New Integral Neutron-Neutron Logging for Cement Integrity Analysis of any Backfilling

Full Text

Введение

Плановые сроки промышленной разработки крупных месторождений углеводородного сырья составляют десятки лет. Это предопределяет актуальность проблемы поддержания инфраструктурных объектов месторождений в безопасном и работоспособном состоянии. Их важнейшей частью является фонд скважин.

Для обеспечения выполнения им своего функционального назначения проводится цементирование обсадных колонн нефтегазовых скважин, преследующее три главные цели: первая – разобщение нефте-, газо- и водоносных горизонтов для изоляции их друг от друга, исключения межпластовых перетоков, предотвращения смешивания флюидов, обеспечение максимально длительного периода безводной добычи углеводородов; вторая – повышение общей конструкционной прочности (цементирование скважин снижает влияние на обсадные трубы сил, возникающих при подвижках пород) и обеспечение целостности; третья – защита металлических труб скважины от коррозионного воздействия вмещающей среды.

В процессе строительства скважин возникают проблемы с контролем качества цементирования лёгкими и облегчёнными цементами, когда стандартные гамма-гамма (далее – ГГК-Ц) и акустическая (далее – АКЦ) цементометрии «не работают».

При эксплуатации скважины подвергаются различным внешним и внутренним нагрузкам и воздействиям технологического и геологического характера. В результате этого в цементной крепи скважины (цементном кольце) могут формироваться дефекты объёмно-контактного типа: вертикальные каналы и трещины, кольцевые микрозазоры на границах с обсадной колонной и горными породами, разрывы сплошности, каверны и др. В итоге нарушается герметичность затрубного пространства, возникают межпластовые и межзаколонные (затрубные) перетоки. Пустотное пространство цемента заполняется флюидом (газ, вода, нефть, рапа, их смеси). Мигрируя по каналам в цементом камне, флюид может выйти на поверхность. Возникает угроза обеспечению промышленной и экологической безопасности. В связи с этим контроль технического состояния и конструкционной целостности цементной крепи скважин требует особого внимания.

Одним из важнейших показателей технического состояния скважин является целостность их цементной крепи (цементного кольца), которое может быть охарактеризовано комплексом параметров: сцеплением цементного камня с колонной и вмещающей породой, интегральной заполненностью затрубного и межколонного пространства цементным камнем, наличием дефектов объёмного типа и их заполненностью флюидом, наличием проявления межколонных давлений, движением флюида по заколонному пространству, заполненностью дефектов флюидом.

Для контроля технического состояния цементной крепи скважин применяются специальные методы геофизических исследований (далее – ГИС), получившие общее название «цементометрия». Стандартными (традиционными) методами цементометрии, входящими в обязательный комплекс ГИС для изучения качества цементирования колонн и состояния цементного кольца за колонной в обсаженных скважинах, являются плотностной ГГК-Ц и АКЦ, однако у них есть ряд ограничений, которых не имеет ННК-Ц.

Сравнение ННК-Ц с традиционными методами цементометрии. Место ННК-Ц в контроле цементирования строящихся скважин и диагностике

Наиболее широко распространённый в скважинной геофизике метод ГГК-Ц с использованием селективных гамма-дефектомеров-толщиномеров (далее – СГДТ) физически основан на эффекте плотностной контрастности – существенном превышении плотности цементного камня (PL_цем) над плотностью вытесненной им скважинной жидкости (PL_ж), причём примерно не менее чем на 0,4 г/см³ (1):

PL_цем > PL_ж + 0,4 (1)

Таким образом, если принять максимальный диапазон PL_ж от 0,9 до 1,3 г/см³, ГГК-Ц неприменим при PL_цем < 1,3–1,7 г/см³.

Метод АКЦ как с отечественными приборами типа АКЦ [1, 2], так и с аппаратурой Schlumberger типа DSLT, USIT, IBS¹ [3] физически основан на регистрации акустических характеристик среды в звуковом и ультразвуковом диапазоне, что позволяет фиксировать прежде всего сцепления цементного камня с колонной и в меньшей степени с породой, а также наличие или отсутствие цементного камня и – на качественном уровне – степень его разрушенности.

