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 120оС, 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 Mt 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:






Мы поможем в написании ваших работ!