Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Пермский государственный технический университет»
В.Н. Косков
КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН
МЕТОДАМИ ГИС
Утверждено Редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия
Издательство Пермского государственного технического университета
2008
УДК 550.832 К7Г
Рецензенты: _
д-р техн. наук, академик РАЕН Н.И. Крысин (ООО «ПермНИПИнефть»);
зав. кафедрой БНГС канд. техн. наук Л.Н. Долгих (Пермский государственный технический университет)
Косков, В.Н.
К71 Контроль технического состояния скважин методами ГИС: учеб, пособие / В.Н. Косков. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2008. - 55 с.
ISBN 978-5-398-00013-9
^Рассмотрены основы методов ГИС, используемых при изучении технического состояния скважин, изложены принципы измерения фи зических полей в скважинных условиях. Приведены сведения о ре шаемых задачах и результатах интерпретации геофизических мате риалов^
Предназначено для студентов, изучающих дисциплину «Геофи зические исследования скважин» по специальности ГНГ и БНГС.
УДК 550.832
ISBN 978-5-398-00013-9 |
© ГОУ ВПО |
|
«Пермский государственный |
|
технический университет», 2008 |
Введение......................................................................................................... |
|
4 |
1. Характеристика методов ГИС и приборов, используемых |
|
|
для контроля технического состояния скважин.................................. |
6 |
|
2. Особенности проведения ГИС в эксплуатационных и нагнета |
|
|
тельных скважинах...................................................................................... |
|
7 |
3. Определение искривления скважин...................................................... |
11 |
|
4. Измерение диаметра и профиля сечения ствола скважины. |
|
|
Определение элементов залегания пластов............................................. |
15 |
|
5. Контроль качества цементирования скважин................................... |
21 |
|
5.1. Термометрия для контроля цементирования.............................. |
21 |
|
5.2. Метод радиоактивных изотопов.................................................... |
23 |
|
5.3. Метод рассеянного гамма-излучения........................................... |
24 |
|
5.4. Метод акустического каротажа..................................................... |
27 |
|
6. Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения |
|
|
и затрубного движения жидкости............................................................. |
|
32 |
6.1. Электрический метод........................................................................ |
|
33 |
6.2. Термический метод........................................................................... |
|
35 |
7. Контроль технического состояния |
обсадных колонн, буриль |
|
ных и насосно-компрессорных труб........................................................ |
|
38 |
7.1. Установление местоположения |
муфтовых соединений |
|
колонн........................................................................................................... |
|
38 |
7.2. Выявление дефектов обсадных колонн, участков перфо |
|
|
рации и интервалов разрывов колонн.................................................. |
39 |
|
7.3. Установление внутреннего диаметра и толщины обсадных |
|
|
колонн........................................................................................................... |
|
41 |
7.4. Определение мест прихвата инструмента и металла |
|
|
в скважине................................................................................................... |
|
44 |
8. Решение специальных задач исследования скважин методами |
|
|
ГИС.................................................................................................................... |
|
46 |
8.1. Контроль за установкой глубинного оборудования................. |
46 |
|
8.2. Исследование состава и уровня жидкости в колонне............... |
47 |
|
8.3. Установление зон гидроразрыва.................................................... |
50 |
|
8.4. Выявление парафиновых и солевых отложений........................ |
51 |
|
Заключение...................................................................................................... |
|
53 |
Библиографический список........................................................................ |
|
54 |
В нефтяной и газовой промышленности бурение скважин про изводят как для поиска и разведки месторождений углеводородного сырья, так и для их эксплуатации. Исследование скважин геофизи ческими методами проводится в четырех основных направлениях: 1) изучение геологических разрезов скважин; 2) изучение техниче ского состояния скважин; 3) контроль за разработкой месторожде ний нефти и газа; 4) проведение прострелочно-взрывных и других работ. Настоящее учебное пособие посвящено геофизическим мето дам изучения технического состояния скважин. Информация о тех ническом состоянии скважины необходима для получения досто верных сведений о результатах опробования продуктивных пластов, надежного контроля разработки залежей углеводородного сырья, проведения в скважинах ремонтных работ.
Изучение технического состояния скважин проводится на всех этапах их действия: в ходе бурения, перед вводом в эксплуатацию и в процессе эксплуатации.
