Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

А Д AMИРОВ,
С.Т.ОВНАТАНОВ,
А.С.ЯШИН
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ^СКВАЖИН
РЕКОМЕНДОВАНО
Управлением организации труда, заработной платы
и рабочих кадров Министерства нефтяной промышленности
в качестве учебника
для подготовки и повышения квалификации бурильщиков
и помощников бурильщика капитального ремонта скважин
МОСКВА «НЕДРА» 1975
УДК 622.276
Амиров А. Д., Овнатанов С. Т., Яшин А. С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1975, с. 344.
Учебник посвящен одной из актуальных задач нефтегазодобывающей промышленности — капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин (особенно его разновидности — восстановлению бездействующих скважин методом зарезки и бурения второго ствола), имеющему большое значение в стабилизации добычи нефти и газа на старых площадях.
В книге в соответствие с программой для обучения бурильщиков и ном. бурильщиков приведены общие сведения по нефтепромысловой геологии, технике и технологии добычи нефти и газа.
Рассмотрены вопросы подземного и капитального ремонта скважин, организации этих процессов и экономики.
Учебник предназначен для подготовки и повышения квалификации бурильщиков и цом. бурильщиков капитального ремонта скважин.
Табл. 47, ил. 132, список лит. 18 назв.
П.~ 04o(Ul) — 7о
157-75 © Издательство «Недра», 1975
ПРЕДИСЛОВИЕ
Большие и ответственные задачи поставлены решениями XXIV съезда КПСС перед работниками нефтяной и газовой промышленности.
К концу девятой пятилетки, в 1975 г., добыча нефти в целом по стране должна быть доведена до 480—500 млн. т и добыча газа — до 300—320 млрд. м3. Помимо ввода в промышленную разработку новых месторождений в Западной Сибири, Коми АССР, в Оренбургской области, Средней Азии, на Каспийском море, в Белоруссии и в северных районах страны, намечены значительное повышение эффективности разработки старых месторождений и стабилизация уровня добычи нефти на длительно разрабатываемых площадях. В этих целях предстоит вдвое увеличить фонд скважин по раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, автоматизировать работу РИТСов, довести добычу нефти за счет использования методов искусственного воздействия на пласт до 75% от добываемого объема.
Значительно должна быть улучшена работа над действующим фондом скважин по сохранению в строю каждой скважины, повышению коэффициентов нефтеотдачи пластов, вводу скважин в эксплуатацию из бездействующего фонда.
Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Нефть и газ не только наиболее дешевые виды топлива, но и важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов (синтетического каучука, химических удобрений, моющих средств, пластмасс, синтетических тканей, прочных и легких строительных материалов и др.). Именно поэтому партия и правительство уделяют большое внимание быстрому развитию добычи нефти и газа — этих важнейших и прогрессивных отраслей народного хозяйства страны.
О бурном развитии нефтегазодобывающей промышленности в годы девятой пятилетки свидетельствуют следующие данные. Ежегодный прирост добычи нефти в 1974—1975 гг. составит 30—35 млн. т, т. е. столько, сколько добывалось нефти в целом по стране в 1950 г. В таких же все возрастающих темпах будет производиться добыча природного и попутного нефтяного газов.
Известно, что для добычи нефти и газа необходимо пробурить до глубины залегания продуктивных нефтегазовых пластов специальные скважины и соответствующим образом оборудовать их.
В настоящее время у нас в стране эксплуатируется свыше 65 тыс. нефтяных скважин и в простое находится несколько тысяч.
Многие из эксплуатационных скважин почти беспрерывно действуют в течение нескольких десятилетий. За это время на таких скважинах периодически проводится подземный ремонт, для чего необходимо широкое использование технических и технологических средств и их дальнейшее усовершенствование.
Поэтому первейшей задачей является разработка, организация производства и внедрения комплексных передвижных, полностью механизированных и автоматизированных агрегатов, создание облегченного инструмента, в том числе ловильного освобождающейся конструкции, передвижных лабораторий — заводов по приготовлению глинистых растворов, контролю за их качеством и очистке от шлама; автоматических устройств и приборов по контролю, регулированию и дистанционному управлению всеми процессами по капитальному ремонту скважин. Важное значение имеют разработка и внедрение новых прогрессивных технологических процессов по быстрому восстановлению нормальной работы длительно бездействующих скважин.
Другой не менее важной задачей является подготовка технически грамотных и опытных кадров, способных обеспечить высокое качество работ по подземному ремонту скважин.
Целью настоящей книги является ознакомление молодых кадров нефтяной промышленности с основами нефтепромыслового дела, обучение современным технологическим процессам, ознакомление с оборудованием и инструментом, применяемым при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин, обучение правильному, технически грамотному ведению работ на этом важном участке нефтяной и газовой промышленности.
Глава I написана д-ром геол.-минерал, наук, проф. G-. Т. Овната-новым совместно с канд. техн. наук К. А. Карапетовым; главы II и IV — д-ром техн. наук А. Д. Амировым; глава III — инж. А. С. Яшиным; глава V — К. А. Карапетовым, С. Т. Овнатановым и А. С. Яшиным; глава VI — Н. П. Макаровым и В. А. Авакяном.
ГЛАВА I
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
ПО НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
ПОНЯТИЕ О НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ И НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Скопления нефти встречаются не во всех горных породах. Открытые до настоящего времени промышленные их скопления содержатся главным образом в осадочных породах: песках, песчаниках, известняках — продуктах разрушения основных горных пород, составляющих земную кору и называемых изверженными породами.
В течение сотен миллионов лет изверженные горные породы, разрушенные в результате внешних процессов (колебаний температуры, работы ветра, воды, жизнедеятельности организмов), выносились в море и осаждались слоями, один над другим, образуя пласты. Так, постепенно в морях скопились большие толщи осадочных пород, состоящих из различных пластов песка, глины и известняка. По мере отложения осадков одни пласты покрывались другими и, прогибаясь под их тяжестью, опускались. Нижние породы под давлением вышележащих пород уплотнялись. Так, из песка при уплотнении образовался песчаник, из известковых остатков животных — известняк, из глины — сланец и т. д.
Все осадочные горные породы имеют поры, т. е. свободные пространства между зернами; эти поры могут быть заполнены водой или нефтью. Отдельные поры сообщаются между собой, образуя тонкие извилистые каналы, по которым нефть может перемещаться.
Залежью нефти (газа) называют скопление нефти (газа) в природных пористых породах.
Пласты пористой породы, поры которой заполнены нефтью, называются нефтяными пластами или горизонтами.
Совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к одному и тому же участку земной поверхности и подчиненных в процессе своего образования единой тектонической структуре, называется нефтяным месторождением. В частном случае, когда нефтяное месторождение содержит всего лишь одну залежь нефти, понятия о нефтяном месторождении и нефтяной залежи совпадают.
ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРНЫЕ ФОРМЫ СКЛАДОК НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Пласты осадочных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов воздымались или опускались в целом, либо относительно друг друга, а также изгибались в складки различной формы.
Рис. 1.1. Антиклиналь:
1 — песок, пропитанный водой; 2 — песок,
пропитанный нефтью; 3 — песок серый,
4 — глина серая; 5 — глина бурая; 6 —
глина красно-бурая
Рис. 1.2. Синклиналь: 1—6 — см. рис. 1.1
Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями (рис. 1.1); складки вогнутые, направленные выпуклостью вниз, называются синклиналями (рис. 1.2).
; х х х х х х х х
X X X X X X
х х х х х х х
ХХХХХХХХХХХХХХ
ххххххххххххххх <ххххххххххххххххх ххххххххххххххххххх
ХХХХХХХХ'ХХХХХХХХХХХХ
Рис, 1.3. Моноклиналь
Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть — сводом складки. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) называются крыльями. Антиклиналь, у которой крылья имеют угол наклона, почти одинаковый во все стороны, называется куполом.
6
a i
Рис. 1.4. Сброс
Большинство нефтяных залежей мира обнаружено в антиклинальных складках.
Обычно одна складчатая система слоев представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклинали заполнены водой, так как они занимают нижнюю часть структуры.
Структурами, благоприятными для скопления нефти, являются также моноклинали.
Моноклиналь —_ однокрылая складка, у которой пласты наклонены лишь в одну сторону (рис. 1.3).
При образовании складок пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, получается трещина, по которой пласты перемещаются относительно друг друга.
Такое перемещение пластов при их разрыве называют сбросом. Величина вертикального смещения пластов называется амплитудой сброса. На рис. 1.4 правая от плоскости а—а часть пластов осталась на месте, а левая сместилась на амплитуду сброса Ъ. Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).
Геологические нарушения (сбросы, взбросы) оказывают большое влияние на распределение нефти — в одних случаях они способствуют скоплению ее, в других, наоборот, могут явиться путями обводнения нефтяных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.
НЕФТЬ И ЕЕ СВОЙСТВА
Нефть и нефтяной газ по химическому составу являются в основном смесью углеводородов, содержащихся в них в самых различных сочетаниях и определяющих их физические и химические свойства.
Углеводородами называются различные и весьма сложные соединения углерода и водорода.
В настоящее время известно множество различных соединений углерода и водорода, различающихся между собби характером сцепления атомов углерода и водорода и числом этих атомов в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм ртутного столба и температуре 0° С) находятся в газообразном состоянии (попутный нефтяной газ), другие — в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).
Содержание углерода (С) в нефти составляет 82 ~ 87% по массе, водорода (Н) — 11 ~ 14%. Кроме углерода и водорода, в нефти содержатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах другие химические элементы.
В зависимости от преобладания в нефтях тяжелых или легких углеводородов различают нефти легкие и тяжелые.
Товарные качества нефтей определяют путем лабораторной разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефти она начинает кипеть. При этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие углеводороды, имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают испаряться более тяжелые.
Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350° С.
Пары нефти, подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают, и они снова превращаются в жидкость, представляющую собой группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее в начале испаряются самые легкие — бензиновые фракции, затем более тяжелые — керосиновые, затем соляровые и т. д.
Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале от 40 до 200° С, являются бензиновыми, от 150 до 300° С — керосиновыми, от 300 до 400° С — соляровыми, при 400° С и выше — масляными.
