Комплексирование методов с целью определения профиля притока и источника обводнения.

По результатам измерений механическими и термокондуктивны- ми дебитомерами (расходомерами) (рис. 2.79, 2.80), а также по данным метода высокочувствительной термометрии и изотопов можно получить профили притока (дебита) и приёмистости жидкостей или газа по мощности работающего пласта.

Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой дебитомера типа СТД

Рис. 2.79. Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой дебитомера типа СТД: 1 - работающие участки пласта,

  • 2 - неработающие участки пласта, 3 - профиль притока флюида,
  • 4 - вода, 5 - нефть

Профилем притока или приёмистости пласта называется график зависимости количества жидкости и газа, поступающих из единицы его мощности, или количества воды, нагнетаемой в пласт, от глубины залегания работающего интервала.

Определение профиля притока и типа флюидов комплексом геофизических .методов

Рис. 2.80. Определение профиля притока и типа флюидов комплексом геофизических .методов: I - глина, 2 - песчаник, 3 - алевролит, 4 - нефть,

5 - вода, 6 - нефть с водой

Для получения профилей притока и приёмистости методом изотопов (рис. 2.81) активированная жидкость закачивается в перфорированный пласт путём продавки несколько оттесняется от ствола скважины. Затем скважина переводится на излив и измеряется радиоактивность выходящей жидкости.

Определение места притока и поглощения жидкости по данным метода изотопов

Рис. 2.81. Определение места притока и поглощения жидкости по данным метода изотопов: I, II - кривая ГК до закачки и после закачки изотопов, 1 - известняк, 2 - водоносный песчаник, 3 - глина,

4 - интервал поглощения жидкости

В качестве радиоактивных индикаторов используются изотопы железа-59 и циркония-95. Оба они в значительной степени адсорбируются горными породами, что позволяет выявить места притока и поглощения жидкости пластом, проверить техническое состояние обсадных колонн и герметичность цементного кольца

Приготовление и ввод активированной жидкости осуществляется с помощью скважинного инжектора, который спарен с малогабаритным прибором для записи кривых ГК.

Кривая ГК, полученная после закачки изотопов, сравнивается с кривой ГК, зарегистрированной до введения активированной жидкости в пласт. Интервалы приёмистости и притока отмечаются на кривой ГК, зарегистрированной после закачки изотопов, повышенными показаниями / .

уи

Для получения профиля притока методом изотопов в эксплуатационной скважине в неё закачивают нефть, меченную радиоактивными изотопами.

Определение профиля притока и приёмистости по данным метода высокочувствительной термометрии основано на дроссельном и калориметрическом эффектах. На рис. 2.82 приведён пример выделения интервалов пласта, отдающих нефть и воду, с помощью высокочувствительной термометрии с использованием дроссельного эффекта.

Выделение работающих интервалов пласта и определение типа флюидов по данным механического и термокондуктивного дебитомеров и данным высокочувствительной термометрии

Рис. 2.82. Выделение работающих интервалов пласта и определение типа флюидов по данным механического и термокондуктивного дебитомеров и данным высокочувствительной термометрии: I-кривая, замеренная термокондуктивным дебитомером типа СТД; II- то же, механическим дебитомером типа РГД; III,

I -термограммы, полученные в работающей и остановленной скважине. 1- нефть, 2 - нефть с водой, 3 - вода, 4 - интервал перфорации

Скважина давала нефть с 30 % воды на поверхности. Пласт перфорирован в интервале 2098-2109м. С целью выявления мест притока нефти и воды выполнено два замера термометром:

  • • в работающей;
  • • в остановленной на 4 часа.

На термограмме, зарегистрированной в работающей скважине, проявляются как дроссельный, так и калориметрический эффекты. В остановленной скважине калориметрический эффект через некоторое время исчезает, поэтому на кривой термометрии выявляется интервалы 2098-2103 и 2105,5-2108 м, связанные с проявлением дроссельного эффекта. Аномалия против верхнего интервала значительно больше, чем против нижнего. Следовательно, величина дроссельного эффекта для нефти почти в 2 раза больше, чем для воды - нижний интервал даёт воду, а верхний - нефть. Для более точной интерпретации дебитограмм и расходограмм необходимо иметь сведения о типе флюида в исследуемом интервале скважины, получаемые, например, резистивиметром, влагомером, плотномером, а также о дебите и составе жидкости, полученные путём замера на устье скважины.

Как уже говорилось выше, поток в стволе скважины, как правило, неоднороден и представляет собой смесь, компоненты которой отличаются друг от друга физическими свойствами:

  • • плотностью
  • • диэлектрической проницаемостью
  • • удельным электрическим сопротивлением или проводимостью и т. д.

Плотнометрия в данном случае является наиболее предпочтительной. Известно, что плотнометрия основана на изучении плотности жидкостей в стволе скважины с помощью гамма-гамма-мето- да в его селективной модификации по поглощению гамма-квантов (см. лекцию 11). При ограничении энергии излучения сверху величиной 1 МэВ, а снизу - величиной, при которой комптон-эффект в среде на два порядка больше фотоэффекта, результаты измерений гамма-гамма-методом отражают плотностную характеристику среды (рис. 2.83).

