Определение качества цементирования по данным акустического метода (АКЦ)

Определение качества цементирования по данным акустического метода (АКЦ)

акустический цементирование горный После окончания бурения в скважину, как правило, спускают обсадные колонны, а затрубное пространство между стенкой скважины и внешней поверхностью заливают цементом. Цементирование затрубного пространства необходимо для разобщения отдельных пластов с целью устранения перетоков различных флюидов из одного пласта в другой. Высококачественное цементирование обсадных колонн позволяет однозначно судить о типе флюида, насыщающего породу (нефть, газ, вода, нефть с водой и т. п.), правильно подсчитывать запасы нефти и газа и эффективно осуществлять контроль разработки нефтяных и газовых месторождений.

О высоком качестве цементирования обсадных колонн свидетельствуют следующие показатели:

1) соответствие подъема цемента в затрубном пространстве проектной высоте его подъема;

2) наличие цемента в затрубном пространстве в затвердевшем состоянии;

3) равномерное распределение цемента в затрубном пространстве;

4) хорошее сцепление цемента с колонной и породами.

Качество цементирования обсадных колонн контролируется методами термометрии и радиоактивных изотопов, гамма-гамма-методом и акустическим методом.

В настоящее время основным методом для оценки качества цементирования обсадных колонн является АКЦ.

В данной выпускной работе рассмотрим физические основы акустического метода цементирования, применяемую аппаратуру и приведем пример обработки и интерпретации.

1. Геолого-геофизическая характеристика

1.1 Общие сведения о месторождении

Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор) — крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1965 году. Залежи на глубине 1,6−2,4 км. Начальный дебит скважин 47−200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г./см³ содержание серы 0,68−0,86%.

Пик добычи нефти (около 150 млн. т. в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие хищнической добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться, и добыча нефти резко снизилась. В 1996 году было добыто лишь 16,74 млн. т. нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи выработка нефти несколько увеличилась.

Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд. т. нефти.

В 1997 из Самотлорского месторождении за тридцать лет было добыто более 1,9 млрд. т. нефти. Добыча упала до 36 тыс. т. в день, предполагалось, что месторождение практически исчерпано. Однако современные технологии позволяют несколько увеличить отдачу.

В настоящее время разработку основной части месторождения ведёт ОАО «Самотлорнефтегаз», принадлежащее компании «ТНК-BP».

1.2 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 г. в городе Сургут. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла.

В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов.

Байосские отложения представлены на всей территории глинистыми породами. Наличие выдержанной глинистой пачки мощностью 30−40 м внутри тюменской свиты позволяет рассматривать ее как региональный водоупор и региональную покрышку над ааленскими песчаниками.

На Нижневартовском своде батские отложения представлены континентальными сероцветными глинисто-песчанистыми отложениями с невыдержанными песчаными пластами внизу и с выдержанными наверху.

Коллекторские свойства песчаников сравнительно хорошие. Для поисков нефтяных залежей перспективна вся зона.

В составе верхней юры в изучаемом районе присутствуют отложения келловейского, кимериджского и волжского ярусов.

В верхнеюрских отложениях выделяются верхи тюменской, абалакская, васюганская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты.

В течение нижнего келловея накапливались песчано-глинистые отложения.

В кимериджский век отмечается некоторое углубление морского верхне-юрского бассейна осадконакопления. В это время накапливались морские темно-серые и черные, нередко битуминозные глинистые породы В волжских отложениях возможно появление песчаных пластов, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа.

В меловой период накапливалась мощная толща песчано-глинистых пород.

На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки.

В пределах Нижневартовского свода барремские отложения слагают большую часть разреза верхней подсвиты вартовской свиты. Здесь породы представлены пестроцветными глинами с прослоями песчаников.

На территории Нижневартовского свода отложения апта представлены серыми глинами с линзовидно-гнездовидной текстурой, обусловленной многочисленными линзами светло-серых песчаников и алевролитов. По объему песчаный материал преобладают над глинистыми.

На всей территории Нижневартовского свода в альбский век существовали континентальные условия. Пачка представлена чередованием сероцветных глин, алевролитов, песка и песчаников.

В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами.

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых.

1.3 Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальномуэтапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж — мезозойско-кайнозойский — типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других.

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковойХантыйскойантеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке — с Колтогорско-Пуровскиммегапрогибом, а на севере — с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантыйскаяантеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка — Юганская впадина.