Оба метода, ГГК-Ц и АКЦ, в современном приборном исполнении позволяют с высокой точностью изучать качество цементирования скважин на этапе их строительства и капитального ремонта. Однако, учитывая физику методов и массогабаритные характеристики данных скважинных приборов, даже такие высокотехнологичные инструменты не лишены недостатков, в частности:

1) область применения данных методов ограничена скважинами с извлечёнными насосно-компрессорными трубами (далее – НКТ) и заполненными жидкостью, при этом исключается возможность их применения в скважинах, заполненных газом или газожидкостной смесью малой либо неоднородной плотности, что типично для газоконденсатных объектов;

2) они неприменимы (за исключением изоляционного сканера IST) при использовании цементов с пониженной плотностью (PL_цем < 1,4 г/см³); это означает, что они неприменимы для всех марок лёгких и облегчённых цементов (PL_цем < 1,4–1,6 г/см³), а применимы только для обычных (PL_цем ≈ 1,75–1,95 г/см³) и утяжелённых (PL_цем ≈ 2–2,2 г/см³) типов цемента;

3) для корректной оценки цемента эти методы требуют учета пористости (К_п) и насыщения пород-коллекторов (К_нг), которые также влияют на показания зондов цементометрии и которые желательно получать теми же физическими методами и в той же спуско-подъёмной операции (далее – СПО). Однако К_п и К_нг достоверно известны далеко не всегда, но даже когда они известны, то измеряются в другой СПО и другими приборами, работающими «на пласт», что усложняет технологию этих видов цементометрии в целом, требует увязки по глубине каротажных кривых в обеих СПО, комплексной интерпретации их данных и в итоге снижает достоверность результатов;

4) применение приборов АКЦ, кроме вышеперечисленных недостатков, имеет высокие требования к подготовке ствола скважин к проведению ГИС в части очистки внутренней поверхности стенки эксплуатационной колонны и однородности жидкости глушения, что влечёт за собой существенное увеличение затрат времени и стоимости подготовительных работ.

Институтом нефтегазовых технологий «ГеоСпектр» в рамках развиваемой научно-технологической платформы предложен и разработан мультиметодный многозондовый нейтронный каротаж (далее – ММНК) [4], опробован и применяется на практике новый метод цементометрии – ННК-Ц, ставший основой технологии интегральной нейтрон-нейтронной цементометрии для контроля состояния цемента любого типа и плотности, при любом заполнении скважин (жидкостью, газом, смесью), применимый на всех стадиях жизни скважин от их строительства до эксплуатации, а также свободный от указанных выше недостатков классических методов ГГК-Ц и АКЦ [5].

ННК-Ц реализуется теми же двухзондовыми установками нейтронного каротажа (далее – 2ННК-Т, 2ННК-Нт), которые входят в приборы ряда ММНК, работающие «на пласт», с использованием тех же данных измерений, но обрабатываемых по другим алгоритмам. Отсюда вытекает ещё одно важное технологическое преимущество реализующего его аппаратурно-методического комплекса (далее – АМК) ММНК: за одну СПО АМК позволяет исследовать одновременно и пласт, и цемент, в то время как и ГГК-Ц, и АКЦ для этого нужно по два СПО с двумя разными приборами [1, 2].

Еще одно достоинство ННК-Ц по сравнению с ГГК-Ц и АКЦ состоит в том, что этот алгоритм оценки цемента не требует знания К_п и К_нг пласта, которые бывают неизвестны или плохо неизвестны, внося определённую ошибку в оценку состояния цемента.

Перечисленные выше качества характеризуют ННК-Ц как потенциально наиболее универсальный метод цементометрии интегрального типа.

Необходимо отметить, что поскольку предложенный метод ННК-Ц использует радионуклидные источники, изотропно излучающие быстрые нейтроны, в настоящее время он может быть реализован только в интегральном варианте, т.к. реализация им азимутальной развёртки для изучения распределения цемента по периметру на практике пока невозможна из-за высокой проникающей способности быстрых нейтронов и трудности их коллимации. Данное ограничение снижает детальность исследований метода ННК-Ц относительно акустических методов, но позволяет его использовать на безальтернативной основе для оперативной диагностики в условиях действующих скважин без их глушения и извлечения НКТ.

Результатом ННК-Ц служит цементограмма объёмной доли цементного камня (Cem) от всего затрубного пространства в каждом кванте глубины протяженностью 10 или 20 см. Величина Cem является интегральным показателем степени целостности цемента, а величина 1-Cem – интегральным показателем разрушенности цемента или доли его изначального отсутствия при цементировании.

Метод ННК-Ц решает задачи контроля качества цементажа строящихся скважин и диагностики состояния, целостности и герметичности цементного камня в скважинах эксплуатационного фонда. Это две разные задачи и по смыслу, и по постановке. Качество цементирования строящихся скважин оценивается сразу после их крепежа, когда измерения проводятся в скважине с промывочной жидкостью, а в прискважинной зоне пласта (далее – ПЗП) в пределах глубинности нейтронного каторотажа поровое пространство пласта еще заполнено фильтратом бурового раствора (далее – ФБР). В скважинах эксплуатационного фонда нужно оценивать состояние и целостность цементного кольца при любом текущем заполнении скважин (газ / жидкость / смесь), когда зона проникновения ФБР давно расформировалась, и ПЗП может быть заполнена любым флюидом, в т.ч. с переменной по радиусу насыщенностью вследствие техногенных нарушений и воздействий за историю скважины.

