Акустические методы

                                                                                      Содержание

 

 

Введение…….……………………………………………………………..…………4

 

1. Физические предпосылки применения метода…...……………….….………..6

 

2. Задачи решаемые методом при контроле качества цементирования скважин……………………………………………………………………………...10

 

3. Интерпретация результатов ……………………...………………………….….14

 

4. Применяемая аппаратура………….………………………………………….…18

 

Заключение…………………………………………………………………….……21

 

Список использованной литературы…..………………………………………….22

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                   

 

 

 

 

                                                     Введение

 

Для детальных геологических  исследований, решения вопроса о  наличии полезных ископаемых, а также  для подсчетов их запасов бурят скважины, которые изучают с помощью геофизических методов исследования скважин (ГИС). ГИС необходимы также для надежной интерпретации результатов исследований полевыми геофизическими методами.

          ГИС применяют для решения геологических и технических задач. К геологическим задачам, в первую очередь, относят литологическое расчленение разрезов, их корреляцию, выявление полезных ископаемых и определение параметров, необходимых для подсчета запасов. К техническим задачам относят изучение инженерно-геологических и гидрогеологических особенностей разрезов, изучение технического состояния скважин, контроль разработки месторождений нефти, газа и угля, проведение прострелочно-взрывных работ. В данном учебнике основное внимание уделено изучению задач геологического характера.

           Акустический каротаж (АК) основан на изучении характеристик упругих волн ультразвукового и звукового диапазона в горных породах. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и воспринимаются приемниками, расположенными в той же скважине.

          Скважины бурят с целью изучения геологии, поисков и разведки месторождений нефти, газа, угля, руд, пресных и термальных вод, строительных материалов, решения задач гидрогеологии и инженерной геологии. Основное число скважин бурят при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, где методы ГИС имеют особенно большое значение. В процессе бурения горные породы претерпевают изменения.                                                                Плотные прочные породы изменяются мало. Диаметр скважины в них близок к номинальному (т.е. приблизительно равен диаметру долота). В породах рыхлых, трещиноватых, склонных к гидратированию и размыву, образуются каверны. Существенные изменения происходят при разбуривании  коллекторов, содержащих те или иные пластовые флюиды (нефть, газ, воду), так как во избежание неконтролируемых выбросов при бурении осуществляют репрессию на пласт, т.е. гидростатическое давление  промывочной жидкости поддерживают выше пластового давления. В результате возникает фильтрация скважинной жидкости в проницаемые пласты. Исходный флюид — нефть, газ, пластовая вода — оттесняется, образуется зона проникновения, диаметр которой может превышать номинальный диаметр скважины на несколько сантиметров, десятков сантиметров и даже метров. Наличие этой зоны существенно усложняет определение характера насыщения пласта. Подвергшуюся наибольшему  воздействию часть зоны проникновения называют промытой зоной. Размеры пор пород-коллекторов обычно не превышают сотен микрометров, что меньше размера глинистых частиц промывочной жидкости. Поэтому в пласт проникает лишь фильтрат жидкости, глинистые же частицы осаждаются на стенке скважины, уменьшая ее диаметр, таким образом, уменьшение диаметра скважины за счет образования глинистой корки характеризует, как правило, наличие проницаемого интервала.

          Долговечность эксплуатации скважин в основном определяется качеством цементирования обсадных колонн. Качественное крепление колонн нефтяных и газовых скважин является одной из важнейших задач службы бурения. При низком качестве цементирования результаты опробования пластов, выполняемые на этапе разведки нефтегазовых месторождений, могут оказаться неверными, в результате чего продуктивные горизонты могут быть не обнаружены. Нарушение изоляции нефтеносных и водоносных пластов в эксплуатационных скважинах приводит к преждевременному обводнению добываемой продукции и к резкому сокращению производительности скважин. Некачественное цементирование нагнетательных скважин может приводить к прорывам закачиваемых вод, неравномерному заводнению пласта и, следовательно, к снижению конечной нефтеотдачи.

