Аппаратура для газового каротажа и ЛБА называется автоматическими газокаротажными станциями (АГКС).
Рассмотрим схему газовоздушных линий современной газокаротажной станции (рис. 17.2).
На пути бурового раствора, вытекающего из устья скважины в отстойник, устанавливают дегазатор, в котором углеводородные газы (УВГ) выделяются из бурового раствора и, смешиваясь с атмосферным воздухом, образуют газовоздушную смесь (ГВС). Из дегазатора ГВС проходит через отстойник, где оседают капельки жидкости; реометр, который измеряет скорость движения ГВС; увлажнитель, придающий ей постоянную влажность, и нагреватель, служащий для поддержания постоянной температуры смеси, и поступает на катарометр для измерения содержания в ней УВГ.
Рис. 17.2. Схема газовоздушных линий автоматической газокаротажной станции
Катарометр представляет собой мост сопротивлений, два плеча которого выполнены в виде тонкой платиновой проволочки, нагреваемой током от источника Е2 до температуры 850 °С. Одна такая проволочка помещена в измерительную камеру, через которую прокачивается исследуемая ГВС, и образует так называемый чувствительный элемент ЧЭ. Другая, совершенно идентичная проволочка, образует компенсирующий элемент КЭ, она помещена в такую же камеру, как измерительная, но через нее прокачивается чистый воздух с той же скоростью, что и УВГ через измерительную камеру. Служит КЭ для учета охлаждающего действия движущегося газа на чувствительный элемент. При температуре 850 °С мост сопротивлений уравновешивается с помощью реостата R1, и регистрирующий прибор РП дает нулевые показания.
При наличии в ГВС, проходящей через измерительную камеру, УВГ они сгорают, выделяющееся тепло повышает температуру ЧЭ, его сопротивление увеличивается, баланс измерительной схемы нарушается и регистрирующий прибор дает показания, характеризующие суммарное содержание углеводородных газов (и легких, и тяжелых вместе) в газовоздушной смеси - 
Эти показания непрерывно фиксируются на диаграммной ленте самописца, которая протягивается синхронно с углублением скважины.
Для градуировки катарометра через него пропускают газовоздушные смеси с известным содержанием УВГ. Чувствительность газоанализатора по метану составляет 0,1%, а диапазон измерений его - от 0 до 10 %.
После катарометра ГВС проходит через вакуумметр и вакуумным насосом выбрасывается в атмосферу.
Перед катарометром отдельные порции ГВС могут быть отобраны с помощью отводной линии для последующего покомпонентного анализа, позволяющего определить содержание в ГВС каждого из УВГ - от метана до гексана. Эти пробы отбираются по заданной программе (например, через 1 м проходки скважины) или по команде оператора в специальный пробоотборник емкостью около 200 см3. Пробоотборник представляет собой стеклянный стакан, в котором помещен баллон из полиамидной пленки. От баллона отходит трубка, через которую проба газа поступает в него из схемы газовоздушных линий станции или отбирается из него на анализ, а в пробке стакана имеется трубка, которую подключают либо к вакуум-насосу, либо к компрессору (рис. 17.3).
При отборе пробы трубку подключают к вакуум-насосу, полиамидный мешок раздувается и засасывает пробу ГВС, при подключении трубки к компрессору в стакан закачивается воздух, который выдавливает пробу из мешка для анализа.
Для покомпонентного анализа используется устройство, которое называется хрома-термографом. Основными узлами его являются дозатор Д, разделительная колонка РК, пламенно-ионизационный детектор ПИД и прибор регулируемого нагрева ПРН (рис. 17.4).
Разделительная колонка представляет собой стеклянную трубку, заполненную сорбентом - веществом с большой удельной поверхностью. Поверх трубки намотана спираль нагревателя, подключенного к ПРН.
При анализе проба ГВС из дозатора выдувается на разделительную колонку. При комнатной температуре сорбент в РК впитывает все углеводородные газы, кроме метана.
