Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Контроль за совершенствованием систем разработки м-ний нефти и газа в осн осущ-ся гф методами исследований действующих, контрольных, нагнетателных и оценочных скв и часто наз геофизич методом. Контроль получил развитие в последнее время.
Цель геофизич контроля – получение инф-ции о состоянии продуктивных пластов и изм-ях, происходящих в них в процессе вытеснения из них углеводородов, для выбора научно обоснованной системы разработки залежей, оптимального регулирования темпа отбора флюидов, обеспечивающего max извлечение нефти и газа из земных недр.
Гф методами решаются след задачи:
Задачи общего хар-ра: 1) опр-е начального положения и наблюдение за перемещением ВНК, ГНК и ГВК в процессе вытеснения нефти и газа из пласта при заводнении и др способах воздействия на него; 2) наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту.
Детальные исследования: 1) уточнение геол строения м-ния; 2) повышение достоверности первичных определений запасов нефти и газа разрабат м-ний (объектов); 3) оценка коэф-тов текущей и конечной нефте- и газонасыщенности и нефте- и газоотдачи пластов; 4) оценка текущих запасов нефти и газа этих м-ний; 5) изучение эксплуатационных хар-к пластов (выделение интервалов притока и приемистости, опр-е работающих мощностей, продуктивности и пластового давления) разрабат м-ний; 6) контроль за процессами интенсификации притока и приемистости пластов.
Изучение технич состояния скважин: 1) оценка кач-ва цементирования обсадных колонн; 2) опр-е мест притоков и поглощения жидкости в скв за счет негерметичности обсадных колонн и зон затрубной циркуляции флюидов; 3) опр-е состава и уровня жидкости в скв и межтрубном пр-ве;опр-е местоположения муфтовых соединений и перфорированных участков обсадных колонн, толщины, внутр диаметра, участков смятия, разрывов и коррозии обсадн колонн и насосно-компрессорных труб; 5) выбор оптимальных режимов работы технологич оборудования эксплуатац-ных скв и опр-е глубины его спуска; 6) опр-е мест парафиновых и солевых отложений на обсадных трубах и НКТ и скважинном оборудовании.
1-е значит промышл ислед-я по контролю за разработкой нефтяных м-ний с помощью гф методов выполнены на м-ниях Урало-Поволжья, где отрабатывались техника и методика гф контроля в действующих и остановленных скв гф методами: стационарными и импульсными нейтронными, расходометрии, меченой жидкости, наведенной активности, термометрии. Здесь совершенствовалась методика интерпретации совместных данных промысловых, гф и гидродинамич исслед-ний.
В дальнейшем методы гф контроля стали применяться при освоении нефт и нефтегаз залежей Сев Кавказа, Мангышлака, Белорусии и особенно Зап Сибири. При этом накопленный опыт в Урало-Поволжье потребовал существенной корректировки при разработке м-ний, хар-ся иными геол особенностями. В связи с этим появилась необходимость усовершенствования ранее применяемых гф исслед-ний и разработки как их модификаций, так и принципиально новых методов радиометрии, расходометрии, а также методик проведения исслед-ний скв и интерпретации промыслово-геофиз данных.
1-ми гф методами контроля за разр м-ний нефти и газа были стационарные нейтронные методы для отбивки ВНК в обсаж скв. В 1951-53 гг. В.Н. Дахновым, А.И. Холиным, О.А. Барсуковым, Ю.С. Шимелевичем разработаны физ основы разделения нефтеносн и водоносн пластов по хлоросодержанию с помощью НГМ и ННМ-т. В это же время при малой мин-ции пластовых вод для разделения пластов-коллекторов по хар-ру насыщения начали применять метод радиоактивных изотопов.
В 1954 г. для опр-я положения ВНК разрабатывается метод наведенной активности по хлору, натрию, ванадию (Г.Н. Флеров, Ф.А. Алексеев, Б.Г. Ерозолимский, Ю.С. Шимелевич).
В 1957-58 гг. в Волго-Уральском филиале ВНИИГеофизики под руководством И.Л. Дворкина разработан способ проведения радиометрич исслед-ний фонтанирующих скв (без их остановки) ч/з НКТ.
В 1959 г. разработан и испытан на скв нефт м-ний Башкирии и Татарии 1-й вариант импульсного генератора нейтронов (Д.Ф. Беспалов, Г.Н. Флеров, Ф.А. Алексеев, Б.Г. Ерозолимский, Ю.С. Шимелевич, А.С. Школьников).
С 1959 г. успешно разрабатывается и внедряется в пр-во радиометрич контроль за эксплуатацией газовых м-ний и подземных хранилищ газа (А.И. Холин, Ю.В. Галузо, Л.Б. Берман, В.С. Нейман).
За рубежом к решению проблем отбивки ВНК нейтронными методами приступили лишь к кон 50-х гг., базируясь на достижениях советских геофизиков.
В 1964 г. Л.З. Позин разработал теоретич основы и описал аппаратуру метода дифференциальной термометрии применительно к решению задач контроля разработки м-ний нефти и газа. В обобщающих монографиях Э.Б. Чекалюка (1965), Г.А. Череменского (1977) и др ученых изложены теория и методика использования термометрии в эксплуатац скв при контроле разработки м-ний Н и Г.
Использованию акустич методов при контроле за разр Н и Г м-ний способствовали работы О.Л. Кузнецова, Е.В. Каруса, Б.Н. Ивакина, Г.И. Петкевича, И.П. Дзебаня.
В разработке аппаратуры и методики ислед-я расходометрии участвовали А.П. Абрукин, Е.П. Лукьянов, В.В. Труфанов, И.Г. Жувагин, А.И. Петров.
Большой вклад в усовершенствование теории методов, методики исслед-ний и интерпреации гф данных при контроле за разр м-ний Н и Г внесли специалисты МИНХиГП, ВНИИЯГГа, БашНИПИнефти, ВНИИнефти (Я.Н. Басин, Л.Г. Петросян, Н.Н. Сохранов, Б.М. Орлинский, М.Х. Хусуллин, С.А. Султанов и мн др).
1) Можно исп-ть методы электрометрии. На кривых сопр-я нефтеносн часть пласта выделяется повышенными показаниями по ср с водоносной. ВНК не явл-ся четким, переход от В к Н постепенный. Это связано с воздействием капиллярных сил на распр-е воды в нижн. части нефт. коллектора. Положение ВНК устанавливается след способом:
Надо найти уровень безводной нефти или нефти с очень малым содержанием воды. Это можно сделать по графикам:
а)
N – частость, %.
б)
kв* - предельное значение коэф-та водонасыщ-ти. От 0 до kв* фильтруется одна нефть.
Параметр насыщения Рн=н.п/в.п=ан/kвn; параметр пористости Рп=в.п/в=ап/kпm.
2) Метод ПС. Если пласт подстилается или перекрывается глинистыми п. и обводняется пресной водой, то форма кривой ПС в скв опр-ся соотношением эл. сопр-й пресной воды пр.в и фильтрата бур р-ра ф: ЕПС=КПСlg(ф/пр.в). Если фпр.в, то набл-ся отрицат аномалия относит нулевой линии, фпр.в – положит аноомалия, ф=пр.в – аномалии нет.
Если обводняется подошвенная часть пласта, то кривая смещается (1). 2 – при фпр.
В обсаженых скв осн методами опр-я ВНК явл-ся радиоактивные методы.
Положение ВНК находят одним из след способов:
1) По показаниям НГМ. ВНК может быть установлен в пластах, в к-рых нефть вытесняется минерализ водой с хлоросодержанием свыше 120-150 г/л при kп20%. ВНК на кривых НГМ фиксируется увеличением In против водоносной части пласта до 15% по ср с нефтеносной. Положение ВНК устанавливается по началу спада регистрируемой интенсивности In (рис.1).
Рис.1 Рис.2 Рис.3
2) По показаниям ННМ-Т. При вытеснеии нефти минерализ водой ВНК отмечается на кривых ННМ-Т уменьшением показаинй Inт против его водоносной части. Положение ВНК фиксируется по началу подъема кривой Inт(рис.2).
3) По показаниям ИННМ. Положение ВНК опр-ся по времени жизни тепловых нейтронов n. В водоносной части пласта n меньше, чем в нефтеносной. ВНК отмечается по началу увеличения Iт n т(рис.2).
4) По данным метода наведенной активности (МНА). Водоносная часть пласта фиксируется повыш показаниями наведенной -активности по ср с показанями в нефтеносной, т.к. ниже ВНК содержится больше ядер натрия и хлора. МНА эффективен при опр-нии положения ВНК, если мин-ция пластовых вод по NaCl выше 40 г/л. Граница ВНК опр-ся посередине превышения Iа водоносной части пласта над нефтеносной (рис.3).
5) По данным метода радиогеохимического эффекта. При опр-нии текущего положения ВНК сопоставляются замеры естественной радиоактивности до и в процессе перемещения ВНК. Естественная радиоактивность против обводненной части пласта аномально возрастает, а -активность нефтеносной его части остается неизменной.
6) По данным метода радиоактивных изотопов. С помощью этого ме тода положение ВНК отм-ся повышением интенсивности Iи против водоносной части пласта в случае закачки активированной воды, а при закачке радиоактивной нефти интенсивность Iи возрастает против неф теносной части пласта. Граница ВНК отмечается подобно тому, как отбива ется ВНК по данным НГМ в случае закачки активированной воды и по данным ННМ-Т при использовании активированной нефти.
7) По данным метода индикации элементами с аномальными ней тронными свойствами. В случае закачки в пласт водных растворов хло ристого кадмия (CdС12) ВНК отм-ся по НГМ по точке спада регистрируемой In, а по ННМ-Т — по точке подъема Inт; при использовании в кач-ве активатора борной кислоты ВНК фиксиру ется НГМ и ННМ-Т по началу спада In и Inт.
8) По данным акустического широкополосного метода. ВНК отмечается по различию амплитуд: АРн АРв и АSн АSв:
В неоднородных продук тивных пластах наиболее достоверные сведения об их обводнении полу чают при совместном использовании диаграмм НГМ и ННМ-Т. Это объяс няется тем, что изменение водородосодержания пластов одинаково влияет на показания НГМ и ННМ-Т (с водородосодержания показания этих методов ), в то время как хлоросодержания в процессе обводнения части продуктивного пласта приводит к показаний НГМ и показаний ННМ-Т, т.е. кривые НГМ и ННМ-Т, нормированные по водородосодержанию, ведут себя синхронно в необводнившейся части разреза и расходятся в обводнившихся интервалах продуктивного пласта. Рекомендуется совмещать диаграммы в водоносных пластах. Для решения этой задачи диаграммы должны быть нормированы по масштабу. Совмещая диаграммы в водоносных пластах, находят среднеквадратическое отклонение
где А и В – коэф-ты в ур-нии y=Ax+B. Если показания НГМ и ННМ-Т различаются более, чем на 2, то с вероятностью 95% можно сказать, что это пласты другого класса.
Необходим учет за влияние пористости или глинистости путем сравнения диаграмм, зарегистрированных в разное время. Показания НМ зависят от концентрации элементов поглотителей тепловых нейтронов. Аномальные поглотители: кадмий, бор, хлор. В коллекторах Н и Г гл. роль играет хлор. В водоносной части пласта содержание Cl больше, чем в нефтеносной. Расхождение диаграмм во времени будет набл-ся против тех интервалов, где хлоросодержание изменилось, т.е. пласты изменили хар-р насыщения.
При выделении продуктивных пластов, обводненных высокомин водами (Св>120 г/л), стандартными нейтронными методами исп-ют в осн визуальное сравнение первичных замеров (до начала обводнения) с повторными (в процессе обводнения). При этом набл-ся повышение показаний НГМ или понижение показаний ННМ-Т по ср с первичными замерами против обводненных про дуктивных пластов.
Исп-ют также графическое сопоставление показаний двух временных замеров методами НГМ или ННМ-Т. Для заведомо необводнившихся продуктивных пластов по 20—30 точкам строят график сопостав ления показаний НГМ или ННМ-Т первичного замера с вторичным: рас считывают среднюю линию I и среднее квадратичное отклонение точек от нее σ, затем проводят среднюю линию I и ниже и выше нее на расстоя нии 2σ проводят линии погрешностей II. Если точки изучаемого интер вала продуктивного пласта располагаются в области м/у линиями II-II, то считается, что продуктивный пласт явл-ся нефтенасыщенным. Если же точки располагаются выше области ошибок II-II по НГМ или ниже ее по ННМ-Т, то пласт с вероятностью 0,95 считается обводненным высокоминерализованной водой.
Рис. 1. Выделение обводненных пластов путем сопоставления показаний НГМ при повторных замерах. 1 — непроницаемые пласты, использован ные для проведения средней линии I; 2 — пласты, не изменившие своей характери стики м/у двумя замерами; 3 — пласты обводненные, в которых м/у двумя замерами произошло изм-е показаний НГМ.
При ИННМ рассчитывается декремент затухания . При этом ужно стремиться к тому, чтобы диапазон разброса был как можно большим. По полученным значениям каждой пары замеров строят корреляционный график:
Проводится линия регрессии I (y=Ax+B), рассчитывается среднеквадратич отклонение точек от нее . На графике проводят ограничительные линии II выше и ниже линннии I на расстояни 2. Если т. поподает в пределы обл-ти, то пласт не изменил хар-р насыщения, в противном случ – пласт изм хар-р насыщения (обводнился). Замещение нефти или пресного фильтрата соленной водой приводит к показаний ИННМ и . Если вытесняется соленый фильтрат более пресной водой или нефтью, то показания ИННМ , а .
При замещении фильтрата газом происходит показаний любого из нейтронных методов и .
При больших колебаниях пористости продуктивных пластов ИННМ комплексируют с др методами, по рез-там к-рых можно опр-ть коэф-ты пористости изучаемого пласта. Так при резких изм-ях пористости, определяемой по данным методов ННМ-Т или НГМ, по совокупности точек для пластов с известным насыщением строят график сопоставления декрементов затухания плотности тепловых нейтронов с коэф-том пористости и проводят линию, разделяющую продуктивные и водоносные пласты:
1 – водоносный пласт; 2 – нефтеносный пласт; 3 – разграничительная линия.
По положению на этом графике точек изучаемого пласта опр-ют его насыщение. Данный способ приемлем только в случ, если мин-ция нагнетаемой воды = или близка к мин-ции пластовой.
Автоматическое исключение влияния изм-я пористости на показания ИННМ достигается при использовании модификации ИННМ-КВ (с компенсацией водосодержания). При этом исп-ся двухзондовая установка. В плотных пластах или пористых пластах, содержащих соленую воду, совмещают диаграммы. На таких диаграммах положит аномалиями (превышением показаний малого зонда над показаниями большого зонда) отм-ся нефтяной пласт или зона проникновения пресного р-ра. Если зона проникновения расформировалась, то т.к. литология постоянна положит приращениями опр-ся лишь нефтеносн пласты. На эту картину влияют доломитизация, сульфатизация и глинистость. Доломитизация приводит к времени жизни тепловых нейтронов n и может привести к появлению ложных аномалий. Сульфатизация приводит к уменьшению аномалий. Глинистость влияет по-разному. Если одновременно изм пористость и глинистость, то в таких случ учитывают колебания одного из параметров оказ меньшее влияние на изм декрементов затухания плотности тепловых нейтронов . Влияние же 2-го параметра учитывается путем двухмерного сопоставления с показаниями метода, зависящего от колебаий 2-го параметра.
Если глинистость оказ меньшее влияние , то
Δгл=Кгл(гл-тв), где гл – декремент затухания в глинах; тв – в твердой фазе.
Если пористость оказ меньшее влияние , то
, где - среднее значенние Кп; в – декремент затухания в воде.