По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на малосмолистые — при содержании смол не более 8%, смолистые — при содержании смол от 8 до 25%, высокосмолистые — при содержании смол свыше 25%. ,
По содержанию парафина нефти делятся также на три группы: беспарафшшстые — с содержанием парафина до 1 %; слабо парафи-нистые — с содержанием парафина от 1 до 2%; парафинистые — с содержанием парафина свыше 2%.
Содержание в нефти большого количества смолистых и парафини-стых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость осуществления особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.
По содержанию серы нефти подразделяют на малосернистые — с содержанием серы до 0,5%. сернистые — с содержанием серы от 0,5 до 1,9%, высокосернистые — с содержанием серы более 1,9%.
Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество и вызывает осложнения при добыче, перекачке и переработке нефти вследствие усиленной коррозии металлического оборудования.
В промысловой практике по величине плотности нефти ориентировочно судят о ее качестве. Как известно, плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м*
8
являются наиболее ценными, так как обычно они содержат больше бензиновых и масляных фракций.
Важнейшим физическим свойством любой жидкости, в том числе и нефти, является вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.
Различают динамическую и кинематическую вязкости.
За единицу вязкости в Международной системе СИ принимают вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1 Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с. Размерность динамической вязкости в системе СИ Па • с (паскаль X X секунда).
Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па-с. В промысловой практике для определения вязкости пользуются единицами пуаз (П) или сантипуаз (сП): 1 П = 0,1 Па-с; 1 сП = 1Q-3 Па-с.
Динамическая вязкость воды при +20° С равна 0,1 П, или 1 сП.
Вязкость нефтей в зависимости от их характеристики и температуры изменяется от 1 сП до нескольких десятков сантипуазов. Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже 200 сП (0,1—0,2 Па-с) и более.
Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости к плотности.
В международной системе (СИ) единицей кинематической вязкости служит 1 м2/с. На практике часто пользуются внесистемной единицей кинематической вязкости, называемой стоксом (1 С = = 10-* м2/с).
Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей, во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения производят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУ^, где индекс t указывает температуру опыта.
За число градусов условной вязкости при данной температуре t принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из этого же прибора при температуре 20° С.
С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа вязкость нефти также значительно уменьшается.
На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость ее в пластовых условиях всегда меньше, чем на поверхности.
НЕФТЯНЫЕ ГАЗЫ, ИХ СВОЙСТВА
Газы, добываемые из нефтегазовых залежей совместно с нефтью, называют нередко попутными нефтяными газами.
Попутный нефтяной газ представляет собой смесь следующих углеводородов: метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов — метан; в газах, получаемых из нефтяных и газовых месторождений, метана содержится от 40 до 95% по отношению ко всему количеству газа.
Одним из основных свойств углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отношение массы определенного объема газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше (табл. 1.1).
Таблица 1.1 Физические свойства углеводородов, входящих в состав нефтяных газов
Относитель-
Углеводороды Химическая формула ная плотность по воздуху Масса 1 м", кг Критическая температура, °С Критическое давление, кгс/см2
Метан СН4 0,554 0,714 —82,5 47,3
Этан санв 1,038 1,34 +32,2 49,8
Пропан CgHg 1,522 1,97 +96,8 43,4
Бутан С4Ню 2,006 2,60 +152,0 38,7
Пентан CsHia 2,490 3,22 +197,2 34,1
Примечание. 1 кгс/см2 « 0,1 МПа.
В табл. 1.1 приведены данные, характеризующие физические свойства углеводородов, входящих в состав нефтяных газов. Различие в физических свойствах углеводородов, из которых состоит нефтяной газ, естественно, отражается и на его свойствах. Так, чем больше в нефтяном газе легких углеводородов — метана и этана, тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии.
Пропан и бутан также относятся к газам, но легко переходят в жидкость, даже при небольших давлениях.
Вообще давление, необходимое для перевода газообразного углеводорода в жидкость, т. е. упругость паров данного углеводорода, тем больше, чем меньше его плотность.
Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура (табл. 1.1) равна минус 82,5° С.
В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов, газы разделяются на сухие и жирные. Под сухим газом подразумевается естественный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Жирным
ю
газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, что из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.
На практике принято считать жирным газом такой, который в 1 м3 содержит более 60 г газового бензина. При содержании в 1 м3 газа меньше 60 г газового бензина газ называют сухим. Жирные газы добывают в основном с легкими нефтями. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана.
Нефтяные газы, кроме углеводородов, содержат в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.
Состояние газа характеризуется давлением р, температурой Т и объемом V. Соотношения между этими параметрами определяются законами газового состояния идеального газа. Однако при одних и тех же условиях состояние реальных газов (в том числе природного, нефтяного) значительно отклоняется от состояния идеальных газов. Согласно кинетической теории газов, под идеальным подразумевается газ, молекулы которого не взаимодействуют друг с другом, в то время как в действительности молекулы реальных газов взаимодействуют между собой вследствие наличия сил притяжения. С повышением давления молекулы газа сближаются и внешние силы, сжимающие газ, увеличивают силы притяжения между молекулами. В результате при одних и тех же условиях реальные газы сжимаются сильнее, чем это следует согласно законам для идеальных газов. Когда реальный газ сжат до больших давлений, межмолекулярные расстояния настолько сокращаются, что отталкивающие силы начинают оказывать большие сопротивления дальнейшему уменьшению объема. При этом реальный газ сжимается уже меньше, чем идеальный. Указанные отклонения свойств реальных газов от свойств идеальных газов настолько значительны, что на практике ими пренебрегать нельзя.
Для характеристики степени отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных пользуются коэффициентом сжимаемости, который показывает отношение объема реального газа к объему идеального газа при одних и тех же условиях. Состояние реального газа определяется по уравнению Клапейрона:
pV = zmRT, (I.I)
где р — давление, Па; V — объем газа, м3; га — масса газа, кг; R — газовая постоянная, Дж/(кг-град); Т — абсолютная температура, К; z — коэффициент сжимаемости (обычно определяется по экспериментальным графикам).
Важным свойством природного газа является рэстворимость его в нефти.
По закону Генри растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению газа на нее:
' (1.2)
11
где Fr — объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, м3; Уж — объем жидкости, в которой растворяется газ, м3; а — коэффициент растворимости, Па"1; р — абсолютное давление газа, Па.
Из формулы (1.1) следует, что коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу.
Коэффициент растворимости для различных газов в нефти в зависимости от условий растворения изменяется от 0,4 • 10~6 до 1 • 10~6 Па"1.
При снижении давления до определенной величины растворенный в нефти газ начинает выделяться из нее.
Давлением насыщения пластовой нефти называют то давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа. Давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и от температуры. Когда в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), давление насыщения газом равно пластовому или близко к нему.
Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то при достижении определенного значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении этот газ нельзя перевести в жидкое состояние.
Наивысшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.
Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением.
Таким образом, критическое давление — это предельное давление, при котором или ниже которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура.
Данные о критической температуре и критическом давлении для некоторых углеводородных газов приведены в табл. 1.1. Из этой таблицы видно, что, например, для метана критическая температура равна минус 82,5° С, а критическое давление я^4,7 МПа (47,3 кгс/см2).
ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА
Воды встречаются в большинстве нефтяных месторождений и являются обычным спутником цефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты.
В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям. Верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается снизу пластовой водой.
Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газо-
12
вой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные части залежей. Эту воду называют «связанной» или «погребенной». Наличие «связанных» вод в нефтяных и газовых залежах объясняется условиями их образования.
Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, отлагались в основном в водных бассейнах. Поэтому еще до поступления в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе и после тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) углеводороды перемещались (мигрировали) в повышенные части пластов, где происходило взаимное распределение в них жидкостей и газов в зависимости от их плотности. Однако при этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефте-содержащих пород, гидрофильные (случай, когда вода смачивает эти породы лучше, чем нефть). Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удержалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовых залежей.
Отношение объема содержащейся в породе воды к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасы-щенности:
л» = ^-. (1.3)
где т]в — коэффициент водонасыщенности; Ув — объем воды в образце породы; Уг — объем пор того же образца.
Отношение объема содержащейся в породе нефти к общему объему пор породы называется коэффициентом нефте-насыщенности:
где т]н — коэффициент нефтенасыщенности; FH — объем нефти в образце породы.
Содержание связанной воды в породах нефтяной залежи колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20 — 30%.
Исследованиями установлено, что при содержании 35 — 40% воды в пласте с небольшим значением проницаемости скважины могут давать безводную нефть, т. е. в таком случае связанная вода в пласте не перемещается.
Пластовые воды обычно сильно минерализованы, и степень их минерализации колеблется от нескольких сотен грамм на кубический метр в пресной воде до 800 кг/м3 в концентрированных рассолах.
13
Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и других металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды (С1), а также карбонаты (С03) щелочных металлов. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода и брома. Из газообразных веществ пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород.
Состав пластовых вод определяется минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пласта, температурой, величиной пластового давления и т. д.
Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1010— 1200 кг/м3 и более.
По значению плотности, наряду с другими данными, судят о происхождении воды.
Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. Вязкость воды, как и вязкость любой жидкости, уменьшается с повышением температуры. Так, при 20° С вязкость воды составляет 1 сП, а при 100° С — всего 0,284 сП.
Пластовые воды обладают электропроводностью, значение которой зависит от степени их минерализации и химического состава растворенных в воде солей.
ПОНЯТИЕ О НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ КОЛЛЕКТОРАХ
Нефтесодержащими коллекторами или породами-коллекторами называют породы, поры, пустоты и трещины которых могут быть вместилищами для нефти и газа. К породам-коллекторам относят пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.
Пески состоят из отдельных зерен, по величине и форме которых они делятся на крупнозернистые, мелкозернистые, среднезерни-стые и тонкозернистые. По форме зерна бывают округленные и угловатые.
Песчаники — те же пески, только сцементированные между собой каким-нибудь цементирующим веществом (глиной, известью и т. д.).
Глины состоят из тончайших частиц, не различимых невооруженным глазом. Зачастую они содержат примесь песка, и тогда глины называются песчанистыми. В нефтяных и газовых месторождениях глины играют роль непроницаемых перекрытий, между которыми залегают пласты пород, заполненные нефтью, газом и водой.
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ПОРОД
Под коллекторскими свойствами пород понимают их физические свойства, благодаря которым в породах возможны скопление нефти, газа, воды и их движение по пласту.
