 |
21. Исследование характера насыщения пластов в закрытом стволе скважины: Нефть – вода большой минерализации; Вода – газ.
|
|
|
|
21. Исследование характера насыщения пластов в закрытом стволе скважины: Нефть – вода большой минерализации; Вода – газ.
Для решения указанных задач применяются главным образом методы нейтронного каротажа – НГК, ННК-т, ИННК, ИНГК.
Применение НК для расчленения водоносных и нефтеносных горизонтов основано на различном содержании в них Cl. Поэтому исследования эффективны только в районах с высокой минерализацией ПВ – 100-250 г/л.
Разделение газоносных и нефтеносных (либо водоносных) интервалов основано на разном содержании водорода в газе и жидкости. Содержание водорода в газе составляет 50-60% от содержания водорода в воде даже при давлении 30-40Мпа.
Для выделения газоносных пластов в обсаженных скважинах применяются два способа. Если пласт однороден по пористости в скважине проводят НГК стандартной аппаратурой с кадмиевой экранировкой детектора. На кривой газоносная часть пласта выделяется более высокими значениями, чем нефтеносная или водоносная.
Если однородность пласта по пористости не подтверждена другими данными, используется способ повторных замеров. С этой целью проводят первый замер НГК сразу после спуска и цементирования колонны, а второй – спустя некоторое время, необходимое для расформирования зоны проникновения. Газоносная часть пласта выделяется на кривой повышенными значениями, а водоносная или нефтеносная – такими же значениями как на первой кривой.
22. Выделение отдающих интервалов. Расходомеры: механический, термокондуктивный.
Для определения профиля притока жидкости из пласта в нефтедобывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных применяются специальные приборы – расходомеры, измеряющие скорость потока жидкости по колонне. Измерения проводят только в действующих скважинах. Зная диаметр колонны и скорость потока, нетрудно пересчитать эти данные в величину притока(дебита) или расхода жидкости при закачке ее в пласт. Имеются два типа расходомеров – механические и термокондуктивные.
|
|
|
Основной частью термокондуктивного расходомера является нагреваемый электрическим током датчик. Поток жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. По изменению сопротивления судят о скорости потока. Прибор дает лишь качественную картину профиля притока.
Для более точных измерений применяется механический расходомер с поточечной регистрацией результатов измерения, основной рабочей частью которого является крыльчатка, вращающаяся под действием потока жидкости. Скорость вращения крыльчатки зависит от скорости потока. Вращательное движение крыльчатки преобразуется в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность.
По данным измерений строят кривую дебита или расхода жидкости. Характер профилей притока и расхода позволяет судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию об эффективной мощности продуктивного пласта.
Исследование состава жидкости в колонне.
Состав флюидов в стволе скважины устанавливают с помощью резистивиметрии, влагометрии, плотностного гамма- гамма-метода и кислородного метода.
Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины нефть, газ, воду и их смеси. Различают смеси гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель или отдельных слоев) и гидрофобные (вода в нефти содержится в виде капель). Вид диаграмм обусловливается типами флюидов и их смесями в колонне. При контакте однородных флюидов (нефть, вода) или осадка с флюидами на кривых резистивиметрии граница между средами с различной электрической проводимостью отмечается скачком, вид кривых гладкий. Гидрофильные смеси фиксируются либо высокой электропроводимостью на диаграмме резистивиметрии (кривая носит пилообразный характер с выбросами в сторону снижения проводимости — капельная нефть в воде), либо резкими изменениями электропроводимости большой амплитуды (слоистая нефть в воде). Гидрофобная смесь (вода в нефти) характеризуется низкой электропроводимостью, кривая резистивиметрии изрезана с незначительными редкими увеличениями значений проводимости. Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана.
|
|
|
В случае существенного изменении температуры в интервале исследований (более 2°С) в показания индукционного резистивиметра вносят температурную поправку, приводя тем самым значения электропроводимости к одной температуре, например к забойной. В противном случае диаграмма резистивиметрии может быть интерпретирована неверно.
Влагометрия (диэлькометрия) дает возможность определять состав и содержание флюидов в смеси по величине их диэлектрической проницаемости. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды изменяется в зависимости от минерализации от 50 до 80 отн. ед., а нефти от 2 до 4 отн. ед., появление воды. в нефти и газе существенно увеличивает диэлектрическую проницаемость смеси.
Метод ГТМ-П в его селективной модификации позволяет устанавливать состав и содержание флюидов в стволе скважины на основе изучения их плотности.
Разработаны два способа определения плотности жидкости: ГГП-П — по изменению интенсивности гамма-излучения после прохождения гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между источником и детектором гамма-излучения, и ГГП-Р — по рассеянию γ -квантов окружающей прибор жидкостью.
Модификацию ГГП-П наиболее часто используют в практике, с ее помощью детально изучают плотность смеси между источником и детектором, а методом ГГП-Р определяют среднюю плотность смеси по всему сечению колонны.
По эталонировочным графикам плотностемеров измеренные интенсивности рассеянного гамма-излучения переводят в величины плотности δ см. При известных значениях плотности нефти δ н и воды δ в в изучаемом интервале ствола скважины определяют содержание нефти и воды в водонефтяной смеси. Данные о δ н и δ в можно получить по результатам анализа проб воды и нефти, отобранных в процессе эксплуатации пласта.
|
|
|
На плотностеграмме переход от воды к нефти отмечается поначалу повышения интенсивности рассеянного гамма-излучения.
Кислородный метод (кислородно-активационный нейтронный гамма-метод—КАНГМ) дает возможность оценивать состав-флюидов в колонне и затрубном пространстве по результатам регистрации жесткого гамма-излучения активированных ядер кислорода быстрыми нейтронами в изучаемых средах.
Водоносные участки в стволе скважины отмечаются повышенными значениями IКАНГМ по сравнению с нефтегазовыми.
|
|
|