Бывают случ, когда имеется залежь легкой нефти с высоким газовым фактором. Сечение поглощения нейтронов в таких пластах может быть на 15-20% меньше, чем в пресной воде. Эффективность метода при изучении перфорированных участков в процессе работы скв.
В усл-ях обводнения нефтяного пласта опресненными во дами величина декремента затухания плотности тепловых нейтронов λn может принимать одинаковые значения как для нефтеносной, так и для обводненной частей пласта. Эта неоднозначность интерпретации и служит препятствием для установления положения ВНК. Опреснение вод, обводняющих нефтяной пласт, происходит, как правило, на поздних стадиях обводнения, тогда как на фронте вытеснения закачиваемая вода обычно осолонена и имеет мин-цию, близкую к мин-ции связанной воды. Своевременно выполненные иссле д-я позволяют контролировать процесс последовательного вы теснения нефти осолоненной водой, а затем вытеснение осолоненной воды пресной. При этом обводняющаяся часть пласта по па раметру () сначала хар-ся как нефтеносная, затем как водоносная, а потом опять как нефтеносная, т.к. н и пресной воды одинаковы.
Задача сводится к тому, чтобы уловить приближение фронта наступаемых вод.
Дополнительные методы:
В обводняющихся мощных однородных пластах разные участки имеют разл степ опреснения. Наибольшее опреснение набл-ся в нижней части пласта, а под ВНК м/у промытой и нефтеносной частями может находиться зона относительно повышенной мин-ции. В неоднородных пластах, не имеющих непроницаемых экранов, эффект мин-ции под ВНК может быть обнаружен ИННМ по величине , нормализованных пористости и глинистости.
При промежуточном нефтенасыщении рекомендуется проводить повторные измерения ч/з 1-3 месяца, хар-р насыщения за это время изменится. Могут набл-ся след случ: пласт неоднородный, разделенный непроницаемой перемычкой или проницаемость резко ухудшена, тогда верхн часть пласта может не разрабатываться, зона повышенной мин-ции м/у нефтеносной и водоносной частями может отсутствовать. В этом случ применяется термометрия.
При определении ГВК в обсаж скв наиболее информативны нейтронные методы в силу резкого различия водородосодержания водоносных и газоносных коллекторов. Положение ГВК находят одним из след способов.
Рис. 21. Опр-е положения ГВК по данным НМ. Замеры: I — до расформирования, II — после расформирования зоны проникно вения фильтрата ПЖ; 1 — газ, 2 — вода.
3. По наличию приращений на кривых НГМ или ННМ-Т, зарегистри рованных в разное время зондами одной длины (методика временных замеров). Этот способ особенно эффективен в случ пластов со значи тельной зоной проникновения (больше радиуса исследования зондов НГМ или ННМ-Т). Разделение газоносной и водоносной частей пласта ос новано на явлении расформирования зоны проникновения газоносного коллектора в обсаж скв (рис. 21, в).
4. В особо сложных случ опр-е ГВК возможно по данным ИННМ-Т (время жизни тепловых нейтронов в газоносной части разреза выше, чем в водоносной).
5. Уверенно ГВК отбивается по данным акустич методов, особен но при использовании их широкополосной модификации. ГВК фиксируется амплитуды продольных волн и амплитуды поперечных волн при переходе от газоносной к водо носной части пласта.
6. ГВК опр-ся по термометрии. В перфорир скв против газоносных пластов набл-ся отрицат температурные аномалии (за счет дроссельного эффекта tо резко ). По середине перегиба в нижней части выделяется ГВК.
В обсаж и необсаж скв ГНК можно опр-ть след способами.
3) При высоких пластовых давлениях (рпл500кг/см2) опр-е ГНК осложняется, т.к. в газоносн и нефтеносн частях различие по плотности и содержанию водорода уменьшается. Определенное искажение вносит глинистости коллектора. В случ высоких рпл и повыш глинистости опр-е ГНК производится с применением спец приемов обработки рез-тов НМ.
Если набл-ся значительная дифференциация показаний в нефтеносн, газоносн и водоносн пластах, то достаточно двухмерное сопоставление без дополнительной поправки за влияние второго метода (фактора):
В более сложных случ требуется сравнение рез-тов до и после расформирования зоны проникновения (методика временных замеров).
4) По данным термометрии. Газоносн часть пласта выделяется отрицат аномалией температуры.
5)По данным акустич методов. На кривых широкополосного акустического метода газоносн часть пласта хар-ся большим коэф-том затухания продольной волны и меньшим поперечной волны по ср с нефтеносной частью.
6) Строят распределение In в нефтеносных и газоносных частях
N – частость; I*n - критическое значение In.
Установление положения ГНК или ГВК в неоднородных (по пористости и глинистости) коллекторах часто представляет собой трудную задачу. В этом случ дает эффект комплексирование данных нейтронных методов и ГМ. Более простым и надежным способом установления местоположения ГНК или ГВК в неоднородных коллекторах явл-ся использование корреляционных связей м/у показаниями нейтронных методов и ГМ, установленных для каждой скв по нескольким интерва лам заведомо нефте- и газонасыщенных коллекторов.
В общем случ связь м/у показаниями НГМ и ГМ описывается ур-ем
In=аI+b+2I, (1)
где а и b — коэф-ты, зависящие от скваж усл регистра ции диаграмм; In, I - показания НГМ и ГМ; I=±(I+In) - средняя квадратичная погрешность из мерений показаний радиоактивных методов.
Разность показаний In= InГП - InНП НГМ против газоносных и нефтеносных пластов должна превышать погреш ность измерений In, т.е. InIn. Для изучаемого пласта-коллек тора по ур-ю (1) рассчитывают предельное значение InНП.КР в случ его нефтенасыщения или водонасыщения и сравнивают с замерен ным значением In против этого пласта. Если зарегистрированное значе ние In InНП.КР, то пласт считается газонасыщенным. По глуби не подошвы первого газоносного пласта в разрезе залежи устанавливают положение ГНК или ГВК.
Имеется способ графического сопоставления I и In по отдельным скважинм с целью опр-я положения ГНК и ГВК.
Если нефть вытесняется пластовой водой или закачиваемой водой с мин-цией, близкой к пластовой, kнт опр-ся по тем же методикам, что и коэф-т начальной нефтенас-ти:
Рн=н.п/в.п=ан/kвn=f(kнт) (1),
где ан – постоянная; kв – коэф-т водонасыщения; n – показатель степени, близкий к 2. Ф-лу (1) нужно исп-ть, когда получены значения текущего kв.
Для опр-я сопр-я водонасыщенной породы исп-ся формула: Рп=в.п/в=ап/kпm (2),
где m – структурный показатель, примерно равный 2.
Если нефть вытесняется из пласта опресненными водами, то возникают сложности в опр-нии мин-ции (и соответственно ) вод:
Pн=н.п.об/в.п.об=f(kнт); Р*п=в.п.об./см=ап/kпm , где н.п.об - обводнившихся нефтенасыщ пластов; в.п.об - обводнившихся водонасыщ пластов; см - смеси пластовой воды и воды,которой производится обводнение.
в.п.об= Р*псм, где Р*п – параметр пористости, установленный при мин-ции смеси Ссм, соответствующей данной стадии обводнения пласта. Исп-ся палетки (графики) Р*п=f(kп), построенные по известным значениям см, kп и глинистости. см может быть определено двумя способами:
1) Способ определения ρсм по М.Х. Хуснулину основан на использовании методики В.Н. Дахнова, предназначенной для опр-я уд эл сопр-й пластовых вод по двум кривым UПС, зарегистрированным с глинистыми р-рами, уд сопр-я фильтратов к-ых ρф1 и ρф2 разл-ся не менее чем в 5 раз.
ρсм находят в рез-те решения системы двух ур-ний :
UПС1=-kПСlg(ф1/см), UПС2=-kПСlg(ф2/см),
где UПС1, UПС2 - зарегестрированные разности потенциалов против обводненного пласта соответственно при известных эл сопр-ях промывочных жидкостей ρф1 и ρф2, kПС — коэф -ты аномалии ПС.
Предлагается также графическое решение этих ур-ний.
2) по способу Кузнецова-Леонтьева. Способ основан на нахождении величины ρсм по данным метода ПС горных пород при усл отсутствия или незначительного влияния потенциалов фильтрации. Для этого необходимо знать величины диффузионно-адсорбционных активностей г.п. Ада.п и вмещающих глин Ада.гл.. Ада.гл глин может быть установлена по рез-там лабораторных исслед-й. Т.к. Ада.п меняется в завис-ти от глинистости и др факторов, то значение Ада.п опр-ют по восстановленной величине амплитуды потенциалов ПС против рассматриваемого пласта UвПсоб по ф-ле
Ада.п=Ада.гл+UвПсоб/lg(ф/в), где в, ф – уд эл сопр-я соответственно пластовой воды и фильтрата промывочной жидкости.
При этом первоначальную амплитуду потенциалов ПС можно восстановить по статистич завис-тям αПС=f(Iγ), картам изолиний αПС или по αПС этого же пла ста в соседних необводнившихся скв по ф-ле UвПсоб=ПСUПСоп, где ПС – относительная амплитуда потенциалов ПС против интерпретируемого пласта в случ отсутствия его обводнения; ΔUПСоп – значения потенциалов ПС поляризации против опорного пласта.
Эл сопр-е смеси пластовой воды с нагнетаемой расчитывается по ф-ле
lgρсм=[UПСоб+(Ада.гл-Ада.п)lgρф-Ада.пlgρв]/[Ада.гл-2Ада.п], где ΔUПСоб – величина амплитуды ПС против обводненного пласта относительно условной линии глин. В случ обводнения неоднородного пласта он расчленяется на отдельные, более однородные, прослои. Величины ρсм против прослоя i в этом случ рассчитываются по ф-ле
lgρсм.i=[UПсоб.(i-1)-i+(Ада.гл.(i-1)-Ада.п.i)lgρф-Ада.п.ilgρв]/[Ада.п.i-2Ада.п.i].
Г.А. Закусило разработана методика опр-я коэф-та те кущей нефтенасыщ-ти по данным термометрии. В основу мето дики положена эмпирическая связь коэф-та kнт с параметром подвижности флюида Пфл
Пфл=(kпрh/μ)i=n/(kпрh/μ)i=1=kпрн+μkпрв,
где kпр — проницаемость пласта; kпрн, kпрв — относительные фазовые проницаемости коллектора для нефти и воды соответственно; h — ра ботающая мощность пласта; μ — вязкость жидкости в пластовых усло виях; μ0 = μн/μв - отношение вязкостей нефти μн и воды μв в пласто вых условиях; i =1,2,3,...— индекс исследования.
По данным кривой восстановления температуры находят параметр гидропроводности пласта:
kпрh/μ=0,336·(QЄt/it)
где it - тангенс угла наклона участка КВТ; Єt - коэффициент Джоуля-Томсона для нефти исследуемого пласта; Q — дебит сква до ее оста новки.
Кривые восстановления температуры в разные стадии разработки м-ния регистрируются в кровле исследуемого перфорир пласта. Зарегистрированный в работающей скважине продуктив ный пласт выявляется по термограмме.
Газонасыщенность в нефтеносном коллекторе можно оценить при соблюдении следующих условий: а) пористость пластов должна быть 15 % и меняться в пределах изучаемого разреза в небольшом диапазоне за счет глинистости при по стоянстве скелетной пористости; б) наличие не менее 2 опорных пла стов — полностью нефтеносного и газоносного с известной газонасыщ-тью; в) сравнительно низкие пластовые давления — до 30—35 МПа; г) изм-е эксцентриситета колонны в интервале исслед-я долж но быть невелико и вносить лишь незначительные искажения в данные нейтронных методов.
Для оценки коэф-та газонасыщ-ти исп-ют эталонную завис-сть (рис. 48) , построенную по показаниям НГМ или ННМ-Т в разностных относительных единицах q и по коэф-там газонасы щ-сти kг при пластовом давлении в опорных пластах рпл.оп.
Рис. 48. Завис-ть относительной едини цы, определенней по данным НГМ от коэф-та газонасы щ-ти для песчано-глииистых коллек торов (kп>15 %, р=10 МПа).
Относительная единица q рассчитывается по ур-ю
q=(Inп-Inнп)/( Inгп-Inнп),
где Inп, Inгп, Inнп — показания нейтронных методов соответственно против исследуемого пласта, опорных газоносного и нефтеносного пла стов. Литологич состав и скелетная пористость опорных и исследуе мых пластов должны быть одинаковыми.
Если различие пластовых давлений опорных рпл.оп и исследуемых рпл.ис пластов составляет 2 МПа, то определяемые по завис-ти q=f(kг) коэф-ты газонасыщ-ти kгр.пл.оп приводятся к пластовым давлениям иузучаемых пластов, т.е. истинное значение kг.ист рассчитывается по ф-ле
kг.ист=kгр.пл.оп(623-рпл.ис)/(623-рпл.оп)
Практически в продуктивном разрезе пористость пластов имеет многомодальное распределение. В этом случае целесообразно разбивать все продуктивные пласты на конечное число групп и для каждой из них оценивать экспериментальные значения λnгп газоносного и λnнп нефте носного пласта по данным ИННМ. Тогда газонасыщ-ть исследуемо го пласта можно рассчитать по ф-ле
q=(λnи-λnнпоп)/(λnнпоп-λnгпоп)=kги/kгоп, где λnи, λnнпоп, λnгпоп — декременты затухания плотности тепловых нейтронов исследуемого, опорных нефтеносного и газоносного пла стов; kгоп — газонасыщ-ть опорного газоносного пласта, установ ленная по БЭЗ.
При отсутствии опорных газоносных пластов в нефтегазовой залежи, значение λnгпоп можно найти расчетным путем. Зная параметры λnнп оп опорного пласта в нефтегазовой залежи и приняв остальные зна чения (kв, kн, kг) одинаковыми для всего изучаемого интервала, можно записать
λnгпоп=λnнпоп–kпkг(λnн-λnг), где λnн , λnг — декременты затухания плотности тепловых нейтронов в нефти и газе.
Определив величину начальной нефтегазонасыщ-ти пластов по БЭЗ, коэф-т газонасыщ-ти по ф-ле
kг=[kп(nв-nск)-(’nп-nск)]/[kп(nв-nн)], где λ’пп=λпп-kгл(λпгл-λпск), исправленная за глинистость величи на декремента затухания породы-коллектора, рассчиты вают коэф-т начальной нефтенасыщ-ти kн=kнг-kг..
Если ч/з продуктивные пласты прошло воды не менее четырех объемов их порового пр-ва, то коэф-т текущей нефтенасыщ-ти равняется коэф-ту остаточной (kнт=kно).
Наиболее достоверные сведения о kно получают по рез-там электрометрич исслед-й скв, пробуренных в выработанных участках залежи, в к-рых вытеснение нефти происходит пластовой или нагнетаемой водой, по мин-ции, близкой к пластовой. При определении kно пользуются завис-тями Рн=ρнт.об/ρвп=f(kв), построенными для конкретных продуктивных отложений по текущим водонасыщ-тям. Значение уд эл сопр-я пласта при 100%-ной насыщ-ти порового пр-ва смесью пластовой воды с нагнетаемой ρнп.об получают в рез-те интерпретации данных электрометрии, ρвп определяется расчетным путем (ρвп=РпПпρв).
В случ вытеснения нефти пресной нагнетаемой водой kно опр-ся по данным КС и ПС или диэлектрического метода.
1) При использовании данных экранированных микрозондов kно опр-ют по параметру Рн=ρпп.нпρвфРпПп, где ρпп.нп — показания экранированного потенциал-микрозонда в нефте носной части пласта; ρв.ф — уд эл сопр-е сме си фильтрата промывочной жидкости и невытесненной пластовой воды; Рп — относительное сопр-е пласта; Пп— параметр поверхностной проводимости.