14
Коллекторские свойства нефтеносных пластов зависят от размера и формы зерен, слагающих породу, степени отсортированности обломочного материала, характера и степени цементации осадков, а при карбонатных породах — от пористости и трещиноватости.
Коллекторские свойства пластов определяются в основном пористостью, проницаемостью и трещиноватостью породы.
Пористость — это свойство породы, характеризующее ее способность вмещать жидкие или газообразные углеводороды и воду.
Для характеристики пористости породы пользуются коэффициентом пористости, под которым понимают отношение объема пор образца породы к видимому объему этого образца:
т = ^, (1.5)
'о
где т — коэффициент пористости; Уп — объем пор образца породы; F0 — видимый объем образца породы.
Коэффициент пористости выражают в долях единицы или в процентах. Пористость зависит от взаимного расположения и укладки зерен, их формы и степени окатанности, степени отсортированности частиц, слагающих породу, наличия цементирующего материала и т. п.
Пористость естественных пород обычно колеблется в значительных пределах, так как зерна породы имеют самую различную форму, в связи с чем более крупные поры могут быть заполнены мелкими зернами породы или цементирующим веществом.
На Коллекторские свойства породы большое влияние оказывают формы и величина пор. Обычно поры в породе связаны между собой и образуют каналы, по которым может происходить движение жидкостей и газов. Однако часть пор может не иметь связи с другими пдрами.
В соответствии с этим различают:
1) общую (абсолютную, физическую или полную) пористость (т. е. объем всех пустот), которая представляет собой разность между объемом образца и объемом составляющих его зерен;
2) открытую пористость, или пористость насыщения, т. е. объем тех пустот, в которые может проникнуть жидкость (газ) при заданном давлении.
Таким образом, полная пористость характеризуется объемом всех пустот (связанных между собой и изолированных), а открытая пористость — лишь объемом свободных, связанных (неизолированных) между собой пор, по которым может передвигаться жидкость. В связи с этим различают коэффициент полной пористости и коэффициент открытой пористости. Кроме того, различают эффективную пористость, которая учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах.
15
Одним из важнейших свойств, определяющих промышленную ценность нефтяного месторождения, является проницаемость его пород, т. е. их способность пропускать через себя жидкость и газы. Движение жидкостей и газов в пористой среде называется фильтрацией.
В природе все горные породы являются проницаемыми, т. е. при соответствующем давлении можно обеспечить продвижение жидкости и газа через любую горную породу. Однако при перепадах давления, которые возникают в нефтяных залежах в процессе их разработки, многие породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов, т. е. фильтрация оказывается невозможной. Все зависит от размеров пор и поровых каналов и свойств жидкости и газа в пластовых условиях.
Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капиллярные (весьма узкие) каналы со средним диаметром 0,0002—0,5 мм. При движении жидкости в этих каналах проявляются силы, возникающие на поверхности пород: поверхностное натяжение, капиллярные силы, силы прилипания и сцепления и т. д. Эти силы препятствуют движению жидкостей и газов в капиллярных каналах, и поэтому непрерывная фильтрация в них возможна под действием дополнительных сил, достаточных для преодоления поверхностных сил.
Непроницаемые перекрытия нефтяных и газовых залежей, обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапиллярные каналы, и фильтрация в них не происходит.
Обычно фильтрация жидкостей и газов в нефтяных залежах подчиняется линейному закону Дарси (по имени французского инженера, открывшего его), согласно которому скорость движения жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости:
Q k Лр /т г,*.
-
где v — скорость линейной фильтрации; Q — объемный расход жидкости через породу за секунду; F — площадь фильтрации; k — коэффициент пропорциональности, называемый коэффициентом проницаемости; [г — динамическая вязкость жидкости; Ар — перепад давления на длине образца породы; L — длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости.
-, -
F &р ч
где Q — расход жидкости, см3/с; ц — абсолютная вязкость жидкости, сП; L — длина образца, см; F — площадь поперечного сечения образца, см2; Др=/>1 — р2 — разность давлений, созданных на концах испытуемого образца.
За единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтра-
16
ции через образец которой площадью в 1 см2 и длиною в 1 см, при перепаде давления в 1 кгс/см2, вязкости жидкости в 1сП расход составляет 1 см3/с. Проницаемость такой породы равна 1 Д (дарси). Тысячная часть дарси называется миллидарси.
Величины, входящие в формулу для определения проницаемости (1.7), имеют размерности: [L] = м; [F] = м2; [Q] == м3/с; [р] = = Па (Паскаль); [|л] = Па-с.
При L = 1 м; F = 1 м2; Q = 1 м3/с; ^ = 1Па и ц = 1 Па-с получим значение коэффициента проницаемости /с = 1 м2. Действительно, подставив единицы измерения соответствующих величин в формулу (1.7), находим:
Таким образом, в системе СИ за единицу проницаемости принимается 1 м2, т. е. проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м3/с. Практически используется единица 1 мкм2, равная приблизительно единице дарси (Д).
Физический смысл размерности проницаемости k (площади) заключается в следующем: проницаемость характеризует величину сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.
Различают проницаемость абсолютную, эффективную и относительную.
Абсолютной (общей или физической) называют проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости). Абсолютную проницаемость определяют, пропуская через высушенный образец породы сухой инертный газ (азот или воздух). Эффективной (фазовой) называют проницаемость породы для одной из жидкостей или газа при одновременной фильтрации различных жидкостей и газа. Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается в процентах.
Проницаемыми породами в условиях нефтяных месторождений являются пески, песчаники, известняки.
К непроницаемым или плохо проницаемым породам относятся глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и т. п. Эти породы в нефтяных залежах выполняют роль плотных перекрытий.
Эффективная и относительная проницаемости в процессе разработки залежей нефти непрерывно изменяются. В начале разработки, когда по норовым каналам перемещается только нефть, эффективная проницаемость наибольшая и приближается к абсолютной. В дальнейшем, по м^е-падения пластового давления и выделения газа
2 Заказ 1428
из нефти в виде пузырьков, эффективная проницаемость для нефти уменьшается. С появлением воды она уменьшается еще больше. Проницаемость пород по напластованию, как правило, больше, чем проницаемость в перпендикулярном направлении.
Одним из важных свойств горных пород является трещиноват о с т ь, которая обусловливается густотой развития в них трещин: разные системы трещин могут обладать сходной и различной их густотой. Трещиноват ость пород зависит от их состава, степени уплотнения, мощности пласта и т. д. Трещинная проницаемость горных пород обусловливается системой развитых в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.
ПОНЯТИЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ РАЗРЕЗЕ
Геологическим разрезом называют изображение геологического строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости. К геологическим разрезам относятся геологический разрез скважины и геологический профиль.
Графическое изображение подземных геологических условий нефтяных месторождений, в особенности разрезов буровых скважин, имеет большое значение в нефтегазопромысловой геологии. Точное и наглядное изображение геологических и тектонических данных на разрезах скважин облегчает их сопоставление и работу по составлению профилей, карт и т. п.
Под геологическим разрезом скважины понимают геологическое описание и графическое изображение последовательности напластований пород, пройденных скважиной.
На разрезах скважин изображают все наиболее важные данные, получаемые в результате геофизических исследований в процессе бурения скважин. При помощи условных знаков и сокращенных обозначений отмечают различные породы и пласты, проходимые скважиной, специальными приборами записывают данные о признаках нефти, газа и воды и другие геологические факторы. Из наиболее важных и нужных технических данных получаемые графики показывают глубину спуска обсадных колонн, их диаметр, высоту подъема цемента и т. п.
На разрезах скважин изображают также результаты электрокаротажа и других новейших геофизических методов исследования.
На рис. 1.5 для иллюстрации показана часть разреза скважины.
На основе данных, полученных в процессе бурения скважин и сопоставления разрезов скважин (корреляции), составляется нормальный или типовой геологический разрез нефтяного месторождения, характеризующий с достаточной полнотой для практического использования последовательность геологических напластований, их относительную мощность и литоло-гический состав. Для месторождений, нефтеносные толщи которых обладают постоянством литологического состава образующих их
18
горизонтов и свит, а также мощностей пластов, ограничиваются составлением одного нормального разреза, применяемого на всех участках промысловой площади. В случае непостоянства литологи-ческого состава нефтеносной толщи и мощностей пластов составляют
Рис. 1.5. Разрез скважины одного из месторождений (Баку), проведенный с ограниченным отбором грунтов:
1 — серая глина; 2 — бурая глина; а — разноцветная глина, 4 — глина с прослойками песка; 5 — глина с включением песка; б — песок, 7 — песок с глиной; 8 — вулканический пепел
Диаметр
ПИЛОН ribl, MM 451 273 16В
несколько Нормальных разрезов для характеристики геологических условий недр на отдельных участках промысловой площади.
ПОНЯТИЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ ПРОФИЛЕ
Геологическим профилем называют графическое изображение строения месторождения по какому-либо выбранному сечению вертикальной плоскостью.
Геологические профили месторождения составляют по разрезам скважин; они дают наглядное представление о строении недр
2*
19
и облегчают работу геолога при построении структурных карт, карт мощностей и т. п.
При выборе направления геологического профиля (рис. 1.6) руководствуются теми задачами, которые нужно решить путем его
Г
1
П.-
-I
1,
Я
Рис I 6 Направление геологических профилей
Профичи, /—Z — поперечный, Л — II — продольный, III—III — диагональный, IV—IV — поперечный по отношению к нарушению, 1 — простирание и падение пород, s — направление нарушения
построения. Чаще всего для выявления особенностей тектонического строения месторождения строят поперечные профили, направленные вкрест простирания или по падению пород. Продольные профили (по простиранию пород) строят обычно также для изучения тектоники месторождения, но они имеют вспомогательное значение для увязки между собой поперечных профилей и для их дополнения. Профили, диагональные простиранию и падению, строят для выяснения частных особенностей строения месторождения. Так, для изучения характера тектонических нарушений строят профили, направленные вкрест их простирания; для выяснения характера фациальной изменчивости пластов строят профиль в направлении, по которому хотят изучить эту изменчивость.
С к 8 5
Рис I 7 Геологический профиль по скважинам-
1 — галечники, 2 — глины, 3 — глины песчанистые, 4 — известняки, 5 — мергели, 6 — песчаники нефтеносные, 7 — песчаники, « — точки, фиксирующие плоскость нарушения на профиле
20
На рис. 1.7 показан геологический профиль, построенный по данным изучения разрезов пробуренных скважин. Он дает ясное представление о строении недр в полосе, прилегающей к нему.