При геофизических исследованиях горные породы и содержа щиеся в них полезные ископаемые изучаются в разрезах скважин. Скважина представляет собой вертикальную или наклонно направ ленную цилиндрическую горную выработку, длина которой значи тельно больше ее диаметра. Она состоит из трех основных частей: устья - ее верх, забоя - ее дно и ствола - вся цилиндрическая часть от устья до забоя.
Контроль технического состояния эксплуатационных, конт рольных и нагнетательных скважин осуществляется методами ГИС непосредственно после окончания их бурения и цементирования об садных колонн, а также на протяжении всего времени жизни сква жины.
В открытом стволе этих скважин проводят измерения тради ционными методами ГИС (инклинометрия, кавернометрия, профилеметрия), а в обсаженных - специальными методами (цементометрия, дефектометрия, притокометрия и др.).
Внастоящее время методами ГИС решаются следующие задачи:
1.Определение положения ствола скважины в пространс (искривления скважин - инклинометрия).
2.Измерение диаметра скважины (кавернометрия).
3.Определение профиля сечения ствола скважин и обсадных колонн (профилеметрия).
4.Определение качества цементирования обсадных колонн
исостояния цементного камня во времени.
5.Определение мест притока воды в скважину, зон поглоще ния и затрубной циркуляции жидкости (притокометрия).
6.Установление уровня жидкости в межтрубном пространстве.
7.Установление местоположения муфтовых соединений ко лонн, их участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра обсадных колонн.
8.Выявление дефектов (отверстий, трещин, вмятин) в обсад ных и насосно-компрессорных трубах.
9.Установление интервала разрыва обсадной колонны.
10.Определение мест прихвата бурового инструмента и место положения металлических предметов в скважине.
11. Контроль за установкой глубинного оборудования и це ментных мостов.
12. Исследование состава жидкости в колонне.
13. Исследование зон гидроразрыва пласта.
14. Выявление и оценка толщины парафиновых и солевых от ложений в межтрубном пространстве.
Дефекты в конструкции скважины возникают из-за коррозии стальной колонны, разрушения цементного камня и ухудшения сце пления его с породой и колонной в результате прострелочновзрывных работ, а также под воздействием агрессивных пластовых
изакачиваемых флюидов. При извлечении из пласта углеводороды частично выделяют парафин, смолы и соли, образуя на поверхно стях насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны па рафиновые и солевые пробки, что приводит к снижению дебитов нефти и газа. Вследствие нарушения герметичности колонны и це ментного кольца в скважину может поступать посторонний флюид, не связанный с выработкой конкретного продуктивного пласта, или же нагнетаемая жидкость будет уходить за пределы намечаемого для закачки объекта.
1.ХАРАКТЕРИСТИКА М ЕТОДОВ ГИС И П РИ БО РО В ,
ИСПО ЛЬЗУ ЕМ Ы Х ДЛЯ КО Н ТРО ЛЯ ТЕХ Н И ЧЕСК О ГО
СОСТОЯНИЯ СКВАЖ ИН
Для контроля технического состояния обсаженных перфориро ванных и неперфорированных, действующих и остановленных сква жин применяются специальные комплексы методов ГИС - электри ческих, акустических, термических, радиоактивных, магнитных, ме ханических.
Среди электрических методов наибольшее применение полу чила резистивиметрия.
Электромагнитные методы представлены индукционной дефектометрией и магнитной локацией обсадных труб. Индукционная дефектометрия с помощью дефектомера скважинного индукционно го (ДСП) позволяет выявить наличие локальных дефектов в обсад ных трубах. Магнитный локатор применяют для установления по ложения муфтовых соединений колонны, глубины спуска насосно компрессорных труб, положения забоя, определения интервалов перфорации и выявления разрывов и трещин в обсадных колоннах.
Из радиоактивных методов при контроле технического со стояния скважин наиболее широкое применение получили методы ГТК, НТК, ННКт и метод радиоактивных изотопов.
