17.1. Контроль перемещения водонефтяного контакта и определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности    

17.2. Исследование состава жидкости в стволе действующих эксплуатационных скважин                                                                                  

17.3. Контроль перемещения газожидкостных контактов и определение текущего коэффициента газонасыщенности                                                         

17.4. Дебитометрия нефтяных и газовых скважин                                        

17.5. Контроль цементирования скважин                                                      

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

 

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

 

17.1. КОНРОЛЬ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТЕКУЩЕЙ И ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

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

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

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

 

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

Положение ВНК в обсаженных неперфорированных скважинах определяют методами радиометрии.

1.       Нейтронный гамма-метод.

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

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

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

3. Импульсный нейтрон-нейтронный метод.

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

4. Импульсный нейтронный гамма-метод.

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

5. Метод наведенной радиоактивности.

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

6. Метод радиогеохимического эффекта.

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

7. Метод радиоактивных изотопов.

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

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

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

 

8. Метод индикации элементами с аномальными нейтронными свойствами.

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

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

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

 

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

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

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

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

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

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

DUСП1=-kСПlg(rф1/rсм) и DUСП2=-kСП(rф2/rсм)

где UСП1,UСП2— зарегистрированные разности потенциалов СП против обводненного пласта соответственно - при известном электрическом сопротивлении фильтрата ПЖ rф1и rф2; kс коэффициент аномалии СП.

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

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

в случае неоднородного пласта для каждого обводненного пропластка

где DUобСП1, DUобсп(i-1)-1— соответственно приращения потенциалов СП против обводненного однородного пласта относительно условной нулевой линии глин и против i-го прослоя относительно (i—1)-го прослоя по кривой СП обводнявшегося пласта; Ада.глда.пда.п i-1, Ада.п.i — диффузионно-адсорбиионная активность глины, однородного пласта, (i—1)-го и i-гo прослоев соответственно; rсм, rсм(i-1), rсм i — сопротивление смеси пластовой воды с нагнетаемой в однородном обводненном пласте, в (i—1)м и i-м прослоях соответственно.

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

Восстановление амплитуды DUсп в возможно по статистическим связям αcп=f(Iγ) картам изолиний αсп этого пласта, прослеживающегося в соседних необводнившихся скважинах, по формуле DUспв= αспDUспоп, где DUспоп—величина аномалии потенциалов СП против опорного пласта.

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

Для определения rвпоб по Рп* находят коэффициент пористости kп интерпретируемого обводненного пласта с помощью наиболее достоверных методик (см. раздел 16.4 и 16.5).

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

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

Рис 17 4 График зависимости относительной ошибки б в определении коэффициента текущей нефтенасыщенности kн.т от коэффициента обводнения αсп=DUспоб/DUвсп

Шифр кривых —rсп

 

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

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

2.eпн=В-Сkп+Аkпme-nkпkвр+qkп
где
eп.н —относительная диэлектрическая проницаемость нефтеносного пласта, определенная по данным ДМ; kв, kп — коэффициенты водонасыщенности и пористости; А, m, n, р, q — эмпирические коэффициенты, устанавливаемые для конкретных продуктивных отложений в зависимости от минерализации насыщающего флюида; В, С —коэффициенты, зависящие от диэлектрической проницаемости твердой фазы породы и нефти.

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

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

Шифр кривых — kвт, %

 

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

Обсаженные скважины. Методика определения коэффициентов текущего и остаточного нефтенасыщения по данным ИНЫМ разработана Ф. А. Алексеевым, Я.Н.Васиным и Д. М. Сребродольским [92, 112]. В ее основе лежит величина декремента затухания тепловых нейтронов для пород в целом λп, связанная с коллекторскими свойствами и перенасыщенностью пород и описываемая выражением λпск(1—kп) +kпв + kнн—λв] + kглгл—λск), гдe λск, λв,н,λгл — декременты затухания соответственно для скелета породы с нулевой глинистостью, воды, насыщающей пласт, нефти в пластовых условиях и глинистого материала.

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

Коэффициенты текущей и остаточной нефтенасыщенности рассчитывают по формуле

где λп'=λ—kглгл—λск)—исправленная за глинистость величина декремента затухания.

Значения λск и λгл находят расчетным путем по результатам химического анализа керна, λв и λн оценивают по измерениям ИННМ в неглинистых опорных пластах с известными kн ,kн и λск с использованием формулы (17.2), а также расчетным путем по данным химических анализов воды и нефти.

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

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

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

При обводнении пласта пресными нагнетаемыми водами возможно определить величину остаточной нефтенасыщенности или близкую к ней. С этой целью в пласт закачивают воду высокой минерализации с λвм, а затем пресную воду с λ.в.пр = λн (по хлорсодержанию) и в обоих случаях по данным ИННМ устанавливают декременты затухания пласта с минерализованной λп.м н пресной λп.пр водой. Коэффициент kн.о рассчитывают по формуле (17.2), причем Лск находят из соотношения λск = (λп.пр—λв.прkп)/(1—kп), а λ' =λпм И λв—λвм

Достоверность определения kнт и kн.o существенно зависит от точности расчета λск, особенно в коллекторах сложного минерального состава.