Если в разрезе скв имеется соседний водоносный пласт, коллекторские с-ва которого близки с-вам изучаемого пласта, или пласт вскрыт скважиной в зоне ВНК, то параметр Рно рассчитыва ют по ф-ле Рно=ρпп.нп/ρпп.вп, где ρпп.вп - показания экранированного потенциал-микрозонда в водоносной части пласта. Предъявляются жесткие требования к глубине промытой зоны (более 10 см), требовани к толщине глинистой корки несущественны.
2) Способ оценки коэф-та остаточной нефтенасыщ-ти по данным микрозондирова ния. Суть этого способа состоит в том, что вычисляется параметр насыщения р'н = ρк.нп/ρк.вп (где ρк.нп, ρк.вп - показания микропо тенциал-зонда в нефтеносной и водоносной частях пласта) с последующим опр-ем kно по завис-тям Рн = f(kвт) с учетом мин-ции фильтрата промывочной жидкости.
Поскольку радиус исслед-я микропотенциал-зонда составляет 5-7 см, то данный способ оценки kно эффективен при Dзп/dc ≥ 2 и при водит к большим погрешностям в случае неодинаковой толщины глин корки против нефтеносной и водоносной частей пласта или при hгк>1,5÷2 см.
3) Способ оценки kно по комплексу исслед-й методами электрометрии прискважинной зоны про дуктивного пласта, содержащей остаточную нефть, и после ее удаления из зоны поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Исслед-я осущ-ют в след порядке: 1) проводят 1-ый замер уд эл сопр-я ρзп.но при остаточной нефтенасыщ-ти в зоне проникновения; 2) закачивают водные растворы ПАВ с мин-цией, близкой к мин-ции пластовой воды, в рез-те чего происходит от теснение нефти из прискважинной зоны пласта под воздействием хими ч заводнения; 3) продолжают закачивание пластовой воды, что приводит к удалению ПАВ и восстановлению водонасыщения этой зоны (kв≈100 %); 4) проводят 2-ой замер уд эл со пр-я зоны проникновения ρзп уже при 100%-ном ее водонасыщении.В этом случ kно оценивается по ф-ле
kно=1-(ρзпно/ρвп)1/n,
где n — показатель степени в эмпирической связи вида Рн = k-nв.
В данном способе рекомендуется использовать для нахождения удельных сопротивлений прискважинной зоны методы электрометрии с большим радиусом исследования.
1) Методика опр-я коэффициентов kнт и kно по дан ным ИННМ основана на использовании величины декремента затухания породы λnп, связанной с коллекторскими свойствами и нефтенасыщ-тью пород и описываемой выражением
λп=λск(1-kп)+ kп[λв+kн(λн-λв)]+kгл(λгл- λск) (1)
где λск, λв, λн, λгл - декременты затухания соответственно для скелета породы с нулевой глинистостью; воды, насыщающей пласт; нефти в пластовых условиях; глинистого материала.
Данные ИННМ позволяют оценить коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ-ти при соблюдении след усл-й: вытесне ние нефти из пласта осущ-ся водой мин-ции 200-250 г/л при kп = 10÷15% или Св≥100÷150 г/л при kп>15÷20%. В неглини стых высокопористых коллекторах возможно оценивать kн и при мин-циях 30÷100 г/л. Коэф-ты текущей и остат нефтена сыщ-ти рассчитываются по ф-ле
kн=[kп(в-ск)- (’п-ск)]/[ kп(в-н)],
где λ’пп=λпп-kгл(λпгл-λпск), исправленная за глинистость величи на декремента затухания породы-коллектора. Величины λnск и λnгл рассчитывают по рез-там хим анализа керна. Значения λnв и λnн оцениваются по измер-ям ИННМ в неглини стых опорных пластах с известными kп, kн и λnск с использованием ф-лы (1), а также расчетным путем по данным хим анализов воды и нефти. Коэф-ты пористости и глинистости опр-ют по данным ГИС или керновых анализов.
2) При графическом способе определения kнт и kно исп-ся опорные водоносные и нефтеносные пласты с известными величинами kн и kп. На плоскость λn=f(kп) наносят точки для водонос ных и нефтеносных неглинистых пластов и строят линии регрессии λnквп=f(kп) и λnкнп=f(kп). В случ глинистых пластов в λnкп вводится поправка за влияние kгл. Для построения семейства линий kн расстояния м/у граничными линиями делят на число частей, кратных шагу изменения kн. Величина kн=100 % соответствует фиктивному коэф-ту нефтенасыщ-ти, получившейся за счет воды с эквивалентной мин-цией Св<5 г/л по NаСl.
Рис.1. Интервалы: 1- нефтенасыщенные, 3 – частично обводненные, 2 – водоносные и выработанные. Шифр кривых – kн,%.
При обводнении пласта пресными нагнетаемыми водами в пласт за качивается вода высокой мин-ции с λnвм, а затем пресная вода с λnвпр=λн (по хлоросодержанию) и в обоих случ по данным ИННМ устанавливаются декременты затухания пласта с минерализ водой kn.пм и с пресной λnп.пр.
Коэф-т kно рассчитывают по ф-ле
kно=(kп(λnв-λпск)- (λ’nп-λпск))/( kп(λnв-λпн)) , причем λnск, λnп и λnв находят из соотношений λnск = (λnппр - λnвпрkп)/(1- kп), λ’nп = λnпн и λnв= λnвм.
3) Повысить точность изучения по данным ИННМ позволяет способ Хуснуллина. Он закл-ся в том, что в перфорированный пласт закачивается (-3) водных р-ра с заранее известными нейтронными св-вами. После каждой закачки измеряется породы и составляют систему ур-ний:
п’=ск(1-kп)+в’(1-kн)kп+нkнkп,
п’’=ск(1-kп)+в’’(1-kн)kп+нkнkп.
kп находят по геофиз данным или по анализу керна.
Затем находят н (нефти). Если пласт водоносный, то
п=ск(1- kп)- вkп.
Коэф-т вытеснения нефти текущий kвыт.т=(kн-kн.т)/kн, конечный kвыт.кон=(kн-kн.о)/kн.
Для оценки коэф-тов текущей и остат газонасыщ-ти исп-ют данные временных замеров нейтронными методами (НГМ, ННМ-Т, ИННМ и ИНГМ). По рез-там этих замеров опр-ют текущие зна чения коэф-та газонасыщ-ти kгт и анализируют динамику их изм-я во времени относительно коэф-та начальной газонасыщ-ти kг, установленного по данным комплекса ГИС на момент вскрытия пласта.
Получаемые низкие значения kг, изменяющиеся в пределах ошибки измерения (±5 %), могут считаться значением коэф-та остат газонасыщ-ти kго.
Для оценки kг повторные диаграммы нейтронных методов сопостав ляют по коэф-там дифференциации против опорных пластов и стандартизуют в единых масштабах диаграммы 1-го и повторного замеров. По рез-там повторных замеров, исправленных за изм-е пластового давления по ср с первоначальным, выделяют пла сты с изменившейся газонасыщ-тью и опр-ют kгт.
Обработка повторных замеров выполняется в след последо вательности.
1. Устанавливается тождественность повторных замеров первому по коэф-там дифференциации этих замеров (D1/D2 = 1±0,1) про тив пластов. Стандартизация повторных замеров закл-ся в уста новлении единого масштаба 1-го замера и обл-ти разброса, обуслов ленной влиянием помех. Для этого опр-ют коэф-ты а, b зави с-ти In,i=1=aIn, i=n +b±c,
где In, i=1 , In, i=n - регистрируемые интенсивности нейтронных методов против одних и тех же опорных пластов (плотные пласты, глины, распо ложенные ниже ГВК) при первом и повторном замерах; с - уклонение, обусловленное влиянием помех и определяющее обл-ть разброса σс (среднеквадратич отклонение).
2. Показания повторных замеров против исследуемых пластов In, i=n приводятся к масштабу регистрации кривой первого замера по соотношению In, i=n, пр = aIn, i=n +b.
3. В случ значительного изм-я пластового давления на момент повторных измерений в показания In, i=n, пр вводят поправки за разли чие давлений, приводящие показания повторных замеров к усл-ям пластового давления первого замера.
Введение поправки осущ-ся след обр: а) по рез-там 1-го замера In, i=1 по связи Δ In =f(kг) опр-ют коэф-т начальной газонасыщ-ти kгн при начальном пла стовом давлении рн; q=(Inпi=1-Inнп)/(Inгп-Inнп), Inп – показания обрабатываемого пласта; Inгп и Inнп - показания против опорных пластов: нефтенасыщенного и газонас; б) значение kгн приводится к фиктивным значениям kгф для текущих пластовых давлений рт на момент повторных замеров по ф-ле kгф=kгн(623-рТ)/(623-рн); в) для фиктивного значения начальной газонасыщ-ти нахо дят двойной разностный параметр qг нейтронных методов по ф-ле qгф=-0,771g(1-kгф); г) рассчитывается абсолютное значение фиктивного показания Inф ней тронных методов для kгф для случаев текущих пластовых давлений по вторных замеров по завис-ти
Inф=qгфInгср+Inвср(1-qгф), где Inгср, Inвср - средние показания нейтронных методов для пластов с max газонасыщ-тью (kг≈95%) и водоносных (kв=100%, kг=0);д)опр-ся поправочный коэф-т k=Iп,i=1/Inф; е) показания нейтронных методов повторных замеров Iп,i=n.пр приводятся к пластовому давлению первого замера.
При опр-нии коэф-тов текущей kгт или остат kго га зонасыщ-сти по данным ИННМ петрофиз основу составляет величина декремента затухания тепловых нейтронов λnгп газоносного пласта, зависящая от его коллекторских св-в и газонасыщ-ти. Коэф-ты kгт и kго рассчитывают по ф-ле
kгт=(kп(λnв-λпск)- (λ’nп-λпск))/( kп(λnв-λпгт)), где пп’=пп –kгл(пгл-пск); λnгт - де кремент затухания тепловых нейтронов в газе при пластовых условиях. Значение λnгт находится рас четным путем по известному составу газов или по эмпирич дан ным. kг.о нах-ся по данным НМ в заводненной части пласта близ ГНК. Если ГВК неизвестен, то можно считать, что близкие неизменные во времени значения kг.т., полученные при повторных измерениях, и будут соответствовать kг.о.
Степень извлечения нефти из пласта опр-ся коэф-том нефтеотдачи. Различают коэф-ты текущей ηнт и конечной нефте отдачи ηн.кон. Коэф-т текущей нефтеотдачи равен отношению добытой нефти Qн на данный момент времени к геологическим ее запасам Qн зап, т.е. ηнт=Qн/Qнзап. Коэф-т конечной нефтеотдачи равен отношению извлеченной нефти на конец разработки м-ния Qн.изв к Qн.зап, т.е. ηн.кон=Qн.изв/Qн.зап. Выделяют еще коэф-т текущей нефтеотдачи заводненной части пласта ηн.зав, равный отношению добытой нефти Qн.зав из заводненной части пласта за определенный период времени к геол запасам нефти Qн.зап.зав этой части залежи, т.е. ηн.зав=Qн.зав/Qн.зап.зав.
В период заводнения отдельных участков залежи коэф-т неф теотдачи опр-ют по ф-ле ηн.зав=kохв.зав/kн.выт, где kохв.зав – коэф-т охвата заводнением по мощности пласта, равный отношению мощности заводненного пласта к его первоначальной нефтенасыщенной мощности; kн.выт — коэф-т вытеснения нефти водой, газом и др агентами.
Если опр-ся величина текущей нефтеотдачи, то рассчитыва ется коэф-т текущего вытеснения kн.выт.т =(kн-kнт)/kн.
Если находится величина конечной нефтеотдачи, то коэф-т конеч ного вытеснения kн.выт.кон =(kн-kно)/kн.
Величина начальной нефтенасыщ-ти пласта опр-ся по данным прямых или косвенных оценок остаточной водонасыщ-ти kво на образцах керна (при этом kн=1—kво) или по рез-там г ф исслед-й пласта в незатронутой заводнением его части, либо соседних скв, пробуренных до начала разработки м-ния. Коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ-ти устанавливают по данным гф исслед-й обводненных продуктивных пластов или лабораторных исслед-й образцов керна.
Данные для вычисления коэф-та kохв можно получить только по материалам ГИС. Мощность заводненной части продуктивного пласта оценивают по рез-там исслед-я методами электрометрии, ра диометрии и акустическими.
Коэф-т вытеснения kнвыт может быть определен и непосред ственно по параметрам влажности Рω неизмененной части пласта и про мытой его зоны. Для неиз мененной части пласта Рω=ρп/ρвПп, для промытой зоны Рωпп = ρпп/ρфПпп. По соответствующим завис-тям Рω=f(ωп) находят значения объемной влажности этих зон: ωп = kпkв и ωпп = kпkвпп. По полученным значениям ωп и ωпп рассчитывают
kнвыт = (ωпп - ωп ) / kпkн = (ωпп - ωп / ( kп - ωп ).
При модели ровании процессов вытеснения нефти в лабораторных усл образцы насыщаются нефтью, состоящей из сырой нефти продук тивного пласта, разбавленной керосином. Для вытеснения такой мо дельной нефти следует брать воду, которой вытесняется нефть при заводнении залежи.
С помощью завис-тей kн.выт.кон=f(kп) и kн.выт.кон=f(kпр ), установленных экспериментально, можно оценивать средние значения коэф-тов нефтеотдачи пластов.
Опр-е коэф-та вытеснения kн.выт.кон по керну, ото бранному из продуктивных пластов во время бурения скважин с ис пользованием обычной, промывочной жидкости, осущ-ся по ф-ле
kн.выт.кон=(1-kв-b kно. керн)kн.выт.г/(1-kв), где kв — коэф-т начальной водонасыщ-ти ; kно керн – коэф-т остат нефтенасыщ-ти, найденный по керну; b - объемный коэф-т пластовой нефти; kн.выт.г —коэф-т доба вочного вытеснения нефти за счет ее разгазирования при снижении пла стового давления до атмосферного.
Степень извлечения газа из пласта опр-ся коэф-том газоотдачи. Различают коэф-ты текущей и конечной газоотдачи. Коэф-т текущей газоотдачи ра вен отношению добытого газа Qг на данный момент времени к геологи ческим его запасам Qг..зап, т.е. ηгт=Qг /Qг..зап). Коэф-т конечной газоотдачи равен отношению извлеченного газа на конец разработки м-ния (Qг.изв к Qг.зап, т.е. ηг.кон=Qг.изв/Qг.зап). При знании коэф-та текущего газонаыщ-я коэф-т ηгт рассчитывают по ф-ле
ηгт=(kг-kгт)/kг,
где kг — коэффициент начальной газонасыщ-ти.
В случ оценки k'гт, без учета разницы начальных рн и текущих рт пластовых давлений в коллекторе коэф-т текущей газоотдачи опр-ся по ф-ле, к-рая учитывает эту разницу давлений, ηгт =1–(k’гт рн)/(kг рт).
Аналогично рассчитываются и коэф-ты конечной газоотдачи пла стов:
ηг.кон=(kг -kго)/kг или ηгкон=1-(k’го рн)/(kгрк),
где рк — конечное пластовое давление.
Коэф-ты текущей и конечной газоотдачи зависят от геол, технич и экономич факторов и величина их изм- ся в диапазоне 50-95%.
