книги / Геофизические исследования скважин

Т а б л и ц а 17. Пороховые генераторы и аккумуляторы давления [по СА. Ловле]

Существуют и другие варианты использования генераторов в ком­ бинации с активными жидкостями. Совершенствование технологий шло и идет по линии повышения безопасности работ, улучшения ка­ чества зарядов и средств их воспламенения и попыток экранировать участок разрыва.

Другие взрывные работы, проводимые в скважинах

Взрывные работы в скважинах проводят также с целью очистки фильтра, удаления остатков цемента со стенок скважины. При про­ ведении этих работ должна быть сохранена целостность труб, зам­ ковых и муфтовых соединений, фильтов, т. е. целостность всей кон­ струкции скважины. Осуществляют их, как правило, с помощью тор­ пед типа ТДШ.

Очистка фильтра. В процессе освоения и эксплуатации сква­ жин фильтр загрязняется. Это мешает нормальному перемещению флюида.

Загрязнение может произойти за счет глинистых частиц бурово­ го раствора, которые в процессе бурения проникли в поры пласта или отложились на стенках скважины. В действующих скважинах фильтр загрязняется песчаными и глинистыми частицами, выноси­ мыми из пласта, осадками, выпадающими из жидкости. Из воды вы­ падают соли Са2+, Mg2 +, соединения Fe3 +; из нефти — парафин и другие соединения. Обычные методы очистки фильтров — интенсив­ ное свабирование. Промывки связаны с большими затратами време­ ни и не всегда дают положительные результаты. Более эффективны взрывные методы.

331

Для очистки фильтров широко применяют торпеды из детониру­ ющего шнура. Чтобы сохранить целостность фильтра, число ниток шнура обычно ограничивают одной. Только для очистки проволоч­ ных фильтров, которые более устойчивы к действию взрывной вол­ ны, число ниток шнура увеличивают до двух-трех. Торпеды с помо­ щью простейших центраторов устанавливают по центру скважины. Длину торпеды выбирают такой, чтобы весь фильтр был перекрыт. Узел инициирования, масса ВВ в котором на единицу длины больше чем в торпеде, выносят за пределы фильтра на 0,5— 1,0 м.

Применение взрывных пакеров. Для разобщения отдельных ин­ тервалов в обсаженных скважинах в последние годы стали широко применяться взрывные пакеры. Используют их на различных ста­ диях разведки и разработки месторождений.

Взрывные пакеры позволяют создавать искусственные забои, изо­ лировать нижние горизонты при переходе к вышезалегающим объек­ там при испытании пластов, разработке месторождения или закач­ ке жидкости в нагнетательные скважины, изолировать обводненные пласты.

332

их подъема. Разобщение осуществляется зонтиками из металличес­ ких пластин, при раскрытии которых перекрывается ствол (рис. 187). После спуска в скважину и установки пакера в заданном месте ство­ ла, по сигналу с поверхности зонтики раскрываются и на них из рас­ положенных выше желонок выливается небольшая порция цемент­ ного раствора [10].

Герметизирующим элементом может служить сжимаемая рези­ новая манжета, приводимая в движение энергией порохового заря­ да. Этот принцип используется в шлипсовом взрывном пакере ВПШ. Пакер устанавливается в скважине с помощью специального, из­ влекаемого после осуществления посадки, устройства, которое со­ единяется в контакт с пакером перед спуском в скважину. Поса­ дочное устройство несет небольшой заряд медленно горящего по­ роха. Чугунные шлипсы позволяют обеспечивать высокую надеж­

лонны, образуя защищенный от кон­ такта с цементным раствором участок ствола. Технология позволяет

сохранять коллекторские свойства пласта. Установка заколонного па­ кера существенно понижает опасность обводнения продуктивных го­ ризонтов в ходе эксплуатации и при цементаже скважины, делает скважину менее чувствительной к импульсным воздействиям при торпедировании и перфорации. На рис. 189 приведены варианты ис­ пользования разных взрывных пакеров в скважинах. В настоящее время используются пакеры ПВ-5 (заколонный взывной пакер), ПВ14 (межколонный взрывной пакер), ПВ-10 (пакер для герметизации

333

Рис. 189. Варианты установок пакеров по технологии пакера ПВ-5 [по Леви­ ну].