Рис. 17.3. Устройство дозатора
Рис. 17.4. Схема хроматографа газокаротажной станции
Метан проходит через РК и поступает на пламенно-ионизационный детектор ПИД. В ПИД находится горелка, в которой сжигается водород, поступающий с генератора водорода (Ген. Н2). Сопло горелки расположено между электродами, на которые подается высокое напряжение. Пламя чистого водорода почти не содержит ионов, и его электропроводность близка к 0, поэтому регистрирующий прибор, включенный в цепь электродов, фиксирует нулевой ток. При сгорании углеводородных газов образуются ионы, число которых пропорционально числу атомов углерода в молекуле УВГ и его концентрации. Благодаря этому в цепи электродов протекает ток. Амплитудное значение этого тока регистрируется самописцем РП на диаграммной ленте, протягиваемой с постоянной скоростью, т.е. в функции времени.
Таким образом, при анализе пробы первое показание РП пропорционально содержанию в ней метана Q (рис. 17.5).
Через некоторое время Т2 ПРН повышает температуру разделительной колонки, из нее выделяется этан и РП фиксирует его содержание - С2.
Еще через некоторое время Тз температура РК повышается еще больше, и РП фиксирует содержание пропана Сз и так далее, до гексана Св. Через интервал времени Т7 через РК прокачивается чистый воздух для ее очистки и охлаждения. Весь цикл измерения одной пробы занимает около 6 мин. Перед началом работ хроматермограф калибруют пропусканием через него эталонной смеси с содержанием 
около 2% и определяют пересчетный коэффициент 
(17.2)
Рис. 17.5. Примерный вид хроматограммы компонентного анализа углеводородных газов нефтяного месторождения
Кроме параметров 
на газокаротажной станции регистрируется еще продолжительность проходки 
, и расход бурового раствора на выходе из скважины 
, л/с.
Последние два параметра необходимы для того, чтобы рассчитать коэффициент разбавления газа в буровом растворе Е, м3/м3 и от Гсум перейти к приведенному газосодержанию Гпр, м3/м3 (т.е. к количеству газа в м3, содержащемуся в каждом м3 горной породы, поскольку содержание УВГ в ГВС не равно их содержанию в самой породе из-за разубоживания газа в буровом растворе и не полного извлечения его из раствора в
дегазаторе).
(17.3)
где Кд - коэффициент дегазации, который показывает, во сколько раз содержание газа в буровом растворе выше, чем в газовоздушной смеси;
Е - коэффициент разбавления, который показывает, во сколько раз объем бурового раствора, прокачанного через скважину, больше объема горной породы, разрушенной за то же время при бурении.
Kд определяют опытным путем, сравнивая количество УВГ, извлеченное дегазатором из раствора, с их полным содержанием в растворе. Последнее определяют посредством глубокой дегазации раствора.
Коэффициент разбавления рассчитывают, зная продолжительность проходки τ и расход бурового раствора 
(17.4)
где d — диаметр скважины;
l - интервал углубления скважины.
С учетом того, что в эту формулу d подставляют в см, г измеряется в мин./м, 
~ в л/с, а Е - в м3/м3, окончательное значение
(17.5)
Диаграммная лента, на которой регистрируются показания Гсум, т и с помощью сельсинной передачи протягивается синхронно с углублением бурового снаряда, поэтому при газовом каротаже различают действующую Нд и истинную Нист глубину скважины.
Действующая глубина - это та, которую показывает счетчик глубин на АГКС, т.е. глубина забоя скважины в каждый момент.
Истинная глубина - это та глубина, к которой относятся результаты измерения Гсум, полученные в данный момент.
, (17.6)
где ΔН называется глубиной отставания, она представляет собой интервал углубления скважины за то время Тот, которое тратит буровой раствор на движение от забоя скважины до поверхности
(17.7)
Время отставания 
определяют либо расчетным путем, как
либо экспериментально, как половину промежутка времени, потраченного каким-либо индикатором, добавленным в буровой раствор (краситель анилин), на движение от устья скважины до забоя и обратно.
Для и г действующая глубина совпадает с истинной 
.
