Загальна характеристика. Геофізичні дослідження свердловин, або каротаж свердловин – це дослідження свердловин електричними, магнітними, радіоактивними, акустичними та іншими методами. Суть їх полягає в безперервному записуванні відповідних характеристик пластів вздовж стовбура свердловини.

Для деяких видів каротажу у свердловину опускають на кабелі зонди. Лебідка з кабелем доставляється до свердловини на спеціальній автомашині, на якій є також записувальні прилади, джерела енергії і допоміжне устаткування.

Досліджувані параметри вимірюються в процесі переміщення зонда вздовж стовбура свердловини. Сигнали від зонда передаються через кабель на поверхню, де здійснюється безперервне записування.

Рис. 2.11 – Криві електрокаротажу і низькочастотного акустичного каротажу навпроти пластів різного насичення: 1 – колектор; 2 – неколектор; 3 – нафта; 4 – вода; α_p, α_s – амлітуди відповідно повздовжних і поперечних хвиль; ПС – електрокаротажна крива самочинної поляризації; ρ_п – електрокаротажна крива питомого електричного опору. Виміри ПС і ρ_п – під час початкового насичення; виміри акустичного каротажу – після заводнення пласта

Електричний каротаж служить для визначення фізичних параметрів пройдених бурінням порід та послідовності їх залягання. Він грунтується на відмінності електричних властивостей різних гірських порід. Під час стандартного електрокаротажу записуються криві позірного питомого опору r_п відкладів (ПО) і самочинних (природних) потенціалів (ПС) гірських порід (рис. 2.11). Питомим опором породи називається опір, виміряний між протилежними гранями куба і виражений в Ом-метрах (скорочено Ом×м). Пори порід заповнені мінералізованою пластовою водою, тобто добрим провідником електричного струму, а тверді частинки скелету порід мають високий опір, тому питомі опори різних порід залежать від кількості води в порах і розчинених у ній солей. Нагадаємо, що питомий опір зменшується з підвищенням температури, а це дуже важливо, бо температура підвищується в міру збільшення глибини. Оскільки на виміряну величину питомого опору впливають питомі опори всього середовища безпосередньо біля зонда (буровий розчин, різні частини пласта, сусідні пласти), то прилади показують позірний питомий опір.

Вимірювання питомого опору здійснюється для отримання максимально можливої інформації звичайними стандартними приладами (потенціал-зонди, градієнт-зонди різної довжини) і приладами для індукційного, бокового, мікро- і мікробокового каротажу (рис. 2.12). Під час бокового каротажу (БК) струм вимушено проходить радіально через породи в шарі заданої товщини із-за відповідно розміщених електродів, а в разі мікрозондування застосовуються зонди дуже малої довжини. Тому ці два методи, а особливо мікробоковий каротаж, дають змогу виділити тонкі прошарки порід, уточнити межі пластів. Під час індукційного каротажу питомий опір пласта вимірюється за посередництва індукованих струмів без використання електродів.

Виникнення потенціалів самочинної власної поляризації зумовлено наявністю електрорушійних сил, що існують у пластах або на границі між пластами і буровим розчином, які сприяють збудженню струмів ПС.

Електричний каротаж проводиться тільки в необсаджених металевими трубами свердловинах, які заповнені водою або електропровідною промивальною рідиною з різною електропровідністю.

Записані криві ПО і ПС називаються каротажними діаграмами. На діаграмі ПО нафтові пласти виділяються у вигляді піків різної величини, тобто максимумів амплітуд ПО, а на діаграмах ПС цим пластам відповідають мінімуми амплітуд ПС.

Рис. 2.12 – Криві високочастотного електричного каротажу навпроти пластів різного насичення: 1 – колектор; 2 – неколектор; 3 – нафта; 4 – прісна вода; 5 – пластова вода; 6 – вимір під час початкового насичення; 7 – вимір після заводнення пласта; σк – позірна питома електропровідність, См/м; Δφ – різниця фаз напруженості електромагнітного поля, градуси; ε – діелектрична проникність навколишнього середовища

Магнітні методи грунтуються на відмінності магнітної проникності і магнітної сприйнятливості різних гірських порід. У необсаджених нафтових і газових свердловинах з метою виділення пластів-колекторів, оцінки характеру їх насиченості й ефективної пористості найбільше використовується ядерно-магнітний метод.

Радіоактивні методи поділяються на методи реєстрації природних випромінювань гірських порід і методи реєстрації вторинних (штучних) випромінювань. Застосування перших базується на диференціації гірських порід за їх природною гамма-активністю внаслідок спонтанного розпаду радіоактивних елементів у гірських породах (гамма-метод і спектральний гамма-метод).

Рис. 2.13 – Криві теплових дифузійних нейтронних параметрів – тривалості життя теплових нейтронів τ і коефіцієнта дифузії D – навпроти пластів різного насичення: 1 – колектор; 2 – неколектор;

3 – нафта; 4 – вода; 5 – газ; 6 – виміри під час початкового насичення;

7 – виміри після заводнення пласта; ГНК – газонафтовий контакт;

ВНК – водонафтовий контакт; індекси п, пот – початковий, поточний

Серед другої групи радіоактивних методів виділяють дві підгрупи методів, які грунтуються на вторинних випромінюваннях, пов’язаних з опроміненням гірських порід відповідно гамма-квантами (гамма-гамма-метод) і нейтронами (гамма-нейтронний метод), що розміщені у свердловинних приладах (рис. 2.13). В обох підгрупах виділяють стаціонарні та імпульсні методи.

Важливою перевагою більшості ядерних методів є можливість їх застосування як в необсаджених, так і в обсаджених свердловинах.