Номограмма для определения степени обводнения по данным измерения плотности смеси (рн = 0,8 г/смЗ)

Рис. 2.83. Номограмма для определения степени обводнения по данным измерения плотности смеси (рн = 0,8 г/смЗ).

Выше говорилось, на чем основан метод влагометрии. На влаго- грамме можно установить границу нефти и воды или их смесей по уменьшению показаний при переходе от водоносной зоны к нефтеносной. Данные влагометрии позволяют определить процентное содержание воды и нефти в смеси с точностью до ±10 %. Перед гам- ма-плотнометрией влагометрия имеет ряд преимуществ:

  • 1) повышенная чувствительность к изменению содержания воды в гидрофобной смеси;
  • 2) безопасность работы (благодаря отсутствию источников радиоактивного излучения).

Но на показания прибора влияют:

  • • структура смеси;
  • • дисперсность смеси.

Измерения влагомерами включены в полный комплекс исследований эксплуатационных скважин и используются при решении основных задач контроля разработки нефтяных месторождений:

Точечные измерения влагомером выполняют в тех же точках, что и измерения дебитомером, включая участки резких изменений показаний влагомера на непрерывных диаграммах, не выделяемые по данным механического дебитомера. Измерения на точках выполняются с полностью открытым пакером. На каждой точке проводится не менее трёх измерений. С помощью резистивиметрии решаются те же задачи, которые решает влагометрия. Однако при использовании поверхностно активных веществ в скважине образуется пена, которая вносит в показания влагомера существенные изменения. В этом случае метод резистивиметрии эффективнее.

Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины воду, газ и их смеси.

Достоинство индукционной резистивиметрии заключается в следующем:

  • а) возможность индикации слабых притоков нефти при большом содержании воды в колонне;
  • б) высокая чувствительность к изменению минерализации воды.

При интерпретации данных индукционного резистивиметра

(рис. 2.84) анализируется форма диаграмм и величина удельной проводимости.

Пример комплексного использования данных индукционной резистивиметрии и других промыслово-геофизических методов для выявления интервалов поступления воды (2) и нефти (1) в скважину

Рис. 2.84. Пример комплексного использования данных индукционной резистивиметрии и других промыслово-геофизических методов для выявления интервалов поступления воды (2) и нефти (1) в скважину

На диаграммах индукционного резистивиметра находят отражение:

  • 1) приток воды в гидрофильную смесь с минерализацией, отличающейся от минерализации воды в колонне;
  • 2) притоки воды или нефти, вызывающие изменение типа смеси в колонне (переход гидрофильной смеси к гидрофобной, и наоборот);
  • 3) притоки в гидрофильную смесь, изменяющие структуру потока (переход от течения гомогенной жидкости к течению смеси «нефть - вода», от капельного режима движения нефти к неточному и т. д.);
  • 4) струйные притоки воды в гидрофобную смесь и струйные притоки нефти в гидрофильную смесь.

Выводы. Профилем притока или приёмистости пласта называется график зависимости количества жидкости и газа, поступающих из единицы его мощности, или количества воды нагнетаемой в пласт, от глубины залегания работающего интервала

Для получения профилей притока и приёмистости методом изотопов активированная жидкость закачивается в перфорированный пласт путём продавки несколько оттесняется от ствола скважины. Кривая ГК, полученная после закачки изотопов, сравнивается с кривой ГК, зарегистрированной до введения активированной жидкости в пласт. Интервалы приёмистости и притока отмечаются на кривой ГК, зарегистрированной после закачки изотопов, повышенными показаниями I .

уи

На термограмме, зарегистрированной в работающей скважине, проявляются как дроссельный, так и калориметрический эффекты. В остановленной скважине калориметрический эффект через некоторое время исчезает, поэтому на кривой термометрии выявляется интервалы связанные с проявлением дроссельного эффекта. Величина дроссельного эффекта для нефти почти в 2 раза больше, чем для воды.

В настоящее время для изучения состава смеси в стволе скважины наиболее широко используются: гамма-гамма-плотнометрия, диэлектрическая влагометрия и резистивиметрия.

Определение плотности жидкости базируется на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов. Метод влагометрии основан на изменении емкости конденсатора при изменении диэлектрической проницаемости вещества между его обкладками. Иными словами, жидкость протекая между обкладками конденсатора влияет на частоту колебаний RC или LC-генератора, в колебательный контур которого он включен.

На влагограмме можно установить границу нефти и воды или их смесей по уменьшению показаний при переходе от водоносной зоны к нефтеносной. Данные влагометрии позволяют определить процентное содержание воды и нефти в смеси с точностью до ±10 %. Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины воду, газ и их смеси.

Контрольные вопросы

  • 1. С какой целью определяется источник обводнения?
  • 2. Можно ли дать однозначное заключение по данным одного метода?
  • 3. Какай метод ГИС даст лучшую информацию об обводнении при большом дебите нефти?
 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ   След >