На регистрируемой кривой ГГК четко выделяются участки с наличием цементного камня за колонной - показания интенсивно сти рассеянного гамма-излучения JITKпонижены по сравнению с уча стками, содержащими за обсадной колонной промывочную жид кость. Приборы типа СГДТ-2 и СГДТ-3 называются гамма- дефектомерами-толщиномерами и бывают многоканальными и од ноканальными. Эти приборы предназначены для одновременного определения качества цементирования обсадной колонны и толщи ны ее стенок. Прибор ЦМГА-2 решает такие же задачи, но с помо щью комплекса радиоактивного и акустического каротажа.
Для определения положения в скважинах пакеров, глубины спуска насосно-компрессорных труб, положения уровня жидкости и интервалов и толщин парафиновых и солевых отложений исполь зуются радиоактивные методы НГК и ННКт.
Качество цементирования скважин также оценивается методом радиоактивных изотопов с замерами двух кривых ГК.
Акустические методы используются для оценки качества це ментирования и определения технического состояния обсадных ко лонн с помощью акустических цементомеров типа АКЦ, типа СПАК и низкочастотной акустической аппаратуры АКН-1. Сква жинный акустический телевизор (CAT) предназначен для исследо вания скважин с помощью фотографий, получаемых с экрана кине скопа в виде изображения развертки стенки скважины.
Методы термометрии используются в основном для выявле ния затрубных циркуляций, определения мест негерметичности обсадной колонны. Исследования ведутся термометрами ТЭГ-36, ТР7-651, Т4 и СТД.
Механические методы, к которым относятся микрокавернометрия и механическая расходометрия, позволяют оценить измене ние диаметра обсадных колонн и установить места негерметичности обсадных труб.
2.ОСО БЕН Н О СТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИС
ВЭКСПЛУАТАЦИОННЫ Х И НА ГН ЕТА ТЕЛЬНЫ Х
СКВАЖИНАХ
Геофизические исследования эксплуатационных и нагнетатель ных скважин имеют свои специфические особенности, которые свя заны с оборудованием устья скважин, спускоподъемом скважинных приборов, требованиями к их габаритам, методикой проведения са мих исследований.
По условиям спуско-подъема скважинных приборов все скважи ны подразделяются на две группы: неработающие и действующие.
Вгруппу неработающих скважин входят:
-обсаженные и зацементированные, выходящие из бурения или капитального ремонта (до их перфорации);
-контрольные с неперфорированными пластами;
-остановленные фонтанные и насосные с извлеченным из ствола технологическим оборудованием (до или после капитального ремонта);
-пьезометрические.
Кгруппе действующих скважин относятся:
-эксплуатационные со штанговыми глубинными или электропогруженными насосами;
-нагнетательные;
-эксплуатационные с применением фонтанного или компрес сорного способов добычи углеводородов.
Внеработающих скважинах устье негерметизировано, и ствол скважины свободен для прохождения скважинных приборов боль шого диаметра, предназначенных для работы в обсадных колоннах. Неперфорированные скважины обычно заполнены однородной про мывочной жидкостью. При работе в остановленных скважинах из-за отсутствия буровой вышки для подъема и спуска скважинных при боров используется специальное спускоподъемное оборудование (передвижная вышка, тренога или трактор-подъемник).
Действующие скваж ины могут быть без повышенного и с повышенным давлением на устье скважины. Повышенное давле ние на устье отмечается в фонтанных, компрессорных и нагнета тельных скважинах, а также в скважинах с работающими штанго выми или электропогруженными насосами. Отсутствие повышенно го давления может наблюдаться после отключения штанговых или электропогруженных насосов, а также в нагнетательных скважинах в период прекращения закачки воды.
В случае проведения ГИС в действующих скваж инах с по вы ш енным давлением на устье используется специальное усть евое оборудование - лубрикатор, позволяющий производить спуск и подъем скважинного прибора в лифтовые трубы или межтрубное пространство без разгерметизации устья скважины. Лубрикатор (рис. 1, а) состоит из трубы 2, которая является приемной камерой. Лубрикатор нижним концом крепится к фланцу 1 фонтанной арма туры. Верхний конец трубы снабжен уплотнительным устройством 3, состоящим из одного-двух сальников, набранных из металличе ских и нефтестойких резиновых колец. При подготовке к исследо ваниям скважинный прибор помещается в приемную камеру 2 (тру бу) и подсоединяется к кабелю 8, предварительно пропущенному через уплотнительное устройство 3. Затем открывают подлубрикаторную задвижку и опускают прибор в скважину. Движения кабеля
Рис. 1. Схема оборудования устья скважин для про ведения геофизических исследований фонтанирую щей (о) и глубинно-насосной (б) скважин
осуществляется через верхний и нижний 7 ролики, закрепленные на кронштейнах 5 и 6. При больших давлениях на устье приборы снаб жаются грузами, а лубрикаторы - устройствами для принудительно го проталкивания кабеля. Длина лубрикатора должна быть больше максимальной длины скважинного прибора с грузом. Лубрикаторы могут быть стационарными или установленными на передвижной вышке.
