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 [100].

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.

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 р_п відкладів (ПО) і самочинних (природних) потенціалів (ПС) гірських порід (рис. 4.11). Питомим опором породи називається опір, виміряний між протилежними гранями куба і виражений в Ом-метрах (скорочено Омм).

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 (по-тенціал-зонди, градієнт-зонди різної довжини) і приладами для індук­ційного, бокового, мікро- і мікробокового каротажу (рис. 4.12). Під час бокового каротажу (БК) струм вимушено проходить радіально через породи в шарі заданої товщини через відповідно розміщені електроди, 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 промивною рідиною з різною електропровідністю.

Рис. 4.11 - Криві електрокаротажу і низькочастотного акустичного каротажу навпроти пластів різного насичення: 1 - колектор; 2 - неколектор; 3 -нафта; 4 - вода; а_р, а_s - амлітуди відповідно повздовжних і поперечних хвиль; ПС - електрокаротажна крива самочинної поляризації; р„ - електрокаро-тажна крива питомого електричного опору. Виміри ПС і р„ - під час почат­кового насичення; виміри акустичного каротажу - після заводнення пласта

Рис. 4.12 - 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; а_к - позірна питома електропровідність, См/м; Дф - різ­ниця фаз напруженості електромагнітного поля, градуси; є - діелектрична проникність навколишнього середовища

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.

Магнітні методи грунтуються на відмінності магнітної проникності і магнітної сприйнятливості різних гірських порід. У нєобсаджених наф­тових і газових свердловинах з метою виділення пластів-колекторів, оцін-

ки 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).

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. 4.13). В обох підгрупах виділяють стаціонарні та імпульсні методи.

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

До геофізичних методів дослідження можна віднести й акустичний каротаж (див. вище), призначений для дослідження якості цементного кільця, а також виділення пластів різного насичення (див. рис. 4.11). 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. У 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

Рис. 4.13- Криві теплових дифузійних нейтронних параметрів - тривалості життя теплових нейтронів т 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

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:

(4.4)

де v, - швидкість поширення звукової хвилі; t_p - 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 застосовується метод резисти-виметрії (див. вище). 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: р = 145/(245 - °Ве), де °Ве - соленість в градусах Боме). Резистивимет-ром 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 із 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.

Задачі промислово-геофізичних досліджень

Промислово-геофізичні дослідження формують основне інформаційне забезпечення процесів ремонту свердловин. Задачі промислово-геофізич­них досліджень при ремонтних роботах 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 видобуваної продукції [390].

При виконанні поточного ремонту свердловини, зумовленого різкою зміною продуктивності за безводної продукції або пов'язаного зі зниженням приймальності її, задачами промислово-геофізичних досліджень можуть бути: оцінка стану вибою (наявність осаду); уточнення глибини інтервалу перфорації і місцезнаходження елементів глибинного устаткування (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 нафто-газонасиченості.

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 (див. вище). У загальному випадку, навіть в однорідному пласті з достатньо великою вертикальною проникністю, спостерігається випереджальне обводнення в підошовній частині і відставання його в покрівельній за рахунок прояв-/ лення 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 відбувається обводнення пласта, що має кращі колекторські властивості незалежно від його місцезнаходження в розрізі. Аналогічна картина спостерігається і в газових родовищах за пружноводонапірного режиму.

При 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 діянь і впливу корозійноагресивних рідин кріплення стовбура свердловини може порушуватися, тоді між нафтовим пластом і сусідніми водоносним та газоносним пластами виникає гідрогазодинамічний 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 є негерметичним 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 запомповується 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 здійснюється запомповування 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 привибійноїзони, 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 прострілю-вально-вибухової апаратури та багатоциклових трубних пластовипро-бовувачів [390].

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

Перед початком промислово-геофізичних досліджень свердловину заповнюють рідиною необхідної густини до гирла, а експлуатаційну колону шаблонують до вибою.

Промислово-геофізичні дослідження проводять: а) в інтервалі об'єкта розробки; б) вище пластів, які експлуатуються.

Основна мета досліджень в інтервалі об 'єкта розробки полягає у визначенні джерел обводнення продукції свердловини, а також в оцінці стану вироблення запасів та насичення колектора.