В настоящее время механический и газовый каротаж выполняются с помощью станций геолого-технологических исследований (ГТИ), аппаратура которых обеспечивает не только регистрацию вышеперечисленных, но и многих дополнительных параметров, характеризующих процесс бурения (частоту вращения ротора, вес бурового инструмента, вращающий момент ротора, давление промывочной жидкости и ее уровень в емкостях), а также свойства промывочной жидкости (плотность, вязкость, температуру и сопротивление). Одновременно на станциях ГТИ исследуется и шлам.
Для выполнения люминесцентно-битуминологического анализа в комплект станции ГТИ входит люминоскоп. Внутри у него имеется приспособление для установки пробирки с жидкой пробой и для исследования твердых проб. Пробы бурового раствора отбирают вблизи устья скважины объемом около 200 см, разбавляют в 2-3 раза чистой водой, часть пробы заливают в пробирку и ведут визуальное наблюдение за ее свечением в люминоскопе. Свечение исследуемой пробы сравнивают со свечением эталонной и таким образом определяют содержание нефти в пробе и качество нефти.
Пробы шлама перед люминесцентным анализом промывают в воде до полного удаления глинистого материала, высушивают и измельчают. Содержание битумов в пробе определяют также посредством сравнения их свечения со свечением эталонной пробы.
Контрольные вопросы
1. В чем заключается механический каротаж?
2. Каковы преимущества механического перед др. видами каротажа?
3. Какие породы отличаются максимальной и какие минимальной
продолжительностью проходки?
4. Каков состав углеводородных газов на нефтяных и газовых
месторождениях?
5. Поясните схему газовоздушных линий газокаротажной станции.
6. Чем отличается суммарное газосодержание Гсум от приведенного ГПР?
7. Каким образом изучают покомпонентный состав углеводородных газов?
8. В чем заключается люминесцентно-битуминологический анализ ЛБА?
9. Что такое истинная и действующая глубина скважины при газовом каротаже?
10. Как рассчитать время отставания бурового раствора?
Лекция 18
РАЗДЕЛ III
ОПЕРАЦИИ В СКВАЖИНАХ
Этот раздел ГИС включает методы исследования технического состояния самих скважин и выполнение ряда работ (операций) в них.
Кавернометрия
Кавернометрия (КМ) заключается в измерении среднего диаметра буровой скважины.
Дело в том, что фактический диаметр скважины не всегда определяется диаметром бурового наконечника (долота). Так, на хрупких породах (ископаемых углях, например), в зонах дробления диаметр скважин увеличивается по сравнению с номинальным dH; из-за выкрашивания и вывалов пород в скважине образуются каверны. Каверны образуются и в глинистых пластах из-за размывания глин в процессе бурения. Уменьшение диаметра по сравнению с номинальным наблюдается обычно против пластов-коллекторов. Благодаря хорошей проницаемости в них залавливается буровой раствор. Из-за малого диаметра пор в пласт проникает только фильтрат (жидкая основа) бурового раствора, а глина оседает на стенках скважины, образуя глинистую корку, которая уменьшает диаметр скважины.
Рис. 18.1. Пример правильной (а) и неправильной (6) установки обсадной трубы в скважине
Знание диаметра скважины необходимо для решения как технических, так и геологических задач.
Так, например, знать диаметр скважины нужно для того, чтобы правильно установить обсадную трубу в
скважине (см. рис. 18.1), рассчитать объем цемента, необходимого для закрепления обсадных колонн, правильно выбрать скважинные приборы для каротажа.
Знание диаметра скважины необходимо при количественной интерпретации результатов таких методов, как КС, БКЗ, БК, ИК, ГК, НГК и др., а также для литологического расчленения разреза (рис. 18.2).
Приборы для измерения диаметра скважины называются каверномерами. Они бывают различными по конструкции: рычажными, фонарными, управляемыми и неуправляемыми. В любом случае в них имеется какой-то следящий механизм, скользящий по стенке скважины, и преобразователь положения этого механизма в электрический сигнал, чаще всего, посредством изменения активного сопротивления электрической цепи.
На рис. 18.3 показана нижняя часть рычажного каверномера.