Для решения задачи оценки качества цементирования в условиях скважин действующего эксплуатационного фонда метод ННК-Ц является более предпочтительным не только по экономическим соображениям, но и потому что только в режиме незаглушенной скважины возможно более достоверно решать задачи, связанные с выявлением межколонных и межпластовых перетоков флюидов по зазорам и пустотам цементного камня. После глушения скважин процессы перетоков и их последствий, в т.ч. межколонные давления, не проявляются, и выявление причин их появления, как правило, невозможно. Кроме того, состояние цементного камня в прискважинной зоне пласта (далее – ПЗП) бывает причиной снижения проектных показателей по добыче, и выявление данных фактов также возможно только в естественных условиях пласта без влияния на ПЗП жидкости глушения.

Ниже рассматриваются основные аспекты ННК-Ц как метода ГИС.

Физические основы ННК-Ц

Физической основой ННК-Ц является значительная контрастность по водородосодержанию (W) между цементным камнем (W_цем) с W_цем ≈ 0,4 и флюидами в затрубном пространстве, находившимися там или попавшими туда из пласта, водородосодержание которых (W_фл) обычно сильно отличается от цементного W_цем. Из-за этого эффект некачественности цементного кольца, т.е. заполненных флюидами пустот в нём, заметно меняет среднее водородосодержание затрубного пространства скважины W_затр(Cem) в зависимости от доли цемента Cem или от доли заполненных флюидом пустот 1-Cem в нем. Величина и изменения W_затр(Cem) уверенно фиксируются нейтронными зондами ННК благодаря их высокой чувствительности к изменению концентрации водорода в любой из зон системы «скважина – пласт», в данном случае затрубья.

В строящихся скважинах флюид в затрубном пространстве – это промывочная жидкость (далее – ПЖ) с водородосодержанием (W_пж) W_пж ≈ 1, оставшаяся там в местах некачественного цементажа. В зрелых и старых скважинах этот флюид – пластовая вода с водородосодержанием (W_вод) W_вод ≈ 1 или газ из пласта с водородосодержанием (W_газ) W_газ ≈ 0,01–0,05, и оба этих флюида могут заполнять трещины и пустоты в разрушающемся цементном камне (здесь и ниже водородосодержание всех зон и веществ выражается, как обычно, в единицах водородосодержания пресной воды, принимаемой за 1).

Контрастность по водородосодержанию (∆W_фл) в паре «цемент – флюид» (2) для вышеперечисленных флюидов (промывочной жидкости (∆W_пж), пластовой воды (∆W_вод) и газа (∆W_газ)) имеет примерно следующие значения: ∆W_пж ≈ ∆W_вод ≈ -0,6; ∆W_газ ≈ 0,37.

∆W_фл=W_цем–W_фл (2)

Таким образом, она всегда является большой по абсолютной величине, а для жидкостей и газов ∆W_фл имеет ещё и разные знаки. Оба эти свойства водородной контрастности ∆W_фл – большая величина и смена знака при переходе от жидкости к газу – благоприятны для метода ННК-Ц, т.к. увеличивают его чувствительность и надёжность определения доли цемента Cem.

Если цемент замещает промывочную жидкость с W_пж ≈ 1 (или в него внедряется пластовая вода с W_вод ≈ 1), то W_затр(Cem) при объёмной доле Cem в нем приближённо равно (3):

W_затр(Cem) ≈ Cem·W_цем + (1-Cem)W_пж ≈

≈ W_пж+∆W_пж·Cem ≈ 1–0,6Сem (3)

Это означает, что фактически измеряемое W_затр(Cem) с ростом Cem в затрубье от 0 до 100% линейно уменьшается с высоким коэффициентом чувствительности, равным контрастности ∆W_пж ≈ -0,6. При этом водородосодержание затрубья падает от W_затр(0) ≈ Wпж ≈ 1 до W_затр(100%) ≈ W_цем≈ 0,4, обеспечивая максимальную дифференциацию в 2,5 раза. Показания зондов ННК при этом существенно возрастают.

Если в цемент внедряется газ из пласта с типовым W_газ ≈ 0,03, то W_затр(Cem) с объёмной долей Cem в нём примерно равно (4):

W_затр(Cem) ≈ Cem·W_цем + (1-Cem)W_газ ≈

≈ W_газ+∆W_газ·Cem ≈ 0,03+0,37Сem (4)

Это значит, что в газоносных пластах происходит всё наоборот: измеряемое W_затр(Cem) с ростом Cem от 0 до 100% линейно увеличивается с коэффициентом чувствительности, равным контрастности ∆W_газ ≈ 0,37, при этом W_затр резко меняется от W_затр(0) ≈ W_газ ≈ 0,03 до W_затр(100%) ≈ W_цем≈ 0,4, т.е. в 13 раз. Показания зондов ННК при этом значительно уменьшаются.