Нижневартовский свод с запада ограничен от СургутскогоЯрсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов.

1.4 Нефтегазоносность

За период, прошедший после последнего подсчета запасов углеводородов Самотлорского месторождения, были выявлены дополнительно несколько новых объектов: пласт БВ₀ поделен два подобъекта БВ₀¹ и БВ₀², выделены объекты БВ₃, БВ₄, БВ₇¹, БВ₇², БВ₁₆, БВ₁₇₋₁₈. Основные же изменения коснулись расширения границ месторождения за счёт приобщения в его западной и южной частях значительных площадей нефтеносности.

Ниже приводится краткая характеристика залежей с учётом данных, полученных в процессе доразведки и бурения эксплуатационных скважин за период 1987;2000 г. Для удобства изложения материала объекты рассматриваются сверху вниз, а индексация залежей осуществлена по выделенным структурным поднятиям с её сохранением по материалам подсчета запасов 1987 г.

Залежь газа пласта ПК₁.

Залежь приурочена к кровле покурской свиты сеноманского яруса и занимает сводовую часть Самотлорского месторождения. Залежь вскрыта значительным числом скважин. Газоводяной контакт (ГВК) принят на абсолютной отметке -845 м. по данным ГИС и результатам опробования пласта в единственной скважине.

Залежи горизонтов группы АВ Эта группа включает ряд разнохарактерных в геолого-промысловом отношении горизонтов и пластов: АВ₁, АВ₂₋₃, АВ₄₋₅, АВ₆, АВ₇ и АВ₈. Наиболее значимыми среди них являются первые три, образующие единую и уникальную по своим размерам нефтегазовую залежь с обширной газовой шапкой. Три последующих пласта имеют второстепенное значение в силу своего ограниченного развития по площади и небольших толщин.

Отложения пластов АВ₂₋₈ формировались в условиях обширной мелководной дельтовой равнины. Наиболее резкая латеральная изменчивость разреза характерна для отложений пластов АВ₆₋₈, что привело к формированию относительно изолированных шнурковых песчаных тел, нефтяные и газовые залежи в которых сформировались в результате последующих тектонических процессов.

Существенные изменения связаны со временем формирования отложений пласта АВ₄₋₅. В это геологическое время происходило интенсивное поступление обломочного материала с большой долей песчаной фракции.

Отложения пласта АВ₂₋₃ связаны с активным осадконакоплением в условиях дельтовой равнины, где отложения представлены фациями шнурковых песчаных дельтовых каналов, баров и фациями тонкослоистого разреза, залегающими между шнурковыми телами.

Отложения пласта АВ₁³ представлены переходными фациями, формировавшимися при углублении морского бассейна, уменьшении доли песчаных фракций в поступающем обломочном материале, активизации сдвиговой тектоники, формировавшей складки волочения северо-западного простирания.

Процессы углубления моря и сдвиговой тектоники наибольшее влияние оказали на формирование отложений пласта АВ₁¹⁻². Глинистые песчаники здесь представлены фациями покровных отложений.

Залежи пластов БВ₀ — БВ₇

В стратиграфическом отношении эти пласты относятся к нижней части вартовской свиты нижнего мела. Среди 8 пластов, выделяемых в её разрезе, промышленно нефтеносными на Самотлорском месторождении являются БВ₀¹, БВ₀², БВ₁, БВ₂, БВ₇¹ и БВ₇².

Пласты БВ₀-БВ₇ формировались в условиях неглубокого моря в краевой части шельфа (пласт БВ₇) и шельфовой равнины. В это время на территории Самотлорского месторождения песчаный материал представлен фациями разрозненных песчаных валов, имевших простирание с юго-запада на северо-восток. Песчаные валы разделены обширными полями глинистых отложений. В результате сформировались литологические и структурно-литологические ловушки углеводородов.

Дальнейшее осадконакопление разреза связано с активной седиментацией, аналогичной описанной выше для отложений пластов АВ₆-АВ₈. Характерным является наличие в разрезе шнурковых песчаных тел во вмещающем тонкослоистом разрезе, отложения которого с одной стороны вмещают локальные песчаные линзы, с другой стороны имеют невысокую проницаемость вплоть до ее отсутствия. Ширина шнурковых тел уменьшается вверх по разрезу. Следствием такого строения разреза, является наличие большого количества залежей с разными положениями ВНК.