Наряду с профилями, составленными по геологическим данным, строят каротажные и другие профили.
Уровень —мори
ПОНЯТИЕ О СТРУКТУРНОЙ КАРТЕ
Для всестороннего освещения и подробного выяснения строения недр нефтяного месторождения наряду с геологическими профилями пользуются структурными картами.
Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли или подошвы какого-либо горизонта. Подобно топографической, структурная карта, построенная в горизонталях, отображает форму поверхности кровли или подошвы условно выбранного опорного горизонта. Она дает наглядное представление о строении данного горизонта, обеспечивает наиболее точное проектирование скважин, облегчает изучение залежей нефти и газа, в частности помогает при изучении неоднородности пластов (мощности, пористости, проницаемости и т. п.).
При построении структурных карт за базисную поверхность обычно принимают уровень моря, от которого и ведут отсчет горизонталей (глубин) подземного рельефа.
Структурные карты строят в горизонталях (изогипсах), проведенных через одинаковые по высоте промежутки (сечения).
На рис. 1.8 показана структурная карта с принятым сечением изогипс через 10 м. Обычно сечение изогипс выбирают в зависимости от степени выраженности структур (углов падения). Так, на месторождениях с пологим залеганием пластов сечение изогипс берут равным 2—5 м, при больших углах падения изогипсы проводят через 10—25 м и более. Изогипса пласта показывает его простирание. При одинаковом падении пластов расстояния между изогинсами остаются практически одинаковыми. Если углы падения увеличиваются, то соответственно сокращаются и расстояния между изо-гипсами, если уменьшаются — изогипсы расходятся.
Рис. 1.8. Структурная карта подземного рельефа пласта
21
ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРА.
ПОНЯТИЯ О ГЕОТЕРМИЧЕСКОМ ГРАДИЕНТЕ
^ГЕОТЕРМИЧЕСКОЙ СТУПЕНИ
Жидкости и газы находятся в пласте под определенным давлением, которое называется пластовым.
Пластовое давление является показателем величины природной энергии. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт.
Начальное пластовое давление (давление в пласте до начала его разработки), как правило, находится в прямой связи с глубиной
залегания нефтяного (газового) горизонта и может быть определено по формуле
104Я, (1.9)
где рпп нач — начальное пластовое дав-
ление; Н — глубина залегания пласта;
р — плотность воды.
По формуле (1.9) можно приблизи-Ряс. 1.9. Схема измерения тельно оценить значение начального пла-цавления ртутным маномет- стового давления. Обычно пластовое дав-ром ление бывает больше или меньше вычи-
сленного по формуле (1.9). Точное его
определение осуществляется непосредственными замерами с помощью глубинных манометров.
Давление газа или жидкости в закрытых сосудах и трубопроводах измеряют приборами, которые называются манометрами. Простейший манометр состоит из U-образной трубки (рис. 1.9), наполовину заполненной водой или ртутью. При измерении давления один конец трубки открыт (сообщается с атмосферой), а другой соединяют с сосудом, в котором измеряют давление.
При сравнительно небольшом давлении трубку заполняют водой; если же давление большое, то трубку заполняют ртутью.
Если давление в сосуде больше атмосферного, то разница между давлением в сосуде и атмосферным давлением заставляет столб воды или ртути в одном колене опуститься, а в другом подняться на ту же высоту. Разница в высотах этих двух столбов (измеряемых в мм ртутного или водяного столба) показывает, насколько давление в сосуде больше атмосферного. Эта разница называется избыточным или манометрическим давлением и условно обозначается ри илирм. Истинное давление в сосуде называют абсолютным давлением, и оно обозначается ра. Очевидно, что абсолютное давление в сосуде будет равно ра + Рб или, зная, что атмосферное давление равно 1 кгс/см2,
Ра = Ра+1 кгс/сма. (1.10)
Так, если разность столбов воды в трубочках оказалась равной 0,5 м, то манометрическое, или избыточное, давление
Р* = 0,5: 10 =0,05. Абсолютное давление в сосуде в этом случае
22
Как известно, в системе СИ за единицу силы принимают Ньютон (Н) — сила, сообщающая телу массой 1 кг ускорение 1 м/с2 в направлении действия силы>
За единицу давления в системе СИ принимают Паскаль (Па), т. е. давление, вызываемое силой 1 Н, равномерно распределенной по нормальной к ней поверхности площадью 1 м2.
Если на залежь пробурена скважина, т. е. пласт соединен с поверхностью земли, то жидкость из нефтяной залежи под влиянием пластового давления заполнит скважину и уровень ее поднимется на определенную высоту, соответствующую пластовому давлению.
Так, если давление в пласте равно 60 кгс/см2, а скважина, пробуренная на этот пласт, заполнена водой, то уровень ее установится на высоте 60 X 10 = 600 м от забоя. Если та же скважина будет заполнена не водой, а нефтью, то столб нефти будет выше, так как нефть легче воды. Согласно закону сообщающихся сосудов, высоты столбов двух различных жидкостей, необходимые для создания одинаковых давлений на дно сосуда, обратно пропорциональны их плотностям, т. е.
где Н п Нг — высоты столбов двух разнородных жидкостей (например, воды и нефти); р и pt — соответствующие плотности этих жидкостей, или
tf^TT- (1.12)
Если в нашем примере плотность воды р = 1000 кг/м3, а нефти рх = 900 кг/м3, то высота столба нефти в скважине будет равна:
гт 600-1000
* 900
При глубине скважины меньше 666 м нефть будет переливать на поверхность, т. е. скважина будет фонтанировать.
Наряду с ростом давления с глубиной увеличивается также температура. Увеличение температуры по мере углубления в недра происходит равномерно, однако для различных областей земной поверхности степень нарастания температуры с глубиной различна.
Увеличение температуры в градусах на каждые 100 м при углублении в недра по вертикали называют геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент принимают равным около 3° С на 100 м.
Расстояние в метрах при погружении в глубь земли по вертикали, соответствующее повышению температуры на 1° С, называют геотермической ступенью.
Геотермическая ступень для верхних слоев земли (15 — 20 км) в среднем составляет 33 м. Значения геотермического градиента и геотермической ступени в разных местах земли могут значительно отклоняться от приведенных выше средних величин в зависимости от характера горных пород и геологического строения данного района; от различной теплопроводности пород, гидрохимических реакций; циркуляции подземных вод, радиоактивных процессов и других причин.
23
ПОНЯТИЕ О РЕЖИМАХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Эти режимы работы необходимы для проектирования рациональной системы разработки и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.
Различают следующие режимы:
1) водонапорный;
2) упругий и упруго-водонапорный;
3) газонапорный или режим газовой шапки;
4) газовый или режим растворенного газа;
5) гравитационный;
6) смешанный.
Водонапорным режимом работы пласта называют такой режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь постоянно пополняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. При сохранении баланса между отбираемым количеством жидкости и газа из пласта и количеством поступающей воды в пласт давление в нефтеносной части залежи остается неизменным или падает весьма медленно. При нарушении указанного баланса между отбором и поступлением воды давление зависит от текущего отбора жидкости.
По мере разработки залежи граница между водой и нефтью (водо-нефтяной контакт) перемещается по направлению к эксплуатационным скважинам. Вода постепенно вытесняет нефть, занимая ее место в пласте. Эксплуатация залежи практически прекращается, когда наступающая контурная (подошвенная) вода подойдет к скважинам и вместо нефти из пласта будет извлекаться только вода.
Однако полного и равномерного вытеснения нефти замещающей ее водой никогда не наблюдается, так как нефть и вытесняющая ее вода движутся в пласте вместе, но с различными скоростями. Вода, обладающая меньшей вязкостью (большей подвижностью), чем нефть, неизбежно опережает ее. В процессе дальнейшей эксплуатации количество воды в общем потоке жидкости постоянно увеличивается. Нефть уже не вытесняется водой из пор пласта, а увлекается струей воды.
Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водо-нефтяного контакта может распространиться процесс параллельного движения воды и нефти с постепенным возрастанием содержания воды в потоке. Этот процесс усиливается вследствие неоднородности пласта. В дальнейшем скважины подают лишь чистую воду, хотя в порах породы остается неизвлеченным значительное количество нефти. Чем меньше нефти остается в пласте после
24
обводнения продукции скважин, тем эффективнее процесс разработки.
Показателем эффективности разработки залежи является так называемый коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) — отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте. Практикой установлено, что водонапорный режим является наиболее эффективным. При этом режиме удается извлечь 50—80%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Следовательно, коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть равным 0,5—0,8.
Упругим (упруго-водонапорным) режимом называют режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда основным источником энергии является упругость жидкости (нефти, воды) и породы.
Естественно, что упругое расширение пластовой жидкости и породы со снижением давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов это явление играет второстепенную роль.
Упруго-водонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости (или отсутствии сообщения) нефтяной залежи с областью питания или при значительной отдаленности (50—100км) области питания (пополнения водой) от залежи.
В отличие от водонапорного при, упруго-водонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарных отборов жидкости из пласта. Как уже указывалось, при активном водонапорном режиме для постоянного отбора жидкости иластовое давление также остается постоянным, т. е. не зависит от текущего и суммарного отбора жидкости.
По сравнению с водонапорным упруго-водонапорный режим менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения колеблется в пределах 0,5—0,8.
Газонапорным режимом (или режимом газовой шапки) называют такой режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть по пласту, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако в отличие от водонапорного (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи в повышенные) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи.
Эффективность газонапорного режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятными условиями для эффективного проявления этого режима
25
являются высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластования), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.
По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне, газовая шапка расширяется и газ вытесняет нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. В процессе вытеснения нефти и расширения газа в газовой шапке он будет прорываться к скважинам, расположенным недалеко от газо-нефтяного контакта. Выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высокими дебитами газа недопустимы, так как прорыв его приводит к бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо тщательно контролировать работу скважин, расположенных вблизи газовой шапки, и в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважин вместе с нефтью, ограничивать их дебит или даже прекращать эксплуатацию таких скважин.
Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5—0,7. Для его увеличения в повышенную часть залежи нагнетают с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстанавливать газовую энергию в залежи.