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

          Геологические условия многих газовых месторождений требуют применения облегченных тампонажных растворов. Для снижения плотности растворов используют наполнители из глинопорошка или газонаполненных стеклянных микросфер. Наполнитель из микросфер (мс) представляет собой легкий сыпучий порошок белого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы размером в пределах 15-200 мкм, преимущественный диаметр 12-125 мкм. Вырабатывают микросферы из натриево-боросиликатного стекла.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

       

  1 Физические предпосылки, применение метода

 

          Горные породы являются упругими телами, которые под действием внешней возбуждающей силы, претерпевают деформации объема (растяжение и сжатие) и деформации формы (сдвига).

          Последовательное распространение деформации называется - упругой волной. Первое отклонение частицы от положения покоя называется - вступлением волны.

          В акустическом каротаже различают (регистрируют) несколько типов волн:

          -  продольные волны связаны с деформациями объема твердой или жидкой среды, а поперечные с деформациями только твердой среды. Продольная волна представляет собой перемещение зон сжатия и растяжения вдоль луча, а поперечная - перемещение зон скольжения слоев относительно друг друга в направлении перпендикулярном лучу. Продольные волны распространяются в 1,5-10 раз быстрее поперечных;

          - упругие (акустические) волны, как и все прочие волны, характеризуются определенным набором свойств. К этим свойствам относят: частоту волны, длину волны, скорость и амплитуду (затухание).

При проведении акустического  каротажа наибольший практический интерес  представляют два параметра волн – скорость и амплитуда. Следовательно, горные породы вскрытые скважиной можно изучать как по скорости распространения колебаний, так и по их затуханию.

          Простейший измерительный зонд АК (рис.1) содержащий в своем составе излучатель (И) упругих волн звукового (2-20 кГц) и ультразвукового(2-60 кГц) диапазонов частот и расположенный от него на определенном расстоянии (1,4-3,5 м) широкополосный приемник.

          Для проведения АК применяются и более сложные трех – и более элементные приборы.

          Акустический каротаж на преломленных волнах предназначен для измерения интервальных времен Dt (Dt =1/v, где v – скорость распространения волны, м/с), амплитуд А и коэффициентов эффективного затухания a преломленной продольной, поперечной, Лэмба - Стоунли продольных волн, распространяющихся в горных породах, обсадной колонне и по границе жидкости, заполняющей скважину, с горными породами или обсадной колонной. Единицы измерения – микросекунда на метр (мкс/м), безразмерная (для А) и a-децибел на метр (дБ/м) соответственно.

          Данные АК применяют: для литологического расчленения разрезов и расчета упругих свойств пород; локализации трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряженного состояния пород; определения коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинно-каверновой) пористости коллекторов и характера их насыщенности; выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах; расчета синтетических сейсмограмм и интеграции результатов скважинных измерений с наземными и скважинными сейсмическими данными.

          Измерения выполняют в необсаженных и, при определенных ограничениях, обсаженных скважинах, заполненных любой негазирующей промывочной жидкостью.

 

         Схема работы скважинного прибора акустического каротажа.

Итак, данные АК применяются для решения следующих задач:

В открытом стволе:

          Литологическое расчленение разреза.

          -  Определение коэффициента пористости коллекторов.

          - Определение кинематических свойств горных пород для корреляции данных сейсморазведки.

В обсаженной скважине:

          -  Контроля качества цементажа эксплуатационных колонн.

          -  Контроля технического состояния труб эксплуатационной колонны.

Акустический метод контроля качества цементажа, использующий свойства преломленной волны, позволяет:

          -  определять высоту подъема сформировавшегося цементного кольца (при определенных условиях);

          -  определять интервалы бездефектного цементного кольца;

          - выделять интервалы с дефектами цементного кольца и оценивать размеры дефектов;

           -  определять влияние механических и других воздействий на состояние цементного кольца.

