К оглавлению журнала

УДК 550.832 © А.И.Губина, Г.З.Гиниятов, И.Н.Жуланов, 1997

(Краснокамское УГР АО "Пермнефтегеофизика")

На основании детального анализа данных скважинного акустического телевизора (CAT) и пластового наклономера (НИД) диагностированы основные виды желобов: вертикальные, спиральные, гребенчатые (микрожелоба) (рис. 1). Другими же методами (кавернометрия, профилеметрия) из-за сильно увеличенного диаметра скважины идентифицируются только вертикальные желоба.

Установлено, что определенные желобообразные нарушения стенок скважины приводят к соответствующим искажениям показаний различных методов каротажа (Губина А.И., Жуланов И.Н., Гиниятов Г.З., 1989).

Наиболее объемные нарушения геометрии ствола скважины связаны с присутствием вертикальных желобов. Причем имеются два вида вертикальных желобов:

1) накатанные при спускоподъемных операциях (сечение ствола каплевидное);

2) набуренные (сечение ствола эллипсовидное) .

Желоба второго вида появляются, вероятно, вследствие биений бурильного инструмента, вызванных анизотропией прочностных свойств пород во взаимно перпендикулярных направлениях, совпадающих с малой и большой осями эллипсовидного сечения скважины.

Эллипсовидные расширения ствола по данным наклономера фиксировались при бурении скважин в различных районах мира, в частности американским геофизиком Д.У.Коксом (1988). В дальнейшем была установлена взаимосвязь их направлений с горизонтальным напряжением пород. Определено, что направление расширения ствола скважины перпендикулярно направлению вектора напряжения пород.

Для скважин Пермского Прикамья по данным НИД-САТ установлена преимущественная ориентация вертикально набуренных желобов: север — юг. По-видимому, здесь породы находятся под большим горизонтальным напряжением со стороны Восточно-Европейской платформы и складчатого Урала.

Если в накатанных желобах отклонения от номинального диаметра (dном) в основном составляют единицы сантиметров, то для вертикально набуренных желобов увеличение диаметра скважины по большой оси эллипса достигает 100 % и более от dном. При бурении в местах напряжений на стенках ствола происходит разгрузка напряжения породы, т.е. образование желоба. Векторы полей этих напряжений сохраняют направления в пределах площадей, что выражается возникновением желобов в одних и тех же интервалах бурения. Зоны напряжений существуют в толщах от рифей-вендских до нижнепермских отложений. Желоба постоянно присутствуют в кровлях башкирских и турне-фаменских отложений.

Влияние эллиптических желобов на показания тех методов, значения которых зависят от формы и расширений ствола, максимально. В частности, показания нейтронного каротажа пористости (НГМ) занижаются пропорционально увеличению диаметра скважины. В желобах показания методов, использующих при измерениях прижимные башмаки (наклономер - НИД, микробоковой метод - МБМ, боковой метод - БМ, гамма-гамма плотностной — ГГК и микрозонды - МКЗ), в связи с неплотным их прижатием к стенкам скважины, как правило, искажены и не отражают разрез. Влияние расширений ствола на МБМ можно увидеть на рис. 2. Показания метода не отражают разрез в следующих интервалах желобов: 2191-2192, 2206-2210, 2217-2218 м и т. д. Этим же участкам соответствует некоторое снижение показаний НГМ.

В скв. 50 Соликамская в интервале вертикальных желобов 2353-2360 м наблюдаются разрывы показаний дифференциальных боковых микрозондов (ДМБМ) аппаратуры НИД (рис. 3). Составляющие зенитного угла скважины (A₁, A₂) и азимута кручения прибора x остаются постоянными, так как прибор движется по желобу.

При акустическом каротаже (АК) из-за неконцентричности системы прибор — скважина в местах расширения ствола скважины сильно искажаются энергетические параметры - амплитуда продольных (Ар), поперечных (A_s) и Лэмбовских волн - и увеличивается их затухание (a) (см. рис. 3, 4). Причина явления - нарушение условий максимальной передачи в породу и приема из породы акустического сигнала и изменение структуры пород в прискважинной зоне. Это вызывает сильное рассеяние энергий всего волнового сигнала и выражается в аномально высоких значениях приточности, вычисленных по АК в зонах желобов, что не соответствует действительности, поскольку реальная при точность в желобах почти всегда равна нулю (см. рис. 3, 4).