Рис. 18.2. Зависимость среднего
диаметра скважины от литологии
разреза
Рис. 18.3 Устройство каверномера рычажного
К корпусу этого скважинного прибора крепятся на шарнирах 3 подпружиненных рычага, образующих следящий механизм. Нижние концы рычагов скользят по стенке скважин. Один из рычагов управляет ползунком переменного сопротивления Rd, два других служат для центрирования каверномера по оси скважины (поэтому измеряемый параметр и характеризует средний диаметр скважины). Перед спуском такого каверномера в скважину его рычаги прижимаются к корпусу и удерживаются в этом состоянии с помощью специального чашеобразного замка, который по достижении снарядом забоя раскрывают с помощью специального электромагнита, на который подают питание с поверхности.
Каверномер фонарного типа (рис. 18.4) не нуждается в замковом устройстве, конструкция его рычагов, на виде сбоку напоминающих китайский фонарик, обеспечивает ему хорошее прохождение как вверх, так и вниз по скважине. На этом же рисунке изображена электрическая схема измерений с каверномером.
Перед спуском прибора в скважину выполняют градуировку прибора. Для этого на концы рычагов одевают кольца известного диаметра, и соответствующие им показания регистрирующего прибора записывают на диаграммной ленте в виде своеобразных ступенек. Масштаб записи регулируют посредством изменения питающего тока.
Современные каверномеры имеют абсолютную погрешность порядка ±0,5 см, микрокаверномеры-до±0,1 см.
Рис.18.4. Схема измерений со скважинным каверномером и пример записи результатов градуировки каверномера
Профилеметрия
Профилеметрия - это измерение сразу нескольких диаметров в одном поперечном сечении скважины. Необходимость в таких измерениях возникает потому, что скважины не всегда имеют сечение круговой формы. На глинах, алевролитах и др. непрочных породах часто образуются так называемые "желоба" со стороны висячего бока наклонной скважины -трубы бурового набора, имеющие диаметр меньший, чем буровой наконечник, проделывают углубление в стенке скважины - желоб. Такие же углубления может образовывать и каротажный кабель при подъеме скважинного прибора (рис. 18.5).
Рис. 18.5. Образование желоба в висячем боку наклонной буровой скважины
Эти желоба создают опасность "прихвата" бурового снаряда или скважинного прибора при их подъеме. Возможно также изменение сечения обсаженной скважины из-за неравномерного действия горного давления и сжатия обсадных труб.
При профилеметрии обычно измеряют 2 взаимно перпендикулярных диаметра с помощью 2 пар рычагов, каждый из которых управляет своим реостатным (или индуктивным) преобразователем, вырабатывающим электрический сигнал, пропорциональный отклонению рычагов от корпуса СП.
Имеются также приборы, называемые радиусомерами. Такой прибор имеет 8 рычагов, каждый из которых управляет своим реостатным преобразователем. Кроме того, в нем имеется еще и датчик положения прибора относительно апсидальной плоскости, т.е. вертикальной плоскости, проходящей через ось скважины в точке измерения. Этот 
датчик (рис. 18.6, б) представляет собой кольцевой реостат (реохорд), установленный перпендикулярно продольной оси СП. Начало реохорда совмещено с положением первого рычага. Подвижный контакт реохорда снабжен грузиком, благодаря которому контакт располагается в апсидальной плоскости скважины в стороне, противоположной той, куда направлен забой скважины. Сопротивление участка реохорда от начала до подвижного контакта определяет положение первого рычага относительно апсидальной плоскости, положение последней относительно сторон света определяют по результатам инклинометрии. В СП радиусомера имеется переключатель, который по команде с поверхности производит опрос всех датчиков, включая датчик ориентировки прибора. В наземном измерительном пульте содержится также указатель позиций скважинного переключателя.
Результаты измерений с радиусомером представлены на рис. 18.6, а.
Рис. 18.6. Результаты измерений со скважинным радиусомером СПР-1 (а) и конструкция датчика положения радиусомера относительно апсидальной плоскости скважины (б)
Инклинометрия
Инклинометрия - это измерение углов искривления буровой скважины.