В нефтегазовых залежах в приконтактной зоне ГНК в завис-ти от соотношения пластовых давлений в газоносной и нефтеносной ее частях может происходить вытеснение нефти газом или газа нефтью, вблизи ВНК нефть вытесняется водой. В этих случ коэф-ты вы теснения нефти и газа из продуктивных пластов рассчитывают по след ф-лам:
а) коэф-т вытеснения нефти водой — по ф-ле kн.выт.т.в=(kн-kнт)/kн;
б) коэф-т вытеснения нефти газом - kнвытг =[kн–(kн –kгт)]/kн =kгт/kн;
в) коэф-т вытеснения газа нефтью — по ф-ле ηгт=(kг- kгт)/ kг.
Контроль за динамикой вытеснения нефти газом и газа нефтью производится по данным нейтронных методов. В процессе разработки газонефтяных залежей положение ГНК во времени изм-ся (опуска ется или поднимается) в завис-ти от объемов отбора нефти и газа. Изучение зоны перемещения ГНК нейтронными методами позволяет оце нить коэф-ты текущей и остат нефте- и газонасыщ-ти и опр-ть коэф-ты вытеснения нефти газом и газа нефтью.
При опускании ГНК происходит вытеснение нефти газом и обеспе чивается высокая степень вытеснения нефти на первых метрах переме щения газонефтяного контакта (kнвытг = 70-85%) в песчаном высо копористом коллекторе. При подъеме ГНК газ вы тесняется нефтью, остат газонасыщ-ть составляет единицы и первые десятки %-ов и коэф-т вытеснения газа достигает 90%.
По конструкции расходомеры и дебитомеры одинаковы. Диаметр расходомера диаметра дебитомера. Запись может быть непрерывной и точечной. По данным точечных измерений строят интегральную диаграмму, к-рая представляет завис-ть показаний от глубины и дифференциальную диаграмму, к-рая показывает изм-е удельного расхода (дебита) по глубине для каждого пласта. Интервалы, к-рые отдают и принимают флюид отмечаются увеличением числа импульсов.
Интервалы притока и приемистости флюидов в стволе скв устанавливают по комплексу гф методов: расходометрии, термометрии, радиометрии. На основании этих данных получают профили притока и приемистости.
Профилем притока или приемистости наз график завис-ти кол-ва Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины z ее залегания:
где hп и hк – соответственно глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скв; qz – удельный дебит (расход).
Профиль расхода жидкости при движении ее вверх по стволу сква жины наз профилем притока, при движении ее вниз - профилем приемистости. Кривые нарастающего значения расхода описываются вы ражением вида
Дифференцирование этих кривых по z дает кривые расхода отдельных участков скв qz = ΔQz/Δz.
Изм-я во времени конфигурации профилей притока или погло щения указывают обычно на то, что произошло изм-е соотношений пластовых давлений и, следовательно, в соотношений потоков из раз личных пластов, а также на перераспределение потоков вследствие об воднения или проведения геолого-технич мероприятий.
Интегральные про фили расхода часто получаются искаженными и требуют корректировки. Дифференциальный профиль строится на основе откорректирован ной интегральной профилеграммы по расчетным значениям уд дебита (расхода) qi с помощью ф-лы
qi = (Qimax - Qimin)/Δl
Qimax и Qimin - соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам lверх и lни, Δl = lниж - lверх величина выбранного интервала.
По этому профилю опр-ся расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 49).
Рис. 49. Пример построения профилей притока.1 — точечные замеры, 2 — интервал перфорации.
Интервал l1 – l2 разбивают на участки Δl по интегральной кри вой профиля. На глубине l’ расход жидкости составляет Q’ при содержа нии воды С’в, определенном по влагограмме. Кол-во воды, посту пающей из этого участка, Qв=qв(l’ – l1)=Q’C’в/100,
нефти – Qн=Q’–Qв(l’– l1)
На дифференциальной дебитограмме на участке l’ – l1 в масштабе откладывают кол-во воды.
На участке l' - l" общий дебит на глубине l" составляет Q" при со держании воды C"в. Аналогично опр-ют раздельное содержание воды и нефти в общем потоке на глубине
Qв(l’ – l’’) = Q" C"в/100; Q"н= Q" - Q"в.
Для участка l' - l" определяют кол-во воды и нефти след обр:
Qв(l’ – l’’) = Qв" - Qв(l’ – l1)
Qн(l’ – l’’) = Qн" – Qн(l’ – l1)
Таким способом опр-ют по отдельности расходы нефти и воды по всем участкам продуктивной толщи и на дифференциальный профиль наносят данные по нефти и воде.
В скв помещается спираль, нагретая постоянным стабилизированным током до tо tо окружающей среды (пород). Эта спираль (термосопротивление) явл-ся датчиком расходомера (дебитомера). Поток Ж или Г охлаждает спираль и тем самым изм-ся сопр-е этого плеча. Фиксируя изм-е сопр-я термодатчика, получают кривую термокондуктивной дебитометрии (расходометрии).
Преимущества приборов: обладают более высокой чувствительностью, чем механич дебитомеры (расходомеры); не вносят гидродинамич сопротивления в поток; имеют высокую проходимость в скв из-за отсутствия пакеров; не подвержены влиянию загрязняющих механич примесей; весьма надежны в работе.
Недостатки: показания зависят от состава смеси, поэтому рез-ты термоконд-ой дебитометрии пригодны для кол-венной интерпретации только при однофазном потоке (Г или Н).
Переход от разности температур ΔТ к расходу Q осущ-ся с помощью эталонной кривой ΔТ=f(Q), получаемой при градуировке неподвижной и подвижной кривой.
Рис. 52. Выделение работающих ин тервалов в обсаж скв по кривой термокондуктивного расхо домера. Участки пласта: 1 – работающие, 2 – неработающие, 3 – профиль притока флюида, 4 – вода, 5 – нефть.
В случ однофазного потока на кривой термоконд-го расхо домера нижняя граница интервала притока или приемистости флюида отмечается переходом от max значения ΔТ к меньшему, а верхняя — min ΔТ (рис. 52).
На термокондуктивной расходограмме наблюдается ряд хар- ных интервалов:
1) участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями ΔТэк, соответствующими суммарному дебиту (расходу) скважины;
2) участок эксплуатационной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти ΔТон и в воде ΔТов,в остановленной скв четко отм-ся раздел нефть—вода по резкому возрастанию приращений ΔТ при пересечении прибором контакта воды с нефтью;
3) участок установившегося потока в интервале работающих пла стов с показаниями ΔТу;
4) участок в лифтовой колонне, отмечающийся снижением показа ний ΔТлк за счет возрастания линейной скорости движения флюида.
При двухфазном потоке интерпретация терморасходограммы ус ложняется. В этом случ выделено 4 основных типа терморасходо-грамм при различных соотношениях величин расходов воды и нефти. Анализ профилей на каком-то этапе исслед-я сводится к их сопоставлению с ранее полученными профилями в этой скв и с профилями соседних добывающих и нагнетат скв.
При анализе повторных профилей расхода в ряде случаев можно выявить интервалы обводнения пласта. Динамика производительности обводняющегося пласта такова, что на начальной стадии обводнения приток снижается из-за уменьшения относительной проницаемости при двухфазном течении жидкостей, а затем возрастает. Если вязкость воды меньше вязкости нефти, то при неизменной депрессии приток из обводнившегося интервала становится выше, чем до обводнения.
Под работающей мощностью пласта понимается часть эффективной мощности пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), в пределах к-рой происходит движение флюидов (нефти, воды, газа) при разра ботке залежи. Величина работающей мощности пласта опр-ся по данным ин тегральных и дифференциальных профилей расхода флюидов.
В газовых работающих скв для выделения работающих мощностей эффективным явл-ся метод термометрии. При расширении газа во воремя поступления в скв, происходит его охлаждение, и набл-ся эффект Джоуля-Томсона (дроссельный): ΔТ=-εΔр, где Δр – депрессия на пласт; ε – коэф-т, к-рый изм-ся от 0,15 до 0,4 оС(кгс/см2).
1 – линия неискаженной температуры; 2 - в процессе работы скв; 3 – в остановленной скв; 4 – линия температуры охлажденного газа, поступающего из пластов.
В работающей скв в самом нижнем интервале возникает температурная аномалия. По мере продвижения газа вверх он нагревается и смешивается с охлажденным газом. Т.о. аномалия не достигает той величины, к-рая должна быть.
В нагнентат скв Ж нагнетается сверху вниз и нагревается, поэтому t повышается. Но tо нагнетаемой Ж всетаки отличается от tо пластовой Ж. Часть пласта, в которую поступает Ж охлаждается, а в пласте сохраняется участок постоянной tо. В остановленной скв возникает температурная аномалия.
Для отдающих пластов дебиты подчиняются след соотношению:
где k – номер пласта; Тп.k – температура подошвы пласта; Ткр.k – температура кровли пласта.
Производительность скважины опр-ся коэф- том продуктивности , представляющим собой отношение дебита Q к перепаду р давлений в пласте рпл и на забое рзаб скважины. Он зависит от проницаемости пласта kпр, его эффективной мощности hэф, вязкости фильтрующегося в скважину флюида , радиуса сква жины rс и условного радиуса контура питания Rк, т.е.
(1)
где р=рпл-рзаб.
В случ установившейся фильтрации однофазной жидкости величи на зависит только от забойного давления при фильтрации газа или жидкости и газа.
Коэф-т продуктивности хар-ет эксплуатационные по казатели пластов и опр-ет, какое кол-во флюида может быть добыто из скв при снижении давления на забое на 0,1 МПа.
Для нагнетат скв величина поглощения флюида пластом опр-ся коэф-том приемистости, равным отношению расхода флюида к перепаду давления.
Коэф-т продуктивности может быть получен графическим путем как тангенс угла наклона прямой (индикаторной линии) завис-ти расхода от перепада давления к оси абсцисс.
В фонтанирующих скв величину опр-ют методом уста новившихся отборов, при к-ром в определенной последовательности меняют штуцер скважины и замеряют значения дебита и забойного дав ления. Затем строят кривую завис-ти изм-я дебита от де прессии.
Для ее построения необходимы исслед-я не менее чем на трех установившихся режимах эксплуатации скважины. Установившим ся режимом считается такой, когда три последовательных замера забой ного давления и дебита разл-ся на величину, не превышающую точность их измерения. Пластовое давление опр-ся непосредственно в закрытой скв с помощью манометра после истечения определ времени, достаточного для выравнивания давления в пласте и скв.
На практике получаемые коэф-ты продуктивности неред ко отличаются от рассчитанных теоретически по ряду причин (анизотро пия пластов, проявление неньютоновских свойств жидкости, обводнен ность пластов, засоренность призабойной зоны скважин глинистым и цементным растворами и др.).
Занижение фактических коэф-тов свидетельствует о нека чественном вскрытии пласта или неправильном режиме его эксплуата ции. Занижение значений может быть связано также с недостаточной депрессией или репрессией на пласт в случае пород с низкими коллектор скими свойствами. Завышение коэф-тов указывает на наличие в пласте участ ков с аномально высокой проницаемостью, н-р, трещиноватых и слабосцемёнтированных зон. Завышение величин может быть обусловлено также обводнением пласта, работой части пла ста, не вскрытой перфорацией, за счет вертикального перемещения флюида.
Поскольку обводнение пласта связано с ростом пластового давления, а вязкость воды меньше вязкости нефти, то в соответствии с ф-лой (1) при неизменной депрессии дебит обводнившегося интервала растет и отмечается коэфф-та продуктивности, при этом коэфф-т интервалов, отдающих нефть, . Обводнение притока пласта за счет затрубной циркуляции жидкости приводит к дебита у границы пласта со стороны перетока и суммарного коэфф-та продуктивности, в то же время коэф-т , рассчитанный для нефти, изм-ся незначительно.
Пластовое давление — это давление флюидов против середины перфорир интервала в длительно простаивающих скв и в скв действующих, но остановленных на период стабилизации за бойного давления. Оно опр-ся: 1) путем прямых измерений глубинными манометрами; 2) путем пересчета с помощью формул по вели чине устьевого статического давления; 3) по глубине статического уров ня; 4) по величине дроссельной тепловой аномалии работающих пластов с применением ф-лы Т=t(pпл-рз), где pпл и рз – пластовое и забойное давления; t – интегральный коэф-т Джоуля-Томсона. Значения t составляют для воды 0,023510-5 оС/Па, для нефти (0,01-0,06)10-5 оС/Па, для газа [-,25(-0,4)] 10-5 оС/Па.
Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пла стовое давление опр-ют до начала интенсивной разработки, когда не нарушены начальные термодинамич усл-я пласта из скв, не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление оп р-ют на определенную дату разработки залежи.
Забойное давление — это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скв на глубине середины интервала пер форации. Его опр-ют: 1) прямым измер-ем глубинными манометрами на забое всех видов скважин, оборудованных для спуска глубин ных приборов ч/з затрубное пр-во; 2) измер-ем глубины динамического уровня; 3) измер-ем давлений на устье скв.
В добывающих скв рзаб<рпл, в нагнетат — рзаб>рпл. Основным требованием к опр-ю забойного давления явл-ся обеспечение замеров при установившемся режиме работы скв.
В чисто газовых скв пластовое давление рг не опр-ют прямыми замерами, а рассчитывают в соответствии с величиной устьевого давления ру и относительной плотности газа по воздуху г по баро метрической формуле
рг= руexp[0,03415гHп/(zсрТср)],
где Нп — глубина средней точки интервала перфорации; zср — средний коэф-т сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре Тср в стволе скв.
В газовых скв со столбом жидкости на забое пластовое давле ние опр-ют по соотношению рпл.г= рг+(Нп-Нст)ж/102, где рг – давление газа на глубине статического уровня Нст, МПа; ж – средняя плотность жидкости в интервале глубин от Нп до Нст.
Пластовые давления в эксплуатируемой многопластовой залежи в каждом отдельном пласте опр-ют по рез-там комплексных ис след-й расходометрией и забойным манометром, проведенных на разных установившихся режимах работы скв. Режим работы скв изм-ют путем смены штуцера, к-рый создает разное давление на забое или депрессию. Одновременно с измерением забойного давления проводят опр-е про филей притока или приемистости. По рез-там этих исслед-й строят графики завис-ти дебита (расхода) пласта Q от величины забойного давления рзаб -индикаторные диаграммы (рис. 60).
Рис. 60. Индикаторные диаграммы, полу ченные при исследовании многопластово го объекта.
1-3 — индикаторные диаграммы для трех отдельных пластов; 4 — суммарная инди каторная диаграмма. Пластовые давления, МПа: р1 = 15,8; р2 =15,6; р3 = 16,9; суммарное давление р4=16,2 МПа
Особого подхода требуют исслед-я малодебитных фонтанирую щих скв (до 40 м3/сут). По режиму работы их можно разделить на работающие стационарно и периодически (в пульсирующем режиме). В 1-ом случ исслед-я проводят обычным способом с дополни тельным контролем постоянства режима дистанционным манометром.
Периодически фонтанирующие скв должны исслед-ся по спец методике, базирующейся на предварительном изучении ре жима их работы. Изуч-е проводится в 3 цикла. 1-ый цикл (в закрытой скв) предусматривает опр-е положения забоя, интервала перфорации, башмака насосно-комирессор-ных труб, ВНР и получение фоновых кривых tо и давления. 2-ой цикл вкл регистрацию давления и притока при пуске скважины в работу. 3-й цикл исслед-й проводится после следующего пуска скв в работу в период стабильного дебита. Регистрируются диаг раммы расходометрии и барометрии, затем — индикации притока и соста ва жидкости, термометрии. Обработка рез-тов исслед-й при стабильном режиме работы скв проводится в обычном порядке.
Рез-ты измер-я пластового давления могут использоваться как для построения карт изобар, так и при интер претации материалов других методов исслед-я скв.