До геофізичних методів дослідження можна віднести й акустичний каротаж, призначений для дослідження якості цементного кільця, а також виділення пластів різного насичення (див. рис. 2.11). Метод грунтується на створенні з допомогою джерела ультразвуку коливань пружних хвиль і поширенні їх по обсадній колоні, цементному кільці і гірських породах. Акустичний каротаж може грунтуватися на визначенні швидкості поширення пружних хвиль (акустичний каротаж за швидкістю) і на поглинальних властивостях гірських порід (акустичний каротаж за згасанням). Поглинальні властивості гірських порід відрізняються значно більше, тому надійніші відомості про якість цементного кільця дає акустичний каротаж за згасанням. Під час акустичного каротажу записуються такі криві: амплітуда узагальненої хвилі, яка поширюється по колоні і цементному кільці; амплітуда хвилі за природою; час першого вступу хвилі. В пісковиках максимальні показники кривої “амплітуда узагальненої хвилі” і мінімальні показники кривої “амплітуда хвилі за природою” відповідають інтервалам повної відсутності цементу за колоною або поганої якості цементувань, а в глинах – навпаки. В карбонатних породах інтерпретація матеріалів за названими кривими істотно затруднюється, тому в такому разі реєструють повний акустичний сигнал у вигляді хвильових картин. Для визначення затрубної циркуляції розроблено акустичні методи, що полягають у вивченні деформації колони відносно цементного кільця, коли в обсадній колоні створюються різні за величиною тиски.

До різновиду досліджень, які грунтуються на поширенні звукової хвилі, можна віднести і відбивання рівня методом ехометрії. Принцип дії ехолота полягає в тому, що, підриваючи пороховий заряд на гирлі свердловини, в затрубний простір посилають звуковий імпульс. Через деякий час імпульс, відбитий рідиною, повертається на поверхню і реєструється чутливим приладом. Знаючи час проходження імпульсу і швидкість звуку в газовому середовищі, можна визначити глибину знаходження рівня рідини за формулою:

Н_р=v_зt_р/2,

де v_з – швидкість поширення звукової хвилі; t_р – час проходження хвилі від гирла до рівня і назад. Цей метод широко застосовується для гідродинамічного дослідження штангово-насосних свердловин.

Для визначення місця перетікання сторонньої ("чужої") води через порушення експлуатаційної колони часто використовується метод резистивиметрії. Принцип дії резистивиметра грунтується на вимірюванні питомого опору води. Порядок дослідження полягає в наступному. Після ізоляції інтервалу перфорації викликається приплив сторонньої води шляхом зниження рівня рідини у свердловині. Потім свердловина промивається до видалення зі стовбура цієї сторонньої води і заповнюється водою, соленість якої на 2-5 °Ве відрізняється від соленості сторонньої води (перерахунок на густину в кг/м³ здійснюється за формулою: =145/(245 – °Ве), де °Ве – соленість в градусах Боме). Резистивиметром знімається контрольна крива зміни питомого опору води по стовбуру. Знову викликається приплив сторонньої води шляхом зниження рівня і знімається друга крива. Зіставленням двох кривих визначається місце (глибина) припливу сторонньої води і тим самим місце порушення колони.

Суть газового каротажу полягає у вимірюванні вмісту вуглеводневого газу в буровому розчині. Під час проходження долотом газоносних і нафтоносних порід вміст газу в розчині збільшується. Газ з розчину вилучається дегазатором, а на газоаналізаторі визначається сума легких і важких та окремо важких фракцій. Збільшення кількості легких фракцій відповідає проходженню газоносних пластів, а збільшення кількості обох фракцій – нафтоносних пластів. Детально розглянуті методи вивчаються в геофізичних дисциплінах, а метод ехометрії – в технології видобування нафти.

Задачі промислово-геофізичних досліджень. Промислово-геофізичні дослідження формують основне інформаційне забезпечення процесів ремонту свердловин. Задачі промислово-геофізичних досліджень під час ремонтних робіт у свердловинах пов’язані з основною метою підземного і капітального ремонту – відновлення і підвищення продуктивності свердловин, що вийшли із ладу внаслідок несправності експлуатаційного устатковання, погіршення умов припливу нафти і газу та обводнення видобувної продукції.

Для проведення поточного ремонту свердловини, зумовленого різкою зміною продуктивності за безводної продукції або пов’язаного зі зниженням приймальності свердловини, задачами промислово-геофізичних досліджень можуть бути: оцінка стану вибою (наявність осаду); уточнення глибини інтервалу перфорації і місцезнаходження елементів глибинного устатковання (пакера, насоса); виявлення дефектів у колоні ліфтових труб (місць негерметичності, корозії); визначення інтервалів відкладання парафіну і солей та інше.

Одна з головних задач геофізичних досліджень при капітальному ремонті – визначення місцезнаходження в продуктивному розрізі обводнених пластів (або обводнених прошарків) та оцінка їх залишкової нафтогазонасиченості.

У процесі розробки нафтового родовища із застосуванням заводнення внаслідок неоднорідності продуктивного колектора по товщині і по площі має місце нерівномірне витіснення нафти (конуси і “язики” обводнення; випереджальне переміщення в різних за проникністю пластах). Поява води в продукції свердловини, навіть у великій кількості, не є показником вироблення запасів нафти в зоні дренування свердловини. В загальному випадку, навіть в однорідному пласті з достатньо великою вертикальною проникністю, спостерігається випереджальне обводнення в підошовній частині і відставання його в покрівельній за рахунок проявлення гравітаційних сил. У неоднорідному за проникністю пласті випереджальне обводнення спостерігається по найбільш проникних прошарках. У розрізі, що містить декілька продуктивних пластів, під час їх спільної розробки з випереджанням проходить обводнення пласта, що має кращі колекторські властивості незалежно від його місцезнаходження в розрізі. Аналогічна картина спостерігається і в газових родовищах за пружноводонапірного режиму.