Режимом растворенного газа называют такой режим работы залежи, при котором нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т. е. к скважинам, увлекая с собой и нефть. Изменение давления в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта.
Показателем эффективности работы залежи при газовых режимах является газовый фактор, или количество газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта жидкости. В начальный период разработки газовые факторы быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются.
Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме составляет 0,2-0,4.
Гравитационным режимом (от слова гравитация, что означает: сила тяжести) называют такой режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям происходит за счет силы тяжести самой нефти.
Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь имеет крутые углы падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах.
26
Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режима обычно колеблется в пределах 0,1—0,2.
Смешанным режимом называют такой режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие-различных источников энергии.
ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ
К геофизическим работам, проводимым в скважинах, относятся: 1) геофизические методы исследования; 2) перфорация и торпедирование.
Для производства промыслово-геофизических работ необходимо произвести подготовку скважины, которая заключается в следующем.
Около буровой, со стороны мостков, должна быть подготовлена площадка для установки на ней подъемника и лаборатории. Проход от площадки к устью должен быть свободным, а пол буровой и мостки очищены от грязи и посыпаны песком.
Ротор во избежание поворота после установки на него блок-баланса необходимо надежно закрепить. При отсутствии ротора устье оборудуется подмостками для укрепления на них блок-баланса. К устью скважины должна быть подведена вода.
Скважина подготавливается таким образом, чтобы в течение всего времени производства геофизических работ обеспечивался беспрепятственный спуск и подъем геофизических приборов. Для этого необходимо: а) проработать ствол скважины на всем незакрепленном интервале долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, неровных переходов от одного диаметра к другому, мест сужения и образовавшихся пробок; б) обеспечить однородность раствора (раствор не должен давать осадка) по всему стволу, для чего необходимо провести не менее двух циклов промывки.
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Под геофизическими методами исследования скважин подразумевают:
а) исследования с целью определения характера пройденных скважиной пластов — различные методы каротажа;
б) методы контроля технического состояния скважин.
В настоящее время насчитывается более 30 различных геофизических методов исследования нефтяных и газовых скважин, из них более 25 методов каротажа, при осуществлении которых применяют около 50 зондов (т. е. установок, служащих для измерения кажущегося сопротивления и содержащих несколько электродов), различающихся как размерами, так и по назначению. Поэтому в данном разделе рассмотрим только некоторые из широко применяемых геофизических методов исследования скважин.
К наиболее распространенным геофизическим методам исследования скважин с целью определения характера пород относятся:
27
электрический каротаж, газокаротаж, гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), гамма-гамма-каротаж (ГТК).
Электрическим каротажем называется способ измерения кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и потенциала самопроизвольно возникающего электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины и получения кривых, показывающих изменение этих двух величин.
Рис. 1.10. Схема измерения Рис. 1.11. Схема
кажущегося удельного со- измерения само-
противления: произвольной по-
А, в - токовые электроды, ляризации
MN — измерительный электрод; П — измерительный прибор; К — трехшильный кабель; тА — прибор для измерения силы тока в цепи
Принцип измерения кажущихся сопротивлений (КС) и собственной поляризации показан на рис. 1.10. В скважину спускают трех-жильный изолированный кабель, каждая из жил которого заканчивается электродом. При помощи источника питания (7), один из электродов которого заземлен (В), а другой (А) спущен в скважину, создается электрическое поле в скважине. Сила тока, проходящего через эти электроды, замеряется включенным в цепь миллиамперметром. При прохождении электрического тока через породы, расположенные между электродами А и В, возникающая разность потенциалов между электродами М и N замеряется на поверхности потенциометром. Кроме того, регистрируется также кажущееся удельное сопротивление.
Кажущееся удельное сопротивление (КС или рк) зависит от сопротивления и мощности пласта, против которого установлен зонд, сопротивления глинистого раствора, диаметра скважины, глубины проникновения фильтрата бурового раствора, а также от взаимного расположения электродов зонда (типа зонда) и расстояния между ними (размера зонда). Регистрация кажущихся удельных сопротивлений (КС) производится вдоль ствола скважины автоматическими приборами, расположенными в каротажных станциях.
28
Собственная поляризация (ПС) при электрокаротаже регистри-* руется одновременно с КС. Собственное электрическое поле возникает благодаря воздействию глинистого раствора на породы, слагающие стенки скважины.
ПС регистрируется путем определения разности потенциалов, возникающих между электродом М, который опущен в скважину, и электродом N, находящимся на поверхности (рис. 1.11). Записываемое значение ПС относится к точке электрода М.
Результаты замеров КС и ПС, представленные в виде кривых на бумажной ленте с нанесенным на ней масштабом глубин, называют электрокаротажной диаграммой. На этой диаграмме кривая КС характеризует кажущееся сопротивление пород (в Ом • м) вдоль ствола скважины, а кривая ПС — относительное изменение естественного потенциала (в мВ).
ГАЗОКАРОТАЖ
Сущность газового каротажа заключается в измерении содержания углеводородного газа в промывочной жидкости, количество которого увеличивается при проходке газоносных и нефтеносных пород.
При вскрытии долотом нефтяного или газового пласта циркулирующая в скважине промывочная жидкость захватывает с собой выделяющийся из пласта газ, а также мельчайшие частицы породы (шлам). По мере подъема глинистого раствора к поверхности и снижения давления газ, находящийся в растворе и шламе, начинает выделяться. С помощью автоматической каротажной станции непрерывно или через установленные интервалы определяют содержание в глинистом растворе газообразных углеводородов. Газ из бурового раствора извлекают при помощи дегазатора и на газоанализаторе определяют содержание суммы легких и тяжелых и раздельно тяжелых фракций. По соотношению количеств тех и других судят о возможной нефтеносности и газоносности пробуренных пород. Возрастание легких фракций обычно наблюдается при проходке газоносных пластов, увеличение тех и других — при проходке нефтеносных.
По результатам определения количественного содержания в промывочной жидкости горючих газов строят газокаротажную кривую, на которой по оси ординат откладывают в масштабе глубину скважины в метрах, а по оси абсцисс — процентное содержание углеводородного газа в промывочной жидкости по отношению к метану.
На газокаротажной кривой пиками отмечаются пласты, содержащие нефть и газ. При этом нефтеносные пласты отличаются от чисто газоносных преобладанием тяжелых углеводородных газов.
Данные газового каротажа в комплексе с другими исследованиями облегчают выделение в разрезе скважины нефтегазоносных пластов.
Описанные методы электрического каротажа и газокаротажа проводятся в новых не закрепленных обсадными колоннами скважинах
29
в процессе бурения и после его окончания. В закрепленных скважинах, эксплуатирующихся и бездействующих, в процессе их капитального ремонта (при возвратных работах, зарезке и бурении второго ствола, ремонтно-изоляционных работах и т. д.) проводится большой объем геофизических, ядерных исследований, (применение радиоактивных методов каротажа).
ЯДЕРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ (РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ КАРОТАЖА)
Радиоактивные методы каротажа (ядерные исследования) основаны на том, что все горные породы содержат радиоактивные вещества в тех или иных количествах. Если в скважинах производить определения естественной или искусственно вызванной радиоактивности, то на основании полученных данных можно-охарактеризовать литологический состав и физические свойства пластов, составляющих разрез скважины. Наиболее широко распространены следующие методы радиоактивного каротажа скважин: гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НТК) и гамма-гамма-каротаж (ГГК). Гамма-каротаж (ГК) основан на различной степени естественной радиоактивности горных пород. Горные породы содержат небольшое количество радиоактивных элементов в рассеянном состоянии. Хотя концентрация этих элементов в породах чрезвычайно мала, тем не менее при помощи специальных приборов можно измерить интенсивность гамма-излучения пластов. Различные породы имеют различную радиоактивность,
и по ее значению можно судить о характере исследуемых пород. Наибольшей радиоактивностью обладают глины. Как правило, чем больше содержание глинистого материала, тем больше радиоактивность. Значительно меньшей радиоактивностью обладают пески, песчаники, доломиты и известняки.
При гамма-каротаже (ГК) измеряют вдоль ствола скважины интенсивность естественного гамма-излучения пород, которая определяется содержанием в них радиоактивных элементов. По содержанию этих элементов в породах можно отличать их друг от друга. Для определения радиоактивности горных пород, пересеченных скважиной, при помощи прибора (рис. 1.12), отмечающего наличие гамма-излучения, измеряют его интенсивность с глубиной, харак-
30
(Г
.3
Рис. 1.12. Блок-схема аппаратуры радиоактивного каротажа для одновременной записи кривых ГК и НГК
теризующую относительную радиоактивность пород. Измерение интенсивности гамма-излучения вдоль ствола скважин изображается в виде кривой, называемой гамма-каротажной.
Гамма-каротаж применяют для корреляции разрезов и изучения литологического состава пород по разрезу скважин.
Нейтронный гамма-каротаж (НГК). Сущность нейтронного каротажа заключается в том, что в скважину (рис. 1.12) вместе с ионизационной камерой спускают радиоактивный источник. Нейтроны источника, проникая сквозь колонну скважины, бомбардируют ядра атомов элементов, составляющих горные породы и вызывают их повышенную радиоактивность, которая и отмечается ионизационной камерой. Вылетающие из источника нейтроны в результате столкновения с ядрами атомов, слагающих породу, замедляют свое движение и в конечном итоге захватываются ими. Захват нейтронов ядрами атомов породы сопровождается гамма-излучением, называемым вторичным. В зависимости от характера пород замедление и захват нейтронов, а соответственно с этим и интенсивность вторичного гамма-излучения в области расположения индикатора изменяются.
Обычно нейтронный гамма-каротаж и гамма-каротаж осуществляются одновременно с помощью одной и той же аппаратуры. В скважинный снаряд / (см. рис. 1.12) вставляется счетчик 1 ГК, источник нейтронов 4, отделенный от измерительной части (счетчика НГК) 2 снаряда свинцово-парафиновым фильтром (экраном) 8.
Счетчик 1 предназначен для измерения интенсивности гамма-излучения горных пород вдоль ствола скважины, счетчик 2 — для измерения вторичного гамма-излучения, возникающего при облучении пород нейтронами (искусственно вызванной радиоактивностью) из источника нейтронов 4.