Данные резистивиметрии об уд эл сопр-и (проводимость) флюидов явл-ся ос новными для диагностики двух типов смеси в стволе скважины — гидро фильной (нефть в воде) и гидрофобной (вода в нефти). Интерпретация рез-тов исслед-й состава флюидов одноэлектродным резистивиметром на постоянном токе и индукционной резистивиметрией имеет существенные различия.
Если данные одноэлектродной резистивиметрии служат лишь для распознавания типа движущейся в стволе скв смеси — гидрофиль ной или гидрофобной, то данные индукционной резистивиметрии позво ляют опр-ть, кроме типа смеси, структуру потока. Индукционные резистивиметры измеряют уд. эл. проводимость .
Гл назначение одноэлектродной резистивиметрии — установле ние положения ВНР по резкому, увеличению уд сопр-я при переходе прибора от воды к нефти.
При интерпретации кривых индукционной резистивиметрии сопо ставляют их с типовыми диаграммами (рис. 62). В однород ной среде (нефть, вода, раствор) кривые резистивиметрии — гладкие и хар-ся разными значениями электропроводности, границы сред фиксируются резкими скачками величин (рис. 62, а). Раздел вод разной мин-ции отмечается показаний в пресной воде и вблизи него набл-ся переходная зона (показана штриховкой), возникшая за счет диффузионных процессов и механич переме шивания р-ров разной мин-ции при спуско-подъемных опера циях. При входе прибора в глинистый осадок уд электропровод ность из-за возрастания плотности среды и наличия непрово дящих минеральных частиц. Гидрофильная смесь (эмульсия типа "нефть в воде") на кривой ин дукционной резистивиметрии хар-ся хаотическими флуктуациями в виде выбросов в сторону снижения а относительно уд электропроводности воды в (капельная нефть в воде), либо резкими изм-ями электропроводности большой амплитуды (слоистая нефть в воде) (рис. 62,б). Гидрофобная смесь (эмульсия типа "вода в нефти") отм-ся низкой электропроводностью, кривая резистивиметрии изрезана незначи тельными редкими увеличениями проводимости (рис. 62, в). Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями между проводимостями нефти н и воды в, кривая изрезана (рис. 62, г).
Рис. 62. Типовые формы диаграмм индукционного резистивиметра. в, н — электропроводность воды и нефти.
При изучении необх учитывать изм-е tо.
При проведении влагометрии исп-ся диэлькометрический (диэлектрический) влагомер, показания к-рого зависят от диэлектрич проницаемости. Диэл. влагомер представляет собой RC-генератор, в колебательный контур к-рого включен измерительный конденсатор проточного типа. Сущ пакерные и беспакерные влагомеры. В пакерном влагомере вся жидкость пропускается ч/з прибор, в беспакерном – только часть. Наиболее точные рез-ты опр-я кол-венного состава флюидов в стволе скв получают при использовании пакерных вла гомеров.
Данные диэлькометрической влагометрии дают возможность опр-ть состав и содержание флюидов в смеси по вели чине их диэлектрич проницаемости. Так как относительная диэлек трич проницаемость воды изм-ся в завис-ти от мин- ции от 50 до 80 отн. ед., а нефти — от 2 до 4 отн. ед., то появление воды в нефти и газе существенно увеличивает диэлектрическую проницаемость смеси.
С целью кол-венного опр-я содержания нефти и воды в смеси влагомеры градуируют и по рез-там градуировки строят эталонировочный график завис-ти относительного разностного па раметра f*=(f-fн)/(fв-fн) от процентного содержания воды в сме си Св.
Для этого опред-ют показания влагомера в безводной нефти fн, в воде fв и водонефтяной смеси f.
В добывающих скв, работающих нефтью с водой, по совмест ным данным влагометрии и расходометрии опр-ют содержание воды в нефти.
Кол-венную интерпретацию данных дебита и обводнения скв проводят в двух точках, расположенных над и под продуктивным интервалом. Суммарный приток жидкости Q, а также отдельно нефти Qн и воды Qв из этого интервала вычисляют по ф-лам Q=Q2-Q1; Qв=Q2Св2- Q1Св1; Qн=Q-Qв, где Q2, Q1 и Св1, Св2 – соответственно притоки и доли воды в объеме нефти, измеряемые над и под пластом.
По данным влагомера можно установить ВНР
Для изучения плотности флюида по стволу скв применяется ГГМ-П (плотностной). Сущ 2 разновидности ГГМ-П: ГГМ по просвечиванию и ГГМ по рассеянию. В осн применяется ГГМ-П по просвечиванию. Запись ведется в имп/мин. Данные ГГМ-П позволяют опр-ть состав и содержание флюидов в смеси, устанавливать границы раздела газо- и жидкостных сред в стволе скв на основе изучения их плотности. Показания скважинных приборов-плотностномеров I переводятся в величины плотности смеси см с помощью градуировочного графика, представляющего собой зависимость I/Iпр.в=f(см), где Iпр.в – показания в пресной воде(рис.).
Рис.1
В случ незначительного изм-я мин-ции воды в водонефтяной смеси можно опр-ть содержание нефти (газа) и воды в ней, для чего необходимо иметь данные о плотности нефти н (газа г) и воды в в изучаемом интервале ствола скв. Такие данные можно получить по рез-там анализа проб воды и нефти, отобранных в процессе эксплуатации пласта.
Опр-е кажущегося содержания воды Св и нефти (газа) Сн(г) в водонефтяной или водогазовой смеси осущ-ют по номограмме (рис.2) или по соотношениям
Св=(см-н(г))/(в-н(г)), Сн(г)=1-Св.
Рис.2. шифр кривых – плотность воды.
Поскольку м/у I и плотностью изучаемой среды сущ обратная связь, то на кривой плотностнограммы переход от воды к нефти (газу) отм-ся повышением показаний ГГМ.
1 – ВНК, если запись велась сверху вниз; 2 – ВНК, если запись велась снизу вверх.
Контроль процесса соляно-кислотной обра ботки прискважинной части пласта на водной и ацетоновой основе производится радиоактивными методами и расходометрией.
Соляно-кислотная обработка коллекторов на водной основе приме няется с целью повышения фильтрационных св-в прискважинной ча сти пластов, представленных карбонатными породами или песчаниками с карбонатным и железистым цементом. Р-р соляной кислоты, воздействуя на карбонатный скелет или це мент породы, частично растворяет их; образующиеся при этом продукты хим реакции - хлориды кальция, магния, железа, вода, углекис лый газ — удаляются вместе с Н или Г при работе пласта. В ито ге фильтрующие каналы расширяются, возрастает проницаемость приск важинной части коллектора и, увеличивается приток флюида из пласта.
Контроль за процессом соляно-кислотной обработки пласта осущ-ся с помощью метода меченых атомов, для чего в р-р добав ляют радиоактивный изотоп, например йод-131. Кривые ГМ, зарегистри рованные до и после закачки активированной кислоты, позволяют уста новить интервалы ее проникновения по превышению показаний Iи по вторного замера над первоначальным.
Интервалы поглощения р-ра соляной кислоты могут быть также установлены по данным замеров ИННМ по показаний повторного замера ИННМ в сравнении с фо новым замером за счет их хлоросодержания.
Эффективность соляно-кислотной обработки прискважинной части пласта может быть определена с помощью данных расходометрии.
Контроль тепловых методов воздействия на пласт с целью интенсификации процесса добычи нефти и газа произво дится гл образом термометрией, а также радиометрией и расходеометрией. Различают тепловые методы воздействия на объект эксплуата ции, при к-рых тепло вводится в пласт с поверхности (нагнетание го рячей воды, водяного пара и др.), и методы, обеспечивающие образова ние тепла непосредственно в пласте за счет внутрипластовых экзотерми ческих реакций окисления углеводородов, например внутрипластовое горение. При нагнетании в пласт горячей воды — термозаводнении — увеличе ние притока флюидов происходит за счет вязкости нефти, уменьшения выпадения из нефти парафина и смолистых веществ, при этом нефтеотдача повышается на 8-12 %.
На температурной кривой процесс охвата пласта тепловым воздействием при сравнении с геотермограммой отм-ся положит ано малией за счет кондукции, конвекции и дросселирования. При термозаводнении обычно опр-ют температурные поля эксплуатируемых пластов и строят карты изотерм разрабатываемых зале жей.
Достаточно широко применяется в настоящее время тепловой ме тод вытеснения нефти из неглубокозалегающих пластов (до 500—700 м) с помощью паротеплового воздействия. Пар, обладая высоким теплосо держанием, обеспечивает ускоренный темп ввода в пласт тепловой энер гии и снижает тепловые потери во вмещающие породы. Контроль воздействия на пласт при введении пара осущ-ся термометрией. С ее помощью опр-ют интервалы приеместости пара, герметичность колонны, изм-е tо и влажности пара в скв со временем, тепловые потери во вмещ породы. Если колонна герметична, то от границы раздела пласт-порода до интервала перфорации при соnst tо нагнетания пара, tо изм-ся по экспоненциальному закону, а при негерметичности колонны набл-ся резкое изм-е угла наклона на термонграмме. Место нарущения колонны устанавливается по излому термограммы. Нарушение колонны с перетоком вверх обозначается gradT выше места повреждения, с перетоком вниз - gradT.
Контроль метода внутрипластового горения (ВГ) осущ-ся по данным термометрии и радиометрии.
Метод ВГ закл-ся в создании в нефтяном пласте высокотемпе ратурной зоны (около 200 °С и выше), к-рая при нагнетании окисли теля (воздуха) перемещается от нагнетательной скв к эксплуата ционным. После инициирования горения в нагнетат скв за качиваются в определенном соотношении воздух, кислород к-рого служит для поддержания ВГ, и вода, к-рая, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в обл-ть впереди него, в рез-те чего возникают обширные зоны прогрева. Извлечение нефти при ВГ происходит за счет вытеснения нефти: паром и горячей водой; испарившимися в зоне пара легкими фракциями нефти; водогазовыми смесями; образующимся при горении углекислым газом; пеной, возникающей при взаимодействии углекислого газа с нефтью и водой; эмульсиями, образующимися в процессе горения и содержащими поверхностно-активные в-ва -альдегиды, кетоны, спирты.
При ВГ в пласте отм-ся несколько хар-ных участков: 1) выжженная зона, расположенная м/у забоем нагнетательной скв и фронтом горения, где выделяются две подзоны (I, II): переход ная с изм-ем to от нагнетаемых агентов — воды и воздуха до перегретого пара с высокой to; 2) зона горения (III), это сравнительно узкая зона размерами неск десятков см, с t=350—1000 °С; 3) зона перегретого пара (IV), в пределах к-рой to падает от to фронта горения до to конденсации (испарения) пара; 4) зона насыщенного пара (V)("паровое плато"); 5) зона горячей воды (VI), где происх полная конденсация пара, а to изм-ся от to конденсации пара до начальной пластовой; 6) зона, не охва ченная тепловым воздействием (VII), хар-ся начальными температурными условиями и разными величинами насыщенности кол лектора нефтью, газом, водой; 7) зона подвижной нефти (VIII)
Рис. 67. Схема процесса внутрипластового горения.1 - воздух, 2 - вода, 3 - смесь пара и воздуха, 4 - нефть, 5 - смесь пара и газов горения, 6 - газы горения, 7 - фронт горения, 8 - направления движения флюидов.
Размер обл-ти прогрева пласта впереди фронта горения при реали зации влажного горения достигает 100—150 м и более.
Данные термометрии, полученные в нагнетат скв, позволяют опр-ть поглощающие пропластки, устанавливать продви жение фронта горения. В начальный момент времени формирования фронта горения в нагне тат скв образуется зона высоких температур. На термограм мах принимающие пласты фиксируются по max to, как при нагнетании воздуха, так и после остановки скв. После прекращения закачки воздуха против пласта с горением формируется значительная положит температурная ано малия. Длительное нагнетание воздуха и воды в горящие пласты приводит к их to по отношению к to вмещающих п. После остановки скв to этих пластов может оста ваться , чем у непроницаемых пород, либо весь участок горения будет отм-ся единой положительной аномалией Т.
В мощных однородных пластах процес сы горения происходят первоначально в их кровельной части за счет гра витационного распределения флюидов, по мере нагнетания воздуха горе ние будет распростр-ся в глубь пласта и перемещаться к его подо шве. Временные замеры температур будут фиксировать перемещение положит аномалии температуры от кровли к подошве пласта с го рящим интервалом.
В эксплуатационных работающих скв интервалы с горением, отдающие нефть, фиксируются положительными аномалиями темпера тур.
1 – геотерма; 2 – распределение температуры в работающей скв; 3 – пласт горения.
При горении и испарении нефти по некоторым пропласткам возмож но движение значительного кол-ва газопродуктов. В работающих скв такие пропластки на термограммах отм-ся пониженными to за счет дроссельного эффекта.
Опр-ть охват процессом термич воздействия по толщине пласта можно в рез-те исслед-й контрольных скв, при этом изучается текущая газонасыщ-ть пород и хар-р их охлажде ния после прохождения очага горения.
Текущая газонасыщенность коллекторов оценивается по данным нейтронных методов, толщина прогретых г.п. — по данным термометрии.
Степень охвата пласта термическим воздействием по его толщине можно оценить также с помощью межскважинных исслед-й инди каторным методом по радону. Интервалы продвижения водовоздушной смеси, активированной радоном, выявленные по превышению величин I над фоновыми, будут соответствовать интервалам, в которых будет протекать процесс внутрипластового горения.
Контроль гидравлического разрыва пласта производится методами радиометрии, термометрии и расходометрии.
Гидравлический разрыв пласта заключается в создании в коллекто ре серии горизонтальных и вертикальных трещин с помощью закачки вязкой жидкости в пласт под высоким давлением. Жидкость, проникая в пласт, расширяет существующие трещины и формирует новые. Вместе с жидкостью нагнетается в г.п. крупнозернистый песок, к-рый предотвращает смыкание образовавшихся трещин после снятия давления. Процесс гидроразрыва контролируют методом меченых ато мов, для чего последние порции песка смешивают с не большим кол-вом активированного песка. Для активации песка обычно применяют изотоп железа 59Fе, 95Sr, 65Zn, хорошо сорбирующиеся на пов-ти песчаных частиц.
До и после гидравлич разрыва пласта скв исследуется ГМ. Показания I на повторной кривой ГМ против интерва лов, принявших активированный песок, будут выше относительно 1-го замера.
Контроль рез-тов гидроразрыва пласта возможно осуществлять также термометрией при усл отличия температуры задавливаемой жидкости от температуры пласта. В этом случ против трещин, в кото рые проникла жидкость, будут отм-ся в течение некоторого времени температурные аномалии относительно геотермы.
Для контроля гидроразрыва пласта рекомендуется использовать рас-ходометрию. Повторный замер расходомером в случае образования тре щин в коллекторе отметит увеличение притока флюида.
Раньше для установления гидроразрыва использовались торпеды. В последнее время используется термобарохимическое воздействие с помощью пороховых генераторов давления (ПГД), эффективность которых выше, чем воз действие на пласт гидроразрыва [3].
Метод акустич воздействия на водо-нефте-газонасыщ породы способствует интенсификации притока флюида из пласта в скв за счет проницаемости коллектора в прискважинной его части, дегазации и кавитации поровой жидкости, вязкости нефтей и возрастания массопереноса жидкости в по роде. Возрастание проницаемости г.п. в акустич поле связано с разрушением приповерхностного двойного эл слоя воды.