Залежи пласта БВ₈

В стратиграфическом отношении пласт залегает в кровельной части мегионской свиты нижнего мела. В его разрезе сосредоточены значительные запасы нефти, которые содержатся в пластах БВ₈⁰, БВ₈¹, БВ₈² и БВ₈³.

Отложения пластов БВ₈¹⁻³ представляют собой генетически связанную толщу, сложенную отложениями потоковых фаций и баровых тел. Песчанистость разреза высокая, залежь пластового типа. Наличие областей с пониженными эффективными толщинами и последующие тектонические процессы создали условия для формирования отдельных залежей нефти, положение которых контролируется замкнутыми изогипсами структур третьего и четвертого порядков, а положения ВНК — положением залежей на структуре второго порядка.

Формирование пласта Б₈⁰ определялось трансгрессией и последующим заполнением осадочного бассейна обломочным материалом, поступавшим с востока Залежи пласта БВ₁₀

Залежь на большей части площади пластово-сводового типа. В западной части залежь экранируется обширной зоной замещения коллекторов. Залежь пласта БВ₁₀ разделена на два подсчетных объекта: БВ₁₀⁰ и БВ₁₀¹⁻². Высокие вертикальная и латеральная неоднородности разреза, характерные для клиноформенного этапа формирования разреза, явились причиной частых изменений уровня ВНК в пределах от -2160 м на востоке до -2190 — -2000 м на остальной части месторождения. В южной части месторождения положение внешнего контура нефтеносности остается весьма условным.

Залежи ачимовской толщи Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород, которое обусловило своеобразное фазовое состояние содержащихся в их пустотном пространстве флюидов.

Среди множества пластов, выделяемых в разрезе ачимовской толщи, промышленно нефтеносными являются пласты БВ₁₆, БВ₁₇₋₁₈, БВ₁₉, БВ₂₀, БВ₂₁₋₂₂.

Залежи пласта ЮВ₁

Песчаные тела пласта ЮВ₁ распространены в пределах месторождения практически повсеместно. Данное обстоятельство обуславливает наличие залежей нефти в пределах локальных структур третьего-четвертого порядков, оконтуренных замкнутыми изогипсами. Локальные структуры являются осложнениями структуры второго порядка. Следовательно, ВНК локальных юрских залежей будут снижаться по мере удаления от купола Самотлорского поднятия. Таким образом, успешность поиска залежей нефти в юрских отложениях определяется точностью построения ее структурного плана по кровле коллектора, поверхности ВНК этих залежей соответствуют положению наиболее глубокой замкнутой изогипсы.

1.5 Физические свойства горных пород

Для контроля за разработкой залежи и успешной эксплуатации необходимо изучить коллекторские и физические свойства горных пород, вскрытых скважиной. Знание состава пород, их строения и распределения по площади продуктивного пласта позволяет рационально располагать эксплуатационные скважины, намечать мероприятия по воздействию на продуктивный пласт, а также следить за техническим состоянием скважин.

В таблицах 1−4 приведены свойства, которыми обладают породы на данном месторождении.

Таблица 1. Плотность

Таблица 2. Удельное электрическое сопротивление

Таблица 3. Естественная радиоактивность

Таблица 4. Диэлектрическая проницаемость

2. Основы метода АКЦ

2.1 Основы теории метода АКЦ

Контроль цементирования затрубного пространства акустическим методом основан на измерении амплитуды преломленной продольной волны, распространяющейся по обсадной колонне, и регистрации времени распространения упругих колебаний.

Метод АКЦ позволяет:

1. установить высоту подъема цемента;

2. выявить наличие или отсутствие цемента за колонной;

3. определить наличие каналов, трещин, каверн в цементном камне;

4. изучить степень сцепления цемента с колонной и породами.

Распространение упругих волн представляет последовательное возбуждении колебательного процесса в среде по различным направлениям от источника упругих волн. Характер движения частиц среды связан с теми или иными типами волн, которые могут существовать и распространяться на одном и том же участке среды независимо друг от друга.

Акустический излучатель, находящийся внутри обсадной колонны, возбуждает в буровом растворе сигнал. Сигнал проходит через буровой раствор, преломляется в колонну, распространяется по ней и возвращается через буровой раствор обратно в приёмник. Часть сигнала проходит через колонну в цемент и в породу, а затем возвращается в приемник. Принимаемый сигнал состоит из нескольких компонент. Первыми приходят сигналы от колонны.