Буровые скважины задают либо вертикальными, либо наклонными, исходя из геологических или технических соображений. Наклонные скважины приходится бурить при добыче нефти с морских платформ, с насыпных оснований в болотистых районах Западной Сибири, чтобы, не меняя положения буровой вышки, вскрыть нефтяную залежь в нескольких местах (рис. 18.7, б), наклонными бурят и дополнительные стволы, ответвляющиеся от основного. На рудных месторождениях наклонные скважины задают при разведке крутопадающих рудных тел (рис. 18.7, а). В процессе бурения скважины могут отклоняться от заданного направления - искривляться.
Рис. 18.7. Расположение наклонных скважин при разведке рудной (а) и нефтяной (б) залежи в Западной Сибири
Положение скважины в пространстве определяется ее глубиной и двумя угловыми параметрами - зенитным и азимутальным углами.
Зенитный угол - это угол между осью скважины и вертикалью.
Азимутальный угол - это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией скважины.
Иногда прибегают к такому термину как угол наклона скважины - это угол, дополняющий зенитный до 90°.
Знать углы искривления необходимо, чтобы правильно определить, в какой точке пространства скважина пересекает полезное ископаемое, на какой истинной глубине, чтобы по видимой мощности рассчитать истинную, т.е. чтобы не допустить ошибок при подсчете запасов. Приборы для измерения искривления скважин называются инклинометрами.
Наибольшим распространением пользуются электроинклинометры с датчиком азимутального угла в виде буссоли с магнитной стрелкой.
Упрощенная электрическая схема такого инклинометра приведена на рис. 18.8,
Рнс. 18.8. Упрощенная электрическая схема скважинного инклинометра
Датчик азимутального угла представляет собой буссоль с магнитной стрелкой. Вместо лимба с отсчетами в ней имеется кольцевой реостат (реохорд) 
а магнитная стрелка снабжена контактом, скользящим по этому реостату.
Датчик зенитного угла - это отвес, положение которого преобразуется в электрический сигнал с помощью аналогичного реохорда
Оба датчика размещены в поворотной рамке, снабженной осью, совпадающей с продольной осью СП, и эксцентричным грузиком. Под действием грузика рамка устанавливается так, что плоскость качания отвеса совпадает с апсидальной плоскостью скважины, плоскость буссоли располагается горизонтально благодаря горизонтальной оси, закрепленной в поворотной рамке, и собственному грузику буссоли.
Начало реохорда азимутального угла совмещено с плоскостью качания отвеса и смотрит в сторону направления нижнего конца прибора.
При измерениях, которые выполняют поточечно, контакты магнитной стрелки и отвеса прижимают с помощью специального арретирного устройства к соответствующим реохордам и поочередно (в зависимости от положения переключателя Ш) измеряют величину сопротивления между началом каждого из реохордов и его подвижным контактом. Величина этих сопротивлений характеризует, соответственно, азимутальный и зенитный углы.
Измерения углов искривления проводят через 20, 50 или 100 м в зависимости от глубины скважины.
Кроме электроинклинометров, есть еще так называемые одноразовые инклинометры. Эти инклинометры также имеют буссоль и отвес, но их положение просто фиксируется в приборе с помощью часового механизма и определяется визуально после извлечения прибора из скважины. Одноразовые инклинометры свободно опускают в устье скважины и через некоторое время извлекают с помощью бурового инструмента. Измерения производятся силами буровой бригады без привлечения геофизической службы.
Инклинометры с магнитной стрелкой не пригодны для измерений в обсаженных скважинах или скважинах, пересекающих магнитные руды.
В таких случаях используют гироскопические инклинометры. В этих приборах датчиком азимута служит раскрученный гиромотор - гироскоп, уравновешенный в карданном подвесе. Уравновешенный, т.е. подвешенный за центр тяжести, гироскоп обладает свойством сохранять постоянной ориентировку оси своего вращения. Как магнитная стрелка смотрит северным концом на северный полюс, так и уравновешенный гироскоп, как его ни поворачивай, направляет свою ось туда, куда она смотрела при его раскручивании.