1—заколонный взывной пакер ПВ-5; 2 —межколОнныйвзрывной пакер ПВ-13; 3 — взрывнойпакер ПВ-10 для герметизацииголовыхвостиков; 4 —взрывнойпакер ПВ-9 для селективного цементирования заколонного пространства.

головы хвостиков), ПР-9 (пакер для селективного цементирования за­ колонного пространства) [10].

В настоящее время выпускаются пакеры (НПФ «Пакер ») для гид­ роразрыва пласта, длительного разобщения пластов и изоляции эк­ сплуатационной колонны от воздействия среды без упора на забой (ПР0-ЯМ02-ЯГ1(М), ПРО-ЯМЗ, ПРО-ЯМ и др.) и с упором на забое (типа ПРО-Ш, ПРО-Ш -К, ПРО-Ш-М). Первые устанавливаются в скважине вращением колонны труб вправо на 1/4 оборота с одно­ временным перемещением вниз без вращения НКТ и выдерживают перепад давления до 100 мПа. Пакеры с упором на забой не имеют нижнего заякоривающего устройства. Однако они также снабжены шпонкой и обеспечивают передачу крутящего момента на колонну труб, установленных под пакером.

Для интенсификации притока и поглощения скважин в настоящее время применяют также водосодержащие горюче-окислительные со­ ставы (ГОС) для разрыва пласта. В состав смесей, в отличие от поро­ ховых бескорпусных генераторов давления (ПГДБК), входит окисли­ тель (аммиачная селитра), горючее — карбамид, глицерин, или ряд других веществ, вода (смягчающая режим горения). Отличие ГОС от рассмотренных ранее пороховых генераторов давления в составах, массе одновременно сжигаемого заряда и времени его горения. В сква­ жину одновременно закачивается и сжигается 500— 1500 кг мало­ вязкого состава из водорастворимых окислителя и горючего, приго­ товляемого непосредственно на месте работы. Состав, спущенный в скважину, в зону использования, поджигается. Для поджигания ис­ пользуют заряды пороховых генераторов. Воздействие продуктов сго­ рания ГОС позволяет длительнее держать в зоне разрыва высокое давление, и увереннее получать протяженные трещины в породе.

334

Состав ГОС помещают в скважину, заполняя им ствол в обрабатыва­ емом интервале. Закачка ведется с поверхности, используя оборудо­ вание нефтяников, из емкостей, где готовится состав. Подается он в скважину по трубам, спущенным до интервала закачки. Существует два варианта сжигания ГОС — с извлечением труб и при спущенных НКТ. После размещения заряда в скважине к нему, на каротажном кабеле спускают воспламенитель, которым обычно служит шашка ПГДБК соответствующего размера. В отличие от ПГДБК, время сго­ рания которого близко к секунде, время сгорания ГОС — десятки се­ кунд. Протяженность получаемых трещин у него больше по сравне­ нию с получаемыми при использовании ПГДБК [10].

Для количественной оценки результатов работы ПГД, АДС и ГОС в скважинах в настоящее время разрабатываются скважинные ре­ гистраторы давления (СРД). В ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика » про­ шел стендовые испытания автономный компьютерный СРД не тре­ бующий электрического соединения с геофизическим кабелем. Ди­ апазон регистрируемого давления — 1 165 Мпа. В качестве источника питания в приборе используются литиевые батареи, в качестве датчиков давления — малогабаритные тензопреобразователи. Внутренняя полость тензопреобразователя через канал сооб­ щается со скважинной средой. Сигналы тензопреобразователя об­ рабатывает электронный блок по программе загружаемой с персо­ нального компьютера и сохраняет данные в энергонезависимой памяти. Программа работы прибора загружается в регистратор дав­ ления, смонтированный в защитном кожухе и соединенном с гео­ физическим кабелем. Регистрация данных в процессе горения (взрыва) производится с высокой скоростью записи, в процессе спа­ да давления — с низкой скоростью записи. После записи регистра­ тор давления подключается к компьютеру для считывания данных из памяти и последующей обработки. Максимальная ударная на­ грузка для СРД — 15 000 g. На рис. 190 приведены кривые давления при сжигании опытного заряда МЗПГД-42/200 в сосудах высокого давления (СВД) при поджиге электровоспламенителем и патроном.