Описанное выше поведение W_затр(Cem) и показаний ННК при заполнении пустот в цементном кольце жидкостью или газом позволяют решить обратную задачу по оценке показателя его целостности Cem. Потенциал ННК-Ц при использовании большего числа нейтронных зондов разных типов содержит возможность определить также и тип флюида, внедрившегося в цемент, и тем самым характер насыщения ПЗП.

Обращаем внимание на следующую важную физическую особенность метода ННК-Ц: при изменении Cem в затрубье за счёт внедрения в него флюидов меняется не только W_затр(Cem), но и его средняя плотность (PL_затр(Cem)), на чём основана цементометрия ГГК-Ц. Однако, в отличие от ГГК-Ц, вариации плотности PL_затр(Cem) влияют на показания ННК-Ц настолько слабо и по абсолютной величине, и по сравнению с W_затр(Cem), что ими оказалось возможным фактически пренебречь. Это доказано точными расчётами прямых задач ННК-Ц для разнообразных геолого-технических условий (далее – ГТУ) с помощью математического моделирования.

Приведём пример. Пусть при цементаже буровой раствор / (далее – ПЖ) с плотностью 1 г/см³ замещается облегчённым цементом одинаковой с ним плотности 1 г/см³. PL_затр = const = 1 г/см³ и не меняется с увеличением Cem в нём с 0 до 100%. Тем не менее по расчётам показания разных зондов 2ННК-Нт и 2ННК-Т при этом существенно возрастают, что может происходить только из-за уменьшения W_затр(Cem). При этом одно уменьшение плотности исходного цементного камня (PL_цем) во всём интервале от тяжёлого ~2 г/см³ до лёгкого ~0,9 г/см³ приводит лишь сравнительно к незначительному росту чувствительности ННК к показателю Cem. Это означает, что выделять и оценивать Cem в скважинах с облегчённым цементом несколько легче, чем с обычным и тяжёлым цементом. Причина этого в том, что скорость изменения W_затр(Cem) равна контрастности водородосодержаний обеих сред (5), которая тем больше, чем легче цемент, т.к. концентрация водорода в цементе пропорциональна его плотности:

|∆W_ж| = W_ж – W_цем(Cem,PL_цем) (5)

Теоретическая разработка метода ННК-Ц

Обоснование возможностей и разработка алгоритмов количественной оценки Cem в затрубном пространстве скважин методом ННК-Ц производилось на основе математического моделирования показаний зондов 2ННК-Нт и 2ННК-Т аппаратуры ряда ММНК методом Монте-Карло по программе MCNP5 [6] и сеточно-многогрупповым методом по программе POLE (разработка Института нефтегазовых технологий «ГеоСпектр») [7]. Были рассмотрены два типа заполнения затрубного пространства, не занятого цементным камнем: жидкостью (ПЖ или пластовая вода) и газом. Сначала метод ННК-Ц был разработан теоретически на основе обширных расчётов показаний 2ННК Нт и 2ННК-Т с различным набором длин зондов, которые охватили широкий круг ГТУ:

- скважины, эксплуатационные колонны и НКТ различных диаметров и толщин, в геометриях с НКТ и без неё;

- различные заполнения скважины – газом, промывочной жидкостью и (в небольшом объёме) газоводяной смесью;

- максимально широкий интервал пористостей пласта К_п = 0–40%;

- газо- и водонасыщенные пласты с коэффициентами газонасыщенности (К_г) в максимальном диапазоне от 0 до 0,85, реально встречающимся на практике;

- интервал изменения минерализации пластовой воды (С_пл) С_пл = 0–250 г/л;

- цементные камни с плотностью в интервале PL_цем = 0,9–2 г/см³, охватывающие все типы лёгких, облегчённых и обычных цементов;

- Cem в затрубном пространстве скважин менялась в максимальном диапазоне от 0 до 100%.

Как известно, зонды ННК весьма чувствительны к водонасыщенной пористости К_п и газонасыщенности К_г пласта, но в меньшей степени к состоянию цемента. Естественно, что в методе ННК-Ц именно вариации К_п и К_г пласта выступают одними из главных «помех». Поэтому при создании метода одна из трудных задач состояла в нахождении (конструировании) таких функционалов от показаний зондов ММНК, чувствительность которых к Cem максимальна, а к параметрам пласта (К_п, К_г) – минимальна. Такое математическое преобразование (функционал) было найдено – это нормализация обратных показаний малого нейтронного зонда к большому, в результате которой нормализованные зонды совпадают при целом цементе и различаются при разрушенном / некачественном цементе, причём это положение сохраняется при всех значениях К_п и К_г пласта.

Пример эффективности этого преобразования приведен на рис. 1, где показаны зависимости обратных показаний малого (J_mz) и большого J_bz зондов ННК-Т от К_п после нормализации малого зонда к большому при решении задачи оценки качества цементирования в строящихся скважинах.