          При излучении упругого импульса в обсаженной скважине, вдоль оси скважины, распространяются упругие волны различного типа (см. рис 2). В общем случае, при наличии контакта цементного камня с колонной и горной породой, волновые картины, представляют собой волну по обсадной колонне(1), продольную волну(2) по горной породе, поперечную волну(3) по горной породе, гидроволны(4) по промывочной жидкости, поверхностные волны(5) Лэмба –Стоунли. Можно выделить следующие параметры сигналов ВК:

          -  Т1-время распространения от излучателя до первого приемника первой положительной фазы колебаний, превышающей по амплитуде установленный пороговый уровень Ип;

           -  Т2- время распространения от излучателя до второго приемника первой положительной фазы колебаний, превышающий по амплитуде установленный пороговый уровень Ип;

          -  А1п-амплитуда сигнала первой положительной фазы колебаний, которая превышает установленный пороговый уровень Ип, и регистрируется  во временном окне, открывающемся в момент времени Т1;

         -  А2п-амплитуда сигнала первой положительной фазы колебаний, которая превышает установленный пороговый уровень Ип, и регистрируется  во временном окне, открывающемся в момент времени Т2 на втором приемнике;

          -  А1к-амплитуда упругих волн, регистрируемая в фиксированном временном окне, которое устанавливается в интервале прихода на первый приемник первого положительного вступления волны по колонне;

          -  А2к-амплитуда упругих волн, регистрируемая в фиксированном временном окне, которое устанавливается в интервале прихода на второй приемник первого положительного вступления волны по колонне.

Кинематические и динамические параметры упругих волн, распространяющихся в околоскважинном пространстве, изучают по результатам измерений широкополосного акустического каротажа.                        Кинематические параметры характеризуют скорость и направление этих волн в породах, динамические –затухание энергии и их частотные особенности.

          Для регистрации этих параметров используют схему приведенную на рисунке.

           Расстояние от излучателя до приемника П называется размером (длиной) зонда-L1, L2,

расстояние между сближенными  одноименными преобразователями-базой  зонда Dl.

          Информация  регистрируется в виде волновых картинок ВК, фазокорреляционных диаграмм(ФКД), и кривых.

            

 

                                                

 

           ФКД-графическое отображение изменения сигнала, снятых с приемника при его перемещении по скважине (рис.3)

           Волновая картинка - графическое отображение электрического сигнала, снятого с приемника в конкретной точке наблюдения.

         Интервальное время Dt(измеренное время распространения волны на фиксированной базе DL) определяется по формуле Dt = t2-t1 /DL ,мкс/м

Для пока нальных параметров t1, t2 ,A1, A2, точками записи (рис3) являются:

для первого канала –  середина расстояния от ближнего приемника до излучателя (точка О1)

для второго - середина расстояния от дальнего приемника до излучателя (точка О2)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

         2 Задачи решаемых методов при контроле качества

 

          Контроль качества цементирования обсадных колонн в нефтегазовых скважинах является одним из важнейших видов геофизических исследований, выполняемых промыслово-геофизическими предприятиями страны при строительстве и эксплуатации скважин.

          Контроль качества цементирования скважин (КЦС) заключается в исследовании состояния цементного кольца в заколонном пространстве скважины с целью определения степени изоляции продуктивных и водоносных пластов друг от друга и остальной части геологического разреза скважины.

          В настоящее время одним из основных геофизических методов контроля КЦС является акустический метод, основанный на возбуждении в скважине импульсов упругих колебаний и регистрации головных волн, распространяющихся вдоль оси скважины по обсадной колонне и горным породам.

         Акустические цементомеры с трехэлементными зондами интегрального типа позволяют определять средние по периметру обсадной колонны характеристики цементного кольца за обсадной колонной, поэтому они используются для общих (массовых) исследований обсадных колонн по всему стволу с целью определения интервалов с бездефектным цементным кольцом и выделения интервалов с дефектами цементирования.

          Акустические цементомеры интегрального типа не позволяют определять тип дефектов цементирования (объемный или контактный), оценивать размеры дефектов и их ориентацию в пространстве. Эта информация необходима для оценки возможности ликвидации дефектов цементирования при ремонтно-изоляционных работах в скважине. Поэтому в интервалах с дефектами цементирования выполняют дополнительные детальные исследования с применением различных геофизических методов.