Для визначення джерел обводнення продукції в діючих свердловинах здійснюють комплексні вимірювання високочутливими термометрами, гідродинамічним і термокондуктивним витратомірами, густиномірами (рис. 4.14), вологомірами (рис. 4.15), резистивиметром (рис. 4.16), ім­пульсним генератором нейтронів. Склад комплексу залежить від дебіту рідини і вмісту води в продукції. Прив'язування виміряних параметрів до глибини здійснюють за допомогою локатора муфт і гамма-каротажу.

Рис. 4./4-Кривагамма-густинометрії

під час зміни складу потоку рідини в Рис. 4.15- Крива вологометрії в інтер-

інтервалі фільтра свердловини: 1, 2- валі фільтра свердловини: 1 - неколек-

неколектор (глина, вапняк); 3 - колек- тор; 2 - колектор; 3 - інтервал припливу

тор; 4 - нафта; 5 - нафта з водою (обвод- рідини; 4 - нафта; 5 - вода; п_в - вміст води

нена нафта); 6 - пластова вода; 7 - прісна у водонафтовій суміші; б - діелектричана

вода; 8 - інтервал припливу рідини; р - проникність діелектрика (нафти, води, їх

густина рідини (суміші вод і нафти) суміші), що заповнює конденсатор

Для виділення обводненого пласта (пропластка) серед інших пер­форованих пластів і визначення заводненої товщини колектора за високої мінералізації води (не менше 100 г/л) здійснюють додаткові дослідження імпульсними нейтронними методами (ШМ) як у працюючих, так і в зупинених свердловинах. У разі обводнення маломінералізованою чи прісною водою запомповують мінералізовану воду з концентрацією солей

Рис.4.16 - Крива індукційної рези-стивиметрії в інтервалі фільтра свердловини: 1 - неколектор; 2 - ко­лектор; 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 у стовбурі свердловини); о_к -електрична провідність, См/м; індекси н. і в. позначають відповідно нафту і воду

понад 100 г/л і здійснюють вимірювання ШМ до і після запомповування. Ці дослідження комплексують з дослідженнями високочутливим термо­метром для встановлення інтервалів поглинання запомпованої води і виділення інтервалів заколонної циркуляції.

У випадку дослідження пластів з підошовною високомінералізованою водою (понад 100 г/л), які частково розкриті перфорацією, за вимірами ШМ судять про шляхи надходження води до інтервалу перфорації -підтягування води по присвердловинній зоні колектора чи по заколонному простору через канали негерметичності цементного кільця.

Обводнені інтервали (пропластки) виявляють також комплексними гідродинамічними і геофізичними дослідженнями шляхом селективного випробування цих інтервалів на приплив з використанням двох пакерів (зверху і знизу).

Оцінку стану вироблення запасів і величини коефіцієнта залишкової нафтонасиченості в перфорованому пласті перевіряють дослідженнями ШМ в процесі почергового запомповування в пласт двох водних розчинів, які відрізняються мінералізацією. За результатами вимірювання пара­метру часу життя теплових нейтронів у пласті визначають значини коефіцієнта залишкової насиченості. Технологія робіт передбачає запом­повування 3-4 м³ розчину на 1 м товщини колектора. Запомповування розчину здійснюють окремими порціями з вимірюванням параметра до стабілізації його величини.

Геофізичні дослідження під час ремонту нагнітальних свердловин в інтервалі об 'єкта розробки здійснюють для оцінки герметичності заколонного простору, контролю за якістю відключення окремих пластів. Для цього виконують вимірювання високочутливим термометром і гідро­динамічним витратоміром, запомповуванням радіоактивних ізотопів. Додатково перетікання мінералізованої води (понад 50 г/л) за межі інтервалу перфорації досліджують ІНМ.

Для виявлення перетікань запомповуваної води у водонагнітальних свердловинах можна використовувати імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж (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 нагнітали мінералізовану воду, то для виявлення перетікань необ­хідно запомповувати прісну воду. До і після запомповування 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 нагнітали прісну воду, то для виявлення перетікань рідини в неї необхідно запомповувати мінералізовану воду.

Геофізичні дослідження в інтервалі вище експлуатаційних пластів здійснюють з метою контролю технічного стану свердловин, тобто з метою:

а) виявлення місцезнаходження порушень герметичності (місцезна­
ходження негерметичності) обсадної колони;

б) виділення інтервалу надходження води до місця порушення герме­
тичності, інтервалів заколонних міжпластових перетікань;

в) визначення висоти підняття і стану цементного кільця за обсадною
колоною;

г) визначення стану вибою свердловини, місцезнаходження інтервалу
перфорації і технологічного обладнання;

ґ) визначення рівня рідини в міжтрубному просторі свердловини;

д) визначення місць прихоплення ліфтових труб у стовбурі сверд­
ловини.