Акустическая дегазация и кавитация обусловлена наличием в жидкости мельчайших пузырьков-зародышей, к-рые в акустич поле испытывают колебания, перемещения и слияние, приводящие к вы делению газа. Выделяющиеся пузырьки газа, перемещаясь и пульсируя в поровом пр-ве коллектора, вызывают взаимное перемещение нефти и воды и увлекают флюиды к скважине. вязкости жид кости в акустич поле объясняется ее частичным нагревом за счет поглощения упругой энергии и разрывом связей у отдельных макромо лекул при кавитации. Массоперенос жидкости связан с поглощением энергии и им пульса волны. Т.к. импульс упр волны должен сохраняться, то он передается среде и она приходит в движение.
Интенсификация мас сопереноса увеличивает проницаемость насыщенных пористых сред.
Сравнение данных метода плотности тепловых нейтронов, проведен ного до и после акустич воздействия, показывает повышенное содержание газа в призабойной части пласта.
ГГМ позволяет: 1) установить высоту подъема цемента; 2) опр-ть наличие цемента и хар-р его распределения в интервале цементирования; 3) фиксировать наличие пе реходной зоны от цементного камня к р-ру (гель-цемент), 4) выявить в цементном камне небольшие раковины и каналы; 5) опр-ть эксцентриситет колонны.
Поскольку плотности цементного камня (ц = 1,8-2,0 г/см3) и про мывочной жидкости (р = 1,2-1,3 г/см3) значительно разл-ся, а интенсивность вторичного -излучения I при работе с заинверсионными зондами находится в обратной завис-ти от плотности среды, то на регистрируемой кривой ГГМ участки с цементом четко выделяют ся пониженными показаниями I по ср с интервалами, содержа щими за обсадной колонной промывочную жидкость.
В случ исп-я одноканальной аппаратуры интерпретация цементограмм состоит в следующем. Степень диф ференциации кривых ГГМ опр-ся параметром Imax/Imin, т.е. отношением max и min показаний рассеянного -излучения в изучаемом интервале глубин. Чем больше отличается это отношение от единицы в данном сечении скважины, тем меньше центри рована колонна и менее равномерно распределен цемент в затрубном пространстве.
Цементомеры перед работой эталонируются.
Если трехканальная аппаратура: 1) показания I всех 3-х счетчиков одинаковы – колонна центрирована. Величина показаний говорит о том, цемент это или раствор (повыш показания соответствуют р-ру); 2) две кривые совпадают и хар-ся более высокими значениями I, чем 3-я кривая - колонна эксцентрична. Детектор, фиксирующий более низкие показания, расположен ближе к стенке скв; 3) 2 кривые совпадают, но имеют меньшее значение I, чем 3-я кривая - колонна эксцентрична. 2 детектора с изкими показаниями расположены ближе к стенке скв, их показания связаны с влиянием пород. Если колонна центрирована, то повышенные показания на 3-ей кривой в каверне указывает на несплошную заливку или одностороннюю заливку; 4) Все 3 кривые ГГм не совпадают – колонна эксцентрична или заливка односторонняя. В зацементированном участке скв наибольшие значения I характерны для каверн, так как плотность цементного камня меньше плотности горных пород (п = 2,1-2,8 г/см3).
Интерпретация круговых цементограмм подобна интерпретации обычных цементограмм. На диаграмме проводят линии цемента Iц (max показания против каверны с цементом), породы Iп (min показания против зацементированного участка скважины при номинальном ее диаметре), цемент-порода Iцп (max показания против зацементированного участка скв при номи нальном ее диаметре), раствора Iр (max показания на кри вой против каверны с промывочнои жидкостью), раствор-порода Iрп (max показания против незацементированного участка ствола скв при номинальном ее диаметре). По относительному рас положению этих линий судят о кач-ве цементирования. Если величины Imin близки к Iп, а Imax не превышает Iц, то этот вариант со ответствует хорошо зацементированному интервалу. Если же значения Imin приближены к Iцп и величины Imax превышают Iц и Iцп, то интервал хар-ся неполным заполнением затрубного пр-ва цементным камнем.
С помощью дефектограммы изучают распределение цемента по сечению колонны путем точечных измерений I в заданных интервалах скв. Если в-во в затрубном пр-ве имеет однородную плотность, то дефектограммы имеют синусоидальный вид, наличие же каналов в цементном камне и одностороннее цементирование обсадных колонн приводят к резкому искажению синусоидального вида кривых.
Рис. 75. Определение качества цементирования обсадной колонны по данным кру говой цементо граммы и дефекте граммы. 1 — цемент, 2 — промывочная жидкость
На интенсивность I оказывают также влияние толщина стенки об садных колонн, диаметр скв, изменение плотности горных пород и другие факторы, которые необходимо учитывать при интерпретации це ментограмм и дефектограмм.
Преимущества гамма-гамма-метода: возможность проведения изме р-й независимо от времени, прошедшего после окончания цементиро вания.
Недостатки метода: невозможно выделить мелкие каналы площадью менее 8—10% площади сечения затрубного пространства скв; необходимо, чтобы плотность цементного камня существенно отличалась от плотности промывочной жидкости и была большой разница диаметров скв и колонны.
Наибольшую инф-цию о кач-ве цементирования обсадных колонн дает акустич метод, к-рый позволяет: 1) установить высоту подъема цемента; 2) выявить наличие или отсутствие цемента за колонной; 3) опр-ть наличие каналов, трещин и каверн в цементном камне, в том числе и небольших разме ров; 4) изучить степень сцепления цемента с колонной и горными породами; 5) исслед-ть процесс формирования цементного камня во вре мени.
Метод основан на измерении амплитуды преломленных продольных волн, распространяющихся по обсадной колонне (трубная волна) и г. п., и регистрации времени распростр-я упр колебаний в этих средах.
Амплитуда трубной волны опр- ся коэф-том ац эффективного по глощения (коэф-том затухания) продольных волн:
Ак=Акоехр(-ацl),
где Ак, Ако - амплитуды трубной волны соответственно в произвольной и исход ной точках; l - расстояние м/у излучателем и приемником упр колеба ний (база измерения).
Теоретическими и экспериментальны ми исслед-ями установлено следую щее.
1. Надежный контакт цемента с обсад ной колонной хар-ся отсутст вием трубной волны, при этом амплиту да Ак на диаграмме min, а амп литуда Ап по породе имеет высокие значения. Если скорость рас простр-я упр волн по г. п. , чем по трубе, на кривой АМ может возникнуть дополнит аномалия. Для исключения неоднозначности в интерпретации данных АМ однов ременно регистрируются кривые времени распростр-я волн по породе п или же по колонне к.
2. Отсутствие или плохое сцепление цемента с обсадной колонной фиксирует ся max амплитудой ак трубной волны и min амплитудой Ап про дольной волны по г. п.
3. При неполном сцеплении цемента с колонной регистрируется в первом вступлении амплитуда трубной волны Ак, имеющая промежу точную амплитуду по ср с амплитудами при надежном и плохом контактах цемента с колонной. Интерпретировать подобную волновую картину наиболее сложно.
При интерпретации кривых акустич цементомера за основу берутся показания кривой Ак, кривые Ап, п, к являются вспомога тельными.
Таблица 7. Критерии оценки качества цементирования обсадных колонн по данным акустич метода
|
Хар-р контакта |
Амплитуды волн |
|||
|
Цемент-колонна |
Цемент-порода |
Ак |
Ац |
Ап |
|
Жесткий |
Жесткий |
Нулевые |
Нулевые |
Максимальные |
|
Скользящий |
“ |
Средние |
“ |
Средние |
|
Жесткий |
Скользящий |
“ |
Средние |
“ |
|
Скользящий |
“ |
Высокие |
“ |
Нулевые |
|
Отсутствие цемента |
Максимальные |
Нулевые |
“ |
К числу дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб отно сятся непостоянство диаметров и толщины стенок, наличие в них от верстий, трещин, разрывов, вмятин, раздутий. Эти дефекты возникают в трубах под влиянием неравномерных механических напряжений, корро зии и прострелочно-взрывных работ.
Разрыв колонны фиксируется повышенными показаниями ННМ-Т и ГМ, увели чением эффективного сопр-я на кривой ИМ на фоне нулевого значения э в колонне, нулевой амплитудой по колонне Ак упругих колебаний по АМ и изм-ем магн поля на кривой локатора муфт.
Изм-е толщины стенок труб, появление раздутий в рез-те ее перфорации, интервалы разрыва и коррозионного износа фиксируются по гамма-гамма-толщинограмме.
1 – муфтовые соединения; 2 – нарушение колонны в интервале перфорации.
Для изучения дефектов колонн исп-ся индуктивные методы, основанные на измерении ЭДС вторичного магн поля. Прибор ДСИ (дефектомер скважинный индукционный) содержит 1 генераторную катушку и 2 измерительные: 1-ая фиксирует электропроводность , 2-ая – магн проницаемость .
1 – до перфорации, 2 – после перфорации.
Состояние обсадн колонн и НКТ можно контролировать АМ. При использовании САТ (скважинного акустич телевизора) в местах трещин и отверстий набл-ся темные пятна.
Для контроля состояния обсадн колонн можно исп-ть магнитную локацию муфт. Этот метод основан на изменении магн проводимости труб при нарушении их сплошности. В цепи магн катушки при ее движении возникает ЭДС, к-рая фиксируется прибором. Четко фиксируются муфтовые соединения (1) и интервалы перфорации (2).
Места негерметичности обсадных колонн, связанные с притоками и поглощениями флюидов, устанавливаются с помощью методов резисти-виметрии, влагометрии, плотностеметрии, термометрии, изотопов, кис лородного и расходометрии.
Негерметичность обсадной колонны с помощью резистивиметрии опр-ся по притоку или поглощению воды, отмечающейся по уд эл сопр-ю от промывочной жидко сти ствола скважины. Приток воды в скв вызывается методом оттартывания. Место притока воды на кривой сопр-я отм-ся повышением или понижением показаний в завис-ти от величины уд сопр-я поступающей в скв воды. Интервал не герметичности колонны, связанный с притоком жидкости, отм-ся резким изм-ем показаний на кривой сопр-я (рис.1).
Рис.1. 1 – колонна негерметична, происходит приток.
Поглощение воды затрубным пр-вом из скв ч/з место негерметичности в колонне вызывается методом продавливания. С этой целью в ствол скважины закачивают порцию воды, резко отли чающейся по уд сопр-ю от воды, заполняющей скв, и попутно с продавливанием жидкости производят измерения резистивиметром. Интервал негерметичности колонны, связанный с погло щением жидкости, фиксируется по прекращению изменений сопротивле ния жидкости в стволе скв.
Данные влагометрии позволяют установить места негерметичности колонны по притокам флюидов с диэлектрической проницаемостью, от личающейся от отн смеси в стволе скв.
Места негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб опр-ют по данным обычной и высокочувствительной термометрии. В случ хорошей приемистости скважины измерения термометрией про водятся с применением закачки в нее воды под давлением, в случ низ кой приемистости - после снижения уровня жидкости в скв. В 1-ом и во 2-ом случ проводятся: 1) контрольный замер термо метром в остановленной скв; 2) замер термометром после закач ки воды в скв или после снижения уровня жидкости в ней.
Опр-е негерметичности колонны с помощью снижения уровня жидкости в скв позволяет установить место поступления флюида по величине дроссельного эффекта на кривой термометрии (рис.2). В случае притока воды или нефти эффект положительный, в случае притока газа - отрицательный.
Рис.2.
Места негерметичности обсадной колонны выше интервалов перфо рации выделяются по градиента температур по ср с градиентами температур выше и ниже интервала негерметичности.
Хар-ными признаками негерметичности обсадной колонны в зумпфе по данным термометрии явл-ся: 1) резкое to в перемычках м/у пластами; 2) резкое приращение темпе ратуры в интервалах пластов-коллекторов, не вскрытых перфорацией; 3) отсутствие проявления дроссельного эффекта в перфорир пласте на термограмме действующей скв; 4) нулевой gradT в зумпфе. Однако однозначно судить по этим признакам о негерметично сти колонны нельзя, т.к. они явл-ся одновременно и признаками затрубной циркуляции флюидов. Поэтому в таких случ для выявления интервалов негерметичности колонны необходимо привлекать дан ные расходометрии и методов опр-я состава флюидов.
Метод изотопов может быть использован для локализации мест не герметичности обсадных колонн в комплексе с др методами ГИС.
Интервал негерметичности обсадной колонны, связанный с поступ лением в скв воды, по данным кислородного метода фиксируется параметра отн. В случ притока воды в воду выше критического дебита место поступления по измерениям КАНГМ может не зафиксироваться.
Приток воды в скв, работающую нефтью с водой, вследствие негерметичности колонны отм-ся на плотностеграмме показаний I от нефти к воде.
Наличие дефектов в цементном кольце и обсадных колоннах явл-ся причиной возникновения затрубной циркуляции флюидов и поступ ления воды в скв. Затрубная циркуляция флюидов может быть опреде лена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов, кисло родного. Признаками обводнения продукции в рез-те затрубной цирку ляции воды или негерметичности колонны явл-ся ускоренный рост обводнения добываемой нефти или газа, изм-е степени обводненно сти продукции при разных депрессиях на пласт, солевой состав воды в продукции, отличающийся от солевого состава нагнетаемой воды, отсут ствие интервала обводнения в перфорир части пласта по данным ИННМ, осолонение цементного камня по данным ННМ-Т в перемычках, прилегающих к пласту.
По данным термометрии в эксплуатац скв признаками затрубной цирку ляции флюидов из нижележащих пластов являются изм-е gradT по ср с нормальным для данного м- ния, проявление дроссельного эффекта в неперфорир пласте, нулевой gradT в перемычке м/у исследуемыми пласта ми, отсутствие дроссельного эффекта в подошве перфорир пласта. Затрубная циркуляция воды из вышележащего неперфорир пласта отм-ся резким gradT в интерва ле движения воды и Т ниже перфорир пласта в работающей скв, а против пласта-источника обводнения набл-ся положит аномалия температуры в остановленной скв.
Затрубная циркуляция жидкости мо жет быть установлена по данным кислородного метода.
По данным расходометрии перетоки по затрубному пр-ву из соседних неперфорир пластов отм-ся аномально высо кими дебитами из крайних отверстий перфорации, ближайших к пла сту-источнику затрубной циркуляции.
Интервал затрубной циркуляции флюидов по методу изотопов отм-ся повышенными показаниями Iи.
В нагнетат скв нарушения технич состояния выявляются по данным цементометрии, термометрии, методов изотопов, кислородного и расходометрии. Признаками затрубной циркуляции воды явл-ся быстрый рост приемистости скв без увеличения репрессии на пласт, наличие дефектов цементного камня и обсадной колонны в пере мычках м/у перфорир и неперфорир пластами, появление принимающих участков вне интервала перфорации, приемистости в кровле или подошве перфорир интер вала.
По данным термометрии признаком перетока явл-ся отрицат темпера турная аномалия против поглощающего пласта. Признаком перетока в пласты, расположенные ниже интервала перфорации на термограмме явл-ся нечеткая нижняя граница интервала приемистости, а также положение подошвы поглощающего интервала ниже участка перфорации.
По методу изотопов интервалы перетока воды фикси руются высокими значениями показаний Iи по ср с контроль ными замерами I ГМ.
По данным кислородного метода интервал перетока воды отм-ся повы шенными значениями параметра отн.
Гл задача исслед-я технич состояния контроль ных скв — выявление перетоков флюидов м/у неперфорир пластами. В остановленных скв исследуется воз можность возникновения затрубных циркуляции м/у перфорир и неперфорир пластами.
Признаками возможной затрубной циркуляции флюидов явл-ся дефекты цементирования колонны в промежутках м/у исследуемыми пластами и наличие повышенных градиентов давления м/у изучае мыми пластами.