Зенитный угол в гироскопическом инклинометре измеряется с помощью такого же отвеса, как и в других инклинометрах.
Абсолютная погрешность описанных инклинометров по азимутальному углу составляет ±4-5°, а по зенитному - ±0,5°.
Точность измерения зенитного угла может быть повышена при использовании датчика, предложенного автором совместно с проф. А.В. Давыдовым. Конструкция датчика приведена на рис. 18.9. Он состоит из цилиндрической измерительной камеры, в которую залита жидкость с высокими отражающими свойствами, например, ртуть. Выше на оси прибора находится источник света и кольцевой фотоприемник. При вертикальном положении датчика на фотоприемник попадает наибольшее количество света, и он вырабатывает максимальный сигнал.
Рис. 18.9. Жидкостный датчик угла наклона скважины, предложенный А.В. Давыдовым и И.Г. Сковородниковым
При отклонении датчика от вертикали часть отраженных лучей уходит за пределы фотоприемника, и его выходной сигнал уменьшается.
Дополнительное достоинство такого датчика -возможность непрерывного измерения зенитного угла. Описанный датчик признан изобретением СССР (авт. свид. №1509518).
Вопросы обработки результатов инклинометрии и построения инклинограмм будут рассмотрены нами на практических занятиях.
Пластовая наклонометрия
Пластовая наклонометрия (ПН) заключается в определении угла и азимута падения пластов, пересеченных скважиной.
Скважинный прибор для ПН представляет собой комбинацию из 3-х датчиков, предназначенных для записи диаграмм ПС, МСК, СЭЗ, ГК или КМВ, расположенных в одной горизонтальной плоскости под углом 120° друг к другу. Прибор дополняется устройством для определения его ориентировки относительно апсидальнои плоскости скважины.
На рис. 18.10 изображен такой наклономер, пересекающий наклонный контакт пород, обладающих различными свойствами, например, разной магнитной восприимчивостью. Датчики 1, 2, 3 в этом случае должны быть датчиками КМВ. Если бы скважина пересекала контакт по нормали к нему, скачок на диаграммах, записанных всеми тремя датчиками, наблюдался бы на одной и той же глубине, т.к. все датчики перешли бы контакт одновременно.
При наклонном пересечении скважиной контакта сначала его пересечет датчик 1, затем 2 и только потом датчик 3 (при движении наклономера снизу вверх). Соответственно, и аномалии, зафиксированные этими датчиками, придутся на разную глубину (рис. 18.10).
Разработаны приемы, с помощью которых по разности глубин 
можно рассчитать угол встречи скважины и контакта и, следовательно, зная зенитный угол скважины, определить угол падения пласта. Направление падения определяют с помощью датчика ориентировки прибора относительно апсидальнои плоскости.
Рис. 18.10. Принцип действия пластового наклономера: а - расположение датчиков наклономера; б - диаграммы, зарегистрированные этими датчиками на контакте пород с различными физическими свойствами
Для более подробного знакомства с методом пластовой наклонометрии рассмотрим устройство и принцип действия пластового наклономера НП-3 (рис. 18.11).
В этом приборе имеются 3 электрода для записи диаграмм МСК. Они располагаются по окружности прибора через 120° и питаются от источника постоянного тока Е через диоды Д1-ДЗ.
В левом положении переключателя Ш на электроды подается "-" питающего напряжения, диоды Д1-ДЗ включены в прямом направлении и измерительные приборы И1-ИЗ регистрируют 3 диаграммы МСК. Токовая цепь замыкается через поверхностное заземление, к которому подключается "+" источника (плата П1-5). Через каждые 50-100 м зонд останавливают и определяют его ориентировку относительно апсидальнои плоскости скважины.
 |
Рис. 18.11. Принципиальная электрическая схема пластового наклономера НП-3
Для этого переключатель П1 переводят в правую позицию. В результате ко всем 3 жилам подключается "+" источника тока, а к "земле" - "-". Диоды Д1-ДЗ закрываются, и ток через электроды 1-3 не проходит. Зато открывается диод Д4, и ток проходит через электромагнит ЭМ, который между 2 и 3 жилами кабеля подключает датчик ориентировки скважинного прибора. Этот датчик устроен так же, как и в радиусомере (см. рис. 18.6, б). Начало реохорда датчика совмещено с положением 1 электрода. Сопротивление датчика измеряют регистратором И4, после чего возвращают переключатель П1 в правую позицию и продолжают подъем.