В результате нейтронного гамма-каротажа получают кривую, характеризующую относительное изменение вторичного гамма-излучения с глубиной, — кривую нейтронного гамма-каротажа.
Вторичное гамма-излучение, возникающее при облучении пород нейтронами, зависит в основном от количества водорода, содержащегося в жидкости, заполняющей поры коллектора, и, следовательно, от количества самой жидкости. Поэтому по кривым НГК нефтеносные пласты не отличаются от водоносных, так как состав молекулы водорода в воде и нефти одинаков.
Нейтронный гамма-каротаж применяют для уточнения характера породы (пористости и литологии), выделения и оценки коллекторов нефти и газа, отбивки водо-нефтяного контакта. С помощью НГК также определяется граница газо-нефтяного или газо-водяного раздела по повышенным показаниям против участка, насыщенного газом.
Гамма-гамма-каротаж (ГГК), называемый также методом рассеянного гамма-излучения, основан на определении интенсивного гамма-излучения от источника гамма-квантов,
31
укрепленного в скважинном приборе на некотором расстоянии от индикатора гамма-излучения.
Горные породы вследствие их различной плотности поглощают гамма-лучи от источников в различной степени, а именно: плотные породы сильнее, а породы, обладающие небольшой плотностью, слабее. Поэтому плотные породы на диаграммах ГГК отмечаются пониженными показаниями, а менее плотные — повышенными.
Устройство скважинного прибора для ГГК аналогично устройству прибора для НГК, с той лишь разницей, что в нижней его части вместо источника нейтронов устанавливается источник гамма-лучей.
Как уже указывалось, измеряемое при ГГК рассеянное гамма-излучение определяется плотностью среды: чем больше плотность пород, тем меньше регистрируемое гамма-излучение. На этом основан прибор для контроля качества цементирования, называемый цементомером.
Прибор состоит из источника гамма-излучения и трех индикаторов излучения, расположенных под углом 120° один к другому и на одинаковом расстоянии от источника. Индикаторы заэкранированы так, что каждый из них способен регистрировать излучение только со стороны непосредственно примыкающего к счетчику участка. При помощи этих трех счетчиков записывают сразу три кривые рассеянного гамма-излучения. Наличие трех кривых повышает надежность определения цементного кольца в затрубном пространстве. Расхождение кривых на участке цементирования указывает на неравномерность цементного кольца за обсадной колонной, что дает возможность выделить незацементированные интервалы.
Гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж и гамма-гамма-каротаж возможны как в незакрепленной обсадной колонной скважине, так и в закрепленной скважине, так как гамма-лучи проникают сквозь металл. Поэтому эти методы особенно ценны при исследовании скважин, в которых электрокаротаж не применялся. Методы радиоактивного каротажа широко применяют в скважинах, в которых производится капитальный ремонт.
ТЕМПЕРАТУРНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ В СКВАЖИНАХ
Для выяснения температурного режима в бурящихся и эксплуатационных скважинах в них измеряют температуру. Температурные измерения (термометрические исследования) дают возможность решить ряд практических задач, возникающих при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.
Для измерения температуры в скважине в основном пользуются термометром сопротивлений, спускаемым на каротажном кабеле. По величине сопротивления определяют температуру среды. Время, в течение которого термометр воспринимает температуру окружающей среды, невелико; это позволяет без больших погрешностей замерять температуру при непрерывном спуске термометра в сква-
32
ношу. В результате измерений получают кривую изменения температуры с глубиной — температурную кривую (термограмму).
Температура в скважине замеряется для отбивки высоты подъема пемента за колонной, определения естественной температуры пласта и места притока или поглощения воды в скважине и т. д.
КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ПРИ ПОМОЩИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Геофизические методы исследования широко применяют для контроля технического состояния скважин и решения ряда других задач, возникающих при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. Рассмотрим некоторые из этих задач.
КОНТРОЛЬ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Нефтяные и газовые скважины после окончания бурения^закреп-ляют спуском в них колонны обсадных труб. Наружный диаметр труб на несколько сантиметров меньше диаметра скважины, поэтому между трубами и стенкой скважины остается некоторое пространство, называемое заколонным (затрубным). В интервале глубин, где имеются продуктивные пласты, обсадные трубы цементируют, т. е. заполняют заколонное пространство цементным раствором. После затвердения цемента образуется цементное кольцо, назначение которого состоит в том, чтобы исключить возможность сообщения по заколонному пространству между различными пластами и заводнение нефтегазоносных пластов водой из водоносных пластов. Однако в ряде случаев цементирование по разным причинам (плохое качество цемента, влияние глинистой корки и т. д.) оказывается неудачным: цементный раствор не доходит до намеченного уровня и не перекрывает интервалы с продуктивными пластами; на некоторых интервалах не образуется цементного кольца или оно не захватывает все сечение затрубно!и пространства и т. д. Для последующей нормальной эксплуатации скважины очень важно выявить те или иные недостатки в цементировании обсадных колонн с тем, чтобы устранить их и предотвратить от обводнения нефтеносные и газоносные пласты. Для контроля цементирования обсадной колонны применяют различные геофизические методы исследования. Рассмотрим некоторые из них.
Измерения термометром проводят для отбивки верхнего уровня цементного кольца, т. е. для определения высоты подъема цементного раствора. Известно, что твердение (схватывание) этого раствора сопровождается выделением тепла. Поэтому участок, заполненный раствором, в затрубном пространстве отмечается на термограмме повышенными показаниями температуры на фоне общего постепенного ее роста с глубиной. Уровень раствора отбивается по резкому повышению температуры, связанному с переходом к зоне более высоких температур.
При этом повышение температуры против уровня цементного раствора тем больше, чем меньше времени прошло от начала его
3 Заказ 1428 33
заливки. Поэтому измерения термометром следует проводить сразу же после заливки, как только станет возможным освобождение устья скважины от оборудования для заливки.
Акустическая цементометрия является надежным способом контроля качества цементирования. Акустические цементомеры позволяют судить о характере сцепления цементного камня с обсадными трубами и стенкой скважины, а следовательно, и о надежности разобщения продуктивных и водоносных пластов.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА ПРИТОКА ВОДЫ В СКВАЖИНУ
При поступлении в скважину воды из других пластов необходимо изолировать обводняющий водоносный пласт. Для этого предварительно необходимо установить место поступления (притока) воды в*"скважину и очаг обводнения — водоносный (водоотдающий) пласт. Последний по глубине залегания может совпадать с местом притока (перфорационные каналы или нарушение колонны); однако в общем случае глубина места притока отличается от глубины залегания водоносного пласта: вода, прежде чем попасть в скважину, проходит по заколонному пространству (имеется, как говорят, заколонная циркуляция воды).
При благоприятных условиях движение воды в затрубном пространстве может быть установлено по результатам измерений термометром, проводимых в сочетании с операциями, имеющими целью вызвать отдачу или поглощение воды пластом. При этом изменение температуры в затрубном пространстве благодаря теплообмену через колонну будет отмечаться изменением температуры жидкости, заполняющей скважину.
Определение места притока посторонней воды. Место притока воды в ствол скважины через дефекты эксплуатационной колонны определяют с помощью резистивиметра, электротермометра, дебитомера — путем снижения уровня в скважине, фильтр которой перекрыт (изолирован) от эксплуатируемого пласта.
Резистивиметром место дефекта в эксплуатационной колонне определяют следующим образом. После изоляции фильтра снижают уровень жидкости в скважине до тех пор, пока не появится приток посторонней воды через дефект. В результате исследования получают кривую зависимости дебита посторонней воды от величины динамического уровня и определяют положение статического уровня в скважине. Отбирая пробу воды, устанавливают ее соленость, выраженную в градусах Боме.
После исследования скважины промывают ствол до тех пор, пока из него будет удалена посторонняя вода. Затем ствол заполняют водой, соленость которой должна отличаться от солености посторонней воды на 2—5°. Если соленость посторонней воды равна 4—5° и более, скважину можно заполнить пресной или морской водой, имеющей соленость 1,4—2°. Если же соленость посторонней воды
34
. г__з° скважину следует заполнить водой с соленостью 5—7°.
Такую воду приготавливают следующим образом. Из скважины откачивают воду в емкость. Затем в эту воду добавляют необходимое количество технической поваренной соли, ускоряя процесс ее растворения перемешиванием. Воду требуемой солености закачивают через промывочные трубы в скважину до тех пор, пока вся находящаяся в ней вода не будет заменена. Затем в скважину спускают резистивиметр, при помощи которого замеряют удельное сопротивление воды, зависящее от ее солености. Первый (контрольный) замер должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солености. После контрольного замера желонкой снижают уровень в скважине, чтобы вызвать приток посторонней воды через место нарушения эксплуатационной колонны. Величину снижения уровня определяют по данным исследования скважины с таким расчетом, чтобы после установления статического уровня посторонняя вода в эксплуатационной колонне поднялась на высоту 50—100м. Снизив уровень, снова производят замер резистивиметром. При этом определяется наличие посторонней воды в определенном интервале с соленостью, отличающейся от солености воды, заполнившей скважину до снижения уровня. Если показание резистивиметра окажется неясным, снижение уровня и замер резистивиметром повторяют несколько раз. Сравнивая полученные диаграммы замеров, определяют глубину местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне.
В случае гц итока воды с нефтью через дефект в обсадной колонне используют одножильный резистивиметр, спускаемый на одножильном нефтестойком кабеле КОБД-4. Прибор состоит из корпуса и медного электрода, изолированного от корпуса эбонитовой втулкой. Одножильный резистивиметр регистрирует изменение сопротивления заземления-электрода в зависимости от изменения сопротивления жидкости в стволе скважины.
Электротермометр для определения места притока посторонней воды применяют в случаях, когда для использования резистивиметра требуется длительная подготовка скважины.
Работы по определению притока с помощью электротермометра выполняют в следующей последовательности. После изоляции существующего фильтра в скважине снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды. Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24—48 ч для установления определенной температуры жидкости по всему стволу. Затем спускают электротермометр для контрольного замера температуры. Как известно, действие электротермометра основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением ее температуры. При контрольном замере определяется равномерное повышение температуры по мере увеличения глубины замера. Выполнив контрольный замер, снижают уровень в скважине (тартанием) для вызова притока посторонней воды через дефект в эксплуатационной колонне. После снижения уровня на 20—50 м ниже статического замеряют температуру жидкости по стволу скважины.