3 I Q>

Б

Р ис. 190. Зависимости P(t) при сжигании опытных зарядов в СВД при под­ жиге электровоспламенителем ВТЗ-200/100 (а), взрывным патроном ПГ-170

(б) [по данным ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика»].

335

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ.

1.Перечислите типы перфораторов, которые применяются для продуктивных горизонтов в нефтяных и газовых скважинах.

2.Объясните механизм действия кумулятивного заряда.

3.Торпедирование скважин —- назначение, типы применяемых торпед.

4.Перечислите методы воздействия на прискважинную зону пла­ ста с целью восстановления и улучшения проницаемости отложений.

5.Пороховые генераторы давления: назначение, принцип дей­ ствия, контроль за местом воздействия на пласт.

Г л а в а X .

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ __________

При контроле разработки нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами решают следующие задачи.

1. Контроль за изменением положения водонефтяного и га­ зожидкостного контактов и за обводнением пластов.

2.Выделение в перфорированной (или необсаженной) части сква­ жины интервалов, отдающих или поглощающих воду, нефть, газ и определение дебита отдельных пластов.

3.Изучение изменения состава и плотности жидкости по стволу скважины с целью выделения интервалов поступления нефти, газа

иводы в скважину и для выяснения других технологических вопро­ сов.

4.Изучение режимов работы эксплуатационных скважин путем определения положения и изменения во времени разделов нефть — вода и газ — вода в действующих скважинах.

5.Контроль за процессами интенсификации притока из пластов (гидравлического разрыва пластов, солянокислотной обработки и др.).

6.Контроль за техническим состоянием скважины. Использование геофизических исследований при контроле раз­

работки месторождений наиболее эффективно, если они сочетаются с геолого-промысловыми исследованиями.

§ 1. КОНТРОЛЬ ЗА ИЗМЕНЕНИЕМ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОГО И ГАЗОЖИДКОСТНОГО КОНТАКТОВ И ЗА ОБВОДНЕНИЕМ ПЛАСТОВ

Изменение положения водонефтяного ВНК и газожидкостного ГЖК контактов, а также возникновение избирательного обводнения плас­ тов в процессе разработки залежей нефти и газа могут контролиро-

336

ваться электрическими методами при бурении новых эксплуатацион­ ных скважин в той части залежи, где предполагается текущее поло­ жение контакта. В пластах, в которых нефть и газ вытеснены пласто­ вой водой, значительно уменьшается электрическое сопротивление.

При замещении нефти пресной водой, закачиваемой при закон­ турном или внутриконтурном заводнении пластов, определить кон­ такт по изменению сопротивления не удается; но иногда обводнение пласта удается обнаружить по изменению аномалий 17сп.

При обводнении пласта, залегающего среди глин, по всей мощности форма кривых 1/сп зависит от соотношения электрических удельных сопротивлений пресной воды рпр и фильтрата бурового раствора Рф. Если Рпр< Рф, аномалия Ucnпротив пласта отрицательная (относитель­ но линии глин), а при р ^ > Рф— положительная. Потенциал Ucnво вме­ щающих глинах (линия глин) при этом одинаков (рис. 191, а).

Если обводняется лишь подошвенная (кровельная) часть од­ нородного пласта, примыкающего к глинам, потенциал Нсп против всего пласта одинаков, но наблюдается смещение линии глин относительно опресненной части пласта в отрицательную сторону (рис. 191, б).

Форма аномалии кривой Ucnпротив однородного пласта с несколь­ кими обводняющими слоями определяется лишь тем, какая вода на­ ходится на контактах с вмещающими глинами. Характер обводне­ ния внутренних прослоев мало влияет на форму аномалии Ucn

Число новых бурящихся на месторождении в течение года скважин, в.которых можно следить за контактом электрическими методами,

0Ьп.мв

Рис. 191. Кривые (7СПв интервалах, обводняемых пресной водой (по А. П. Анпилогову).