Наибольшее значение имеет распространяющаяся по трубе волна растяжения, которую обычно называют продольной волной. Кроме продольной волны, в трубе будут возникать ещё волны — поперечная волна, волна Стоунли (скользящая по границе вода — стенка трубы), волны, связанные с отражениями упругих колебаний от стенок трубы, и цилиндрические винтовые волны. Кроме того, можно ожидать те волны, которые наблюдаются в необсаженной скважине: преломленная продольная, преломленная поперечная, отраженные, винтовые цилиндрические и др., а также гидроволну, идущую непосредственно по буровому раствору (заполняющей трубу жидкости). Однако выделение на записи указанных типов волн представляет большие трудности.

Свойства среды влияют, как на скорость распространения, так и на затухание энергии акустических волн. При проведении акустического каротажа в обсаженных скважинах было замечено, что при движении скважинного прибора в пределах, казалось бы, однородной обсадной колонны некоторые акустические параметры (например, амплитуды) сильно изменяются по своей величине. Эти изменения вызваны присутствием цементного камня в затрубном пространстве и характером связи его со стенками колонны.

Формирование цементного камня в скважинных условиях представляет собой сложный процесс, зависящий от температурного режима, давления, агрессивности пластовых вод, обезвоживания цементного раствора за счёт перепада давления и проницаемости горных пород, техники цементирования, конструкции скважины и других факторов. Отдельные из них увеличивают проницаемость цементного камня; другие ухудшают прочность и силу сцепления цементного камня с горными породами и металлом обсадных труб; третьи приводят к разрушению структуры, каналообразованию и разрывам в цементном камне. Всё в конечном итоге приводит к нарушению герметичности цементного камня.

При цементировании заколонного пространства и при дальнейшей эксплуатации скважины в цементном кольце могут формироваться следующие основные дефекты:

a) вертикальные каналы и трещины;

b) кольцевые микрозазоры на границах с обсадной колонной и горными породами;

c) горизонтальные разрывы цементного кольца;

d) низкая прочность и высокая проницаемость цементного камня Время прохождения по породе широко меняется в зависимости от плотности породы. Если знать скорость волн до цементирования и сравнить их со скоростью волн после цементирования, то можно судить о качестве цементирования.

2.2 Методика полевых исследований

Проведение геофизических исследований и работ предусматривает последовательное выполнение операций, обеспечивающих получение первичных данных об объекте исследований, которые пригодны для решения геологических, технических и технологических задач на количественном и / или качественном уровнях, и включает в себя:

— выбор скважинного прибора или состава комбинированной сборки приборов (модулей);

— тестирование наземных средств и приборов;

— формирование описания объекта исследований;

— полевые калибровки скважинных приборов перед исследованиями;

— проведение спускоподъёмных операций для регистрации первичных данных;

— полевые калибровки приборов после проведения исследований.

Выполнение операций фиксируется файл-протоколом, который формируется регистратором компьютеризированной каротажной лаборатории без вмешательства оператора и содержит данные по текущему каротажу: номер спускоподъёмной операции, наименование и номера приборов и сборки, время начала и завершения каждого замера.

Выбор скважинного прибора или сборки приборов (модулей) определяется совместимостью методов ГИС, ИТСС, ПГИ при их одновременной реализации;

Очерёдность измерений, выполняемых несколькими приборами или их сборками, зависит от конкретных скважинных условий и задач, решаемых в необсаженных и обсаженных скважинах, и определяется самостоятельно для каждой технологии исследований.

Тестирование цифрового каротажного регистратора, вспомогательного оборудования каротажной лаборатории, скважинных приборов и их сборок проводят с помощью программ-тестов.

Последовательность действий при проведении спускоподъёмных операций и регистрации первичных данных должна обеспечить безопасный спуск и подъём приборов и их сборок в скважине и проведение измерений во время подъёма, если технология работы с данным скважинным прибором или технология решения конкретной задачи не предусматривает других вариантов.

Спуск приборов производят под действием привода лебёдки каротажного подъёмника, массы кабеля и прибора со скоростью не более 8000 м/ч. Спуск сборок ведут со скоростью не более 5000 м/ч.