3* 35
Место притока устанавливают по резкому изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра.
При капитальном ремонте скважин иногда применяют ускоренный метод определения места притока посторонней воды электротермометром. Сущность его заключается в том, что после заполнения скважины водой до устья сразу же производят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, будет отмечена температурная аномалия в месте притока. Однако ускоренный метод не всегда обеспечивает получение четких диаграмм.
Дебитомером определение места притока (дефекта в колонне) производят следующим образом. После изоляции фильтра скважины снижают уровень в колонне до тех пор, пока скорость притока жидкости через дефект в колонне не превысит порога чувствительности дебитомера. После вызова притока прибор медленно опускают в ствол скважины. При этом если он находится выше дефекта в колонне, то регистрируется приток жидкости, направленный вверх. Если же прибор расположен ниже места дефекта в колонне, движение жидкости не регистрируется. Место дефекта в колонне соответствует глубине, где дебитомер регистрирует прекращение притока жидкости.
ИЗМЕРЕНИЕ ДИАМЕТРА СКВАЖИНЫ
Диаметр скважины определяется диаметром долота (коронки), которым бурилась скважина. Однако по ряду причин фактический диаметр скважины в процессе бурения отличается от диаметра до-яота (сужение скважины или увеличение ее диаметра). Для бурения, а также для правильного истолкования (интерпретации) данных геофизических исследований скважин необходимо знать истинный диаметр скважины. Диаметр скважины определяют с помощью каверномера. В результате измерений получается кривая изменения диаметра скважины с глубиной, которая называется каверно-г р а м м о и.
Каверномер состоит из трех или четырех механических щупов, скользящих по стенке скважины. Движение их при помощи соответствующего датчика преобразуется в электрические сигналы, которые передаются по кабелю на поверхность; здесь сигналы поступают на регистрирующий прибор, записывающий кавернограмму.
Имеются каверномеры нескольких типов, отличающиеся системой щупов и способом преобразования перемещения их в электрические сигналы.
По кавернограммам контролируют состояние ствола скважины при бурении, определяют объем заколонного пространства и т. д.
Диаметр скважины обычно увеличивается в глинистых породах. Это связано с набуханием глинистых частиц и их разрушением. Сильное увеличение его происходит в каменных или калийных солях, растворяющихся в буровом растворе, и в рыхлых песках, которые размываются в процессе бурения струей глинистого раствора,
Зб
а уменьшение — в проницаемых песчаниках и карбонатных породах в результате отложения на них глинистой корки.
В табл. 1.2 приведены некоторые методы контроля технического состояния скважин, осуществляемые с помощью геофизических исследований.
Таблица 1.2
Некоторые методы контроля технического состояния скважин при помощи геофизических исследований
Метод
Решаемые задачи
Измерения термометром
Применение акустической цементо-метрии
Гамма-гамма-каротаж (ГГК) Измерение резистивиметром Измерение каверномером
Определение высоты подъема цемента.
Выявление при благоприятных условиях случаев затрубной циркуляции воды
Определение надежности разобщения продуктивных и водоносных ила-стов
Контроль качества цементирования колонны
Определение места притока и поглощения воды
Определение изменения диаметра скважины вдоль ее ствола
ЧТЕНИЕ КАРОТАЖНЫХ ДИАГРАММ
Под чтением каротажных диаграмм понимают их интерпретацию (истолкование), т. е. определение геолого-физических свойств пласта (литологии, коллекторских свойств, глинистости, нефте-, газо-и водонасыщенности и др.) по характеру изменения кривых каротажной диаграммы.
По данным промысловых геофизических исследований получают достаточно полное представление о характере пород — песчаников, песков, глин и др.
При чтении каротажных диаграмм руководствуются следующими их особенностями, характеризующими наличие пластов с различными породами.
Глины. Пласты глин хорошо выделяются на каротажных диаграммах. На электрокаротажных диаграммах глинам соответствуют низкие кажущиеся сопротивления, обычно не превышающие 1— 10 Ом-м и редко достигающие 20—30 Ом-м, и положительные аномалии (выступы) на ПС.
На кривой ГК против пластов глин отмечается повышение интенсивности естественного гамма-излучения.
На кривых НГК пласты глин выделяются резко пониженными значениями вторичного гамма-излучения.
На кавернограммах против глин отмечается увеличение диаметра скважин.
37
Пески. Сопротивление пластов, сложенных песками, на электрокаротажных диаграммах колеблется в значительных пределах (от долей до тысяч ом-метров) и определяется в основном свойствами жидкости, заполняющей поры песка.
Пески, насыщенные нефтью, газом или пресной водой, характеризуются высокими сопротивлениями, а насыщенные минерализованной водой — низкими.
На кривых ПС (при буровых растворах, приготовленных на пресной воде) пески отмечаются резкими отрицательными аномалиями.
На кривых ГК пески выделяются пониженными значениями естественной радиоактивности. На диаграммах НГК пески характеризуются средними значениями интенсивности излучений, а плотные песчаники — повышенными.
Против пластов песчаников на кавернограммах отмечается слабое по сравнению с номинальным изменение диаметра скважины.
Карбонатные породы на электрокаротажных диаграммах отмечаются высокими значениями кажущихся сопротивлений, достигающих десятков тысяч ом-метров.
На кривых ПС карбонатные породы в зависимости от содержания в них глинистого материала выражаются как положительными, так и отрицательными аномалиями. Чем больше в породе глинистого материала, тем сильнее кривая ПС отклоняется в сторону положительных аномалий.
Отличительными признаками карбонатных пород являются низкие значения естественной радиоактивности и высокое вторичное гамма-излучение.
Особенно ценной для расчленения карбонатного разреза является кривая НГК, которая дает возможность судить о последовательности залегания карбонатных пород, их коллекторских свойствах и характеристике нефтегазонасыщения.
На кавернограммах карбонатным породам отвечают диаметры скважин, равные номинальному или несколько меньшие (против проницаемых пластов).
Гидрохимические осадки (ангидриды, хлориды и т. д.) на электрокаротажных диаграммах характеризуются исключительно высокими кажущимися сопротивлениями, достигающими сотен тысяч ом-метров, и малозаметными положительными аномалиями на кривой ПС.
На кривых ГК гидрохимические осадки отмечаются низкими значениями естественной радиоактивности, за исключением каменных солей, характерным признаком которых является увеличение интенсивности естественного гамма-излучения.
На кривых НГК высокая интенсивность вторичного гамма-излучения наблюдается в ангидридах и хлоридах.
На рис. 1.13 показана электрокаротажная диаграмма (Серафи-мовское месторождение), а на рис. 1.14 — диаграмма стандартного каротажа и кавернограмма (Абдрахмановская площадь).
38
О 25 SO 7J ГООвмм
1754
761
/77/7
i
/786
П9
wn
КС
0—
\
25м5
И50м,
!№
ШЯ
W16-
т
Рис. 1.13. Электрокаротажная диаграмма одной из скважин Серафимовского
месторождения:
I — глина; 2 — известняк; з — песчаник нефтеносный, 4 — песчаник водоносный; ВНК — водо-нефтяной контакт (по М. Г. Латышевой)
Рис. 1.14. Диаграмма стандартного каротажа и кавернограмма по одной из
скважин Абдрахмановской площади:
Qp ~ 1,6 Ом-м, dc = 273.05 мм; масштаб глубин 1 : 200; 1 — песчаник; г — глина; з — глинистый песчаник или алевролит; 4 — известняк
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПО КАРОТАЖНОЙ ДИАГРАММЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ, ВОДОНОСНЫХ И «СУХИХ» (ГЛИНИСТЫХ) ИНТЕРВАЛОВ
Породы с повышенной эффективной пористостью на каротажных диаграммах обычно характеризуются пониженными значениями сопротивления (за исключением нефтеносных и газоносных), потенциалов собственной поляризации, естественного гамма-излучения (за исключением карбонатов) и нейтронного гамма-излучения (за исключением газоносных).
Породы с большой пористостью обычно отмечаются пониженными, а породы с малой пористостью повышенными значениями вторичного гамма-излучения. Пласты, не содержащие жидкость («сухие»), на кривой гамма-каротажа обычно отбиваются высокими значениями вторичного гамма-излучения.
Породы с высокой проницаемостью отмечаются так же, как и породы повышенной эффективной пористости.
Глинизация пород, ухудшающая их коллекторские свойства, на каротажных диаграммах характеризуется уменьшением сопротивления, увеличением потенциалов собственной поляризации и интенсивности естественного гамма-излучения, понижением интенсивности нейтронного гамма-излучения и увеличением диаметра скважины.
Нефтеносность и газоносность нороды на каротажных диаграммах обычно проявляется увеличением сопротивления (за исключением тонкослоистых продуктивных отложений), низкими значениями естественного и нейтронного гамма-излучений, мониженными потенциалами собственной поляризации.
На диаграммах газокаротажа нефтеносные и газоносные пласты отмечаются резким увеличением содержания газа. Газоносные пласты обычно отличаются от нефтеносных более высоким содержанием легких фракций газа, более высокими значениями сопротивлений и повышенной интенсивностью нейтронного гамма-излучения.
МЕТОДЫ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН
По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют (обсаживают), спуская в скважину колонну стальных (обсадных) труб; в интервале возможного залегания продуктивных (нефте-, газоносных) и водоносных пластов колонну цементируют. При этом обычно нефтеносные и газоносные пласты оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом и приток жидкости в такую скважину невозможен. Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной: по этим каналам нефть и газ поступают в скважину.
Как правило, отверстия в колонне и цементном кольце создают путем прострела. Этот процесс называют перфорацией ко-
40
лонны, а аппараты, при помощи которых производится прострел, перфораторами, которые спускают в скважину на каротажном кабеле.
Перфорацию применяют также для вскрытия заводняемых пластов в нагнетательных скважинах, при дополнительном цементировании и для других целей.
На промыслах применяют следующие виды перфораций: пулевую, торпедную, кумулятивную и гидропескоструйную.
Пулевая перфорация. Для пулевой перфорации применяют пулевые перфораторы, действующие по принципу огнестрельного оружия.
В корпусе перфоратора имеется ряд стволов с каморами. В камору закладывают прессованный пороховой заряд и электровоспламенитель, а в ствол — стальную пулю. При помощи электровоспламенителя поджигается пороховой заряд. Газы, образующиеся при сгорании пороха, создают высокое давление, под действием которого пуля с большой скоростью вылетает из ствола, пробивает колонну и цементное кольцо и входит в породу, образуя канал для движения жидкости и газа из пласта в скважину.