Влияние желобов на значение регистрации интервального времени (dT) невелико, так как сигнал АК распространяется по кратчайшему пути , т.е. по недеформированной части пласта (см. рис. 3, 4). Поскольку накатанные желоба встречаются редко, оценить их влияние на показания прижимных методов не представлялось возможным.

Спиральные желоба встречаются повсеместно, а в карбонатных отложениях приурочены большей частью к породам повышенной пористости (от 7 % и выше). Причины появления спиральных желобов не известны. Можно лишь предположить, что их происхождение обязано режимам бурения (избыточным давлениям колонны бурильных труб и возникающим в результате этого круговым биениям бурового инструмента и т.д.). Спиральные желоба увеличивают диаметр скважины на доли и единицы сантиметров и по каверномеру (KB) фактически не выделяются. Выявлены впервые по данным CAT. Участки спиральных желобов наблюдаются на рис. 2, 4.

Спиральные желоба из-за своей малой глубины почти не искажают показания большинства методов. Исключением является АК, где это влияние весьма ощутимо, что можно оценить по данным на рис. 4, где выделен ряд участков спиральных желобов: интервалы 1848-1850,1851-1854,1856-1858, 1861-1865 м. Воздействие желобов проявляется в виде периодических снижений до нуля значений затухания продольных волн в интервалах 1, 2, 4. Причем период снижения совпадает с интервалом распространения желобов. С тем же периодом наблюдаются и некоторые колебания значений интервального времени (Dt) в интервалах 1,4. Эффект влияния желобов связан с нарушением концентричности системы прибор - скважина и определяется преимущественно разностью времен пробега волн в жидкости между прибором и стенкой скважины и разностью условий прохождения сигналов для 1-го и 2-го зондов прибора в стенку и обратно. Искажение значений затухания из-за желобов достигает 100 % и более. Показания времени искажаются в меньшей степени - до 20 % реальных значений Dt, а поскольку Dt используется для расчета пористости, возникает существенная погрешность определения пористости по АК.

Гребенчатые желоба (микрожелоба) порождаются воздействием шарошек на стенку скважины при спускоподъеме инструмента (см. рис. 1, 2). Влияние микрожелобов сказывается только на разрешающей способности снимков CAT, поскольку затрудняет выделение трещин и кавернозности стенки скважины.

САТ-НИД позволяет идентифицировать виды желобов по их характерным признакам на вертикальные (набуренные и накатанные), спиральные и микрожелоба;

наибольшее искажающее влияние оказывают вертикально набуренные желоба на прижимные методы (НИД, МБМ, МКЗ) и методы пористости (НГМ, ГГК); установлено существование искажений параметров АК в интервалах спиральных желобов. Причем максимальные искажения для интервальных времен dT и затуханий a составляют соответственно 20 и 100 % их реальных значений.

идентифицировать наличие горизонтального напряжения горных пород;
выявлять направление закачиваемых вод при разработке месторождений нефти;
устанавливать возможные интервалы перетока между пластами;
проводить корреляцию разрезов и выделять циклы осадконакопления.

In studying of open boreholes drilled within the territory of Permian Pricamia a set of deformations in hole geometry appearing to be as keyseats of various form was revealed. By well acoustic telemetry and dipmeter data, the main types of keyseats - vertical, spiral, pectinal were recognized. Certain keyseat-like deformations of wells walls are found to result in corresponding incorrect records of different logging methods. Most distortion effect have vertical keyseats on dipmetering and porosity determination. Distortions of acoustic logging parameters were recorded within intervals of spiral keyseats. Determination of direction and intervals of keyseat distribution allows to solve some geologic-technological tasks: peesence of horizontal tension of rocks; trend of injection water in the development of oil fields; possible cross-flow intervals between beds; correlation of profiles and sedimentary cycles separation.

Рис.2. Спиральные и вертикальные желоба (скв. 31 Юбилейная)

Рис.3. Сопоставление САТ, НИД и данных ГИС (скв. 50 Соликамская, C₁t – D₃fm )

1 - известняки; 2 - нефтенасыщенность; 3 - интервал испытаний; 4 - интервал коллекторов

Рис.4. Влияние спиральных желобов на АК (скв. 115 Уньвинская )