Негерметичність обсадної колони визначають у процесі роботи або запомповування у свердловину води (повітря) в інтервалі, який не пере­критий НКТ, за вимірами витратоміром, термометром і локатором муфт. Додатково застосовують свердловинний акустичний телевізор (для визначення лінійних розмірів і форми порушень обсадної колони), товщи­номір (з метою уточнення компонування обсадної колони і ступеня її корозії).

Інтервал можливих перетікань рідини чи газу між пластами в разі герметичної обсадної колони встановлюють за результатами досліджень високочутливим термометром, запомповуванням радіоактивних ізотопів (міченої рідини) і методами нейтронного каротажу для виділення зон вторинного газонакопичення (рис. 4.17).

Контроль за ремонтно-ізоляційними роботами при нарощуванні цементного кільця за експлуатаційною колоною, кондуктором, кріплення порід привибійної зони здійснюють акустичним або гамма-гамма-цемен-томіром за методикою порівняльних вимірювань до і після виконання ізоляційних робіт.

Для контролю глибини опускання у свердловину обладнання (НКТ, гідроперфоратора, пакерів), інтервалу і товщини відкладів парафіну, місцезнаходження статичного і динамічного рівнів рідини в колоні, стану штучного вибою застосовують один із нейтронних методів (нейтронний гамма-каротаж, нейтрон-нейтронний каротаж) або метод розсіяного гамма-випромінювання (див. рис. 4.5 і 4.6).

Для визначення інтервалів перфорації і контролю за станом колони застосовують локатор муфт, свердловинний акустичний телевізор (CAT), індукційний дефектоскоп (ДСІ), апаратуру контролю перфорації (АКП), мікрокаверномір (рис. 4.18).

Ознаками успішного виконання ремонтних робіт, окрім названих вище, вважають:

1) в інтервалі об'єкта розробки - зниження або усунення обводненості продукції, збільшення дебіту свердловини по нафті і/чи газу;

2) при усуненні негерметичності колони - позитивні результати випро­бувань на герметичність;

3) при ізоляції верхніх вод, які надходять у свердловину через канали порушення цілісності колоні або виходять на поверхню по затрубному простору - відсутність надходження води.

Оцінку результатів робіт зі збільшення і підновлення продук­тивності і приймальності свердловин, вирівнювання профілю поглинання, додаткової перфорації здійснюють шляхом зіставлення вимірів високо­чутливим термометром і гідродинамічним витратоміром за методикою зіставлення результатів до і після ремонтних робіт, а також зіставлення

Рис. 4.17- Конфігурації реєстраційних кривих методів термометрії і міченої ре­човини за наявності перетікання рідини по цементному кільцю в затруб-ному просторі свердловини: 1 - глина; 2 - пісковик; 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; ПО - електрокаротажна крива питомого електричного опору; Т- температура; / - кількість імпульсів за хвилину; ГК, НГК - гамма-каротаж і нейтронний гамма-каротаж; ПС - крива самочинної поляризації; р_п - позірний питомий електричний опір

результатів ІНМ під час запомповування рідин у пласт.

Геофізичними методами здійсню­ють оцінку стану насичення колекторів, які складають об'єкти переходу на інші пласти чи приєднання пластів. За наяв­ності мінералізації води в продукції по­над 50 г/л проводять дослідження ІНМ.

У разі переведення видобувної свердловини під нагнітання обов'язко­вими є дослідження гідродинамічним витратоміром і високочутливим тер­мометром, які дають змогу виділити віддаючі (приймаючі) інтервали і оцінити ступінь герметичності 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 із Гвинтовою 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 свердловин

Він 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 свердловини, ефект Джоуля-Томсона (або дросель­ний ефект), калориметричний ефект.

Рис. 4.19- Схематичні криві тер­мометрії під час припливу у 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 у стовбурі працюючої свердловини вище інтервалу продуктивного розрізу; 7 - інтервали припливу газу і рідини у стовбур свердло­вини; Н, Т- глибина і температура у свердловині

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, звичайно, 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. 4.19).

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 І 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 потоку, який надходить із пласта, 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. 4.20).