 

Рисунок 1. Теоретические зависимости обратных показаний малого и большого зондов ННК-Т от пористости Кп после нормализации малого зонда к большому

Figure 1. Theoretical dependences of the inverse readings of the small and large NNL-C probes on the porosity K_p after normalization of the small probe to the large probe

Решается задача оценки качества цементирования в новых строящихся обсаженных скважинах. Обсаженная скважина диаметром 216 мм с эксплуатационной колонной 168 мм и НКТ 73 мм, заполнена водой, PL_цем за эксплуатационной колонной составляет 1,8 г/см³. Зависимости рассчитаны методом Монте-Карло (ниже индекс «ННК» в показаниях J опускается).

The problem of cementing quality evaluation in new cased wells under construction is to be addressed. A 216 mm diameter cased well with 168 mm production casing and 73 mm tubing is filled with water, PLcem behind the production casing is 1.8 g/cm³. Dependencies are calculated by Monte Carlo method (below the NNL index in J readings is omitted).

 

На рис. 1 нормализованные кривые 1/J_{мз.норм} и 1/J_бз практически совпадают при целом цементе Cem = 100% (кривые 1 и 3) и существенно расходятся при полностью отсутствующем цементе Cem = 0 (2 и 4), а при частичном разрушении цемента расхождение пропорционально величине Cem. Из графиков можно также увидеть ещё одну важную особенность ННК-Ц: относительная разность кривых 2 и 4 приближённо постоянна и почти не зависит от К_п. Последнее позволяет ввести измеряемый функционал от показаний Si[Ji], равный относительной разности нормализованных обратных показаний двух зондов 2ННК (6), который пропорционален показателю разрушенности / некачественности цементного камня (1-Cem), не зависит или слабо зависит от К_п и К_г, меняется от 0 до 1 при изменении Cem от целого до отсутствующего. Константа К1 находится из расчётов Монте-Карло, она различна для разных приборов ММНК и ГТУ и готовится заранее.

Si = К1*(1/J_{мз.норм} – 1/J_бз) /

(1/J_{мз.норм} + 1/J_бз) ~ 1 –Cem (6)

Для некоторых условий, например, для больших диаметров (D_c) скважин D_c ≥ 243 мм более подходящим функционалом Si, характеризующим разрушенность / некачественность цемента (1-Cem) и слабо зависящим от К_п и К_г, будет абсолютная разность нормализованных обратных показаний двух зондов ННК (7):

Si = К2*(1/J_{мз.норм} – 1/J_бз) (7)

Тогда искомый показатель Cem выражается через функционал Si следующей формулой (8):

Cem = (1 – Si)*100% (8)

Для практического применения метода ННК-Ц необходимо знать, как в алгоритме интерпретации следует реализовать ключевую операцию нормализации показаний малого и большого зондов 2ННК. На основе анализа обширных расчётов Монте-Карло было установлено, что нормализация математически должна представлять из себя возведение обратных показаний малого зонда в некоторую положительную степень α. Оказалось, что α зависит от класса ГТУ и от типа прибора ММНК. Находить α можно двумя способами: 1) точно и априори – путём расчета по Монте-Карло баз данных α (ГТУ) для требуемой области ГТУ, объёмом от одной скважины до месторождения (в последнем случае это может быть очень трудоёмким); 2) приближенно и онлайн – кросс-плотным способом по измеренным данным 2ННК в исследуемом интервале данной скважины, что вполне оперативно.

На рис. 2 приведён пример теоретического кросс-плота, рассчитанного методом Монте-Карло для зондов надтепловых нейтронов 2ННК-Нт прибора ряда ММНК, который построен в координатах «J_нт.мз – J_нт.бз» («скорость счёта малого зонда – скорость счёта большого зонда») в двойном логарифмическом масштабе. Данный кросс-плот демонстрирует, что точки, соответствующие хорошему цементу, находятся приближённо на одной прямой линии, которая описывается уравнением линейной регрессии в этих координатах (9):

logJ_bz = α logJ_mz + B (9)

где угловой коэффициент α и есть искомая степень, в которую при нормализации надо возводить обратные показания малого зонда.

 

Рисунок 2. Теоретический кросс-плот в координатах «скорость счёта малого зонда J_{ннк.нт.мз} – скорость счета большого зонда J_{ннк.нт.бз}» в двойном логарифмическом масштабе, рассчитанный методом Монте-Карло для прибора 2ННК-Нт

Figure 2. Theoretical crossplot in coordinates “small probe count rate J_NNL.mz.nt – large probe count rate J_NNL.bz.nt.” in double logarithmic scale, calculated by Monte Carlo method for the 2NNL-Nt tool

 

На рис. 3 аналогичный кросс-плот построен по данным скважинных измерений двухзондовым прибором 2ННК-Т в координатах «J_т.мз – J_т.бз» («скорость счёта малого зонда – скорость счёта большого зонда») в двойном логарифмическом масштабе. На кросс-плоте нижняя касательная прямая линия соответствует хорошему состоянию цемента. По ней степень α определяется описанным выше способом.