Для експлуатації нафтових і газових пластів необхідно, щоб вони були відділені від усіх інших пластів, особливо від водоносних. Якщо ця умова не виконується і в пласт або у свердловину надходить вода (а в нафтову свердловину ще і газ), то відбирання продукції (нафти, газу) з обводнюваного пласта затруднюється або стає неможливим.

У процесі експлуатації внаслідок різних знакозмінних механічних впливів і впливу корозійноагресивних рідин кріплення стовбура свердловини може порушуватися, тоді між нафтовим пластом і сусідніми водоносним та газоносним пластами виникає гідродинамічний зв’язок. У даному випадку продукція свердловини буде обводнена не водою продуктивного пласта, а сторонньою, “чужою” водою. Вода (газ) у свердловину може надходити не на тій глибині, на якій розташовується експлуатаційний пласт. Рідина (газ) може надходити у свердловину внаслідок порушення герметичності колони обсадних труб, що закріплюють стінки свердловини, якщо цементне кільце негерметичне в інтервалі розташування пласта, який віддає воду (газ). У цих випадках задачею геофізичних досліджень є встановлення місця надходження “чужої” рідини у свердловину (місце припливу) і місцезнаходження пласта – джерела перетікання (віддавального пласта).

У нагнітальних свердловинах вирішується аналогічна задача, тобто за результатами геофізичних досліджень необхідно визначити, чи дійсно вода закачується в той пласт, в який це передбачено. У випадку перетікання води необхідно промислово-геофізичними дослідженнями визначити місцезнаходження поглинальних пластів за межами інтервалу перфорації, через який проводиться закачування води. Вирішення цих задач пов’язане з вивченням технічного стану (кріплення) свердловини і руху рідини та газу в затрубному просторі.

Задачею промислово-геофізичних досліджень є також оцінка ефективності заходів, виконаних у свердловині з метою підвищення її продуктивності (оброблення привибійної зони, вирівнювання профілю приймальності тощо). Для підвищення ефективності робіт з ремонту та освоєння свердловин може придатися проведення в них операцій з ізоляції обводнених пластів і інтенсифікації припливів із застосуванням геофізичної прострілювально-вибухової апаратури та багатоциклових трубних пластовипробовувачів.

Таким чином, основні задачі промислово-геофізичного інформаційного забезпечення робіт з підземного (поточного і капітального) ремонту свердловин можна сформулювати так: вияснення причин зниження продуктивності видобувних і нагнітальних свердловин; визначення місцезнаходження в продуктивному розрізі обводнених інтервалів і оцінка їх залишкового нафтогазонасичення; визначення місцезнаходження дефектів у кріпленні свердловини, джерел і шляхів надходження сторонньої води (або газу під час видобування нафти) в продукцію свердловини; оцінка ефективності заходів з оброблень привибiйної зони, проведених у свердловині для відновлення або підвищення її продуктивності; виконання у свердловині різних операцій з розмежування пластів і очищення привибiйної зони із застосуванням геофізичної апаратури.

Перед початком промислово-геофiзичних дослiджень свердловину заповнюють рiдиною необхiдної густини до гирла, а експлуатацiйну колону шаблонують до вибою.

Промислово-геофiзичнi дослiдження проводять: а) в iнтервалi об’єкта розробки; б) вище пластiв, якi експлуатуються.

Основна мета дослiджень в iнтервалi об’єкта розробки полягає у визначеннi джерел обводнення продукцiї свердловини, а також в оцiнцi стану вироблення запасiв та насичення колектора.

Для визначення джерел обводнення продукцiї в дiючих свердловинах здiйснюють комплекснi вимiрювання високочутливими термометрами, гiдродинамiчним i термокондуктивним витратомiрами, густиномiрами (рис. 2.14), вологомірами (рис. 2.15), резистивиметром (рис. 2.16), iмпульсним генератором нейтронiв. Склад комплексу залежить вiд дебiту рiдини i вмiсту води в продукцiї. Прив’язування вимiряних параметрiв до глибини здiйснюють за допомогою локатора муфт i гамма-каротажу.

Рис. 2.14 – Крива гамма-густинометрії під час зміни складу потоку рідини:

1, 2 – неколектор (глина, вапняк); 3 – колектор; 4 – нафта; 5 – нафта з водою (обводнена нафта); 6 – пластова вода; 7 – прісна вода; 8 – інтервал припливу рідини; ρ_р – густина рідини

Рис. 2.15 – Крива вологометрії: 1 – неколетор; 2 – колетор; 3 – інтервал припливу рідини;

4 – нафта; 5 – вода; n_в – вміст води у водонафтовій суміші; ε – діелектричана проникність діелектрика (нафти, води, їх суміші), що заповнює конденсатор

Рис.2.16 – Крива індукційної резистивиметрії: 1 – неколектор; 2 – колетор; 3 – інтервал припливу; 4 – мінералізована вода; 5 – крапельна структура водонафтової суміші; 6 – крапельно-пробкова структура водонафтової суміші; 7 – пробкова (поршнева) структура водонафтової суміші; 8 – водоемульсійна (пінна) структура водонафтової суміші; 9 – нафта; НВР – нафтоводяний розділ (межа між гідрофільною водоемульсійною і гідрофобною нафтоемульсійною структурами в стовбурі свердловини); σ_к – електрична провідність, См/м; індекси н. в. позначають нафту і воду