При термометрии на участке затрубной циркуляции флюидов устанавливается сравнительно постоянная T. Признаком затрубной циркуляции флюидов явл-ся резкое gradT на термограммах против вмещ пород, а в некоторых случаях и проявление дроссельной аномалии против пласта—источника перетока флюида. За верхнюю границу зоны затрубной циркуляции принимается подошва верхнего пласта, залегающего в интервале аномального пове дения термограммы по отношению к геотерме, за нижнюю — кровля нижнего пласта. Термограмма может быть расположена выше, ниже геотермы или пе ресекать ее.
Рис. 83. Опр-е мест затрубной циркуляции пластовых флюидов по данным высокочувствительной термометрии.
I - III - случаи затрубной циркуляции воды разной to; 1 - песчаник, 2 - направление движения флюида; 3 - термограмма; 4 - геотерма; 5 - линия, -ная оси глубин.
Если термограмма расположена выше геотермы, то источник поступ ления флюида опр-ся по точке А максимальной температуры (рис. 83, I, а, б). Если т.А находится внизу, то пе реток флюида происходит из нижнего пласта в верхний, если вверху, то из верхнего пласта в нижний. При неопределенном положении т.А источником пе ретока явл-ся пласт с большим давлением или, если р превышает ре альные различия давлений верхнего и нижнего пластов, — нижний пласт (рис. 83,I, в).
Если термограммы расположены ниже геотермы, то источник по ступления флюида опр-ся по точке min температуры В. Если т.В находится внизу, то переток флюида про исходит из нижнего пласта в верхний и нижний пласт является либо газо носным, либо обводненным нагнетаемыми водами с температурой ниже пластовой. В случ, когда т.В находится вверху, флюид перетекает из верхнего пласта в нижний (рис. 83, II, а, б). Если положение т.В неопределенно, то источ ник перетока устанавливается по давлению в пластах (рис. 83, II, в).
В случ, когда термограмма пересекает геотерму, если термограмма расположена преи мущественно правее линии -ой оси глубин, то переток флюида происходит из верх него пласта в нижний, если левее, — то из нижнего в верхний пласт (рис. 83, III, а, б). В случ, когда в перемычке м/у пластами gradT=0, источник перетока выделяется на основе анализа хар-ра насыщения пластов (рис. 83, III, в).
Перетоки газа фиксируются по данным ИННМ и НГМ.
Данные кислородного метода хар-ют интервал перетока воды повышенными значениями параметра отн по отношению к пока заниям КАНГМ в перемычке, где перетоки заведомо отсутствуют.
В остановленной скв наиболее эффективным методом выяв ления перетока флюида м/у перфорир и неперфорир пластами является метод изотопов в комплексе с методом термометрии и данными цементометрии.
С целью выбора оптимального режима работы технологич оборудования скважин необходимо опр-ть положение ГНР, уровня жидкости, выявлять участки пенообразования, интен сивного отложения парафина и солей в стволе скв. Эти данные об условливают высоту подвески электропогружного насоса, выбор типа насоса, мероприятия по очист ке кольцевого пр-ва. Кроме того, следует контролировать поло жение элементов различного технологич оборудования в скв, н-р глубин установки пакерующих устройств, муфтовых со единений, воронки лифтовых труб и т.д.
Точность установки пакеров контролируется по данным радиоактивных методов (НГМ, ННМ-Т, ГГМ). Местоположения пакеров и глубину спуска НКТ опреде ляют по уменьшению интенсивности регистрируемого излучения.
Положения уровня жидкости в эксплуатац скв ч/з НКТ устанавливают с помощью методов ра диометрии (НГМ, ННМ-Т и ГГМ). Уровень жидкости выделяют по резкому увеличению интенсивности регистрируемого излучения (рис. 85).
Участки пенообразования выявляются также с помощью нейтронных методов и ГГМ. По отношению к показаниям в жидкости участки пенообразования выделяются повышенными интенсивностями In, Inт, I.
Отложения парафина часто встречаются в механизированных скв, в к-рых на устье межтрубное пр-во оборудовано об ратным клапаном. При срабатывании клапана с резким падением давле ния начинается разгазирование нефти, и по этой причине в межтрубном пр-ве отлагается парафин. Границы его отложения не изм-ся при перемещении уровня жидкости в межтрубном пр-ве. О появлении парафиновых отложений судят по снижению дебита.
Для определения парафиновых отложений в межтрубном пр-ве 1-ый замер стационарным НМ проводится в момент, когда межтрубное пр-во заполнено водой и нефтью. Изм-е регистрируемой интенсивно сти по стволу скв будет отражать только литологию окружающих пород, поскольку нефть, вода и парафин имеют близкие нейтронные ха р-ки. Далее, с помощью компрессора устанавливается уровень жидкости в межтрубном пр-ве ниже интервала отложений пара фина, замер НМ по стволу скв повторяется. Путем сопоставления двух диаграмм НМ опр-ют толщину па рафиновых отложений.
При эксплуатации нефтяных скв в наземном и подземном обо рудовании происходит отложение солей. Наиболее часто солеотложение связано со вторичными методами добычи нефти, в частности с примене нием закачки воды в продуктивные пласты, к-рая по своему хим составу отличается от состава пластовых вод, это вызывает выпадение минераль ных солей. Наиболее распространено выпадение солей карбонатов кальция (СаС03) и магния (МgСО3), сульфатов кальция (СаS04) и бария (ВаS04) из нефти, воды или из перенасыщенных р-ров. В рез-те солеотложения поперечное сечение экс плуатац колонн и труб, что приводит к дебита нефти. Контроль за местоположением солевых отложений в НКТ и призабойной части скв можно проводить методами ГГМ-П и профиле-метрии.
Гф исслед-я эксплуатац. и нагнентат. скв имеют свои особенности. Эти особенности связаны с оборудованием устья скв, спуско-подъемом скваж приборов, требованиями к их габаритам и методикой проведения исслед-й.
По усл-ям спуско-подъема скваж приборов все скв подразделяются на 2 группы: неработающие и действующие. К неработающим скв относятся обсаженные и зацементированные, выходящие из бурения или капитального ремонта до их перфорации; остановленные фонтанные и насосные с извлеченным из ствола технологич. оборудованием до или после капитального ремонта; пъезометрические. К группе действующих скв относятся эксплуатационные со штанговыми глубинными или электропогружными насосами; нагнетательные; эксплуатационные с применением фонтанного или компрессорного способов добычи углеводородов.
В неработающих скв устье негерметизировано и ствол скв свободен для прохождения скваж приборов большого диаметра, предназначенных для работы в обсадных колоннах. В остановленных скв из-за отсутствия буровой вышки для подъема и спуска скваж приборов исп-ся спец. оборудование: передвижная вышка, тренога или трактор-подъемник.
Особые сложности при проведении гф исслед-й возникают в действующих скв. Действующие скв могут быть без повышенног или с повышенным давлением на устье скв. Повыш. Р отмечается в фонтанных скв, кмпрессорных и нагнетат скв, а также в скв с работающими штанговыми или электропогружными насосами. Отсутствие повыш. Р на устье действующих скв может набл-ся после отключения штанговых или электропогружных насосов, а также в нагнетат скв в периоб прекращения акачки воды.
В случае проведения гф исслед-й в действующих скв с повыш. Р на устьеисп-ся спец. устьевое оборудование, к-рое наз лубрикатор. Он позволяет производить спуск-подъем скваж прибора в лифтовые трубы или межтрубное пр-во без разгерметизации устья скв. Лубрикатор состоит из трубы, к-рая явл-ся приемной камерой для прибора и грузов. Нижним концом труба крепится к флянцу фонтанной арматуры, верхний конец трубы снабжен уплотнительным устройством, оно состоит из 1 или 2 металлич и нефтестойких резиновых колец. При подготовке к исслед-ю скв прибор помещают в приемную камеру, подсоединяют к кабелю, к-рый предварительно пропустили ч/з уплотнительное устройство. Затем открывают подлубрикаторную задвижку и опускают прибор в скв. Движение кабеля осущ-ся ч/з верхний и нижний ролики. Эти ролики закреплены на кронштейнах. При больших Р на устье приборы снабжаются грузами, а лубрикатор – устройством для принудительного проталкивания кабеля. Длина лубрикатора должна быть длины скваж прибора с грузом. Лубрикаторы могут быть стационарными или устанавливаться на передвижной вышке.
Скв, оборудованные штанговыми глубинными насосами, исслед-ся с помощью малогабаритных приборов, к-рые опускаются в серповидное пр-во м/у эксплуатац колонной и НКТ и пропускаюттся ч/з эксплуатационную план-шайбу с отверстием. Отверстие оборудывается сальником. Верхний направляющий ролик крутится на вертикальной опоре, положение к-рой регулируется болтами и устанавливается так, чтобы кабель свободно проходил ч/з отверстие в план-шайбе.
При работе в фонтанных, компрессорных, нагнетат скв прибор опускатся в лифтовые трубы. Лифтовые трубы обычно приподняты над интервалом перфорации. Изуч-ся прискважинное пр-во в эксплуатац колонне ниже воронки лифтовых труб.
Гф исслед-я в скв, оборудованных глубинными насосами, производятся приборами, спущенными в межтрубное пр-во в эксплуатац колонне ниже насоса. В скв, эксплуатирующихся погружными центробежными электронасосами, исслед-ся пр-во выше насоса с помощью приборов, установленных в НКТ. Ниже насоса можно проводить исслед-я только при усл-и спуска приборов перед насосом.
При работе в действующих скв глубинным гф приборам предъявляется жесткое требование по диаметру для того, чтобы обеспечить беспрепятственный спуск-подъем в межтрубном пр-ве или в НКТ, поэтому исп-ся приборы малого диаметра = 25-42 мм. При гф исслед-ях большое внимание уделяется точному опр-ю глубин, т.е. привязке по глубине диаграмм или к муфтам обсадных колонн или к разрезу. С этой целью производятся измер-я локатором муфт и ГМ или же НМ. Эти методы позволяют осущ-ть привязку к разрезу дополнительных меток на кабеле и т.о. обеспечить высокую увязку диаграмм по глубинам.
В действующих скв спуско-подъемные операции глубинных приборов проводят со скоростями , чем в неработающих, во избежании аварийных ситуаций.
Для ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых м-ний прим-ся комплексная промысловая автоматическая станция КОМПАС. Она монтируется на шосси автомобиля ЗИЛ-133 в геофиз кузове СГК-7. Этот кузов разделен на салон оператора и технологич отсек. В технологич отсеке размещается спуско-подъемное оборудование: лебедка с 2 барабанами под кабель КГ1-24-180 диаметром 6 мм и длиной до 5000 м; скребковая проволока диаметром 18 мм, длиной до 5000 м для спуска в скв автономных приборов и др оборудование. Лаборатория укомплектована телеизметрительной и регистрирующей аппаратурой АСТРА. Лаборатория позволяет проводить измерения методами термометрии, расходометрии, давления, плотностнометрии, влагометрии, радиометрии. Имеется большой набор скваж приборов.
Для гф контроля разработки нефтяных и газовых м-ний ре комендованы типовые комплексы методов ГИС двух типов: полные и специальные.
Полные комплексы методов ГИС применяются для решения ряда взаимосвязанных важных задач: определения коэф-тов текущей и остаточной нефте-газонасыщ-ти пласта, эксплуатационных хар-к; выявления затрубных циркуляции и др.
Специальными комплексами методов ГИС решаются отдельные неф-тегазопромысловые задачи: контроль за перемещением ВНК, ГВК и ГНК в контрольных скв, оценка технич состояния скв, опр-е мощности отдающих и поглощающих интервалов, из учение профиля притока и приемистости, исслед-е скв для вы бора оптимального режима работы технологич оборудования скв и др.
Эти комплексы дифференцированы по типам скважин (контроль ные, действующие и остановленные добывающие, действующие и оста новленные нагнетательные и др.), способу добычи (фонтанные, насос ные, газлифтные), степени обводненности продукции, мин-ции обводняющей воды.
Cреди методов, входящих в тот или иной комплекс, выделяют также основные и дополнительные методы. К основным относят методы решения соответствующих задач, про шедшие достаточное опробование и обеспеченные методически и серий ной аппаратурой, к дополнительным — методы, к-рые могут быть по лезны в тех случ, когда эффективность основных методов в данных усл недостаточна даже для кач-венного решения рассматривае мой задачи.
В завис-ти от геолого-технич усл-й и решаемых задач могут планироваться общие исследования в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважины с менее жесткими требованиями к точно сти и разрешающей способности замеров и детальные исследования в масштабах глубин 1:200, 1:50 в важнейших интервалах разреза с вы сокой точностью и достаточной вертикальной разрешающей способностью, а значит и с относительно низкой скоростью регистрации диа грамм.
В необсаж скв ВНК можно установить методом сопр-й. ВНК не явл-ся четким, переход от В к Н постепенный. Это связано с воздействием капиллярных сил на распр-е воды в нижн. части нефт. коллектора. Положение ВНК устанавливается след способом:
Надо найти уровень безводной нефти или нефти с очень малым содержанием воды. Это можно сделать по графикам:
а)
N – частость,%.
б)
kв* - предельное значение коэф-та водонасыщ-ти. От 0 до kв* фильтруется одна нефть.
Параметр насыщения Рн=н.п/в.п=ан/kвn; параметр пористости Рп=в.п/в=ап/kпm.
Метод ПС разработан Ампиловым. Если пласт подстилается или перекрывается глинистыми п. и обводняется пресной водой, то форма кривой ПС в скв опр-ся соотношением эл. сопр-й пресной воды пр и фильтрата бур р-ра ф: ЕПС=КПСlg(ф/в). Если фпр, то набл-ся отрицат аномалия относит нулевой линии, фпр – положит аномалия, ф=пр – аномалии нет.
Если обводняется подошвенная часть пласта, то кривая смещается (1). 2 – при фпр.
По показаниям НГМ ВНК может быть установлен в пластах, в к-рых нефть вытесняется минерализ водой с хлоросодержанием свыше 120-150 г/л при kп20%. ВНК на кривых НГМ фиксируется увеличением In против водоносной части пласта до 15% по ср с нефтеносной. Положение ВНК устанавливается по началу спада регистрируемой интенсивности In:
При вытеснеии нефти минерализ водой ВНК отм-ся на кривых ННМ-Т уменьшением показаинй Inт против его водоносной части. Положение ВНК фиксируется по началу подъема кривой Inт.
По показаниям ИННМ положение ВНК опр-ся по времени жизни тепловых нейтронов n. В водоносной части пласта n меньше, чем в нефтеносной. ВНК отмечается по началу увеличения Iт n т.
По данным метода наведенной активности (МНА) водоносная часть пласта фиксируется повыш показаниями наведенной -активности по ср с показанями в нефтеносной, т.к. ниже ВНК содержится больше ядер натрия и хлора. МНА эффективен при определении положения ВНК, если мин-ция пластовых вод по NaCl выше 40 г/л. Граница ВНК опр-ся посередине превышения Iа водоносной части пласта над нефтеносной.
При опр-нии текущего положения ВНК по данным метода радиогеохимич эффекта сопоставляются замеры естественной радиоактивности до и в процессе перемещения ВНК. Естественная радиоактивность против обводненной части пласта аномально возрастает, а -активность нефтеносной его части остается неизменной. Радиогеохимич эффект может проявляться в скв при вытеснении нефти из пласта водой любой мин-ции. Он считается установившимся, если естественная радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10% выше радиоактивности естественного -поля. Радиогеохимический эффект в комплексе с другими методами ГИС позволяет с большой достоверностью опр-ть текущее положение ВНК.