Регулирование скорости спуска осуществляют тормозом барабана лебёдки или программно, если работы выполняют с использованием каротажного подъёмника с гидроили электроприводом. При спуске не допускается резкое торможение барабана лебёдки во избежание соскакивания с него витков кабеля. Не рекомендуется проводить спуск при выключенном двигателе подъёмника.

Движение приборов на спуске контролируют по натяжению (провисанию) кабеля, датчику натяжения и по изменению на экране монитора значений величин, измеряемых приборами. Допускается выполнять во время спуска операции контроля режимов работы скважинных приборов, проводить контрольные записи против опорных горизонтов и т. п.

При затруднённом спуске скважинных приборов, обусловленном вязкой промывочной жидкостью, наличием в скважине сальников и уступов, допускается увеличение массы приборов за счёт закрепляемых снизу специальных грузов. При наличии в скважине уступов целесообразно увеличение длины груза.

За 50 м до забоя скважины скорость спуска приборов необходимо уменьшить до 350 м/ч и задействовать привод лебёдки.

Перепуск кабеля в скважину не должен превышать 2−5 м. Во избежание прихвата прибора или залипания геофизического кабеля стоянка приборов на забое не должна превышать 5 минут. Иное значение допустимого времени стоянки определяется техническим состоянием ствола скважины и заблаговременно устанавливается соглашением между геофизическим предприятием и пользователем.

Длительность технологических остановок приборов для проведения исследований (например, для отбора проб пластовых флюидов или образцов пород) устанавливают соглашением между геофизическим предприятием и пользователем. Длительная стоянка может предусматривать требование «расхаживания» кабеля в пределах нескольких метров.

Подъём приборов в исследуемом интервале ведут со скоростью, не превышающей максимально-допустимую хотя бы для одного из модулей сборки. При прохождении сужений в стволе скважины (башмак обсадной колонны или НКТ, сальники, толстые шламовые корки) и за 50 м до устья скважины скорость подъёма приборов уменьшают до 250 м/ч.

Подъём приборов и их сборок за пределами исследуемых интервалов ведут со скоростью не более 6000 м/ч.

Во время подъёма приборов ведут непрерывный контроль за натяжением кабеля.

В процессе подготовительных работ и спускоподъёмных операций формируют рабочие файлы, содержащие заголовок, результаты периодической и полевой калибровок, первичные данные измерений для следующих записей:

— основной — в пределах исследуемого интервала и обязательного перекрытия с предыдущим интервалом измерений длиной не менее 50 м;

— повторной — длиной 50 м в интервале наибольшей дифференциации показаний. В пределах интервала повторной записи должно находиться не менее двух магнитных меток глубин. Для интервалов исследований протяжённостью менее 100 м повторное измерение проводят по всей длине интервала;

— контрольной — длиной 50 м в интервалах, позволяющих оценить качество выполненных исследований. Такими интервалами являются, например, для электрических и электромагнитных методов — вход в обсадную колонну, для акустических — незацементированный участок обсадной колонны и т. п. В пределах этого интервала должно находиться не менее двух магнитных меток глубин.

Дискретность регистрации данных по глубине для общих и детальных исследований должна составлять 0,2 м. Исследования микрометодами — МК, БМК, микрокавернометрии и наклонометрии, — а также исследования скважин, находящихся в эксплуатации, и специальные исследования в открытом стволе выполняют с дискретностью 0,1 и / или 0,05 м.

Шаг дискретизации АЦП выбирают таким образом, чтобы максимально допустимые погрешности преобразования сигналов не превышали 0,2 от соответствующих пределов допускаемых основных погрешностей измерений. Размер шага заложен в программном обеспечении цифрового прибора или АЦП регистратора при оцифровке аналоговых сигналов на поверхности.

2.3 Калибровка прибора

При калибровке и поверке аппаратуры акустического каротажа в качестве измеряемых параметров приняты следующие: интервальное время распространения ультразвука в диапазоне от 140 до 600 мкс/м с пределами допускаемой основной относительной погрешности ±3%; коэффициент затухания ультразвука в диапазоне от 2 до 30 дБ/м с пределами допускаемой основной относительной погрешности ±15%.

Для калибровки аппаратуры акустического каротажа методом прямых измерений применяют стандартные образцы скорости распространения и коэффициента затухания ультразвука. Они выполнены в виде трубных волноводов, конструктивно представляющие собой стальные, стеклопластиковые, асбоцементные и полиэтиленовые трубы длиной 4 или 6 м, заполненные водой.