С кваж ины , оборудованные ш танговыми глубинными насо сами (рис. 1, б), исследуются с помощью малогабаритных прибо ров 10, опускаемых в серповидное межтрубное пространство между
эксплуатационной колонной 13 и насосно-компрессорными трубами 14 через отверстие в эксцентричной план-шайбе 15, снабженной сальниковым устройством 3. Верхний, направляющий ролик 4 кре пится на вертикальной опоре 12, положение которой регулируется
болтами |
так, чтобы |
кабель свободно проходил |
через отверстие |
в план-шайбе. |
|
|
|
При |
работе в |
фонтанных, компрессорных, |
нагнетательных |
скважинах прибор спускается в лифтовые трубы, которые обычно приподняты над интервалом перфорации, и изучается прискважин ное пространство в эксплуатационной колонне ниже воронки лиф товых труб 9.
Геофизические исследования в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами, проводятся приборами, спущен ными в межтрубное пространство, в эксплуатационной колонне ни же насоса 11. В скважинах, эксплуатирующихся погружными цен тробежными электронасосами, исследуется пространство выше на соса с помощью приборов, установленных в насосно-компрессор ных трубах. Ниже насоса можно производить исследования лишь при условии спуска прибора перед насосом.
К глубинным геофизическим приборам, работающим в дейст вующих скважинах, предъявляются жесткие требования в отно шении их диаметра, чтобы обеспечить беспрепятственный их спуск-
подъем в межтрубном |
пространстве |
или в насосно-компрес |
сорных трубах. Поэтому |
используются |
приборы малого диаметра |
(25-42 мм). |
|
|
При проведении ГИС большое внимание уделяется точному определению глубин. С этой целью проводят измерения локатором муфт и ГК или НТК (ННКт).
При детальных исследованиях интервалов продуктивных пла стов большинство измерений отдельными методами, например ГК, ИННК, ИНГК, НГК, ННКт, механической и термоиндуктивной расходометрии, плотностеметрии и другими, проводят дважды в круп ном масштабе и с малой скоростью передвижения приборов. Для некоторых методов ГИС (механическая расходометрия, ИНГК, ИННК) кроме непрерывных записей предусмотрена еще и точечная запись изучаемого параметра.
При проведении ГИС применяется комплексная промысловая автоматическая лаборатория «Компас», которая смонтирована на шасси автомобиля ЗИЛ-131 в геофизическом кузове СГК-7, разде ленном на салон оператора и технологический отсек с лебедкой и кабелем. Лаборатория позволяет проводить измерения методами термометрии, расходометрии, давления, плотностеметрии, влагометрии, радиометрии.
Преобразователи расходов и влажности «Кобра-ЗбРВ» и термо стойкий (до 150 °С) РВТ-36 предназначены для измерения расхода (дебита) нефти и содержание в ней воды по отдельным пластам.
Автономный прибор |
АЦКМ-4 предназначен |
для измерения |
||
и регистрации давления, |
температуры, |
скорости |
потока |
газа или |
жидкости, интенсивности у-излучения |
горных пород при |
исследо |
вании газовых скважин. Аппаратура работает без кабельной связи с поверхностью, питание - автономное от химических источников. Информация записывается на магнитную проволоку.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН
Скважины, в зависимости от геологических, геоморфологиче ских и других условий, проектируют вертикальными, наклонно направленными, с горизонтальным окончанием.
В процессе бурения ствол скважины обычно отклоняется от за данного направления из-за влияния ряда геологических и техни ческих факторов. Фактическое отклонение оси скважины от верти кали в каком-либо направлении называется искривлением сква жины. На рис. 2 изображено положение ствола скважины в прост ранстве.