Для видiлення обводненого пласта (пропластка) серед iнших перфорованих пластiв i визначення заводненої товщини колектора за високої мiнералiзацiї води (не менше 100 г/л) здiйснюють додатковi дослiдження iмпульсними нейтронними методами (IНМ) як у працюючих, так i в зупинених свердловинах. У разі обводнення маломiнералiзованою чи прiсною водою закачують мінералізовану воду з концентрацiєю солей понад 100 г/л i здiйснюють вимiрювання IНМ до i пiсля закачування. Цi дослiдження комплексують з дослiдженнями високочутливим термометром для встановлення iнтервалiв поглинання закачаної води i видiлення iнтервалiв заколонної циркуляцiї.

У випадку дослiдження пластiв з пiдошовною високомiнералiзованою водою (бiльше 100 г/л), якi частково розкритi перфорацiєю, за вимiрами IНМ судять про шляхи поступання води до iнтервалу перфорацiї – пiдтягування води по присвердловиннiй зонi колектора чи по заколонному простору через негерметичність цементного кiльця.

Обводненi iнтервали (пропластки) виявляють також комплексними гiдродинамiчними i геофiзичними дослiдженнями шляхом селективного випробування цих iнтервалiв на приплив з використанням двох пакерiв (зверху i знизу).

Оцiнку стану вироблення запасiв i величини коефiцiєнта залишкової нафтонасиченостi в перфорованому пластi перевiряють дослiдженнями IНМ в процесі почергового закачування в пласт двох водних розчинiв, якi відрiзняються мiнералiзацiєю. За результатами вимiрювання параметру часу життя теплових нейтронiв у пластi визначають значини коефiцiєнта залишкової насиченостi. Технологiя робiт передбачає закачування 3-4 м³ розчину на 1 м товщини колектора. Закачування розчину здiйснюють окремими порцiями з вимiрюванням параметра до стабiлiзацiї його величини.

Геофiзичнi дослiдження під час ремонту нагнiтальних свердловин в iнтервалi об’єкта розробки здiйснюють для оцiнки герметичностi заколонного простору, контролю за якiстю вiдключення окремих пластiв. Для цього здiйснюють вимiри високочутливим термометром i гiдродинамiчним витратомiром, закачуванням радiоактивних iзотопiв. Додатково перетiкання мiнералiзованої води (понад 50 г/л) за межi інтервалу перфорацiї дослiджують IНМ.

Для виявлення перетоків закачуваної води у водонагнітальних свердловинах можна використовувати ІННК, тобто використовувати різницю в часі життя теплових нейтронів для прісної і пластової вод, а він є значно більшим у прісній воді (як і в нафтонасиченому пласті). Тому, якщо у водонагнітальну свердловину закачувалась мінералізована вода, то для виявлення перетоку необхідно закачувати прісну воду. До і після закачування прісної води в передбачуваному інтервалі затрубної циркуляції знімаються криві ІННК, із зіставлення яких встановлюють інтервал перетікання за різким зростанням часу життя теплових нейтронів. Якщо у водонагнітальну свердловину нагніталась прісна вода, то для виявлення перетоку рідини в неї необхідно закачувати мінералізовану воду.

Геофiзичнi дослiдження в iнтервалi вище експлуатованих пластiв здiйснюють з метою контролю технiчного стану свердловин, тобто з метою:

а) виявлення мiсцезнаходження порушень герметичностi (місцезнаходження негерметичностi) обсадної колони;

б) видiлення iнтервалу надходження води до мiсця порушення, iнтервалiв заколонних мiжпластових перетiкань;

в) визначення висоти пiдняття i стану цементного кiльця за колоною;

г) визначення стану вибою свердловини, мiсцезнаходження iнтервалу перфорацiї і технологiчного обладнання;

д) визначення рiвня рiдини в мiжтрубному просторi;

е) визначення мiсць прихоплення труб.

Негерметичнiсть обсадної колони визначають у процесi роботи або закачування у свердловину води (повiтря) в iнтервалi, який не перекритий НКТ, за вимiрами витратомiром, термометром i локатором муфт. Додатково використовують свердловинний акустичний телевiзор (для визначення лiнiйних розмiрiв i форми порушень обсадної колони), товщиномiр (з метою уточнення компонування обсадної колони i ступеня її корозiї).

Рис. 2.17 – Конфігурація кривих методів термометрії і міченої речовини за наявності перетікання рідини по цементному кільцю в затрубному просторі свердловини: 1 – глина; 2 – піщаник; 3 – вапняк; 4 – нафта; 5 – вода; 6 – інтервал фільтра; 7 – сполучені інтервали, які виникли в результаті перетікання по цементному кільцю; а, б – перетікання між перфорованими частинами продуктивного розрізу; в, г – перетікання із неперфорованих інтервалів продуктивного розрізу; ПС – електрокаротажна крива питомого електричного опору; Т – температура;

І_р – кількість імпульсів за хвилину; ГК, НГК – гамма-каротаж і нейтронний гамма-каротаж

Iнтервал можливих перетiкань рiдини чи газу мiж пластами в разі герметичної обсадної колони встановлюють за результатами дослiджень високочутливим термометром, закачуванням радiоактивних iзотопiв (міченої рідини) i методами нейтронного каротажу для видiлення зон вторинного газонагромадження (рис. 2.17).