Все волноводы устанавливаются в шахту или трубный контейнер диаметром (0,6ч0,8) м, рис. 2.1.

Рис. 2.1. Схема и фото комплекта трубных волноводов для аппаратуры АК.

Таблица 5. Технические характеристики трубных волноводов

Значения воспроизводимых интервального времени, коэффициента затухания и доверительных границ погрешности определяются в процессе их метрологической аттестации после монтажа волноводов на объекте.

Методика калибровки измерительных каналов аппаратуры АК с использованием эталонных волноводов основана на прямых измерениях калибруемой аппаратурой интервального времени распространения и коэффициент затухания ультразвука, воспроизводимых стандартными образцами акустических параметров (волноводами). Зонд аппаратуры АК коаксиально помещают в центральную часть волновода, заполненного водой. Выполняют однократные измерения интервального времени распространения и коэффициент затухания ультразвука.

Оценку абсолютной погрешности ?_оi измерений в каждой i-той точке контроля (в каждом волноводе) определяют по формулам:

;

где ?t_iи?_i — показания аппаратуры (измеренные значения интервального времени распространения и коэффициента затухания ультразвука) в i-той точке контроля; ?t_эiи?_эi — эталонные значения интервального времени распространения и коэффициента затухания ультразвука в i-той точке контроля.

2.4 Аппаратура

В приборах акустической цементометрии используются короткие трёхэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшими излучателем и приёмником от 0,7 до 1,5 м и базой зондов (расстояние между приёмниками) — в пределах 0,3−0,6 м.

МАК-2 И1.0П0.5П МАК-3 И1.5П0.5П МАК-4 И0.75П0.5П Расстояние между приемниками (база S) характеризуют разрешающую способность зонда, чем меньше база, тем более тонкие слои могут быть выделены на диаграммах АКЦ. Середина является точкой записи.

МАК-СК — Модуль сканирующей акустической цементометрии:

- Формула зонда… И (1−8) 0.4 П (1−8)

- Предельная рабочая температура, °С…120

- Масса, кг…95

- Длинна, мм …3500

- Диаметр, без учёта центраторов…100

- Тип каротажного кабеля… трёхжильный бронированный длиной до 5000 м,

- Рабочая частота излучателя, кГц…100

- Диаметр исследуемых скважин (мм)… 140−168

Рис. 2.2. Аппаратура акустического цементирования МАК-2 и МАК4.

Требования к измерительным зондам:

- Диапазоны измерений DT преломленной продольной волны и Лэмба волн — 120−660 мкс/м, поперечной — 170−660 мкс/м, Стоунли — 660−1550 мкс/м;

- Диапазон измерения коэффициента затухания — 0−30 (40) дБ/м;

- Основная относительная погрешность измерения интервального времени — не более ±1−3% (в зависимости от типа прибора);

- Основные абсолютные погрешности измерения амплитуд и эффективного затухания — не более ±0.1 А и ±3 дБ/м соответственно;

- Длительность оцифровки сигналов — до 4 мс (при ПВП), 2 мс (при АКЦ); шаг дискретизации — 2−5 мкс.

- Скважинный прибор центрируется.

- Скорость не должна превышать 1200 м/ч при записи по стволу (1:500), и 600 м/ч — в интервале детальных исследований (1:200)

2.5 Обработка и интерпретация результатов

Результатом измерений являются кривые, показывающие изменения физических свойств окружающей среды вдоль ствола скважины.

Для того чтобы решить соответствующие производственные задачи, поставленные заказчиком, необходимо произвести обработку и интерпретацию, получаемых от результатов исследования скважин.

Под интерпретацией понимают процесс перехода от результатов измерения к конкретным геологическим данным.

При АКЦ регистрируются параметры упругих волн:

- скорость (время),

- амплитуда волн, которые могут распространяться по колонне, цементу и породе.

Эти параметры в значительной степени зависят от наличия и качества сцепления цемента с колонной и породой.

Поэтому результатом измерения являются следующие кривые:

- интервальное время пробега ДТ;

- амплитуда волны по колонне А_к;

- амплитуда волны по породе А_п.

Амплитуда колебаний продольной волны, идущей по колонне, время пробега продольной волны и амплитуда колебания продольной волны, регистрируемой в качестве первого вступления, измеряются акустическими цементомерами типа АКЦ.