Рис. 4.20 - Профілі припливу рідини за даними методів механічної і термо-кондуктивної дебітометрій: 1 - неколектор; 2 - колектор; 3 - інтервал при­пливу; / - профіль припливу рідини (диференціальний профіль); II - дебітограма (інтегральний профіль); Δ Т і - різниця температур між показами термометра нижче і вище і'-го інтервалу припливу

У стовбурі водонагнітальної свердловини ефект Джоуля-Томсона і калориметричний ефект відсутні, а спостерігається тільки процес теп­лообміну між нагнітальною водою або газом і стінками свердловини. То­му для виділення інтервалу поглинання можна використовувати термо­грами зупиненої на 1-2 тижні свердловини. На цих термограмах погли-

наючі воду інтервали мають від'ємні температурні стрибки (аномалії), що пояснюється охолодженням поглинаючих інтервалів у процесі тривалого нагнітання води.

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

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

У випадку виявлення затрубної циркуляції в нафтових свердловинах внаслідок руху рідини в затрубному просторі буде відмічатися зміна температури рідини, яка заповнює свердловину.

У разі виявлення перетікання нагнітальної води в непродуктивні пла­сти у водонагнітальних свердловинах записують термограми в процесі нагнітання води і через певні проміжки часу після зупинки свердловини. Якщо нагнітальна 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 вздовж стов­бура. Тоді знімають контрольну термограму, після чого знову викликають приплив сторонньої води і знімають повторну термограму. Місце припливу сторонньої води (місце порушення цілісності 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 легкоки-плячою 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

Рис. 4.21 - Пакерний сверд­ловинний 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

розширення, чутливий елемент яких - ртутний стовпчик. У свердловинному термометрі ТГБ-1М використовується принцип вимірю­вання за допомогою пружини з біметалевої стрічки високої чутливості. У даний час най-ширше 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°С розроблено свердловинні електронні тер-мометри.

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, які 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 (вер-тушкові), пружинно-по­плавкові та із загальмованою турбінкою на струнній підвісці. У цих приладах швидкість обертання турбінки перетворюється в елект­ричний сигнал за допомогою обертальних тур­бінок з магнітокерованим кон-тактним перетво­рювачем. Для скерування всієї рідини через прилад внутрішній переріз колони або стовбура свердловини може перекриватися пакерами різних типів: а) керованими гідравлічними (гу­мовими), під оболонку яких за допомогою на­соса нагнітається рідина зі свердловини; б) механічними ліхтарного типу з електромеха­нічним приводом, які складаються з центра­тора, виготовленого з пружних пластин і чохла, надітого на ці пластини; в) механічними парасольними, які складаються з рівномірно роз-

Рис. 4.22 - Безпакерний свердловинний витра­томір: 1 - головка приладу; 2 - постійний магніт; З - магнітокерований контакт; 4 - струменескеро-вувальний ліхтар; 5 - чотирилопатева турбіна; 6 -підп'ятник турбіни; 7 - пружина; 8 - штовхач; 9 -важіль центрувального ліхтаря

ташованих по колу металевих пелюстків; г) кільцевими (звичайно некерованими), виготовленими з гуми або іншого еластич­ного матеріалу (рис. 4.21). Найбільш поши­реними є механічні пакери ліхтарного типу з електромеханічним приводом [390].

Для дослідження водонаг-нітальних свердловин без НКТ застосовують ви­тратоміри з високими верхніми межами вимірювань (1000-5000м³/доб) і великим діаметром корпуса (80-135мм), безпа-керні (рис. 4.22) і з некерованим пакером. Мало-габаритні витратоміри для випробу­вання водонагнітальних свердловин ма­ють діаметр корпуса не більше 42мм і за­безпечені центраторами [390].

Опускають (піднімають) прилад у фон­танну свердловину із закритою викидною засувкою зі 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 зні­мання профілів припливу або поглинання не повинна пере-вищувати 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. 4.20).

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 виявляють 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 перетікання нагнітальної води в непродуктивні горизонти).

Герметичність експлуатаційної колони у водонагнітальних сверд­ловинах визначають шляхом вимірювання швидкості протікання в колоні нагнітальної води біля гирла і дещо вище інтервалу перфорації. Обидва вимірювання проводять в одному режимі нагнітання води. Рівність швид­костей протікання в зазначених точках свідчить про герметичність експлуатаційної колони і поглинання всієї нагнітальної води продуктивним пластом. Якщо ж швидкість потоку біля гирла є вищою, ніж біля покрівлі верхнього інтервалу перфорації, то це свідчить про поглинання частини нагнітальної води через порушення цілісності експлуатаційної колони. За різницею у швидкостях потоку визначають кількість води, яка погли­нається.

