Акустическая цементометрия (АКЦ) относится к основным исследованиям, проводится в каждой поисковой и разведочной скважине, в колонне, по всему разрезу.

Определяется наличие цемента и характер его сцепления с колонной и породой.

Измерения проводятся совместно с ОЦК электротермометром.

Измерения дублируются контрольным перекрытием по всему расчетному интервалу цементирования. Оптимальное время проведения АКЦ устанавливается геологической и геофизической службами для типовых конструкций скважин, глубин, технологий цементажа и свойств цемента. АКЦ рекомендуется повторять непосредственно перед перфорацией каждого объекта. Акустическая цементометрия производиться при помощи аппаратуры АКЦ-М.

АКЦ-М. Назначение. Аппаратура акустического контроля качества цементирования АКЦ-М предназначена для контроля качества цементирования обсаженных скважин.

Данные по аппаратуре. Аппаратура обеспечивает исследование скважин с обсадными колоннами диаметром от 130 до 350 мм с температурой до 120^оС, с гидростатическим давлением до 80 МПа.

Гамма-гамма цементометрия (ГГК-Ц)

Контроль качества цементирования методом гамма-гамма цементометрии (ГГК-Ц) относится к дополнительным методам, проводится в колонне, в тех поисковых и разведочных обсаженных скважинах, где по данным ОЦК-АКЦ не может быть однозначно решен вопрос качества цементирования (наличие слабозацементированных интервалов, наличие разрывов сплошости цемента и другие особенности, обусловленные изменениями объемной плотности цементного камня в затрубном пространстве).

Определяется наличие или отсутствие цемента по разнице объемных плотностей затрубных сред.

Масштабы регистрации для диаграмм ГГК-Ц (толщиномер, селективный и интегральный счет) определяются по районам работ с учетом конкретных конструкций скважин и обсадных колонн.

Обеспечивается высокое качество измерений кривых ГГК-Ц для достоверного разделения зацементированных и незацементированных интервалов по всему диапазону изменения объемных плотностей сред в затрубье. Диаграммы ГГК-Ц низкого качества не решают задачу разделения затрубных сред по объемной плотности и могут внести ложную информацию в наборы методов контроля цементажа.

Время проведения ГГК-Ц после цементирования не лимитируется.

Измерения методом ГГК-Ц дублируются перекрытием по всему интервалу цементирования.

Метод ГГК-Ц реализован на аппаратуре ЦМ8/10 и СГДТ-НВ.

ЦМ-8/10. Назначение. Прибор ЦМ-8/10 предназначен для определения качества цементирования нефтяных и газовых скважин методом рассеянного гамма-излучения.

Данные по аппаратуре. Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах, обсаженных колонной диаметром 219-273 мм, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 70 ° С и гидростатического давления 30 МПа.

Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями:

- трехжильным кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 1500 м;

- источником гамма-излучения Сs¹³⁷ активностью (1.28± 0.33)х10¹⁰ Бк, создающим на расстоянии 1 м мощность экспозиционной дозы (5.95± 1.55)х10^-9 А/кг.

47. Основными задачами являются:

1) контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК, ГНК;

2) выявление обводненных слоев и прослоев;

3) определение характера жидкости, притекающей к забою;

4) оценка прием-ти пластов и интенсивности притока жидкости

из различных частей;

5) установление интервалов затрубной циркуляции;

6) контроль технического состояния скважин и ряд других

задач.

Первоначальное положение ВНК и ГНК в необсаженной скважине устанавливают по данным электрического каротажа. В скважинах, обсаженных

колонной, основные сведения о перемещении водонефтяного и газожидкостного

(газ — вода и газ—нефть) контактов получают по данным радиоактивного каротажа и в ряде случаев термометрических измерений.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ ТЕРМОМЕТРИИ

По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения (отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих — в нагнетательной скважине). Решение задач производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой) с термограммами исследуемых скважин.

Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды базируется на различии температуры нагнетаемой жидкости и пластовых вод. Обводненный пласт, в который обычно закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой (рис).

Обводненный пласт, как это схематически изображено для типовой термограммы (рис. 169,А), определяется по положению точки M_t характеризующейся минимальной температурой AT. Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод определяются проведением вспомогательной прямой аб. Вспомогательная прямая проводится параллельно геотерме на расстоянии dT/2 от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы температурного фронта соответствуют точкам пересечения а и б. В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины. На рис. 169,5 приведен пример установления интервала прорыва закачиваемых вод по пласту по комплексу

ГИС; против обводненного пласта зарегистрирована отрицательная температурная аномалия. Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является

резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы.

КОНТРОЛЬ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

Для выделения ВНК и ГЖК в обсаженных скважинах применяют импульсные методы нейтронного каротажа ИННК, ИНГК и стационарные НГК, НКТ. В отдельных случаях для этой цели можно использовать диаграммы ГК и ГГК.

Основные положения интерпретации заключаются в том, что против нефтеносной части пласта значения НГК ниже, чем против водоносной. По кривым НКТ и ИНК нефтегазоносные пласты отмечаются повышенными значениями по сравнению с водоносными.