При интерпретации данных акустического цементомера за основу берутся показания кривой А_к, а кривые А_Пи Т_П являются вспомогательными.

Максимальные значения А_ки А_пи среднее значение Т_а характеризуют незацементированную колонну, а иногда и отсутствие связи цементного камня с колонной. Минимальные значения А_ксвидетельствуют о хорошем сцеплении цементного камня с колонной (рис. 2.3). Кривая Т_п достигает максимального значения на участках колонны с хорошим сцеплением цементного камня с колонной и плохим сцеплением его с породой. В этом случае Т_а близко ко времени пробега упругой волны по промывочной жидкости. Минимальное значение регистрируемого времени Т_Г, меньшее времени прохождения продольной волны по колонне Т_П, наблюдается в интервалах, характеризующихся высокой скоростью распространения колебаний в породе при жесткой связи цементного камня с колонной и стенками скважины.

В разрезах скважин, где скорость распространения продольных волн по породе v_nпревышает скорость их распространения по колонне (х_П>х_к) или в случае низких v_nи больших затуханий волн, определение качества цементирования обсадных колонн по параметрам А_к, А_ии Т_пзатрудняется. При v_n.>v_K(высокоскоростной разрез) вместо волн по породе регистрируют гидроволну.

Надежность определения качества цементирования обсадных колонн повышается, если одновременно с записью кривых акустическим цементомером фотографировать волновые картины, получаемые этим цементомером.

Качество цементирования по волновым картинам оценивается по следующим признакам.

1. Незацементированная колонна на волновой картине отмечается мощным долго не затухающим сигналом трубных волн, приходящим за время Т_ккоторое равно времени пробега волны на базе зонда со скоростью стержневых волн в стали. Время Т_к для базы 2,5 м в зависимости от диаметра колонны и физико-химических свойств жидкости в скважине может изменяться от 500 до 650 мкс (рис. 2.4; в.к. 1).

2. Хорошее качество цементирования обсадных колонн (надежное сцепление цементного камня с породой и колонной) в низкоскоростном разрезе отмечается на волновой картине весьма малой амплитудой А_ки значительной амплитудой А_п. Типы воли в этом случае отчетливо разделяются по времени их вступления (рис. 2.4, в.к. 5). Если А_кменьше критической величины, выше которой контакт цементного камня с колонной считается неполным, а А_п и Т_Пкоррелируются со значениями, полученными при исследовании необсаженной скважины акустическим методом, или со значениями кажущегося электрического сопротивления пород, то затрубное пространство является герметичным.

3. В высокоскоростных разрезах, где различить однозначно волны, распространяющиеся по породе и по колонне, только по времени их вступления трудно, оценить качество цементирования обсадных колонн помогает частотная характеристика волн. Установлено, что частота продольных волн в породах возрастает с увеличением скорости их распространения, однако во всех случаях остается ниже частоты волны, распространяющейся по колонне (при частоте излучателя 25 кГц). Хорошее качество цементирования обсадных колонн в высокоскоростном разрезе отмечается на волновой картине неискаженным импульсом продольной волны по породе с частотой ниже 20 кГц (рис. 2.4; в.к. 6 и 7).

4. В случаях, когда А_кпревышает критическое значение и не удается выделить волны по породе при наличии волны с частотой 25−30 кГц, вступающей на временах более 1300 мкс, а также при отсутствии корреляции значений амплитуд А_псо значениями их в необсаженной скважине, затрубное. Пространство негерметично или его герметичность неопределенна (случай частичного цементирования) (рис. 2.4; в.к. 2 и в.к. 3).

5. В высокоскоростном разрезе при частичном цементировании обсадной колонны сигнал с момента времени Т_кпредставлен волнами различной частоты. Этот признак позволяет отличить по волновой картине частичное цементирование от полного, даже в случае надежной корреляции кривых амплитуды и времени, записанных до и после крепления скважины колонной (рис. 2.4; в.к. 3).

Совместная интерпретация данных контроля цементирования акустическим методом, данных акустического метода, полученных в необсаженной скважине, и волновых картин позволяет наиболее правильно оценить качество цементирования обсадных колонн.

3. Теоретические и экспериментальные исследования автора

Проинтерпретируем скважину Самотлорского месторождения.

Выберем два участка волновой картины, на которых покажем основные ситуации при цементировании затрубного пространства скважины.