По разности в глубинах аномалий, записанных тремя регистраторами И1-ИЗ, и по данным инклинометрии скважины вычисляют угол и азимут падения пластов, пересеченных скважиной.
Контрольные вопросы
1. Почему каверномер измеряет средний диаметр скважины?
2. Для чего нужно знать средний диаметр скважины?
3. На каких породах фактический диаметр больше номинального?
На каких меньше? На каких породах они равны?
4. Для чего нужна профилеметрия скважин?
5. Дайте определение зенитному и азимутальному углу скважины.
6. В чем заключаются недостатки скважинного электроинклинометра с магнитной стрелкой?
7. Почему такой инклинометр нельзя использовать в обсаженных
скважинах?
8. В чем, на Ваш взгляд, заключается разница между
гироскопическим инклинометром и гирокомпасом?
9. Какие задачи решают с помощью пластовых наклономеров?
10. Каким образом определяют геологи угол и азимут падения
пластов, пересеченных скважиной?
Лекция 19
Цементометрия скважин
Цементометрия — это исследования, имеющие целью оценку качества цементирования обсадных колонн (ОК) в скважинах.
Эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях по окончании бурения обсаживают стальными колоннами, пространство между колонной и стенкой скважины заполняют цементом высоких марок и только после этого вскрывают продуктивные пласты с помощью перфораторов, чтобы открыть доступ нефти (или газа) из пласта в скважину (рис. 19.1).
Цементирование ОК необходимо для предотвращения затрубных перетоков подземных вод из ниже- и вышележащих пластов в продуктивные горизонты.
Качество цементирования характеризуется:
· высотой подъема цемента в затрубном пространстве;
· полнотой и равномерностью заполнения затрубного пространства
цементом;
· степенью сцепления цементного камня (ЦК) с колонной и с
породой.
Определение высоты подъема цемента в затрубном пространстве — эта операция называется еще "отбивкой цементного кольца" (ОЦК) —проще всего производится методом термометрии в течение 6-24 часов после заливки цемента (см. лекцию 15, рис. 15.15).
Определить высоту подъема цемента можно также с помощью метода радиоактивных изотопов. Для этого в цемент добавляют какой-либо искусственный радионуклид с небольшим периодом полураспада (например, 
=8 дней), или размельченную урановую руду с
забалансовым содержанием U. Недостаток этого метода - необходимость соблюдения правил техники безопасности при работе с радиоактивными веществами. Зато этот метод позволяет не только выполнить ОЦК, но и оценить полноту заполнения затрубного пространства цементным камнем, если детектор у-излучения поместить во вращающийся экран с прорезью.
Изучение равномерности заполнения затрубного пространства цементным камнем успешно осуществляется методом ГТК. При этом используется различие в плотности цементного камня (1,8-2,0 г/см3) и жидкости (1,0-1,2 г/см3), заполняющей пустоты. Приборы для γ-γ-цементометрии содержат несколько зондов ГПС, состоящих из источника 
и отделенного от него свинцовым экраном детектора рассеянного γ-излучения.
В аппаратуре ЦМТУ-1 таких зондов 3, и они расположены в одной плоскости под углом 120° друг к другу (рис. 19.2).
Рис. 19.1. Схема оборудования эксплуатационной скважины на нефтегазовом месторождении
Рис. 19.2. Расположение датчиков скважинного гамма-гамма-цементомера в поперечном сечении скважины
В цементомере ЦФ-4 их 4, расположеных под углом 90° друг к другу. Мощность источника около 50 мкКи, счетчики - газоразрядные. Каждый счетчик экранирован так, что на него попадает рассеянное у-излучение только с той стороны, где он примыкает к колонне. Такие цементомеры как бы осматривают скважину изнутри по 3 или 4 образующим. Интервалы, где цементный камень (ЦК) отсутствует или не полностью заполняет затрубное пространство, отмечаются как участки пониженной плотности. Одновременно решается задача ОЦК.