Контроль разработки перфорированных пластов с подошвенной водой заключается в определении текущего положения ВНК и в выяснении причин обводнения. Обводнение скважин через перфорационные отверстия возможно из-за: 1) естественного подъема ВНК в процессе эксплуатации и достижения им перфорационных отверстий; 2) подтягивания конуса подошвенной воды; 3) притока воды по прискважинной части коллектора через некачественное цементное кольцо; 4) вытеснения нефти вдоль напластования водой по наиболее проницаемым пластам. Все эти случаи поддаются изучению импульсными методами

На рис. 172 приведены примеры исследования ИНГК обводненных перфорированных пластов. На рис. 172, а представлен однородный нефтенасы

щенный пласт, перфорированный на 9 м выше уровня подошвенной воды (ВНК).

48. РАСХОДОМЕТРИЯ СКВАЖИН

Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины расходомерами. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в остановленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.

Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.

Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.

По данным точечных измерений, проводимых последовательно и равномерно в заданных точках, дается количественная оценка распределения расхода жидкости по пластам и строится интегральная расходограмма. Полученная кривая показывает количество жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах (рис. 176).

Интегральная кривая характеризует суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже данной глубины. В интервалах притока на такой кривой наблюдается рост показаний, а в интервалах поглощения — их уменьшение. Интегральная расходограмма служит для построения дифференциальной зависимости (см. рис. 176, кривая 2), характеризующей интенсивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта.

Из анализа расходограмм следует, что не все проницаемые прослои, выделяемые в разрезе по геолого-геофизическим данным, работают. Отсутствие поступления нефти из

пласта в скважину возможно из-за малой проницаемости и градиента перепада давления в

пласте, загрязнения прискважинной зоны, неполноценной перфорации колонны и др.

В примере исследования профиля притока расходомером и плотномером (рис. 177)

изме

рения, проведенные через 1,5 мес после

введения скважины в эксплуатацию, показали,

что в отдаче нефти участвует только верхняя

часть пласта мощностью 2,6 м. Для улучшения поступления нефтей из пласта в колонну скважины в интервале 1325— 1333,5 м была проведена дополнительная перфорация, в результате дебит безводной нефти возрос с 39 до

60 м³/сут. Повторные измерения показали, что мощность отдающего интервала увеличилась на

7,2 м.

Основным преимуществом гидродинамических расходомеров является сравнительно небольшое влияние состава флюида на результаты измерений и возможность количественной оценки притока жидкости из интервала перфорации. Недостатки их следующие: низкая чувствительность к малым дебитам (1— 5 м³/сут), частые отказы из-за наличия в жидкости механических примесей (песка, глинистых частиц).

ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ФЛЮИДОВ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

Изучение состава флюидов в стволе скважины проводят методами электрометрии, радиометрии и термометрии. Резистивиметрия скважины заключается в измерении удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину. Эти работы проводятся чаще всего для определения мест притока воды в скважину с помощью резистивиметров. Показания резистивиметра сильно зависят от характера водонефтяной смеси, которая может быть гидрофильной (вода образует непрерывную фазу, а нефть присутствует в виде капель) и гидрофобной (вода содержится в виде капель). Переход гидрофильной смеси в гидрофобную отмечается на диаграмме четко выраженным увеличением удельного сопротивления. Такой переход отмечается при критическом нефти в воде (30—60%) и может соответствовать притокам нефти в скважину.

Влагометрия скважины заключается в измерении содержания воды в жидкости, заполняющей скважину. Резкое различие между диэлектрической проницаемостью воды (е'~80) и нефти (е'=2-6) дает возможность создать по этому принципу прибор диэлектрического влагомера ВГО. Чувствительным элементом такого прибора является проточный конденсатор, между обкладками которого при движении прибора по скважине протекает исследуемый флюид. Регистрация кривой влагомером производится при его подъеме со скоростью 100—500 м/ч; горизонтальный масштаб колеблется в пределах 0,5—1 кГц/см.

Для определения содержания воды (в %) в смеси жидкости влагомер перед измерением градуируют. Для этого строят график зависимости частоты измеряемого сигнала f от содержания воды; с увеличением содержания воды показания влагомера растут.

В примере выделения заводняемого пласта с использованием влагомера ВГД и расходомера РГД (рис. 178) перфорированы три пласта, общий приток жидкости составлял 360 м³/сут. По показаниям влагомера в интервале нижнего пласта обводненность потока достигала 88 %, снижаясь в пределах верхних пластов до 55%. При проведении ремонтных работ и отключении нижнего обводняющего пласта скважина стала давать безводную нефть с дебитом 200 м³/сут.

К недостаткам влагомеров относятся зависимость результатов измерений от степени дисперсности нефти и воды в скважине, резкое снижение чувствительности к изменению водосо-держания в тех случаях, когда водосодержание более 50 %, чувствительность ВГД к механическим примесям. Однако, несмотря на эти недостатки, замеры влагомером дают дополнительную информацию при контроле за обводнением перфорированных скважин.

Измерение плотности жидкости в скважине производится с помощью гамма-плотномера (ГГП), основанного на измерении интенсивности поглощения гамма-квантов флюидом, заполняющим скважину. Источник мягкого гамма-излучателя с энергией менее 100 кэВ и расположенный на расстоянии 0,3—0,4 м от него индикатор, регистрирующий интенсивность гамма-лучей. При такой интенсивности источника влияние стенок скважины сведено к минимуму. Гамма-плотномеры рассчитаны на диапазон изменения плотности жидкости 0,7—1,2 г/см³. Точность измерений ±0,01 г/см³, что соответствует 5 % -ной обводненности нефти с плотностью 0,8 г/см³ водой плотностью 1 г/см³. Регистрация кривой прибором ГГП производится со скоростью от 50 до 100 м/ч.

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 5019; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 56

Мы поможем в написании ваших работ!