На определенном интервале глубин положение ствола скважи ны в пространстве характеризуется углом отклонения скважины от вертикали (зенитным углом 5) и азимутом ф.
Угол наклона скважины заключен |
между осью скважины |
и горизонтальной плоскостью и равен 90° - |
6. Магнитный азимут |
искривления - угол между направлением на магнитный север и го ризонтальной проекцией оси скважины, взятой в сторону увели чения глубины скважины, отсчитываемый по часовой стрелке.
Плоскость, проходящую через вертикаль и ось скважины на дан ном ее участке, называют плоскостью искривления (апсидальная плоскость).
а |
б |
Рис. 2. Схема фактического положения ствола скважины |
в пространстве |
и проекция участка ствола скважины на горизонтальную плоскость (а) и участок оси скважины в вертикальной плоскости (б): (а) ЮС, ЮмСм - направления на север и магнитный север; а - дирекционный угол; ф - маг нитный азимут; (б) £, - длина интервала, расстояние между двумя соседни
ми точками замера, |
расположенными на глубинах йм (верхняя точка) |
и ^ (нижняя точка); |
5 - угол отклонения оси скважины от вертикали (зе |
|
нитный угол) |
Дирекционный угол а = ф + у ± D, где у - угол сближения меж ду осевым меридианом в данной точке (может быть положительным или отрицательным); D - магнитное отклонение (восточное со зна ком плюс, западное - минус). Значение у ± D указывается на геогра фических картах.
Сведения об искривлении скважины необходимы для установ ления положения ее забоя в пространстве, при построении профиль ных геологических разрезов, структурных и других геологиче ских карт.
Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуществ ляются инклинометрами с дистанционным электрическим из мерением типа КИТ (КИТА), КМИ-36 и др.; инклинометром непре рывным цифровым Ин-1-721; фотоинклинометрами типа ИФ-6, ги роскопическими инклинометрами (ИГ-2Ю ИГ-50, СИ-3 и др.), телеметрическими системами.
Инклинометры дискретного действия типа КИТ состоят из скважинного прибора с удлинителем и наземного пульта. Главной их механической частью является вращающаяся рамка с установ ленными на ней указателями угла (отвесом) и азимута (буссолью) ис кривления ствола скважины (рис. 3).
Рамка, закрепленная на керне 19
иподшипнике 1, свободно вращается,
иось ее вращения совпадает с глав ной осью прибора. Центр тяжести рамки 5 благодаря грузику 18 смещен
сее оси так, что плоскость рамки все гда устанавливается перпендикулярно к плоскости искривления скважины. Ось рамки 20 совпадает с осью при бора (осью скважины).
Указатель азимута (буссоль) со стоит из магнитной стрелки 8, наса женной на острие 11, и контактной
стрелки |
7 дугообразного рычага 13. |
Рис. 3. Схема устройства меха |
Под магнитной стрелкой размещается |
нической части инклинометра |
|
колодка |
с кольцевым азимутальным |
КИТ |
|
реохордом 9 и токопроводящим контактным кольцом 10. Азимуталь ный реохорд представляет собой разорванное в одном месте кольцо из манганиновой проволоки. Разрыв реохорда подключен в измери тельную схему и совпадает с плоскостью искривления прибора. При
измерении магнитная стрелка со скрепленной на ней контактной соединяет токопроводящее кольцо 10 с одной из точек реохорда и фиксирует искривление скважины. Указатель азимута благодаря карданному подвесу под действием грузика 12 всегда занимает такое положение, при котором острие, несущее магнитную стрелку, уста навливается вертикально, а колодка с реохордом - горизонтально.
Основной частью указателя угла отклонения является отвес 14, скрепленный со стрелкой 15. Плоскость их качания совпадает с плоскостью искривления. Параллельно кривой, по которой пере мещается конец стрелки, установлен угловой реохорд 16 и контакт ный сегмент 17. При измерении конец стрелки 15 соединяет одну из точек углового реохорда с токопроводящим проводом 16 и фикси руетугол отклонения прибора от вертикали. В верхней части рамки размещен коллектор 3, имеющий три контактных кольца 2 с выво дами от азимутального и углового реохорда, которые поочередно подключаются в измерительную схему.