Однако γ-γ-цементометрия не позволяет исследовать распределение цемента по всему периметру скважины в ее поперечном сечении.
Изучение степени сцепления цемента с колонной и с горной породой определяется только по данным акустической цементометрии (АКЦ). Если колонна труб не имеет сцепления с цементом, свободна, то упругие колебания, возбужденные в ОК, не передаются цементному камню, и упругая волна распространяется по колонне со скоростью 5200 м/с при относительно небольшом ослаблении.
В случае качественной заливки и при хорошем сцеплении, между колонной и цементом имеется акустический контакт, упругие колебания в колонне возбуждают такие же колебания в цементном камне, в связи с чем большая часть их энергии рассеивается на пути между источником и приемником. Приемник регистрирует значительное ослабление и быстрое затухание этих колебаний.
Амплитуда первого вступления Ар обычно меньше амплитуды последующих колебаний, поэтому в АКЦ регистрируется величина Ак, характеризующая амплитуду нескольких колебаний - выпрямленный сигнал 3 периодов волны в условных единицах - мВ, в виде непрерывной кривой.
Хорошее сцепление цемента со стенкой скважины проявляется повышенным временем Т пробега волны со значительной амплитудой колебаний Ап, т.к. в этом случае большая часть энергии упругих колебаний распространяется по горной породе с характерной для этой породы скоростью. Для большинства осадочных горных пород эта скорость меньше, чем скорость в стальных трубах (см. табл. 16.3). Исключение составляют только крепкие, окремнелые известняки, для которых Vp достигает 7000 м/с. Таким образом, совместное рассмотрение кривых Ак и Т позволяет определить высоту подъема цемента в затрубном пространстве (ЗТП), полноту заполнения ЗТП цементом, качество сцепления цемента с колонной, а при благоприятных условиях - и с горной породой.
Акустические цементомеры, как правило, представляют собой двухэлементный акустический зонд с кольцевым магнитострикционным излучателем и кольцевым пьезоэлектрическим приемником. Длина зонда -около 2,5 м. Источник и приемник изолированы друг от друга акустически - резиновыми поглотителями колебаний. Источник вырабатывает пачки ультразвуковых импульсов с частотой 25 кГц. Частота следования пачек -12,5 Гц. Сигналы с приемника усиливаются и передаются на поверхность, где обрабатываются и фиксируются в виде трех диаграмм: Ак- амплитуды волны, пришедшей по колонне, А„ - амплитуды волны, пришедшей по породе и Т — времени прихода волны с наибольшей амплитудой. Кроме того, предусмотрена возможность регистрации волновых картин с определенным шагом дискретизации. Имеются программы для обработки и интерпретации данных АКЦ на ЭВМ.
На рис. 19.3 представлены результаты АКЦ для нескольких частных случаев.
Рис. 19.3. Результаты акустической цементометрии: а - при отсутствии цемента в затрубном пространстве; б - при полном заполнении затрубного пространства и хорошем сцеплении цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины; в- при частичном заполнении затрубного пространства цементным камнем
В случае отсутствия цемента в затрубном пространстве (а) пришедшая первой волна по колонне имеет максимальную амплитуду. Этому случаю соответствуют высокие показания на кривой Ак и низкие – Аn и Т. В случае полного заполнения ЗТП и хорошего сцепления (б) волна, пришедшая по колонне, имеет малую амплитуду, пришедшая позднее волна по породе - большую. Этому случаю соответствует минимум на кривой Ак и повышенные показания Ап и Т. В случае неполного заполнения ЗТП (в) первой приходит волна по колонне, Т минимально, на кривых АкиА„ - промежуточные показания.
Таким образом, АКЦ является наиболее универсальным и информативным методом оценки качества цементирования скважин.