По данным метода радиоактивных изотопов положение ВНК отм-ся повышением интенсивности Iи против водоносной части пласта в случае закачки активированной воды, а при закачке радиоактивной нефти интенсивность Iи возрастает против неф теносной части пласта. Такое различие обусловлено избирательным про никновением закачиваемых флюидов вследствие фазовой проницаемо сти водо- и нефтенасыщенных частей пласта по отношению к активиро ванным жидкостям. Граница ВНК отмечается подобно тому, как отбива ется ВНК по данным НГМ в случае закачки активированной воды и по данным ННМ-Т при использовании активированной нефти.
По данным метода индикации элементами с аномальными ней тронными свойствами в случае закачки в пласт водных растворов хло ристого кадмия (CdС12) ВНК отмечается по НГМ по точке спада регистрируемой In, а по ННМ-Т — по точке подъема Inт; при использовании в качестве активатора борной кислоты ВНК фиксиру ется НГМ и ННМ-Т по началу спада In и Inт.
8) По данным акустического широкополосного метода. ВНК отмечается по различию амплитуд: АРн АРв и АSн АSв:
На диаграммах НГМ и ННМ-Т, зарегистрированных однозондовым устройством, ГВК опр-ся по началу увеличения показаний НГМ или ННМ-Т в случае слабоглинистых коллекторов и небольшой зоны проникновения фильтрата промывочной жидко сти.
На диаграммах НГМ и ННМ-Т, зарегистрированных двухзондовым устройством, ГВК опр-ся по превышению показаний НГМ или ННМ-Т большого зонда lnб по ср с малым зондом lnм.
На диаграммах НГМ и ННМ-Т, зарегистрированных по методике временных замеров, ГВК опр-ся по наличию приращений на кривых, записинных в разное время зондами одной длины. Этот способ особенно эффективен в случае пластов со значи тельной зоной проникновения (больше радиуса исследования зондов НГМ или ННМ-Т). Разделение газоносной и водоносной частей пласта ос новано на явлении расформирования зоны проникновения газоносного коллектора в обсаженной скважине.
Замеры: I — до расформирования, II — после расформирования зоны проникно вения фильтрата промывочной жидкости.
ГВК опр-ся по данным термометрии. В перфорированных скв против газоносных пластов набл-ся отрицат температурные аномалии (за счет дроссельного эффекта tо резко понижается). По середине перегиба в нижней части выделяется ГВК.
Уверенно ГВК отбивается по данным акустических методов, особен но при использовании их широкополосной модификации. Газоводяной контакт фиксируется снижением амплитуды продольных волн и увеличе нием амплитуды поперечных волн при переходе от газоносной к водо носной части пласта.
На кривых НГМ или ННМ-Т, полученных по методике временных замеров, ГНК опр-ся по наличию положительных приращений против газоносной части пласта. Против нефтеносной части пласта показания интенсивности нейтронного гамма-лучения на разных кривых будут практически совпадать.
По данным термометрии газоносная часть пласта выделяется отрицательной аномалией температуры. По середине перегиба термограммы выделяется ГНК.
На кривых широкополосного акустического метода газоносная часть пласта хар-ся большим коэф-том затухания продольной волны и малым поперечной волны по сравнению с нефтеносной частью.
Если нефть вытесняется пластовой водой или закачиваемой водой с мин-цией, близкой к пластовой, kнт опр-ся по тем же методикам, что и коэф-т начальной нефтенас-ти:
Рн=н.п/в.п=ан/kвn=f(kнт) (1),
где ан – постоянная; kв – коэф-т водонасыщения; n – показатель степени, близкий к 2. Ф-лу (1) нужно исп-ть, когда получены значения текущего kв.
Для опр-я сопр-я водонасыщ породы исп-ся формула: Рп=в.п/в=ап/kпm (2),
где m – структурный показатель, примерно равный 2.
Если нефть вытесняется из пласта опресненными водами, то возникают сложности в опр-нии мин-ции (и соответственно ) вод:
kн.т=н.п.об/в.п.об; Р*п=в.п.об./см=ап/kпm , где н.п.об - обводнившихся нефтенасыщ пластов; в.п.об - обводнившихся водонасыщ пластов; см - смеси пластовой воды и воды,которой производится обводнение.
в.п.об= Р*псм, где Р*п – параметр пористости, установленный при мин-ции смеси Ссм, соответствующей данной стадии обводнения пласта. Параметр учитывает влияние поверхностной проводимости. Используются палетки (графики) Р*п=f(kп), построенные по известным значениям см, kп и глинистости. см и нагнетаемой воды может быть определено двумя способами: способом Кузнецова-Леонтьева и способом М.Х. Хуснуллина.
Способ определения ρсм по М.Х. Хуснулину основан на использовании методики В.Н. Дахнова, предназначенной для опр-я уд эл сопр-й пластовых вод по двум кривым UПС, зарегистрированным с глинистыми растворами, уд сопр-я фильтратов к-рых ρф1 и ρф2 разл-ся не менее чем в 5 раз.
Сопр-е ρсм находят в рез-те решения системы двух ур-ний :
UПС1=-kПСlg(ф1/см), UПС2=-kПСlg(ф2/см),
где UПС1, UПС2 - зарегестрированные разности потенциалов против обводненного пласта соответственно при известных электрических сопротивлениях промывочных жидкостей ρф1 и ρф2, kПС — коэф фициенты аномалии ПС.
Предлагается также графическое решение этих уравнений.
Такой способ определения ρсм связан с техническими трудностями, расходом средств и времени на приготовление и смену двух промывоч ных жидкостей разной минерализации и проведение двух замеров кри вой потенциалов ПС.
При использовании данных экранированных микрозондов kно определяют по параметру Рн=ρпп.нпρвфРпПп, где ρпп.нп — показания экранированного потенциал-микрозонда в нефте носной части пласта, ρв.ф — уд эл сопр-е сме си фильтрата промывочной жидкости и невытесненной пластовой воды; Рп — относительное сопр-е пласта, Пп.— параметр поверхностной проводимости.
Если в разрезе скв имеется соседний водоносный пласт, коллекторские св-ва к-рого близки св-вам изучаемого пласта, или пласт вскрыт скважиной в зоне ВНК, то параметр Рно рассчитыва ют по ф-ле Рно=ρпп.нп/ρпп.вп, где ρпп.вп - показания экранированного потенциал-микрозонда в водоносной части пласта.
При использовании данных экранированных микрозондов предъявляют более жесткие требования к глубине промытой зоны от стенки скважины (более 10 см) и менее — к толщине глинистой корки.
Н.М. Свихнушиным предложен способ оценки коэф-та остаточной нефтенасыщ-ти по данным микрозондирова ния. Суть этого способа состоит в том, что вычисляется параметр насыщения р'н = ρк.нп/ρк.вп (где ρк.нп, ρк.вп - показания микропо тенциал-зонда в нефтеносной и водоносной частях пласта) с последующим опр-ем kно по завис-тям Рн = f(kвт) с учетом мин-ции фильтрата промывочной жидкости.
Поскольку радиус исслед-я микропотенциал-зонда составляет 5-7 см, то данный способ оценки kно эффективен при Dзп/dc ≥ 2 и при водит к большим погрешностям в случае неодинаковой толщины глини стой корки против нефтеносной и водоносной частей пласта или при hгк > 1,5÷2 см).
Методика определения коэффициентов kнт и kно по дан ным ИННМ основана на использовании величины декремента затухания породы λnп связанной с коллекторскими свойствами и нефтенасыщ-тью пород и описываемой выражением
λп=λск(1-kп)+ kп[λв+kн(λн-λв)]+kгл(λгл- λск) (1)
где λск, λв, λн, λгл - декременты затухания соответственно для скелета породы с нулевой глинистостью; воды, насыщающей пласт; нефти в пластовых условиях; глинистого материала.
Данные ИННМ позволяют оценить коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ- при соблюдении след усл-й: вытесне ние нефти из пласта осущ-ся водой мин-ции 200-250 г/л при kп = 10÷15 % или Св ≥ 100÷150 г/л при kп > 15÷20 %. В неглини стых высокопористых коллекторах возможно оценивать kн и при мин-циях 30÷100 г/л. Коэф-ты текущей и остат нефтена сыщ-ти рассчитываются по ф-ле
kн=[kп(nв-nск)- (’nп-nск)]/[ kп(nв-nн)],
где λ’пп=λпп-kгл(λпгл-λпск), исправленная за глинистость величи на декремента затухания породы-коллектора. Величины λnск и λnгл рассчитывают по рез-там хим анализа керна.
Значения λnв и λnн оцениваются по измерениям ИННМ в неглини стых опорных пластах с известными kп, kн и λnск с использованием ф-лы (1), а также расчетным путем по данным хим анализов воды и нефти. Коэф-ты пористости и глинистости опр-ют по данным ГИС или керновых анализов.
При графическом способе опр-ия коэф-тов текущей kнт и остат kно нефтенасыщ-ти исп-ся опорные водоносные и нефтеносные пласты с известными величинами kн и kп. На плоскость λn=f(kп) наносят точки для водонос ных и нефтеносных неглинистых пластов и строят линии регрессии λnквп=f(kп) и λnкнп=f(kп). В случае глинистых пластов в λnкп вводится поправка за влияние kгл. Для построения семейства линий kн расстояния м/у граничными линиями делят на число частей, кратных шагу изменения kн. Величина kн=100 % соответствует фиктивному коэф-ту нефтенасыщ-ти, получившейся за счет воды с эквивалентной мин-цией Св< 5 г/л по NаСl.
Рис.1. Интервалы: 1- нефтенасыщенные, 3 – частично обводненные, 2 – водоносные и выработанные. Шифр кривых – kн,%.
При обводнении пласта пресными нагнетаемыми водами в пласт за качивается вода высокой мин-ции с λnвм, а затем пресная вода с λnвпр = λн (по хлоросодержанию) и в обоих случаях по данным ИННМ устанавливаются декременты затухания пласта с минерализ водой kпПм и с пресной λnппр. Коэф-т kно рассчитывают по ф-ле
kно=(kп(λnв-λпск)- (λ’nп-λпск))/( kп(λnв-λпн)) , причем λnск, λnп и λnв находят из соотношений λnск = (λnппр - λnвпрkп)/(1- kп),
λ’nп = λnпн и λnв= λnвм.
Запись дебитограммы может быть непрерывной и точечной. Непрерывная диаграмма обычно записывается в масштабе 1:200. Диаграммы записываются в интервале перфорации и прилегающих к нему участках. По данным непрерывной диаграммы намечают точки для точечной диаграммы. Расстояния м/у точками выбирают след обр: если резкое изм-е показаний, то т. отстоят друг от друга на 0,4-0,2 м, а где малое изменение – на 1-2 м.
По данным точечных измерений строят интегральную диаграмму, к-рая представляет завис-ть показаний от глубины и дифференциальную диаграмму, к-рая показывает изм-е удельного расхода (дебита) по глубине для каждого пласта. Интервалы, к-рые отдают и принимают флюид отмечаются увеличением числа импульсов.
Профилем притока или приемистости наз график завис-ти кол-ва Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины z ее залегания:
где hп и hк – соответственно глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скв; qz – удельный дебит (расход).
Профиль расхода жидкости при движении ее вверх по стволу сква жины наз профилем притока, при движении ее вниз - профилем приемистости. Кривые нарастающего значения расхода описываются вы ражением вида
Дифференцирование этих кривых по z дает кривые расхода отдельных участков скважины
qz = ΔQz/Δz.
Интегральные про фили расхода часто получаются искаженными и требуют корректировки. Дифференциальный профиль строится на основе откорректирован ной интегральной профилеграммы по расчетным значениям уд дебита (расхода) qi с помощью ф-лы
qi = (Qimax - Qimin)/Δl
Qimax и Qimin - соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам lверх и lни, Δl = lниж - lверх величина выбранного интервала.
По этому профилю определяются расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 49).
Рис. 49. Пример построения профилей притока.1 — точечные замеры, 2 — интервал перфорации.
Интервал l1 – l2 разбивают на участки Δl по интегральной кри вой профиля. На глубине l’ расход жидкости составляет Q’ при содержа нии воды С’в, определенном по влагограмме. Кол-во воды, посту пающей из этого участка, Qв=qв(l’ – l1)=Q’C’в/100,
нефти – Qн=Q’–Qв(l’– l1)
На дифференциальной дебитограмме на участке l’ – l1 в масштабе откладывают кол-во воды.
На участке l' - l" общий дебит на глубине l" составляет Q" при со держании воды C"в. Аналогично опр-ют раздельное содержание воды и нефти в общем потоке на глубине
Qв(l’ – l’’) = Q" C"в/100; Q"н= Q" - Q"в.
Для участка l' - l" определяют кол-во воды и нефти след обр:
Qв(l’ – l’’) = Qв" - Qв(l’ – l1)
Qн(l’ – l’’) = Qн" – Qн(l’ – l1)
Таким способом опр-ют по отдельности расходы нефти и воды по всем участкам продуктивной толщи и на дифференциальный профиль наносят данные по нефти и воде.
Рис. 52. Выделение работающих ин тервалов в обсаж скв по кривой термокондуктивного расхо домера. Участки пласта: 1 – работающие, 2 – неработающие, 3 – профиль притока флюида, 4 – вода, 5 – нефть.
В случае однофазного потока на кривой термокондуктивного расхо домера нижняя граница интервала притока или приемистости флюида отм-ся переходом от max значения ΔТ к меньшему, а верхняя — min ΔТ (рис. 52).
На термокондуктивной расходограмме набл-ся ряд хар- ных интервалов:
1)участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями ΔТэк, соответствующими суммарному дебиту (расходу) скважины;
2) участок эксплуатационной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти ΔТон и в воде ΔТов,в остановленной скв четко отм-ся раздел нефть—вода по резкому возрастанию приращений ΔТ при пересечении прибором контакта воды с нефтью;
3) участок установившегося потока в интервале работающих пла стов с показаниями ΔТу;
4) участок в лифтовой колонне, отмечающийся снижением показа ний ΔТлк за счет возрастания линейной скорости движения флюида.
При двухфазном потоке интерпретация терморасходограммы ус ложняется. В этом случае выделено четыре основных типа терморасходограмм при различных соотношениях величин расходов воды и нефти.
При анализе повторных профилей расхода в ряде случаев можно выявить интервалы обводнения пласта. Динамика производительности обводняющегося пласта такова, что на начальной стадии обводнения приток снижается из-за уменьшения относительной проницаемости при двухфазном течении жидкостей, а затем возрастает. Если вязкость воды меньше вязкости нефти, то при неизменной депрессии приток из обводнившегося интервала становится выше, чем до обводнения.
Данные диэлькометрической влагометрии дают возможность определять состав и содержание флюидов в смеси по вели чине их диэлектрической проницаемости. Т.к. относительная диэлек трич проницаемость воды изм-ся в завис-ти от мин- ции от 50 до 80 отн. ед., а нефти — от 2 до 4 отн. ед., то появление воды в нефти и газе существенно увеличивает диэлектрич проницаемость смеси. С целью кол-венного опр-я содержания нефти и воды в смеси влагомеры градуируют и по рез-там градуировки строят эталонировочный график завис-ти относительного разностного па раметра f*=(f-fн)/(fв-fн) от %-ного содержания воды в сме си Св.
Для этого определяют показания влагомера в безводной нефти fн, в воде fв и водонефтяной смеси f.
В добывающих скв, работающих нефтью с водой, по совмест ным данным влагометрии и расходометрии опр-ют содержание воды в нефти.
Кол-венную интерпретацию данных дебита и обводнения сква жин проводят в двух точках, расположенных над и под продуктивным интервалом. Суммарный приток жидкости Q, а также отдельно нефти Qн и воды Qв из этого интервала вычисляют по ф-лам Q=Q2-Q1; Qв=Q2Св2- Q1Св1; Qн=Q-Qв, где Q2, Q1 и Св1, Св2 – соответственно притоки и доли воды в объеме нефти, измеряемые над и под пластом.