 

Рисунок 3. Кросс-плот в координатах «скорость счёта малого зонда J_т.мз – скорость счёта большого зонда J_т.бз» в двойном логарифмическом масштабе, построенный по реальным измерениям в скважине прибором 2ННК-Т

Figure 3. Cross-plot in coordinates “small probe count rate J_t.mz – large probe count rate J_t.bz” in double logarithmic scale, plotted based on real measurements in the well by 2NNL-T device

 

Онлайн-нахождение степени α кросс-плотным способом обычно является приближённым, поскольку кросс-плот не всегда имеет определённую форму и/или не всегда содержит достаточное количество точек для однозначного построения касательной и вычисления α как её углового наклона. Поэтому если ГТУ в исследуемой скважине известны, то точнее определять искомую степень α априори расчётным способом. Но когда это почему-либо невозможно (нет времени, неизвестен ряд ГТУ или др.), допускается приближенное определение степени α по кросс-плоту.

После нахождения верного значения искомой степени α ключевая операция нормализации при обработке ННК-Ц выполняется путём возведения обратных показаний малого зонда 1/J_mz в эту степень α. Пример таким образом нормализованных каротажных кривых 2ННК, измеренных в реальной скважине, приведён на рис. 4. По относительной разности Si этих кривых по формуле (8) рассчитывается целостность цемента Cem. Пример цементограммы скважины Cem(Н), полученной по кривым рис. 4, приведён на связанном с ним рис. 5.

 

Рисунок 4. Пример нормализованных кривых обратных скоростей счета малого и большого зондов тепловых нейтронов прибора 2ННК-Т

Figure 4. Example of normalized curves of inverse count rate curves of small and large thermal neutron probes of the 2NNL-T tool

 

Рисунок 5. Пример результата расчета целостности цемента Cem за эксплуатационной колонной с использованием двухзондового прибора 2ННК-Т

Figure 5. Example of integrity calculation result of Cement ‘Cem’ behind a production casing using a 2NNL-T dual probe tool

Кривая Cem соответствует кривым скоростей счета, изображенным на рис. 4.

The Cem curve corresponds to the count rate curves shown in Fig. 4.

 

Опытно-промышленные испытания нейтронной цементометрии ННК-Ц

Алгоритм ННК-Ц был создан целиком на основе математического моделирования и теории. Для подтверждения правильности работы нейтронной цементометрии с применением предложенного метода ННК-Ц были выполнены его опытное опробование на моделях и испытания на реальных скважинах.

В качестве методического подхода к проведению сравнительных испытаний ННК-Ц было выбрано сопоставление с результатами оценки состояния цементного кольца, полученными одним из основных стандартных методов – ГГК-Ц (скважинный прибор СГДТ). Кривая плотности заколонного пространства (пространства между колонной и стенкой скважины), рассчитанная по методу ГГК-Ц, принята при сопоставлении за эталонную кривую.

Выбор последнего объясняется двумя причинами. Во-первых, оба метода поквантово определяют одну и ту же физическую величину Cem в затрубном пространстве, только ГГК-Ц по его средней плотности, а ННК-Ц по его среднему водородосодержанию. Во-вторых, метод ГГК-Ц/СГДТ обеспечивает достаточно высокую точность оценки Cem, если выполнены условия его применимости: водонаполненные скважины и превышение плотности цемента над плотностью промывочной жидкости в затрубном пространстве не менее чем на 0,4 г/см³, т.е. использование в основном обычных цементов.

Наиболее серьёзную трудность при проведении тестирования ННК-Ц по данным ГГК-Ц/СГДТ вызвал поиск нужных скважин (их было рассмотрено порядка сотни) по следующим причинам:

а) немного скважин, где одновременно проводились измерения ГГК-Ц/СГДТ и ММНК/ННК-Ц;

б) в старых скважинах измерения приборами СГДТ часто были проведены гораздо раньше, чем приборами ММНК с нужными для ННК-Ц зондами, поэтому за прошедшее время цементное кольцо могло дополнительно разрушиться, из-за чего тестирование ННК-Ц в этих скважинах могло быть не вполне некорректным и занижать значения Cem;

в) именно газонаполненные скважины представляют особый интерес для применения ННК-Ц, поскольку в них не работают никакие другие методы цементометрии, например, с приборами СГДТ, АКЦ, USIT, но из-за того, что ГГК-Ц в таких скважинах не проводится, трудно было найти для тестирования газонаполненные скважины, в которых ранее (при заполнении этих скважин водой) были проведены измерения СГДТ.

Тем не менее было найдено репрезентативное количество подходящих водозаполненных и газозаполненных обсаженных скважин, в которых было выполнено опробование и тестирование ММНК/ННК-Ц по данным традиционной цементометрии ГГК-Ц/СГДТ. Некоторые примеры из них приведены на рис. 6 и 7.