Контроль за ремонтно-iзоляцiйними роботами під час нарощування цементного кiльця за експлуатацiйною колоною, кондуктором, крiплення порiд привибiйної зони здiйснюють акустичним або гамма-гамма-цементомiром за методикою порiвняльних вимiрiв до i пiсля проведення iзоляцiйних робiт.

Для контролю глибини опускання у свердловину обладнання (НКТ, гiдроперфоратора, пакерiв), iнтервалу i товщини вiдкладів парафiну, мiсцезнаходження статичного i динамiчного рiвнiв рiдини в колонi, стану штучного вибою використовують один iз нейтронних методiв (нейтронний гамма-каротаж, нейтрон-нейтронний каротаж) або метод розсiяного гамма-випромiнювання (рис. 2.18, 2.19).

Рис. 2.18 – Приклад оцінки якості кріплення свердловини за часовими вимірами акустичним цементоміром: 1 – глина; 2 – піщаник; 3 – вапняк; 4 – нафта;

5 – вода; 6 – інтервал фільтра

Рис. 2.19 – Інформаційні параметри, які використовуються для оцінки якості кріплення свердловини в гамма-густинній цементометрії: 1 – муфтова з’єднина; 2 – промивальна рідина; 3 – цемент; 4 – центрувальний ліхтар; 5 – пустота в цементному камені; 6 – пакер; І – інтенсивність розсіяного гамма-випромінювання; δ – товщина; індекси п, ц, цп позначають породу, цемент і цемент-породу

Для визначення iнтервалiв перфорацiї i контролю за станом колони застосовують локатор муфт, свердловинний акустичний телевiзор (САТ), iндукцiйний дефектоскоп (ДСI), апаратуру контролю перфорацiї (АКП), мiкрокаверномiр (рис. 2.20).

Ознаками успiшного виконання ремонтних робiт, окрiм названих вище, вважають:

1) в iнтервалi об’єкта розробки – зниження або усунення обводненостi продукцiї, збiльшення дебiту свердловини;

2) під час усунення негерметичностi колони – позитивні результати випробувань на герметичнiсть;

3) під час iзоляцiї верхнiх вод, якi надходять у свердловину через порушення в колонi або виходять на поверхню по затрубному простору – вiдсутнiсть надходження води.

Рис. 2.20 – Форма кривих магнітної локації і гамма-густинометрії навпроти конструкційних і технологічних елементів свердловини: 1 – муфта; 2 – мандрель; 3 – глибинний насос; 4 – пакер; 5 – інтервал фільтра в колоні (перфорація)

Оцiнку результатiв робiт зі збiльшення i вiдновлення продуктивностi i приймальностi свердловин, вирiвнювання профiлю поглинання, додаткової перфорацiї здiйснюють шляхом зiставлення вимiрiв високочутливим термометром i гiдродинамiчним витратомiром за методикою зіставлення результатiв до i пiсля ремонтних робiт, а також зіставлення результатiв IНМ під час закачування рiдин у пласт.

Геофiзичними методами здiйснюють оцiнку стану насичення колекторiв, якi складають об’єкти переходу на iншi пласти чи приєднання пластiв. За наявності мiнералiзацiї води в продукцiї бiльше 50 г/л проводять дослiдження IНМ.

У разі переведення видобувної свердловини пiд закачування обов’язковими є дослiдження гiдродинамiчним витратомiром i високочутливим термометром, якi дають змогу видiлити вiддаючi (приймаючi)iнтервали i оцiнити ступiнь герметичностi заколонного простору. Вимірювання тиску у свердловинах здійснюють різного типу свердловинними манометрами і диференціальними свердловинними манометрами. За допомогою свердловинних манометрів вимірюють абсолютну значину тиску у свердловині, а за допомогою дифманометрів – її приріст (відхилення від початкового тиску). За принципом дії свердловинні манометри підрозділяють на пружинні, в яких чутливим елементом є багатовиткова, геліксна, трубчаста пружина; пружинно-поршневі, в яких вимірюваний тиск передається на поршень, з’єднаний з ґвинтовою циліндричною пружиною; пневматичні, в яких вимірюваний тиск зрівноважується тиском стисненого газу, що заповнює вимірювальну камеру. Свердловинні манометри бувають з місцевою реєстрацією і з дистанційною передачею.

Термодинамічний метод дослідження грунтується на зіставленні геотерми і термограми діючої свердловини. Геотерма знімається в тривало простоюючій свердловині і дає уявлення про природне теплове поле Землі. Термограма фіксує зміну температури у стовбурі свердловини. На вигляд термограми впливають теплообмін у стовбурі, ефект Джоуля-Томсона (або дросельний ефект), калориметричний ефект.

Ефект Джоуля-Томсона полягає в тому, що в процесі фільтрації рідин і газу в пористому середовищі і витікання їх у свердловину внаслідок зменшення тиску температура рідини зростає, а температура газу зменшується. Він проявляється у вигляді різниці між температурою притікаючих до вибою свердловини рідини і газу і геотермічною температурою на глибині залягання продуктивного пласта. Ця різниця перш за все визначається перепадом тиску (депресією) на пласт. Наприклад, інтегральний коефіцієнт Джоуля-Томсона для води дорівнює 0,235 К/МПа, для нафти змінюється в межах 0,4-0,6 К/МПа, для вуглеводневих газів – від –3 до –6 К/МПа. Така різниця в коефіцієнтах Джоуля-Томсона для води, нафти і газу дає змогу за температурною зміною у стовбурі свердловини відбивати інтервали припливу нафти, води і газу (рис. 2.21).

