СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИН Российский патент 2007 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано при определении насыщенных газом интервалов в заколонном пространстве скважин.

Широко известно применение нейтронного гамма-каротажа (НГК) для выделения газонасыщенных интервалов в заколонном пространстве скважин (С.С.Интерберг. Геофизические исследования в скважинах. М.: Недра, 1982, стр.188-192, 239, 241, 278-280). Газоносные пласты в обсаженной скважине отмечаются на кривой НТК более высокими показаниями, чем такие же по литологии и пористости водо- и нефтенасыщенные пласты.

По патенту России №2078922, Е 21 В 47/10, 1997 известен способ определения интервала перетока газа в заколонном пространстве скважины, включающий проведение нейтронного гамма-каротажа по всему стволу скважины, регистрацию диаграмм интенсивностей вторичного гамма-излучения при максимальном и полностью стравленном заколонном давлении и их сопоставление. Недостатком метода является то, что в принципе могут быть выявлены только те газонасыщенные интервалы, которые имеют гидравлическую связь с атмосферой.

Известен способ выделения газонасыщенных интервалов в заколоном пространстве скважин путем применения акустического каротажа (Б.Н.Ивакин, Е.В.Карус, О.Л.Кузнецов. Акустический метод исследования скважин. М.: Недра, 1978, стр.281). Расположение газонасыщенных интервалов определяют по уменьшению скорости и увеличению затухания продольной волны, распространяющейся по породе от излучателя к приемнику акустических волн. Однако при использовании данного способа сложно учесть искажения показаний, вызванные слоистостью и трещиноватостью пород, неровностями стенок скважины, наличием обсадной колонны и цементного кольца.

Наиболее близким к заявляемому способу, но решающим другую техническую задачу является способ использования отраженной от муфт колонны волны для оценки качества цементирования скважин (В.Д.Васюнцов, А.Н.Бижанов, Д.А.Крылов, Р.А.Шакиров. Совершенствование акустических методов контроля качества цементирования скважин. М.: Нефтяное хозяйство, 1986, №2, стр.70-74). Стандартной аппаратурой акустического контроля цементирования регистрируют сигнал, отраженный от муфтовых соединений. Для этого в канал регистрации сигнала А_р вводят задержку 2,5-3 мс, записывают амплитуду А_отр и время регистрации Т_отр отраженного сигнала. По замеру А_отр на ранних этапах схватывания цемента определяют высоту его подъема независимо от состава тампонажной смеси. По появлению А_отр регистрируют наличие незацементированной колонны. При качественном цементировании, когда волна по колонне отсутствует, существует отраженная волна, природа которой авторами не выяснена и которую используют для определения интервалов качественного цементирования.

Технической задачей заявляемого изобретения является повышение точности определения газонасыщенных интервалов в заколонном пространстве скважин.

Технический результат достигается тем, что в способе определения газонасыщенных интервалов в заколонном пространстве скважин, включающем проведение акустического каротажа по стволу скважины, регистрацию и анализ полного волнового сигнала и фазокорреляционных диаграмм, регистрируют отраженные от муфтовых соединений колонны акустические поверхностные волны после полного затухания прямых, распространяющихся от излучателя к приемникам без отражений акустических волн, наличие и положение газонасыщенных интервалов определяют по отсутствию или многократному ослаблению отраженных поверхностных волн (ОПВ).

Технический результат обеспечивается тем, что в качестве зондирующего сигнала регистрируются и интерпретируются акустические волны, а именно отраженные поверхностные волны, чрезвычайно чувствительные к наличию газа за колонной.

Установлено, что при отсутствии газа за колонной в обсаженной скважине в течение первых десятков миллисекунд после срабатывания акустического излучателя по стволу скважины распространяются поверхностные волны, которые отражаются от муфтовых соединений и могут быть зарегистрированы приемником акустического сигнала. При движении акустического прибора вдоль ствола скважины они отображаются на фазокорреляционной диаграмме в виде годографов - графиков зависимости времени прихода волны от глубины. Эти волны имеют интервальное время распространения порядка 600 мкс/м и частоту порядка 6-8 кГц. Наличие газа за колонной приводит к их исчезновению или сильному затуханию.