В первом случае на глубине 20−110 метров мы видим хорошее сцепление контакта цемента с кондуктором. Что определяется большой величиной затухания волны по колонне (AlphaК) и значительной амплитудой волны по породе А_п. Это говорит о том, что цемент имеет жесткий контакт с кондуктором.

Сцепление цемента с породой частичное.

Рис. 3.1. Пример хорошего сцепления цемента с кондуктором Таблица 6. Проведенный комплекс исследований

Таблица 7. Данные по цементированию

Таблица 8. Результаты интерпретации

Таблица 9. Статистическое распределение контакта цемента с колонной и породой для интервала 17.0−130.8 м.

Запись проведена без коррекции глубины по магнитным меткам по скважинным условиям: намагниченность скважины (акт прилагается).

Работы проведены при постоянном доливе скважины.

При записи АК-ВС уровень жидкости в скважине отмечается на глубине 17.0 м. Запись прибором АК проведена до глубины — 140.0 м.

По данным ЦМ уровень жидкости в скважине 20.0 м, до уровня жидкости цемент в скважине присутствует. Распределение цемента за кондуктором равномерное, кроме интервала 114.0−130.8 м, где плотность цемента несколько понижена и интервала 126.5−130.0 м, где распределение цемента неравномерное. Запись прибором ЦМ проведена до глубины 131.6 м.

Во втором случае на глубине 70−160 метров мы видим мощный не затухающий сигнал волны по колоне. Здесь мы можем сказать что: либо нет контакта колоны с цементом, либо колона не зацементирована.

Рис. 3.2. Пример отсутствия контакта цемента с колонной Таблица 10. Данные по цементированию

Таблица 11. Проведенный комплекс исследований

Таблица 12. Результаты интерпретации по акустическому каротажу

Таблица 13. Статистическое распределение контакта цемента с колонной и породой для интервала 5.0−356.4 м.

Таблица 14. Распределение цемента за технической колонной

Таблица 15. Оценка эксцентриситета эксплуатационной колонны

Таблица 16. Статистическое распределение эксцентриситета эксплуатационной колонныдля интервала 1.3−355.8 м.

При записи АК-ВС уровень жидкости в скважине отмечается на глубине 5.0 м. Данные АК-ВС в интервале 5.0−65.0 м искажены постоянным доливом жидкости в скважину.

Запись прибором АК проведена до глубины — 360.0 м. После записи РК качество крепления цемента с породой может быть уточнено.

При записи ЦМ уровень жидкости в скважине — 25.5 м, до уровня жидкости цемент за технической колонной присутствует. Расчетная плотность цемента, без учета плотности пород, изменяется от 1.5 до 1.84 г./см³. Толщина стенок технической колонны 7.8−8.5 мм. В интервале 0.0−100.0 м значения толщины стенок технической колонны и плотности цементного камня искажены влиянием двухколонной конструкции. Максимальное прохождение прибора до глубины 355.8 м.

Заключение

В данной выпускной работе выполнена обработка данных акустического контроля качества цементирования скважины на месторождении Самотлор. Рассмотрены вопросы метрологического обеспечения аппаратуры АКЦ. Показана зависимость параметров АКЦ от состояния контакта колонны с цементным камнем. Установлены интервалы с различным типом качества цементирования, сформулировано общее заключение.

Несомненное преимущество АКЦ состоит в том, что её данные отражают состояние и объёмы уже сформировавшегося в затрубном пространстве цементного камня и его механические контакты с обсадной колонной и стенкой скважины, в том числе в течении всего срока эксплуатации скважины. Второе преимущество заключается в возможности оценки качества тампонажа межтрубного и затрубного пространства многоколонных конструкций.

Основными недостатками АКЦ является чувствительность к децентрации измерительного зонда в скважине и необходимость ожидания во время схватывания и набора прочности цементным камнем.

Библиографический список

1. Быков Н. Е., Фурсов А. Я. Справочник по нефтепромысловой геологи 1981.

2. Горбачев Ю. И. Геофизические исследования скважин 1990.

3. Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И, Кузнецов Г. С. Общий курс геофизических исследований скважин 1984.

4. Ивакин Б. Н., Карус Е. В., Кузнецов О. Л. Акустический метод исследования скважин 1978.

5. Итенберг С. С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин 1987.

6. Лобанков В. М. Калибровка геофизической аппаратуры 2011.

7. Молчанов А. А. и др. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин 1987.

8. РД 153−39.0−072−01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах