ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ЖИДКОСТИ В СТВОЛЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

Контроль перемещения водонефтяного контакта и определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности

17.2. Исследование состава жидкости в стволе действующих эксплуатационных скважин

17.3. Контроль перемещения газожидкостных контактов и определение текущего коэффициента газонасыщенности

17.4. Дебитометрия нефтяных и газовых скважин

17.5. Контроль цементирования скважин

17.6. Установление мест притоков и поглощения в интервалах затрубной циркуляции жидкостей и газа

 

ГЛАВА 17 ИНТЕРПЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПРИ КОНТРОЛЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН

 

КОНРОЛЬ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТЕКУЩЕЙ И ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

Определение перемещений ВНК, коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности и нефтеотдачи k_н.т, k_н.о,η_н.т , η_н.к осуществляют при исследовании необсаженных и обсаженных скважин различного назначения. Наиболее точные данные о ВНК и названных коэффициентах получают при изучении необсаженных и обсаженных неперфорированных скважин по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных перфорированных скважинах указанные выше характеристики продуктивного пласта искажены различным влиянием гидродинамических сил в прискважинной и удаленной частях пласта.

 

Рис 17 1. Определение первоначального (I) и текущего (II) положений ВНК и ГНК по данным радиометрии скважин.

1— газ; 2 — нефть; 3 —вода; кривые: 4 — первичных замеров, 5 — повторных замеров.

 

Положение ВНК в необсаженных скважинах, контрольных скважинах с открытым стволом или обсаженных неметаллической колонной в продуктивной части разреза, а также в дополнительных скважинах, пробуренных в процессе эксплуатации месторождения, устанавливают аналогично определению границ первоначального ВНК (см. разд. 16.1). Эта информация о перемещении ВНК наиболее достоверна.

Положение ВНК в обсаженных неперфорированных скважинах определяют методами радиометрии.

1. Нейтронный гамма-метод.

Водонефтяной контакт может быть надежно установлен в пластах, в которых нефть вытесняется водой, содержащей хлор, с минерализацией свыше 120—150 г/л при k_п>20%. Контакт нефть — вода фиксируется на кривых НГМ увеличением I _nγпротив водоносной части пласта по отношению к нефтеносной до 15%. Положение ВНК устанавливают по началу спада регистрируемой интенсивности I_nγ (рис. 17.1, а).

Спектрометрический нейтронный гамма-метод наиболее чувствителен к содержанию хлора в пласте. При регистрации захватного гамма-излучения с энергией 4—6,5 МэВ превышение I_nγ на границе ВНК составляет 50—100%.

2. Нейтрон-нейтронный метод плотности тепловых нейтронов. При вытеснении нефти минерализованной водой ВНК отмечается на кривых ННМ-Т уменьшением показаний I_nγпротив его водоносной части. Положение ВНК фиксируется по началу подъема кривой I_nТ (рис. 17.1,б).

3. Импульсный нейтрон-нейтронный метод.

В водоносной части пласта среднее время жизни тепловых нейтронов меньше, чем в нефтеносной. Контакт вода — нефть отмечается по началу увеличения I_ИnТ (рис. 17.1, в).

4. Импульсный нейтронный гамма-метод.

Этот метод позволяет определять положение текущего ВНК по величине t_n аналогично ИННМ (рис. 17.1, г).

5. Метод наведенной радиоактивности.

Водоносная часть пласта фиксируется повышенными показаниями наведенной гамма-активности по сравнению с нефтеносной вследствие большего содержания ядер натрия и хлора ниже ВНК. Метод эффективен при определении положения ВНК в случае минерализации пластовых вод по NaCl свыше 40 г/л. Границу ВНК определяют в точке, находящейся на середине аномалии между нефтеносной и водоносной частями пласта (рис. 17.1,5).

6. Метод радиогеохимического эффекта.

При определении текущего положения ВНК сопоставляют замеры естественной радиоактивности до и в процессе перемещения ВНК. Естественная радиоактивность против обводненной части пласта иногда аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной.

7. Метод радиоактивных изотопов.

Положение ВНК отмечается повышением интенсивности γ-излучения против водоносной части пласта в случае закачки, активированной воды, а при закачке радиоактивной нефти интенсивность γ -излучения возрастает против нефтеносной части пласта. Граница ВНК отмечается аналогично отбивке ВНК по данным НГМ в случае закачки активированной воды и аналогично ННМ-Т при использовании активированной нефти (Рис 17.2).

 

Рис 17 2Пример отбивки ВНК по результатам измерений I! и после за­качки в пласт активированной жидкости (а) и активированной жидкости с добавлением мылонафта (б) (по В. В. Ларионову).

Песчаник; 1 — нефтеносный, 2 — водоносный; 3 —глина

 

8. Метод индикации элементами с аномальными нейтронными свойствами.

В случае закачки в пласт водных растворов хлористого кадмия контакт нефть — вода отмечается по НГМ по точке спада регистрируемойs I_nγ , по ННМ-Т —по точке подъема I_nт, при использовании в качестве активатора борной кислоты ВНК фиксируется по НГМ и ННМ-Т по началу спада I_nγ и I_nт (рис. 17.3).

 

Рис 17 3 Определение положения ВНК по данным НГМ и МНА по хлору (по С. А. Султанову).

Песчаник: 1 —водоносный, 2 —нефтеносный; 3 — глина

 

Положение ВНК по данным НГМ, ННМ-Т, ИННМ, ИНГМ, МНА уверенно определяют в случае замещения нефти минерализованной водой (С_в>120—150 г/л при k_п>20%). При низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод (С_в>15г/л, k_п>20%) перемещение ВНК устанавливают только по результатам высокоточных определений декремента затухания тепловых нейтронов по данным ИННМ (λ_n=1/t_n). Различие λ_nдля нефтеносной и водоносной частей пласта в случае идентичности их коллекторских свойств составляет 8—10%. Методика определения ВНК по λ_n подробно изложена в соответствующем руководстве [92].

Коэффициент текущей нефтенасыщенности определяют в необсаженных оценочных контрольных и дополнительных скважинах методами электрометрии и в обсаженных скважинах в основном по данным ИННМ.

Необсаженные скважины. В случае вытеснения нефти пластовой водой и закачиваемой водой с минерализацией, близкой к пластовой, коэффициент текущей нефтенасыщенности k определяют по методикам, аналогичным оценке коэффициента начальной нефтенасыщенности пласта k_н(см. раздел 16.5). Однако при этом используют зависимость Р_н= f(k_в), полученную по текущим значениям коэффициента водонасыщенности. Использование зависимости Р_н = f(k_в.о), полученной по величине коэффициентов остаточной водонасыщенности, приводит к занижению k_н.т.

При вытеснении нефти из пласта закачиваемыми опресненными водами наибольшую трудность составляет оценка минерализации смеси пластовой и нагнетаемой вод. Определение k_н.т производят по величине параметра насыщения Р_н = r_н.п.об/r_в.п.об, где r_н.п.об — удельное электрическое сопротивление обводненного продуктивного пласта, определенное по данным электрометрии скважин; r_в.п.об — то же при 100%-ном насыщении порового пространства смесью пластовой воды с нагнетаемой, рассчитанное по соотношению r_в.п.об=Р_п*r_см (Р_п* — параметр пористости, установленный при минерализации см, соответствующей данной стадии обводнения пласта, и учитывающий влияние поверхностной проводимости). Параметр Р_п* находится по зависимости Р_п* = f(k_п), построенной для конкретных продуктивных пластов по известным пористости, глинистости и r_см.

Удельное электрическое сопротивление смеси пластовой воды с нагнетаемой определяют по данным метода СП двумя способами.

1. Способ М. X. Хуснуллина заключается в установлении РСМ по результатам замеров потенциалов СП в скважинах, заполненных двумя растворами, резко различающимися по минерализации, с последующим решением системы двух уравнений относительно r_см:

DU_СП1=-k_СПlg(r_ф1/r_см) и DU_СП2=-k_СП(r_ф2/r_см)

где U_СП1,U_СП2— зарегистрированные разности потенциалов СП против обводненного пласта соответственно - при известном электрическом сопротивлении фильтрата ПЖ r_ф1и r_ф2; k_с коэффициент аномалии СП.

2. Способ Г. С. Кузнецова и Е. И. Леонтьева состоит в оценке r_см по кривой потенциалов СП, зарегистрированных в обводненной скважине.

3. Удельное электрическое сопротивление смеси пластовой воды с нагнетаемой определяют для однородного обводненного пласта по формуле

 

в случае неоднородного пласта для каждого обводненного пропластка

где DU^об_СП1, DU^об_сп(i-1)-1— соответственно приращения потенциалов СП против обводненного однородного пласта относительно условной нулевой линии глин и против i-го прослоя относительно (i—1)-го прослоя по кривой СП обводнявшегося пласта; А_да.гл,А _да.п,А_{да.п i-1}, А_да.п.i — диффузионно-адсорбиионная активность глины, однородного пласта, (i—1)-го и i-гo прослоев соответственно; r_см, r_см(i-1), r_{см i} — сопротивление смеси пластовой воды с нагнетаемой в однородном обводненном пласте, в (i—1)м и i-м прослоях соответственно.

Величину А_да.гл находят по результатам лабораторных определений на керне с введением поправки за температуру пласта. Диффузионно-адсорбционную активность обводненных пластов и прослоев рассчитывают по формуле А_да.п = А_да.гл — DU_спв/lg(r_ф/r_в), где DU_спв— восстановленная амплитуда потенциалов СП против исследуемого пласта для случая отсусвуя его обводнения.

Восстановление амплитуды DU_сп в возможно по статистическим связям α_cп=f(I_γ) картам изолиний α_сп этого пласта, прослеживающегося в соседних необводнившихся скважинах, по формуле DU_спв= α_спDU_споп, где DU_споп—величина аномалии потенциалов СП против опорного пласта.

Данный способ оценки r_см не учитывает возможного наличия потенциалов фильтрации, а также влияния изменения температуры пласта в результате его обводнения на диффузионно-адсорбционную активность пласта.

Для определения r_впоб по Р_п* находят коэффициент пористости k_п интерпретируемого обводненного пласта с помощью наиболее достоверных методик (см. раздел 16.4 и 16.5).

Оценку k_нт продуктивного пласта, обводненного пресными нагнетаемыми водами, производят по эмпирическим или теоретическим зависимостям Р_н=f(k_н.т), построенным для конкретных продуктивных пластов с учетом минерализации смеси пластовой воды с нагнетаемой и коэффициентов пористости.

Погрешность определения k_н.т уменьшается со снижением степени обводненности пласта и его глинистости (рис. 17.4).

 

Рис 17 4 График зависимости относительной ошибки б в определении коэффициента текущей нефтенасыщенности k_н.т от коэффициента обводнения α_сп=DU_сп^об/DU^в_сп

Шифр кривых —r_сп

 

Кроме методики определения k_н.т по данным метода сопротивления, разработаны два способа оценки коэффициентов нефтенасыщенности по данным диэлектрического метода.

1.Способ Ю. Л. Брылкина [37] основан на решении эмпирического уравнения

2.e_пн=В-Сk_п+Аk_п^me^-nk_пk_в^р+qk_п
где e_п.н —относительная диэлектрическая проницаемость нефтеносного пласта, определенная по данным ДМ; k_в, k_п — коэффициенты водонасыщенности и пористости; А, m, n, р, q — эмпирические коэффициенты, устанавливаемые для конкретных продуктивных отложений в зависимости от минерализации насыщающего флюида; В, С —коэффициенты, зависящие от диэлектрической проницаемости твердой фазы породы и нефти.

Графическое решение уравнения (17.1) дано в виде номограммы, по которой при оценке k_н.т необходимо знать коэффициент k_п и минерализацию смеси пластовой воды с нагнетаемой (рис. 17.5).

 

Рис 17 5 Зависимости диэлектрической проницаемости eп.н нефтеносных пород от коэффициента пористости kп при минерализации воды Св=15 г/л (а) и Св®0 (б).

Шифр кривых — k_вт, %

 

Способ В. Н. Романова (1978 г.) базируется на расчете петрофизической модели, построенной для терригенных и карбонатных коллекторов с межзерновой пористостью при изменении температуры от 30 до 120 ⁰С и пластового давления до 150 МПа при частоте электромагнитного поля от единиц до сотен мегагерц.

Обсаженные скважины. Методика определения коэффициентов текущего и остаточного нефтенасыщения по данным ИНЫМ разработана Ф. А. Алексеевым, Я.Н.Васиным и Д. М. Сребродольским [92, 112]. В ее основе лежит величина декремента затухания тепловых нейтронов для пород в целом λ_п, связанная с коллекторскими свойствами и перенасыщенностью пород и описываемая выражением λ_п=λ_ск(1—k_п) +k_п[λ_в + k_н(λ_н—λ_в] + k_гл(λ_гл—λ_ск), гдe λ_ск, λ_в,_н,λ_гл — декременты затухания соответственно для скелета породы с нулевой глинистостью, воды, насыщающей пласт, нефти в пластовых условиях и глинистого материала.

Данные ИННМ позволяют оценить коэффициенты текущей и остаточной нефтенасыщенности при соблюдении следующих условий: нефть из пласта вытесняют водой с минерализацией 200—250 г/л при k_п=10—15% или С_в>100—150 г/л при k_п >15—20%. В неглинистых высокопористых коллекторах возможно оценивать величину k_н и при минерализации 30—100 г/л.

Коэффициенты текущей и остаточной нефтенасыщенности рассчитывают по формуле

где λ_п'=λ—k_гл(λ_гл—λ_ск)—исправленная за глинистость величина декремента затухания.

Значения λ_ск и λ_гл находят расчетным путем по результатам химического анализа керна, λ_в и λ_н оценивают по измерениям ИННМ в неглинистых опорных пластах с известными k_н ,k_н и λ_ск с использованием формулы (17.2), а также расчетным путем по данным химических анализов воды и нефти.

Коэффициенты пористости и глинистости определяют по данным ГИС или керновых анализов.

При достаточно большом времени задержки (более 0,7— 1,2 мс) измеренные кажущиеся значения декремента затухания λ_к=1/t_к отличаются от истинной его величины λ_п не более чем на 10—15%, поэтому коэффициенты k_н.т и k_но можно определять по формуле (17.2), заменяя в ней истинные значения декрементов затухания, твердых компонентов и флюидов породы их кажущимися величинами — λ_к.п, λ_к.тв, λ_к.в, λ_к.н Значения λ_к.гл и λ_к.ск можно оценить по данным минерального или химического анализов при малой глинистости пород (k_гл<10— 15%), а при k_гл, превышающей эти значения, λ_к.гл и λ_к.ск определяют по величине λ_к.п, измеренной против водоносных пластов с известными k_п и k_гл[112]. В этом случае λ'_к.п = λ_к.п —k_гл (λ_к.гл—λ_к.ск)

При графическом способе определения k_к.т и k_в.о [92] используют опорные водоносные и нефтеносные пласты с известными k_н и k_п. На плоскости (λ_к.п, k_п) по замерам ИННМ наносят точки для водоносных и нефтеносных неглинистых пластов и строят линии регрессии λ_к.пв = f(k_п) и λ_к.пн = f(k_п). В случае глинистых пластов в λ_к.п вводят поправку за влияние k_гл. Для построения семейства линий для k_н = 10, 20, 30, ..., 100% расстояния между граничными линиями делят на число частей, кратных шагу изменения k_н (рис. 17.6). Величина k_н=100% соответствует фиктивному коэффициенту нефтенасыщенности, получившейся за счет воды с эквивалентной минерализацией С_в<5 г/л по NaCl.

При обводнении пласта пресными нагнетаемыми водами возможно определить величину остаточной нефтенасыщенности или близкую к ней. С этой целью в пласт закачивают воду высокой минерализации с λ_вм, а затем пресную воду с λ._в.пр = λ_н (по хлорсодержанию) и в обоих случаях по данным ИННМ устанавливают декременты затухания пласта с минерализованной λ_п.м н пресной λ_п.прводой. Коэффициент k_н.о рассчитывают по формуле (17.2), причем Л_ск находят из соотношения λ_ск = (λ_п.пр—λ_в.прk_п)/(1—k_п), а λ' =λ_пм И λ_в—λ_вм

Достоверность определения k_нт и k_н.o существенно зависит от точности расчета λ_ск, особенно в коллекторах сложного минерального состава.

Надежность определения k_н по данным ИННМ позволяет повысить точность способа М.Х. Хуснуллина и др. [106]. Сущность этого способа заключается в последовательной закачке в перфорированный пласт двух-трех водных растворов с заранее известными нейтронными свойствами (λ_в), т.е. с известным хлорсодержанием. После каждой закачки измеряют λ_п против одних и тех же точек пласта, составляют систему уравнений вида:

λ'_п= λ_ск(1—k_п) + λ'_в(1— k_н) k_п+λ_н k_п k_н

λ''_n= λ_ск(1—k_п) + λ''_в(1— k_н) k_п+λ_н k_п k_н

и решают ее относительно k_н и λ_ск, зная k_п по данным ГИС или керну и λ_н. Для водоносного пласта λ_п= λ_ск(1—k_п) +λ_вk_п, решая подобную систему уравнений, можно определить k_п и λ_ск.

В случае глинистого коллектора устанавливают λ_ск.гл без дополнительного определения λ_гл и k_гл. Данный способ обеспечивает точность определения λ_н.т и k_н.о с относительной погрешностью ±10%.

Коэффициенты текущего k_выт.т и конечного k_выт.кнефтевытеснения рассчитывают соответственно по формулам k_авт.т = (k_н—k_н.т)/k_н и k_выт.к=(k_н—k_но)/kн, в которых определение k_н и k_н.т исходных величин рассмотрено ранее.

Наиболее достоверные сведения о k_н.о получают по результатам электрометрических исследований скважин, пробуренных в выработанных участках залежи, в которых вытеснение нефти происходит пластовой или нагнетаемой водой, по минерализации близкой к пластовой. Необходимое условие для точной оценки k_но; через обводненные пласты должно пройти воды не менее четырех объемов их порового пространства. При определении k_но пользуются зависимостью Р_н=ρ_н.п.об/ρ_вп=f(k_в), построенной для конкретных продуктивных отложений по величине текущей водонасыщенности. Значение ρ_н.п.об получают в результате интерпретации данных электрометрии, ρ_вп определяют расчетным путем.

В случае вытеснения нефти пресной нагнетаемой водой основные сложности определения k_н.o возникают при расчете r_вп.об и выборе зависимостей P_н=f(k_в), отвечающих данному типу коллектора, с учетом глинистости и минерализации смеси вытесняющих вод. Способ определения k_н.о в этих случаях аналогичен нахождению k_н.т.

При использовании данных экранированных микрозондов определение k_н.o производят по величине параметра насыщения Р_но = ρ_пп.н/р_вфР_пП_п, где ρ_пп.н — показания экранированного микрозонда МБК в нефтеносной части пласта; ρ_в.ф — удельное сопротивление смеси фильтрата ПЖ и невытесненной пластовой воды; П_п — параметр поверхностной проводимости; Р_п — параметр пористости.

При наличии в разрезе скважины соседнего водоносного пласта с близкими коллекторскими свойствами к изучаемому пласту или если пласт вскрыт скважиной в зоне ВНК, параметр Р_н.о рассчитывают по формуле Р_н.о = ρ_пл.н/ρ_пп.в, где ρ_пп.в — показания экранированного микрозонда МБК в водоносной части пласта.

При использовании данных экранированных микрозондов определение k_н.o производят по величине параметра насыщения Р_но = ρ_пп.н/ρ_вфР_пП_п, где ρ_пп.н — показания экранированного микрозонда МБК в нефтеносной части пласта; ρ_в.ф — удельное сопротивление смеси фильтрата ПЖ и невытесненной пластовой воды; П_п — параметр поверхностной проводимости; Р_п — параметр пористости.

При наличии в разрезе скважины соседнего водоносного пласта с близкими коллекторскими свойствами к изучаемому пласту или если пласт вскрыт скважиной в зоне ВНК, параметр Р_н.о рассчитывают по формуле Р_н.о = ρ_пл.н/ρ_пп.в, где ρ_пп.в — показания экранированного микрозонда МБК в водоносной части пласта.

При использовании данных экранированных микрозондов предъявляются более жесткие требования к глубине промытой зоны от стенки скважины (более 10 см) и менее жесткие — к толщине глинистой корки.

Другой способ оценки k_н.o основан на исследовании прискважинной зоны продуктивного пласта методами электрометрии в случае присутствия в ней остаточной нефти и при полной ее промывке химреагентами.

Исследования осуществляют в следующем порядке:

первый замер удельного сопротивления ρ_н.оп при остаточное нефти в зоне проникновения;

закачка водных растворов с поверхностно-активными веществами (ПАВ) и с минерализацией, близкой к пластовой воде; в результате этого химического заводнения происходит полное оттеснение нефти из прискважинной зоны пласта;

дальнейшая закачка пластовой воды, в результате чего происходит полное восстановление водонасыщенности этой зоны (удаляются ПАВ, k_в»100%);

второй замер удельного сопротивления ρ_вп.

Коэффициент k_н.o оценивают по формуле k_н.o = 1— (ρ_н.оп /ρ_вп)^1/n, где n — показатель степени в эмпирической связи вида Р_н = k_в^-n.

Рекомендуется использовать для нахождения удельного сопротивления пласта методы электрометрии с большим радиусом исследования.

Существует также способ оценки k_н.о основанный на комплексной интерпретации данных ГИС, например комплексирование методов индукционного, экранированного микрозонда и AM [17].

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности k_н.о можно получить по результатам лабораторных исследований образцов керна. Однако такое определение не всегда достоверно, так как в слабопродуктивных породах отбираемые керны промываются недостаточно, а поэтому получаемая величина k_н.о завышена. Наибольший интерес представляет изучение кернов, отобранных из промытых нагнетаемой водой пластов при бурении скважин на нефильтрующемся растворе или при самоизливе скважины.

Возможно определение коэффициента вытеснения по величинам объемной влажности промытой части пласта ω_пп = k_пk_впп и объемной влажности незатронутой обводненной части пласта
k_выт= (ω_пп—ω_п)/k_пk_н= (ω_п—ω_п)/(k_п—ω_п].

Значения объемной влажности находят по величине параметра влажности P_wп = ρ_п/ρ_вП_п = f (ω_п) И Pω_пп = ρ_пп/ρ_смП_пп = f(ω_пп), где ρ_п и ρ_пп — соответственно удельные сопротивления необводненного и промытого пласта; П_п, П_пп — соответственно параметры поверхностной проводимости при ρ_в и ρ_см.

Кроме этого, коэффициент k_выт.к Ф. И. Котяхов предлагает оценивать по керну, отобранному из продуктивных пластов при бурении с обычной ПЖ, по формуле k_выт.к= [(1—k_в— bk_н.о)/(l—k_в)]—k_выт.г, где k_в — коэффициент начальной водонасыщенности; k_н.о — величина остаточной нефтенасыщенности, найденная по керну; b — объемный коэффициент пластовой нефти; k_выт.г — коэффициент добавочного вытеснения нефти за счет ее разгазирования при падении пластового давления до атмосферного, определяемый по номограмме.

 

 

ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ЖИДКОСТИ В СТВОЛЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

Состав флюидов в стволе скважины устанавливают с помощью резистивиметрии, влагометрии, плотностного гамма- гамма-метода и кислородного метода.

Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины нефть, газ, воду и их смеси. Различают смеси гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель или отдельных слоев) и гидрофобные (вода в нефти содержится в виде капель). Типовые формы диаграмм индукционного резистивиметра приведены на рис. Рис 17.7. Вид диаграмм обусловливается типами флюидов и их смесями в колонне. При контакте однородных флюидов (нефть, вода) или осадка с флюидами на кривых резистивиметрии граница между средами с различной электрической проводимостью отмечается скачком, вид кривых гладкий (рис. 17.7, а). Гидрофильные смеси фиксируются либо высокой электропроводимостью на диаграмме резистивиметрии (кривая носит пилообразный характер с выбросами в сторону снижения проводимости — капельная нефть в воде), либо резкими изменениями электропроводимости большой амплитуды (слоистая нефть в воде) (рис. 17.7,б). Гидрофобная смесь (вода в нефти) характеризуется низкой электропроводимостью, кривая резистивиметрии изрезана с незначительными редкими увеличениями значений проводимости (рис. 17.7, в). Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана (рис. 17.7, г).

 

Рис 17 6 Типовые формы диаграмм индукционного резистивиметра:

а —контакты однородных сред; 6 — гидрофильная смесь «нефть в воле» (структуры: 1 — капельная, 2 —слоистая); в — гидрофобная смесь «вода в нефти»; г — переходное те­чение флюидов

В случае существенного изменении температуры в интервале исследований (более 2°С) в показания индукционного резистивиметра вносят температурную поправку, приводя тем самым значения электропроводимости к одной температуре, например к забойной. В противном случае диаграмма резистивиметрии может быть интерпретирована неверно ( Рис 17.8).

 

Рис 17 7 Пример влияния изменения температуры в стволе скважины попоказаниям индукционного резистивиметра.

1 — фактическая диаграмма; 2 — диаграмма, исправленная за влияние температуры

Влагометрия (диэлькометрия) дает возможность определять состав и содержание флюидов в смеси по величине их диэлектрической проницаемости. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды изменяется в зависимости от минерализации от 50 до 80 отн.ед., а нефти от 2 до 4 отн. ед., появление воды. в нефти и газе существенно увеличивает диэлектрическую проницаемость смеси.

Перед измерениями диэлектрические влагомеры градуируют, строя эталонировочный график зависимости частоты сигнала f от процентного содержания воды в нефти (рис. 17.9). Точность определения процентного содержания воды и нефти в смеси составляет ±10%.

Рис 17 8 Эталонировочный график зависимости показаний влагомера f от содержания воды в смеси

По влагограмме устанавливают границу нефти и воды или. их смесей по снижению показаний при переходе от водоносной зоны к нефтеносной (Рис 17.10)

 

Рис 17 9 Определение интервалов поступления воды и нефти в скважину во комплексу геофизических методов (Южный Мангышлак, Узеньское место­рождение, скв. 1523).

1 — нефть-, 2 — вола с нефтью; 3 — интервал перфорации

Метод ГТМ-П в его селективной модификации позволяет устанавливать состав и содержание флюидов в стволе скважины на основе изучения их плотности.

Разработаны два способа определения плотности жидкости: ГГП-П — по изменению интенсивности гамма-излучения после прохождения гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между источником и детектором гамма-излучения, и ГГП-Р — по рассеянию γ-квантов окружающей прибор жидкостью.

Модификацию ГГП-П наиболее часто используют в практике, с ее помощью детально изучают плотность смеси между источником и детектором, а методом ГГП-Р определяют среднюю плотность смеси по всему сечению колонны.

По эталонировочным графикам плотностемеров измеренные интенсивности рассеянного гамма-излучения переводят в величины плотности δ_см (рис. 17.11). При известных значениях плотности нефти δ_н и воды δ_в в изучаемом интервале ствола скважины определяют содержание нефти и воды в водонефтяной смеси. Данные о δ_н и δ_в можно получить по результатам анализа проб воды и нефти, отобранных в процессе эксплуатации пласта.

 

Рис 17 10 Эталонировочный график зависимости относительных показаний интенсивности рассеянного гамма-излучения в исследуемой жидкости и воде I_γγж/I_γγв в плотностемера от плотности смеси нефти, воды и газа δ_см

 

Определение доли воды С_в и нефти С_п в водонефтяной смеси осуществляют по формулам С= (δ_см—δ_н)/(δ_в—δ_н), С_п=1-С_в или номограмме (рис. 17.12). Ошибки в оценке С_в и С_н связаны с неточным нахождением δ_в по поверхностным пробам и с изменением минерализации воды в процессе обводнения пласта.

 

Рис 17 11 Номограмма для определения содержания воды С_в по плотности водонефтяной смеси δ_см.

Шифр кривых — δ_в, г/см³

 

На плотностеграмме переход от воды к нефти отмечается поначалу повышения интенсивности рассеянного гамма-излучения (см. рис. 17.10).

Кислородный метод (кислородно-активационный нейтронный гамма-метод—КАНГМ) дает возможность оценивать состав-флюидов в колонне и затрубном пространстве по результатам регистрации жесткого гамма-излучения активированных ядер кислорода быстрыми нейтронами в изучаемых средах.

Водоносные участки в стволе скважины отмечаются повышенными значениями IКАНГМ по сравнению с нефтегазовыми (рис. 17.13).

 

Рис 17 12 Определение состава поступающих а скважину флюидов по комплексу геофизических методов

1 — нефть; 2 — нефть а водой; 3 — вода
ДПП — дифференциальный профиль притока

---

Дата добавления: 2018-09-20; просмотров: 505; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!