Для встановлення місця порушення цілісності колони визначають швидкість потоку на різних глибинах по стовбуру свердловини, наприклад, у ході піднімання витратоміра з кроком через кожні 100 м. Після вияв­лення різниці у швидкостях потоку в межах інтервалу первинного 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 води. Останнє зу-

мовлює необхідність знімання профілю припливу в процесі самовиливан-ня при кожному дослідженні водонагнітальної свердловини витрато­мірами.

Основні промислово-геофізичні методи досліджень з оцінки ефек­тивності оброблянь привибійної зони гідророзривом, термогазохіміч-ним діянням і запомповуванням 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-каро-тажем.

Застосування термометрії базується на відмінності температури води, яку запомповують у пласт під час гідророзриву, від пластової температури, в результаті чого місцезнаходження тріщин може бути зафіксовано за аномаліями температурного поля. У разі термогазохіміч-ного 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 при-свердловинної 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. 4.23, 4.24) [390].

Для прикладу на рис. 4.25 показано форми кривих термометрії, витра­тометрії і методу міченої речовини для оцінки ефективності оброблень привибійної зони гідрозривом, термогазохімічним діянням і запомопо-вуванням кислоти [390].

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 запомповування у свердловину рідини-пісконосія і протиску-вальної рідини проведено вимірювання радіоактивності гамма-каротаж-ним 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 вимірюваннями гамма-каротажу показує, що зменшення ра­діоактивності (в даному випадку пов'язане з відтисненням активованого

Рис. 4.23 - Диференціальний та інтегральний профілі припливу рідини до і після скерованого кислотного оброблення трьох свердловин

Рис. 4.24 - Приклад підтвердження причини зниження продуктивності пласта через випадання осаду у стовбурі свердловини: 1 - вапняк; 2 - пісковик; 3 - шина; 4 - аргіліт; 5 - нафта; 6 - вода; 7 - інтервал перфорації; ПС - електрокаротажна крива самочинної поляризації; р_п - електрокаротажна крива позірного пито­мого електричного опору; Q - дебіт; р - густина рідини

піску в глибину пласта) відбувається в нижньому пласті. У верхньому пласті помітної зміни радіоактивності не спостерігається, хоч вона є знач­но вищою природної радіоактивності пласта, яка зареєстрована до почат­ку робіт із 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 сверд-ловина-пласт) одержано в нижньому пласті продуктивного розрізу.

Рис. 4.25 - Приклади оцінки ефективності оброблянь привибійної зони пласта геофізичними методами. Виділення інтервалу: а - охопленого гідро-розривом, б - обробленого кислотою, в і г - Охопленого термогазохімічним діянням; J-III- номери вимірювань; 1 - глина; 2 - пісковик; 3 - алевроліт; 4 -аргіліт; 5 - вапняк; 6 - інтервал оброблення; 7 - інтервал фільтра; ПС - крива самочинної поляризації; р_п - крива позірного питомого електричного опору

У випадку б метод міченої речовини застосовано для оцінки ефектив­ності кислотного оброблення привибійної зони пласта. Тут також в інтервал перфорації запомповано кислоту, активовану радіоактивним ізотопом, але на відміну від розглянутого вище випадку використано несорбуючий породами ізотоп йоду ¹³⁷J. Інтервалу, обробленому кисло­тою, відповідають підвищені і високі значини інтенсивності на першій кривій гамма-каротажу. У процесі протискування кислоти значно змен­шилась (вимір II), а потім взагалі зчезла (вимір III) 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 привибійну зону пла­ста. Три термограми, які зареєстровані після виконання 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 привибійної 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 привибійну зону пласта застосовано метод витратометрії. До робіт у свердловині з пороховим генератором тиску приймальність свердловини становила 60-70 м³/доб. Після оброблення присвердловинної зони пласта пороховими газами приймальність зросла до 700 м³/доб., внаслідок чого виявилась охопленою запомповуванням уся ефективна товщина пласта. Застосування способу термогазохімічного діяння на привибійну 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 привибійної 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.