Калориметричний ефект полягає в змішуванні у стовбурі свердловини рідини і газу із різних горизонтів (інтервалів) з неоднаковими вхідними температурами та відповідному вирівнюванні їх температур, тобто, навпроти кожного пласта температури двох потоків – висхідного і притікаючого з цього пласта – вирівнюються, що супроводжується відповідним зменшенням температури теплішої висхідної нафти. Стрибок температури визначається калориметричним законом: добуток теплоємності, витрати і стрибка температури поступаючого з пласта потоку дорівнює добутку тих же показників висхідного потоку, взятому зі знаком мінус. Таке співвідношення дає змогу виділяти за термограмою працюючої свердловини продуктивні інтервали і визначати їх дебіти (рис. 2.22).

Рис. 2.21 – Схематичні криві термометрії під час припливу в стовбур свердловини рідини і газу: 1 – неколектор; 2 – колектор; 3 – термограма під час припливу у свердловину газу; 4 – термограма під час припливу у свердловину рідини; 5 – геотерма; 6 – термограма в стовбурі працюючої свердловини вище інтервалу продуктивного розрізу; 7 – інтервали припливу газу і рідини в стовбур свердловини

У водонагнітальних свердловинах ефект Джоуля-Томсона і калориметричний ефект відсутній, а спостерігається тільки процес теплообміну між закачуваною водою або газом і стінками свердловини. Тому для виділення інтервалу поглинання можна використовувати термограми зупинених на 1-2 тижнів свердловин. На цих термограмах поглинаючі воду інтервали мають від’ємні температурні стрибки (аномалії), що пояснюється охолодженням поглинаючих інтервалів в процесі тривалого нагнітання води.

Температурні зміни використовуються також для визначення висоти піднімання цементного розчину за колонами після їх цементування. На термограмі інтервали, що заповнені цементним розчином, відмічаються підвищеними значинами температури порівняно з геотермою свердловини, тому що затвердіння цементного розчину супроводжується виділенням тепла. Найвища границя цементного розчину відбивається за різкою позитивною аномалією температури. Чим менше проходить часу після закінчення цементування, тим якісніші результати температурних змін.

Рис. 2.22 – Профілі припливу під час механічної і термокондуктивної дебітометрії:

1 – неколектор; 2 – колетор; 3 – інтервал припливу; І – профіль припливу рідини (диференціальний профіль); ІІ – дебітограма (інтегральний профіль); ΔТі – різниця температур між показами термометра нижче і вище і–го інтервалу припливу

Температурні зміни можна використовувати і для виявлення затрубної циркуляції, перетікання закачуваної води і місця порушення герметичності колони.

У разі виявлення перетікання закачуваної води в непродуктивні пласти у водонагнітальних свердловинах записують термограми в процесі закачування води і через певні проміжки часу після зупинки свердловини. Якщо закачувана вода поглинається непродуктивним пластом, то на термограмі цей інтервал відмічається від’ємною аномалією температури.

Для визначення місця припливу води через порушення цілісності експлуатаційної колони спочатку відключають (ізолюють) інтервал перфорації, а потім зниженням рівня рідини встановлюють факт припливу сторонньої води. Свердловина заповнюється водою до гирла і залишається на 24-48 год для стабілізації температури рідини по стовбуру. Тоді знімають контрольну термограму, після чого знову викликають приплив сторонньої води і знімають повторну термограму. Місце припливу сторонньої води (місце порушення колони) визначається за різкою від’ємною аномалією температури на термограмі.

Термометри для вимірювання температури у свердловинах бувають дистанційні і з місцевою реєстрацією. Свердловинні реєструючі термометри дають змогу за одну операцію опускання визначити розподіл температури по стовбуру, а також характер її зміни в часі. У свердловинному (глибинному) геліксному термометрі (ТГГ) порожнина термоприймача і гелікса або повністю заповнюється рідиною – тип ТГГ, або легкокиплячою рідиною – на 2/3 об’єму – тип “Сіріус”. Свердловинні контактні термометри ТГК-2 призначені для вимірювання з високим ступенем точності. За принципом дії ці термометри відносяться до термометрів розширення, чутливий елемент яких – ртутний стовпчик. У свердловинному термометрі ТГБ-1М використовується принцип вимірювання за допомогою пружини з біметалевої стрічки високої чутливості. В даний час найширше застосовують термометри, в яких використовуються давачі електричного опору. Особливо широке застосування одержали давачі з дротяним опором. Для дослідження глибоких і надглибоких свердловин за температур 150-200 ⁰С розроблено свердловинні електронні термометри.

Дослідження профілів припливу і поглинання методом дебітовитратометрії. Суть методу дослідження профілів припливу і поглинання полягає у вимірюванні витрат рідин і газу по товщині пласта. Свердловинні прилади, призначені для вимірювання припливу рідин і газу (дебіту), називаються дебітомірами, а для вимірювання поглинання (витрати) – витратомірами. За принципом дії глибинні (свердловинні) дистанційні дебітоміри (ДГД) і витратоміри (ВГД) бувають турбінні (вертушкові), пружинно-поплавкові і з загальмованою турбінкою на струнній підвісці. В цих приладах швидкість обертання турбінки перетворюється в електричний сигнал за допомогою обертальних турбінок з магнітокерованим контактним перетворювачем. Для скерування всієї рідини через прилад внутрішній переріз колони або стовбура свердловини може перекриватися пакерами різних типів: керованими гідравлічними (гумовими), під оболонку яких за допомогою насоса нагнітається рідина зі свердловини; механічними ліхтарного типу з електромеханічним приводом, які складаються з центратора, виготовленого з пружних пластин і чохла, надітого на ці пластини; механічними парасольними, які складаються з рівномірно розташованих по колу металевих пелюстків; кільцевими (звичайно некерованими), виготовленими з гуми або іншого еластичного матеріалу (рис. 2.23). Найбільш поширені механічні пакери ліхтарного типу з електромеханічним приводом.