Газонасыщенные интервалы определяются по

- многократному снижению полной энергии зарегистрированного в окне ожидания ОПВ сигнала,

- отсутствию в зарегистрированном сигнале характерных для ОПВ частот,

- многократному ослаблению или отсутствию годографов ОПВ.

На фигуре представлено изображение волнового сигнала ОПВ в виде фазокорреляционной диаграммы при акустическом каротаже.

Заявляемый способ подтверждается примером.

При исследовании одной из скважин нефтегазового месторождения Пермской области прибором, регистрирующим обычный акустический сигнал в первые 2 мс и акустический "шум" через 20-40 мс после срабатывания излучателя, зарегистрированы ОПВ. Положительные амплитуды зарегистрированного сигнала, превышающие некоторый порог, выше шумов, отображенных белым цветом, а ниже порога - черным. ОПВ отчетливо прослеживаются на годографах в интервале продуктивных нефтенасыщенных пород и в интервале плотных пород выше продуктивного пласта, но полностью исчезают в интервале 1155 м -1245 м, включающем газоносные коллекторы и перемычки между ними. Скважина эксплуатировалась как нефтяная через перфорированный интервал 1279-1295 м. В результате эксплуатации происходило снижение газонефтяного контакта (ГНК). Методом ОПВ была установлена текущая глубина ГНК. Тот факт, что годографы ОПВ исчезли и в интервалах глинистых непроницаемых пород, примыкающих к газоносным коллекторам, свидетельствует, что для демпфирования ОПВ достаточно газонасыщенности цементного камня, находящегося за колонной.

Данная скважина, как и еще несколько других, исследовалась с целью обнаружения скоплений и перетоков газа в разрезе, наличие которых предполагалось в связи с газопроявлениями на поверхности из межколонного (между технической и эксплуатационной колоннами) пространства. В верхней части разреза описываемой скважины годографы ОПВ также исчезают, что свидетельствует о скоплении газа в заколонном пространстве скважины в интервале 715-737 м и выше глубины 680 м. Исследования по методу ОПВ в комплексе с другими методами геофизических исследований позволили выявить на месторождении техногенную залежь газа, определить, какие из скважин являются источником газа для техногенной залежи, а к каким газ подошел по латерали по проницаемым пластам.

Предлагаемый способ определения наличия газа за колонной эффективен как в интервалах коллекторов, так и в интервалах непроницаемых пород любой литологии. Если газ содержится только в цементном камне за колонной, то и в этом случае он может быть обнаружен.

Использование предлагаемого способа позволяет решать следующие задачи разведки, разработки и экологического мониторинга месторождений:

- выделение интервалов газонасыщенных пород - коллекторов,

- контроль текущего газожидкостного контакта,

- контроль отсутствия или определение наличия перетоков газа за колонной,

- обнаружение утечек газа через негерметичные муфты или другие дефекты колонн,

- обнаружение и контроль техногенных залежей газа,

- контроль подземных хранилищ газа.

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет повысить точность определения газонасыщенных интервалов в заколонном пространстве скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано при определении насыщенных газом интервалов в заколонном пространстве скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения газонасыщенных интервалов в заколонном пространстве скважин. Для этого по стволу скважины проводят акустический каротаж, регистрируют и проводят анализ полного волнового сигнала и фазокорреляционных диаграмм. При этом отраженные от муфтовых соединений поверхностные волны регистрируют после полного затухания прямых акустических волн, проходящих от излучателя к приемникам без отражений. Наличие и положение газонасыщенных интервалов определяют по отсутствию или многократному ослаблению отраженных поверхностных волн. 1 ил.

Способ определения газонасыщенных интервалов в заколонном пространстве скважин, включающий проведение акустического каротажа по стволу скважины, регистрацию и анализ полного волнового сигнала и фазокорреляционных диаграмм, отличающийся тем, что регистрируют отраженные от муфтовых соединений колонны акустические поверхностные волны после полного затухания прямых, проходящих от излучателя к приемникам без отражений, акустических волн, наличие и положение газонасыщенных интервалов определяют по отсутствию или многократному ослаблению отраженных поверхностных волн.