 

Рисунок 6. Сопоставление кривых плотности заколонного пространства, полученных предложенным методом ННК-Ц по данным тепловых зондов 2ННК-Т (синяя кривая) и независимо по СГДТ (коричневая кривая) при оценке степени разрушенности цемента

Figure 6. Comparison of borehole annulus density curves obtained by the proposed NNL-C method using 2NNL-T thermal probes (blue curve) and independent cement density log (brown curve) when estimating the degree of cement failure

 

Рисунок 7. Сопоставление кривых плотности заколонного пространства, полученных методом ННК-Ц (синие кривые) и независимо по СГДТ (коричневые кривые) при оценке степени разрушенности цемента

Figure 7. Comparison of borehole annulus density curves obtained by the NNL-C method (blue curves) and independent cement density log (brown curves) when estimating the degree of cement failure

 

На рис. 6 демонстрируется достоверность результатов интерпретации предложенным методом ННК-Ц, которая подтверждается сопоставлением кривой плотности цементного камня, полученной независимо методом ННК-Ц по данным тепловых зондов 2ННК-Т (синяя кривая) и ГГК-Ц/СГДТ (коричневая кривая) при оценке степени разрушенности цемента в скважине, заполненной жидкостью.

На рис. 7 показано сопоставление кривых плотности заколонного пространства, полученных методом ННК-Ц (синие кривые) и независимо по СГДТ (коричневые кривые) при оценке степени разрушенности цемента с использованием 2ННК-Т (а) и 2ННК-Нт (б). Оба изображения соответствуют одной и той же скважине. Скважина заполнена жидкостью. Хорошее согласие кривых подтверждает достоверность методики ННК-Ц. Кривая плотности, рассчитанная по 2ННК-Нт, имеет более сильные флюктуации из-за пониженной статистики для данных зондов.

На рис. 8, 9 демонстрируется достоверность результатов ННК-Ц в четырех газозаполненных скважинах, подтверждаемая сопоставлением кривых плотности цементного камня, независимо полученных предложенным методом ННК-Ц с помощью прибора 2ННК-Т (синие кривые) в газозаполненных скважинах и методом ГГК-Ц/СГДТ (коричневые кривые) в тех же водозаполненных скважинах.

 

Рисунок 8. Сопоставление кривых плотности заколонного пространства, полученных предложенным методом ННК-Ц (синие кривые) и независимо по СГДТ (коричневые кривые) при оценке степени разрушенности цемента в двух скважинах

Figure 8. Comparison of borehole annulus density curves obtained by the proposed NNL-C method (blue curves) and independent cement density log (brown curves) when estimating the degree of cement failure in two wells

Оба результата ННК-Ц получены по данным 2ННК-Т в скважинах, заполненных газом. Оба результата СГДТ получены в тех же водозаполненных скважинах.

Both NNL-C results are derived from 2NNL-T data in gas-filled wells. Both cement density log results are obtained in the same water-filled wells.

 

Figure 9. Comparison of borehole annulus density curves obtained by the proposed NNL-C method (blue curves) and independent cement density log (brown curves) when estimating the degree of cement failure in two wells

Оба результата ННК-Ц получены по данным 2ННК-Т в скважинах, заполненных газом. Оба результата СГДТ получены в тех же водозаполненных скважинах.

Both NNL-C results are derived from 2NNL-T data in gas-filled wells. Both cement density log results are obtained in the same water-filled wells.

 

Обсуждение

Предложен, разработан, опробован и применяется на практике новый метод интегральной нейтрон-нейтронной цементометрии ННК-Ц с использованием аппаратуры ММНК, оценивающий состояние цементной крепи любой скважины: с произвольным заполнением, с любым типом/плотностью цемента, с одной колонной или оборудованной НКТ, применимый на всех стадиях жизни скважины – от строительства до эксплуатации в фонде зрелых и старых скважин, а также свободный от ограничений стандартных методов ГГК-Ц и АКЦ.

Состав технологии ННК-Ц:

- методические рекомендации по применению технологии ННК-Ц [5]. При необходимости технология адаптируется под уникальные ГТУ недропользователя;

- программно-интерпретационное обеспечение методики ННК-Ц;

- база данных «DB_NNK-CEMENT» интерпретационных палеточных зависимостей ММНК от параметров ГТУ;

- рекомендации по выбору скважинной аппаратуры для реализации технологии ННК-Ц.