Управление работой инклинометра осуществляется электро магнитом 4, фиксирующим и освобождающим по мере надобности магнитную стрелку 8 и стрелку 15 датчика зенитного угла наклона скважины, и управляющим электрическим переключателем 2-3 с помощью тяг 6 и 13.
В вертикальных скважинах интервалы замеров составляют 20-25 м, в наклонно направленных 5-10 м.
Результаты инклинометрических измерений записываются в журнал наблюдений и в таблице замеров указывают значения уг лов 5, <р и дирекционного угла а в соответствии с глубинами их из мерений.
По значениям измеренного зенитного угла 8 и вычисленного дирекционного угла а строится проекция ствола скважины на гори зонтальную плоскость, называемую инкпинограммой (рис. 4).
В этом случае проекция участка скважины длиной £, на гори
зонтальную плоскость будет i\ = ^,sin8„ где (, - длина интервала, принимаемого за прямолинейный, между ближайшими точками на блюдений. Для определения глубины забоя, кровли и подошвы от дельных горизонтов разреза по вертикали и их гипсометрических отметок строят вертикальную проекцию ствола скважины. Верти-
кальные проекции отдельных участков скважины рассчитывают по формуле Г, = ^,cos8,_ а общую глубину по вертикали для заданной глу бины по формуле h = E^'i = Е4 cos 8,. При этом гипсометрическая от метка объекта будет h' = h - Ал, где Ал - альтитуда устья скважины.
Ю
Рис. 4. Пример построения инклинограммы
В новых скважинах расчет кривизны (определение удлинения ствола скважины с глубиной) производится автоматически на ЭВМ каротажной станции по программе обработки данных инклиномет рии. В качестве результата обработки представляется таблица, в ко торой значению глубины в метрах соответствует рассчитанная абсо лютная отметка.
4. ИЗМЕРЕНИЕ ДИАМЕТРА И ПРОФИЛЯ СЕЧЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ ЗАЛЕГАНИЯ ПЛАСТОВ
Фактический диаметр скважины dQв ряде случаев отклоняется от его номинального d,„ равного диаметру долота, которым бури лась скважина.
Увеличение dc(образование каверн в стволе скважины) наблю дается против глин и сильноглинистых разностей (мергелей и др.) из-за гидратации тонкодисперсных глинистых частиц и в результате их размыва гидромониторным воздействием струи, вытекающей из долотных отверстий.
При использовании соленого бурового раствора гидратация глинистых частиц уменьшается, что приводит к замедлению образо вания каверн. При использовании промывочных жидкостей на неф тяной основе каверны обычно не образуются.
Против соляных и гипсовых пластов из-за растворения этих по род промывочной жидкостью на водяной основе наблюдается уве личение диаметра скважины.
Иногда увеличение dc наблюдается и в интервалах трещинова тых пород, которые могут быть ослаблены по механической проч ности в процессе бурения. Номинальный диаметр обычно сохраня ется в интервалах прочных пород - известняков, доломитов, плот ных песчаников.
В результате фильтрации бурового раствора в интервалах прони цаемых пластов образуется глинистая корка на стенке скважины, что приводит к уменьшению диаметра скважины <4- Толщина глинистой корки изменяется от нескольких миллиметров до 5 см и более.
Знать фактический диаметр скважины необходимо для расчета объема затрубного пространства при цементировании обсадных ко лонн, выбора глубины места установки башмака колонны, фильт ров, пакеров и испытателей пластов, а также для контроля техниче ского состояния скважины в процессе бурения. Результаты кавернометрии используют при обработке данных ГИС, для выделения пластов горных пород и определения их литологического состава (рис. S). Диаметр скважины измеряется с помощью каверномеров
ипрофилемеров, которые различаются по своим конструктивным особенностям.
Наибольшее распространение имеют каверномеры типов СКС
иСКО с четырьмя рычагами, попарно расположенными во взаимно перпендикулярных плоскостях (см. рнс. S). Достаточно широко ис пользуются каверномеры КМ-2 (каверномер малогабаритный) и ка верномеры скважинные управляемые типа КСУ-1 и КСУ-2. Каверно-
меры опускают в скважину со сложенными измерительными рыча гами, которые удерживаются замком, кольцом или проволокой. Движения измерительных рычагов под влиянием изменения диа метра скважины преобразуются с помощью датчиков в электриче ские сигналы, передаваемые на каротажную станцию и регистри руемую в виде кавернограммы.