а — обводнение нижнего песчаного пласта, отделенного от необ­ воднённого песчаного пласта глинистой перемычкой; б — обвод­ нение подошвы однородного песчаника мощностью h (шифр кри­ вых — h, м); песчаники, насыщенные 1— минерализованной во­ дой (рвп); 2 — пресной водой (рПР); 3 — глина: I — Рр> Рпр> Рвп'’

П — рф= Рпр> Рвп;Ш — рпр> рф> рвп2

сравнительно невелико, а после их крепления стальными колоннами дальнейшее наблюдение за перемещением контактов электрически­ ми методами становится невозможным. Правда, эти наблюдения воз­ можны при креплении скважин не проводящими электрический ток колоннами и применении индукционного и диэлектрического методов, однако такие обсадные колонны в настоящее время не имеют массово­ го применения. Наконец, положение газонефтяного контакта электри­ ческими методами определить не удается. Основными методами кон­ троля за перемещением ГЖК и ВНК в обсаженных интервалах в на­ стоящее время являются нейтронные методы.

Определение водонефтяного контакта в большинстве модификаций нейтронных методов основано на аномальных нейтронных свойствах хлора, содержащегося в пластовых водах. Различие в показаниях ней­ тронных методов против нефтеносного и водоносного пластов умень­ шается с уменьшением хлоросодержания, т. е. с уменьшением пористо­ сти пласта или минерализации пластовой воды.

Достаточно надежно определить водонефтяной контакт по данным ННМ-Т и НГМ можно лишь в высокопористых коллекторах (кп> 15— 20 %) при минерализации вод не менее 150— 200 г/л. При этом приме­ нять лишь один НГМ (или один ННМ-Т) можно только в пластах, од­ нородных по пористости и глинистости. В этом случае эффект на во­ донефтяном контакте, обусловленный различием содержания хлора, не маскируется колебаниями показаний за счет изменения водородосодержания (пористости и глинистости) пород. Совместное примене­ ние НГМ и ННМ-Т позволяет выделить водонефтяной контакт в бо­ лее неоднородных пластах. Это связано с тем, что изменение водородосодержания вызывает на диаграммах НГМ и ННМ-Т изменение одного знака, тогда как цри изменении содержания в породах хлора изменение на диаграммах может быть разного знака (рис. 192, а).

Рис. 192. О пределение ВНК в неоднородных пластах путем сопоставления нормированных диаграм м Н Н М -Т и НГМ (а) и диаграмм НГМ, зареги ­ стрированных в разное время (б).

Кривые: 1,111 — /пп; II, ГУ— 1пу; пласт: 1 — нефтеносный; 2 — водоносный или об­ водненный

3 3 8

Другой способ учета и исключения влияния колебаний пористости или глинистости пласта на показания — это сравнение кривой НГМ (или ННМ-Т), зарегистрированных в разное время. Поскольку пори­ стость и глинистость пород в процессе разработки месторождения не меняются, то правильно проэталонированные диаграммы, заре­ гистрированные в разное время, расходятся лишь против интерва­ лов, которые обводнились за время между двумя замерами. Если кривые не эталонированы в сопоставимых единицах; их совмещают против явно непродуктивного интервала путем изменения масшта­ ба и смещения одной из кривых. Пример выделения обводнявшихся интервалов таким способом приведен на рис. 192, б, где совмещены два замера НГМ с двухлетним интервалом. В промежутке между дву­ мя замерами обводнился интервал 1815— 1817,5 м.

Для повышения надежности выделения пластов, изменивших свое насыщение между двумя замерами, проводят графическое сопостав­ ление показаний двух замеров (рис. 193). По совокупности 20 — 30 то­ чек для пластов с существенно различными показаниями НГМ и ННМ-Т и явно одинаковым насыщением проводят среднюю линию I и подсчитывают среднеквадратическое отклонение точек от нее ст. Ниже и выше средней линии на расстоянии двух значений а прово­ дят еще две линии II и III. Если точка для исследуемого пласта ле­ жит в полосе между линиями II и III, то считается, что его насыще­ ние между двумя линиями II и III, то считается, что его насыщение

3 3 9

При больших колебаниях пористости или глинистости пород ИННМ комплексируют с методами НГМ и ННМ-Т (или ГМ и СП). Так, при резких изменениях кп его значения по данным ННМ, ГГМ или другого метода ГИС сопоставляют с декрементом затухания плотности поля тепловых нейтронов А (рис. 195). По совокупности точек для пластов с известным насыщением проводят линию А, раз­

деляющую продуктивные и водонос­ ные пласты. Менее точно такую линию

340