Метод реализуется в зависимости от ГТУ измерений с приборами 2ННК-Т или 2ННК-Нт; работает с любыми типами цементов, включая лёгкие и обычные; применим для широкой номенклатуры диаметров скважин, эксплуатационных колонн и НКТ, применяющихся на практике, в скважинах с НКТ и без НКТ. Заполнение скважины может быть любое: газ, жидкость или их смеси. Метод не требует трудоёмкой работы по созданию обширных баз данных палеточных зависимостей, что упрощает решение задачи цементометрии; работает в максимальном диапазоне пористостей (0–40%), при этом знание величины К_п для оценки цемента не требуется, что значительно упрощает решение задачи цементометрии. Метод работает в пластах с любым характером насыщенности: нефть, вода, конденсат, газ или их смеси и практически для любых реально встречающихся К_нг, кроме самых высоких (0,75–0,8), при этом не требует знания величины К_нг, что также значительно упрощает решение задачи цементометрии. Очень высокие К_г являются помехой, несколько искажающей результат.

Заключение

ННК-Ц решает задачу контроля качества цементирования новых строящихся скважин с использованием любой аппаратуры ряда ММНК, в т.ч. наиболее распространённых монометодных двухзондовых приборов 2ННК-Т или 2ННК-Нт.

Задача оценки разрушенности цемента в скважинах эксплуатационного фонда несколько лучше решается приборами 2ННК-Нт, которые работают в любых ГТУ, включая высокоминерализованные пластовые воды или газозаполненные скважины. Но и более распространённые приборы 2ННК-Т здесь также применимы, хотя и в немного более ограниченной области ГТУ, т.к. они имеют несколько меньшую чувствительность к цементу.

Достоверность результатов метода ННК-Ц подтверждена сопоставлением результатов обработки данных 2ННК-Нт и 2ННК-Т в водозаполненных и газозаполненных реальных скважинах с результатами традиционной цементометрии ГГК-Ц/СГДТ в этих же скважинах.

Технология ННК-Ц готова к применению в реальных эксплуатационных условиях на объектах недропользователей Республики Казахстан.

На метод ННК-Ц получен патент РФ на изобретение [8]. На программу и базу данных получены свидетельства о государственной регистрации [9, 10].

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Поляченко Л.Б. – разработка алгоритмов и обрабатывающих программ методики интерпретации ННК-Ц, их тестирование на скважинных данных приборов ММНК, написание второй части статьи; Поляченко А.Л. – разработка физико-геологических основ метода ННК-Ц, проверка их с помощью математического моделирования, написание первой части статьи; Егурцов С.А. – анализ и ранжирование геолого-технических условий, влияющих на показания зондов ММНК, и оценка связанных с ними погрешностей ННК-Ц; Иванов Ю.В. – поиск и отбор данных скважинных измерений стандартных методов цементометрии гамма-гамма ГГК-Ц и акустического АКЦ, подходящих для тестирования методики нейтронной цементометрии ННК-Ц, участие в опробовании ННК-Ц.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Lyudmila B. Polyachenko – development of algorithms and processing programs for the NNL-C interpretation method, their testing on the well data of MMNL tools, writing the second part of the article; Anatoly L. Polyachenko – development of physical and geological bases of the NNL-C method, their verification using mathematical modeling, writing the first part of the article; Sergey A. Egurtsov – analysis and ranking of geological and technical conditions affecting the readings of MMNL probes and assessment of associated NNL-C errors; Yury V. Ivanov – search and selection of borehole measurement data of standard gamma-gamma GGL-C and acoustic AL-C cement bond log methods suitable for testing the NNL-C cement bond log methodology, participation in NNL-C tests.

¹ DSLT – прибор цифрового акустического каротажа, состоит из зонда акустического каротажа и картриджа акустического цифрового каротажа; USI – ультразвуковой имиджер, проверяет состояние обсадной колонны и качество сцепления цемента с колонной по всей длине окружности колонны; IST – изоляционный сканер, применяется для оценки цементирования, сочетает традиционный метод эхозондирования с новой ультразвуковой техникой (построение изображения волн изгиба) для точной оценки любого вида цемента

About the authors

Lyudmila B. Polyachenko

Oil & Gas Technology Institute «Geo-Spectrum»

Email: l_polyachenko@int-geos.ru
ORCID iD: 0009-0006-0498-896X

Cand. Sc. (Physical and Mathematical)

Russian Federation, Moscow

Anatoly L. Polyachenko

Oil & Gas Technology Institute «Geo-Spectrum»

Email: a_polyachenko@int-geos.ru
ORCID iD: 0009-0009-6523-1479

Doct. Sc. (Physics and Mathematics)

Russian Federation, Moscow

Sergey A. Egurtsov

Oil & Gas Technology Institute «Geo-Spectrum»

Email: s_egurtsov@int-geos.ru
ORCID iD: 0009-0004-6341-8305
Russian Federation, Moscow

Yuri V. Ivanov

Oil & Gas Technology Institute «Geo-Spectrum»

Author for correspondence.
Email: y_ivanov@int-geos.ru
ORCID iD: 0009-0001-9888-4304

Cand. Sc. (Engineering)

Russian Federation, Moscow

References

Supplementary files