Рис. 2.23 – Пакерний дебітомір: 1 – електродвигун; 2 – редуктор; 3 – магнітокерований контакт; 4 – магніт; 5 – вихідне вікно; 6 – турбінка; 7 – парціальний отвір у пакері; 8 – вхідне вікно; 9 – пружина пакера; 10 – тканинний чохол пакера;

11 – центрувальний ліхтар

Для дослідження водонагнітальних свердловин без НКТ застосовують витратоміри з високими верхніми межами вимірювань (1000-5000м³/доб) і великим діаметром корпуса (80-135мм), безпакерні (рис. 2.24) і з некерованим пакером. Малогабаритні витратоміри для випробування водонагнітальних свердловин мають діаметр корпуса не більше 42мм і забезпечені центраторами.

Рис. 2.24 – Безпакерний витратомір: 1 – головка приладу; 2 – постійний магніт; 3 – магнітокерований контакт; 4 – струменескеровувальний ліхтар; 5 – чотирилопатева турбіна; 6 – підп’ятник турбіни; 7 – пружина; 8 – штовхач; 9 – важіль центрувального ліхтаря пласта

Опускають (піднімають) прилад у фонтанну свердловину з закритою викидною засувкою з швидкістю не більше 2500 м/год і без різких гальмувань. Засувка відкривається після проходження приладом лійки внизу НКТ, вимірювання бажано починати не раніше ніж через 10-15 хв. Для точнішого прив’язування результатів вимірювання до глибин витратомір опускають у свердловину разом з приладом для вимірювання інтенсивності гамма-випромінювання (ГК) або з локатором муфт. Швидкість переміщення приладів під час зняття профілів припливу або поглинання не повинна перевищувати 200 м/год. Найбільш вірогідні результати можна одержати шляхом точкових вимірювань, оскільки в цьому випадку спостерігається постійність коефіцієнта пакерування (ступінь перекриття, що дорівнює одиниці в разі повного пакерування, а в разі відсутності пакера буде дорівнювати відношенню площ прохідного перерізу приладу і колони). За одержаними даними дослідження можна будувати інтегральну і диференціальну криві припливу або поглинання (див. рис. 2.22).

Окрім свого основного призначення, свердловинні дебітоміри і витратоміри застосовуються і для виявлення затрубної циркуляції рідини, негерметичності і місця порушення цілісності експлуатаційної колони, перетікання рідини між пластами.

Наявність затрубної циркуляції виявляється зіставленням геолого-експлуатаційної характеристики перфорованого пласта і профілю припливу (під час визначення шляхів надходження води по негерметичному цементному кільці в нафтових свердловин) або профілю поглинання (у випадку перетіканні закачуваної води в непродуктивні горизонти).

Герметичність експлуатаційної колони у водонагнітальних свердловинах визначається під час вимірювання швидкості протікання закачуваної води біля гирла і дещо вище інтервалу перфорації. Обидва вимірювання проводяться в одному режимі закачування води. Рівність швидкостей протікання в зазначених точках свідчить про герметичність експлуатаційної колони і поглинання всієї закачуваної води продуктивним пластом. Якщо ж швидкість потоку біля гирла вища, ніж біля покрівлі верхнього інтервалу перфорації, то це свідчить про поглинання частини закачуваної води через порушення цілісності колони. За різницею у швидкостях потоку визначається кількість поглинаючої води.

Для встановлення місця порушення колони, визначають швидкість потоку на різних глибинах по стовбуру свердловини, наприклад, у ході піднімання витратоміра через кожні 100 м. Після виявлення різниці у швидкостях потоку в межах первинного інтервалу вимірювання (100 м) продовжують дослідження з поступовим зменшенням кроку вимірювань до визначення меж інтервалу порушення колони.

Перетікання рідини між пластами можна виявити за “незакономірною” зміною швидкості потоку. Наприклад, у ході дослідження профілю припливу в нафтовій свердловині зверху вниз швидкість потоку в напрямі до вибою свердловини повинна зменшуватись. Якщо вона зростає, то можна припустити перетікання рідини з верхнього пласта в нижній (або ж навпаки – під час дослідження профілю знизу вверх) у випадку однакового внутрішнього діаметра колони.

Найчіткіше перетікання рідини виявляється в залишених (закритих) нафтовій і водонагнітальній свердловинах, а також у процесі дослідження водонагнітальної свердловини під час самовиливання. Останнє зумовлює необхідність зняття профілю припливу в процесі самовиливання в кожному дослідженні водонагнітальної свердловини витратомірами.

Основні промислово-геофізичні методи досліджень з оцінки ефективності оброблянь привибійної зони гідророзривом, термогазохімічним діянням і закачуванням кислот – способи міченої речовини, термометрія та витратометрія. Застосування методу міченої речовини грунтується на можливості активування радіоактивними ізотопами піску, який доставляється в пласт за допомогою рідини-пісконосія, по-перше, для закріплення тріщин гідророзриву і, по-друге, для встановлення місцезнаходження цих тріщин шляхом проведення досліджень гамма-каротажем.

Застосування термометрії базується на відмінності температури води, яку нагнітають у пласт під час гідророзриву, від пластової температури, в результаті чого місцезнаходження тріщин може бути зафіксовано за аномаліями температурного поля. У разі термогазохімічного діяння місця прориву газів і гарячої води в пласт по тріщинах можуть бути встановлені також за аномаліями температурного поля.