Пулевые перфораторы разделяются на селективные и залповые.
Селективный перфоратор (или перфоратор выборочно-избирательного действия) производит выстрелы отдельными стволами поочередно. Необходимое для этого подключение электрозапалов к запальной цепи осуществляется переключающим устройством, управляемым по сигналам с поверхности.
Перфораторы этого типа применяют обычно, когда перфорируемый объект выражен чередующимися продуктивными, глинистыми и водоносными пропластками. При этом глубина спуска перфоратора измеряется особенно тщательно для того, чтобы по мере подъема снизу пули приходились точно против намеченного (по каротажной диаграмме) продуктивного горизонта.
Залповый перфоратор стреляет одновременно всеми стволами или группой стволов. В этом перфораторе имеется общая запальная камора, в которой устанавливается взрывной патрон (или электрозапал со вспомогательным пороховым зарядом). От запальной каморы идет огнепроводный канал ко всем остальным каморам. Воспламенение пороховых зарядов камор осуществляется пороховыми газами, поступающими из запальной каморы.
Существуют перфораторы разных типов и размеров, предназначенные для прострела в различных условиях.
Перфораторы залпового действия АПХ-84 и АПХ-98 имеют наружные диаметры соответственно 84 и 98 мм. За счет применения прессованных зарядов пробивная способность пуль в перфораторах типа АПХ на 40—50% выше, чем в перфораторах пулевого типа.
Торпедный перфоратор Колодяжного (ТПК) отличается от пулевого перфоратора тем, что выстрел производится разрывным снарядом, * снабженным взрывателем замедленного
41
действия. Снаряд пробивает колонну, цементное кольцо и проникает в породу, где и взрывается. В результате взрыва в породе образуются каверны, трещины и создаются каналы больших размеров, чем при простреле пулевым перфоратором.
Диаметры снарядов торпедного перфоратора ТПК-22 и ТПК-32 равны соответственно 22 и 32 мм, наружный диаметр перфоратора 100 мм, что позволяет перфорировать 146-, 161-, 194-, 219-мм и более эксплуатационные колонны.
Торпедный перфоратор Колодяжного имеет большую пробивную способность, чем пулевые перфораторы, и поэтому применяется для вскрытия пластов, перекрытых несколькими обсадными колоннами или представленными плотными сцементированными породами.
Кумулятивная перфорация скважин (от латинского слова «сити», что означает накопление, сосредоточение) основана на применении кумулятивных зарядов взрывчатых веществ, т. е. зарядов, имеющих коническую выемку, облицованную металлической воронкой. При воспламенении такого заряда продукты взрыва сильно сжимают воронку, в металле возникают очень большие давления и он начинает течь как жидкость. При этом образуется очень тонкая струя жидкого металла и газа, которая с большой скоростью (8000— 10 000 м/с) выбрасывается вдоль оси выемки и создает давление при встрече с преградой до 30 000 МПа (300 000 кгс/см2); эта струя пробивает отверстие в колонне и породе на большую глубину, создавая канал значительной длины.
Пробивная способность кумулятивных перфораторов больше, чем пулевых и торпедных перфораторов. Поэтому кумулятивная перфорация особенно эффективна при простреле двух или трех обсадных колонн и твердых пород.
Кумулятивные перфораторы делятся на корпусные и безкорпусные.
В корпусном кумулятивном перфораторе (ПК) кумулятивные заряды помещены в герметичном кожухе. Перфораторы такого типа выпускаются двух мощностей: десятизарядные и двадцати-зарядные.
Наиболее распространены перфораторы типа ПК-ЮЗ, ПК-85 и ПК-65 с наружными диаметрами соответственно 103, 85 и 65 мм. Диаметры пробиваемых отверстий в колоннах — 8—10 мм, плотность перфорации — 58 отверстий на 1 м высоты колонны.
Перфоратор ПК-85 пробивает колонну толщиной 12 мм, цементное кольцо на 45 мм и породу на 25 мм. Зарядку и разрядку его можно производить непосредственно над устьем скважины перед перфорацией.
Безкорпусный кумулятивный перфоратор представляет собой сборку из кумулятивных зарядов, снабженных прочными индивидуальными оболочками. Заряды скрепляют обоймой или устанавливают на стальной ленте, каркасе и т. д. При выстреле оболочки зарядов разрушаются.
42 -- ~
Перфораторы этого типа, разрушающиеся при перфорации, выпускаются следующих типоразмеров: КПР-50, КПР-65, КПР-80 и КПР-100. Цифры 50, 65, 80, 100 означают их внешние диаметры. Отсюда можно заключить, что такие перфораторы можно применять для перфорации скважин и при прихваченных насосно-компрессор-
Пгп насасд&
ных трубах диаметрами 73, 89 и 114 мм.
В скважинах, в которых сразу после перфорации ожидаются бурные проявления, прострел отверстий осуществляется после спуска насосно-компрессорныхтруб. В этих целях применяются малогабаритные раскрывающиеся перфораторы ПКР-55 и ПКР-45 с наружными диаметрами соответственно 55 и 45 мм.
Применение перфораторов различных типов и конструкций зависит от плотности вскрываемых пород. В твердых породах рекомендуется применять кумулятивную перфорацию, в менее плотных и малопроницаемых породах — снарядную, в рыхлых породах и слабо сцементированных песчаниках — пулевую.
Учитывая, что при перфорации скважин в большинстве случаев в колоннах образуются трещины, смятия и другие осложнения, не следует применять торпедные, снарядные перфораторы там, где это не диктуется крайней необходимостью.
Для глубоких скважин рекомендуется применять гидропескоструйную перфорацию.
Гидропескоструйная перфорация основана на использовании абразивного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла). Такая струя в течение нескольких минут создает в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение между скважиной и пластом.
Гидропескоструйный аппарат для абразивной перфорации (рис. 1.15) состоит из патрубка (отрезка трубы), в котором установлен ряд сопел. Аппарат спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, по которым подается под высоким давлением жидкость с песком. Вытекая из сопел с большой скоростью, жидкость с песком пробивает эксплуатационную колонну, цементное кольцо и внедряется в породу на глубину до 1 м.
В процессе перфорации при перемещении абразивной струи жидкости (вверх или вниз вдоль ствола скважины) струя может
43
Рис 1.15. Схема гидропескоструйной перфорации
Перфоратор
Марка.
Наружный диаметр,
Глубина проникновения , мм
Ттш
пп-з
70
ППЗ-В5
65
Ч.
Ч.
ППХ-Ч
ЗУ
СЛ-3!/5
30
Ч* CXJ-JL
ППЗ-80
3D
^
пп-в
90
ПП-98
98
X ~~^ ~ ^г
tag
Цемент 6
8
ffS
Плотный песчаник
Снаррдный
ТПК-21
too
Рис. 1.16. Сравнительная пробивная способность перфораторов различных
конструкций
образовать щелевой канал или (при круговом вращении струи) обрезать колонну по кольцу, что, например, необходимо для извлечения обсадной колонны.
Из рис. 1.16 видим, что наибольшую пробивную способность имеют гидропескоструйные и кумулятивные перфораторы.
Торпедированием называют взрыв в скважине, производимый при помощи торпеды, т. е. подготовленного для взрыва заряда взрывчатого вещества.
Торпеда, кроме заряда взрывчатого вещества, содержит средства взрывания: взрыватель, состоящий из электрозапала и чувствительного к взрыву капсюля-детонатора, и шапку взрывчатого вещества, усиливающего начальный импульс детонации.
Торпеду спускают в скважину на каротажном кабеле, жила которого используется для приведения в действие взрывателя и всего заряда торпеды.
Торпедирование или взрыв зарядов взрывчатого вещества в скважинах производится с целью разрушения пород продуктивных пластов — образования в них трещин для лучшей отдачи нефти или газа, а также с целью обрыва или встряски прихваченных бурильных, обсадных и других труб, раздробления металлических предметов на забое скважины (шарошек, долот и т. д.). Иногда торпедирование производится с целью удаления песчаных пробок, образовавшихся в стволе скважины, очистки призабойной зоны пласта от глинистых осадков, очистки фильтра, обрушения пород в сильно искривленных скважинах и пробивания окна в обсадной колонне для разбуривания нового ствола для скважин и т. д.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛАВЕ I
1. В каких породах залегает нефть?
2. Что мы называем нефтяной залежью и нефтяным месторождением?
3. Перечислите основные структурные формы нефтегазовых месторождений.
4. Какие породы называют породами-коллекторами?
5. Какие свойства пород называются коллекторскими?
6. Что такое пористость?
7. Что такое проницаемость?
8. Что такое коэффициент проницаемости и в каких единицах измеряется проницаемость?
9. Что такое геологический разрез? /
10. Что такое геологический профиль?
11. Что представляет собой структурная карта?
12. Каковы основные свойства нефтяного газа?
13. Какой газ называется сухим? Жирным?
14. Что понимают под давлением насыщения нефти газом?
15. Каковы основные свойства нефти?
16. Как определяют товарные качества нефтей?
45
17. Что такое вязкость?
18. В каких пределах изменяется вязкость нефтей?
19. Что понимают под коэффициентом водонасыщенности и нефте-насыщенности?
20. Что такое пластовое давление?
21. Что понимают под геотермическим градиентом и геотермической ступенью?
22. Какие существуют режимы работы нефтегазоносных пластов?
23. Чем характеризуется водонапорный режим?
24. Каковы особенности режима растворенного газа?
25. Что такое газовый фактор?
26. Что такое электрический каротаж?
27. В чем сущность газокаротажа?
28. На чем основаны радиоактивные методы каротажа?
29. Какие радиоактивные методы каротажа Вы знаете?
30. Для чего в скважинах производят измерения температуры?
31. Как определяют по каротажной диаграмме нефтеносные, водоносные и «сухие» (глинистые) интервалы?
32. Какими методами производят контроль цементирования обсадной колонны?
33. Как определяют пласты, поглощающие жидкость?
34. Как определяют место притока воды с помощью резисти-виметра?
35. Что такое кавернограмма?
36. Что понимают под перфорацией?
37. Какие виды перфораций Вы знаете?
На главную страницу