Ё Ш
Рис. 5. Литологическая колонка по данным кавернометрии и электрическо
го каротажа (а) |
и схема конструкции каверномера (б): а - 1- известняк; |
2 - алевролит; 3 - |
песчаник нефтенасыщенный; 4 - песчаник водонасыщен |
ный; 5 - глинистая порода; 6 - 1 - длинное плечо рычага; 2 - короткое плечо рычага; 3 - пружина; 4 - оптический датчик; 5 - ползунок; 6 - шток
Каверномер представляет сведения о среднем диаметре сква жины, за который принимают диаметр круга, эквивалентного по площади сечению плоскости, перпендикулярной ее оси.
Однако в общем случае сечение ствола скважины не является круговым. Несоответствие формы сечения кругу свидетельствует
о наличии желобов, которые образуются при искривлении скважи ны, воздействия на стенки замковых соединений бурового инстру мента. Для более детального изучения формы сечения диаметра обсаженных и необсаженных скважин применяют каверномерыпрофилемеры (рис. 6), которые обычно позволяют измерять диа метры скважины в двух и более взаимно перпендикулярных плоско стях с выдачей значений их полусумм: (d0' + d")!2 против плотных пород с номинальным диаметром скважины d0' (плотные непрони цаемые песчаники, известняки и доломиты) и (dc’ + dc')'/2 - против пород с другими плотностными характеристиками (аргиллиты, алевролиты, глинистые известняки и др.).
Различают вертикальную и горизонтальную профилеметрии. При вертикальной профилеметрии измеряются в двух взаимно пер пендикулярных направлениях хорды, характеризующие примерное поперечное сечение ствола скважины.
И 1
EEP
Е Ш -<
4
Рис. 6. Кривые профилеметрии, кавернометрии и диаграммы сече ния скважины: 1- известняк плотный; 2 - песчаник Проницаемый; 3 - алевролит; 4 - глина
Для более точного определения формы поперечного сечения скважины используют горизонтальные профилемеры, для которых характерно наличие шести или восьми рычагов с известной для них ориентацией на магнитный север (рис. 7).
Рис. 7. Принцип работы горизонтального профилемера: а - развертка ку лачков профилемера; б-сигнал, передаваемый из скважинного прибора; в - построение поперечного сечения скважины
Наиболее используемые каверномеры-профилемеры типа ка- верномера-профилемера скважинного СКП-1 (регистрация диамет ра скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях), ТПК-1 (выдает итоговый результат от трех пар измерительных рычагов), профилемер-радиусомер скважинный СПР-1 (измеряет восемь ра диусов и азимут искривления скважины), профилемер трубный скважинный ПТС-1 (шесть профилеграмм для определения сечения обсадных колонн) и ПТС-2 (измеряет восемь радиусов колонны).
При изучении геологического строения региона со значитель ными тектоническими нарушениями и большими углами падения пластов необходимо знать характер залегания пластов. Эти сведения также необходимы при исследовании наклонно-направленных скважин.
Рис. 8. Определение угла падения пластов с помощью наклономера. 1, 2 и 3 - датчики; I, II, III - зарегистрированные ими кривые; ПН - плоскость напластования - граница раздела двух пластов
Залегание пласта характеризуется его простиранием и углом падения (рис. 8).
Простиранием пласта называется направление горизонтальной линии АВ, лежащей в плоскости напластования ПН. Линией падения пласта является линия CD, проведенная в плоскости напластования ПН перпендикулярно к простиранию. Направлением падения пласта называется направление проекции CD' линии падения пласта CD на горизонтальную плоскость ГП, а углом падения у - угол между ли ниями CD и CD' (угол между плоскостью напластования ПН и горизонтальной плоскостью ГП). Направление падения пласта ха рактеризуется его азимутом X (углом между линией C D и линией Ю-С в горизонтальной плоскости ГП), отсчитываемым по часовой стрелке.
В настоящее время для измерения падения пластов наиболее широко используются пластовые наклономеры, которые состоят из трех датчиков, инклинометра и каверномера. Наиболее востребо ванные наклономеры - пластовые наклономеры типа НП-3 и НИД-1.