Застосування витратометрії грунтується на зміні проникності присвердловинної зони в результаті утворення тріщин гідророзриву, збільшення ефективної пористості внаслідок розчинення карбонатного або силікатоглинистого цементу в кислотах, зміни змочуваності поверхні порового простору і очищення його від парафіну і смол під діянням порохових газів та інш., за рахунок чого можуть бути зафіксовані зміни в профілях припливу або поглинання рідини (рис. 2.25, 2.26).

Рис. 2.25 – Диференціальний та інтегральний профілі припливу рідини до і після скерованого кислотного оброблення трьох свердловин

Для прикладу на рис. 2.27 показано форми кривих термометрії, витратометрії і методу міченої речовини для оцінки ефективності оброблень привибійної зони гідрозривом, термогазохімічним діянням і закачуванням кислоти.

У випадку а з метою оцінки ефективності оброблення привибійної зони пласта методом гідророзриву в останню порцію піску додали невелику кількість активованої радіоактивним ізотопом заліза ⁵⁹Fe іонообмінної смоли. Добра сорбованість цього ізотопу використовувалась для створення стабільної радіоактивності твердих частинок міченої речовини. У процесі закачування у свердловину рідини-пісконосія і протискувальної рідини проведено вимірювання радіоактивності гамма-каротажним методом. Аномалії радіоактивності відмічаються в підошві верхнього пласта пісковика і по усій товщині нижнього колектора. Зіставлення зареєстрованих випромінювань за виконаними послідовно один за одним трьома вимірами гамма-каротажу показує, що зменшення радіоактивності (в даному випадку пов’язане з відтисненням активованого піску в глибину пласта) відбувається у нижньому пласті. У верхньому пласті помітної зміни радіоактивності не спостерігається, хоча вона значно вища природної радіоактивності пласта, яка зареєстрована до початку робіт з оброблення привибійної зони пласта. На підставі цього можна зробити висновок, що максимальний ефект від гідророзриву (створення системи тріщин і покращення гідродинамічного зв’язку в системі свердловина-пласт) одержано в нижньому пласті продуктивного розрізу.

Рис. 2.26 – Приклад підтвердження причини зниження продуктивності пласта через випадання осаду в стовбурі свердловини: 1 – вапняк; 2 – піщаник; 3 – глина; 4 – аргіліт; 5 – нафта; 6 – вода; 7 – інтервал перфорації; ПС – електрокаротажна крива самочинної поляризації; ρп – електрокаротажна крива питомого електричного опору; Q – дебіт; ρ_р – густина рідини

Рис. 2.27 – Приклади оцінки ефективності оброблянь привибійної зони пласта геофізичними методами. Виділення інтервалу: а – охопленого гідророзривом,

б – обробленого кислотою, в і г – охопленого термогазохімічною дією; І-ІІІ – номери вимірів. 1 – глина; 2 – пісковик; 3 – алевроліт; 4 – аргіліт; 5 – вапняк;

6 – інтервал оброблення; 7 – інтервал фільтра

У випадку б метод міченої речовини застосовано для оцінки ефективності кислотного оброблення привибiйної зони пласта. Тут також в інтервал перфорації закачано кислоту, активовану радіоактивним ізотопом, але на відміну від розглянутого вище випадку застосовано несорбуючий породами ізотоп йоду ¹³⁷J. Інтервалу, обробленому кислотою, відповідають підвищені і високі значини інтенсивності на першій кривій гамма-каротажу. В процесі протискування кислоти значно зменшилась (вимір ІІ), а потім взагалі зчезла (вимір ІІІ) аномалія радіоактивності навпроти нижньої частини продуктивного колектора. Це свідчить про значне збільшення проникності цього інтервалу присвердловинної зони пласта в результаті кислотного оброблення.

Випадок в – характерний приклад застосування термометрії для оцінки ефективності термогазохімічного діяння на привибiйну зону пласта. Три термограми, зареєстровані після проведення у свердловині робіт з пороховим генератором тиску послідовно одна за одною з невеликим інтервалом часу, характеризуються симетричною відносно центра пласта формою. Така форма термограми звичайно буває тоді, коли в пласті проходить гідророзрив з утворенням сітки горизонтальних тріщин. Якщо термограма, зареєстрована після оброблення привибiйної зони пороховими газами, має несиметричну форму, то це свідчить про те, що гідророзрив пройшов з утворенням однієї горизонтальної тріщини, яка найчастіше розташовується на контакті продуктивного пласта з іншими породами. Розпливчаста форма термограми вказує на ймовірність виникнення в пласті під час гідророзриву вертикальних тріщин.

У випадку г для оцінки ефективності термогазохімічного діяння на привибiйну зону пласта застосовано метод витратометрії. До робіт у свердловині з пороховим генератором тиску приймальність свердловини складала 60-70 м³/доб. Після оброблення присвердловинної зони пласта пороховими газами приймальність зросла до 700 м³/доб, внаслідок чого виявилась охоплена закачуванням уся ефективна товщина пласта.

Застосування способу термогазохімічного діяння на привибiйну зону пласта в експлуатаційних свердловинах, які переводяться в категорію нагнітальних після припинення видобування нафти, дає змогу не тільки відновлювати проникність, погіршену під час експлуатації пласта, але і покращувати фазову проникність для води.

Виходячи із задач розглянутих способів оброблень привибiйної зони пласта, оцінка їх ефективності геофізичними методами може бути зведена до визначення охоплення ефективної товщини колектора обробленням і виявлення змін у профілях припливу або поглинання рідини.