обеспечивается высокое качество измерений угла и азимута наклона ствола скважины.

Инклинометрия реализуется на следующей аппаратуре:

- ИМММ. 

 

ИМММ.

Назначение.

 

           Инклинометр ИМММ 73 –120/60 (инклинометр магнитометрический многоточечный) предназначен для технологических измерений азимута и зенитного угла скважин, с выводом результатов измерений на цифровое табло и на внешнюю систему записи и обработки данных инклинометрии, которая автоматически вносит поправки и рассчитывает траекторию скважины.

           Область  применения – эксплуатационные  бурящиеся необсаженные скважины  на нефть и газ глубиной  до 5000 м. для измерения азимута  и зенитного угла, а также обсаженные  скважины с диаметром обсадных колонн 125 мм и более только для измерения зенитного угла скважины.

           Кроме  того, инклинометр позволяет производить  технологические измерения азимута  и зенитного угла в колонне  бурового инструмента с наружным  диаметром 127 мм и более, содержащей в нижней части около турбобура трех легкосплавных бурильных труб (ЛБТ) по ГОСТ 23786-79. Измерения проводятся на расстоянии не менее 15 м от стальной колонны и турбобура, а также не менее 3 м от стального замкового соединения ЛБТ.

          На рисунке приведена блок-схема, поясняющая состав инклинометра и связь наземного прибора со скважинным.

 

Рис. 21

           Наземный  прибор устанавливается в подъемнике  или в каротажной станции, скважинный  прибор под собственным весом  спускается на каротажном кабеле в скважину. Скважинный прибор состоит из электронного блока, блока датчиков и наконечника. Наконечник применяется для увеличения длины и веса скважинного прибора при большой кавернозности скважины и плохой проходимости прибора. Скважинный прибор служит для измерения азимута и зенитного угла скважины, а также локации стальных замковых соединений. Измеренный параметр в коде передается по кабелю в наземный прибор.

Наземный прибор используется для  приема и индикации на световом табло  измеренной информации, управлением режимом измерения, а также питания скважинного прибора. Схематично вид измерительной панели наземного прибора показан на рисунке.