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

λ'п= λск(1—kп) + λ'в(1— kн) kпн kп kн

λ''n= λск(1—kп) + λ''в(1— kн) kпн kп kн

и решают ее относительно kн и λск, зная kп по данным ГИС или керну и λн. Для водоносного пласта λп= λск(1—kп) +λвkп, решая подобную систему уравнений, можно определить kп и λск.

В случае глинистого коллектора устанавливают λск.гл без дополнительного определения λгл и kгл. Данный способ обеспечивает точность определения λн.т и kн.о с относительной погрешностью ±10%.

Коэффициенты текущего kвыт.т и конечного kвыт.к нефтевытеснения рассчитывают соответственно по формулам kавт.т = (kн—kн.т)/kн и kвыт.к=(kн—kно)/kн, в которых определение kн и kн.т исходных величин рассмотрено ранее.

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

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

При использовании данных экранированных микрозондов определение kн.o производят по величине параметра насыщения Рно = ρпп.нвфРпПп, где ρпп.н — показания экранированного микрозонда МБК в нефтеносной части пласта; ρв.ф — удельное сопротивление смеси фильтрата ПЖ и невытесненной пластовой воды; Пп — параметр поверхностной проводимости; Рп — параметр пористости.

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

При использовании данных экранированных микрозондов определение kн.o производят по величине параметра насыщения Рно = ρпп.нвфРпПп, где ρпп.н — показания экранированного микрозонда МБК в нефтеносной части пласта; ρв.ф — удельное сопротивление смеси фильтрата ПЖ и невытесненной пластовой воды; Пп — параметр поверхностной проводимости; Рп — параметр пористости.

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

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

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

Исследования осуществляют в следующем порядке:

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

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

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

второй замер удельного сопротивления ρвп.

Коэффициент kн.o оценивают по формуле kн.o = 1— (ρн.опвп)1/n, где n — показатель степени в эмпирической связи вида Рн = kв-n.

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

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

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

Возможно определение коэффициента вытеснения по величинам объемной влажности промытой части пласта ωпп = kпkвпп и объемной влажности незатронутой обводненной части пласта
kвыт= (ωпп—ωп)/kпkн= (ωп—ωп)/(kп—ωп].

Значения объемной влажности находят по величине параметра влажности Pwп = ρпвПп = f (ωп) И Pωпп = ρппсмПпп = f(ωпп), где ρп и ρпп — соответственно удельные сопротивления необводненного и промытого пласта; Пп, Ппп — соответственно параметры поверхностной проводимости при ρв и ρсм.

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

 

 

17.2. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ЖИДКОСТИ В СТВОЛЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

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

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

Рис 17 6 Типовые формы диаграмм индукционного резистивиметра:

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

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

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

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

 

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

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

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

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

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

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

 

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

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

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

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

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

 

Определение доли воды Св и нефти Сп в водонефтяной смеси осуществляют по формулам С= (δсм—δн)/(δв—δн), Сп=1-Св или номограмме (рис. 17.12). Ошибки в оценке Св и Сн связаны с неточным нахождением δв по поверхностным пробам и с изменением минерализации воды в процессе обводнения пласта.

Рис 17 11 Номограмма для определения содержания воды Св по плотности водонефтяной смеси δсм.

Шифр кривых — δв, г/см3

 

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

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

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

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

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

17.3. КОНТРОЛЬ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ КОНТАКТОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕГО КОЭФФИЦИЕНТА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

Определение перемещения ГЖК, коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности и газоотдачи производят на основе промыслово-геофизических исследований эксплуатационных контрольных и оценочных скважин.

Текущее положение ГВК устанавливают по результатам геофизических исследований необсаженных или обсаженных неметаллической колонной оценочных и контрольных скважин аналогично определению границ первоначального ВНК (см. раздел 16.1).

В обсаженных неперфорированных скважинах текущее положение ГВК устанавливают по кривым методов НГМ, ННМ-Т, ННМ-НТ, ИННМ и ИНГМ, по повышенным показаниям регистрируемой интенсивности против газоносной части пласта по сравнению с водоносной независимо от минерализации подстилающих вод.

Аналогичная картина наблюдается при определении текущего положения ГВК в перфорированных скважинах по кривым нейтронных методов.

По данным термометрии в перфорированных скважинах контакт газ — вода фиксируется посередине нижнего участка температурной аномалии, возникающей за счет дроссельного эффекта. Более четко ГВК отмечается по кривым аномалий термометрии.

По данным AM газоносная часть пласта фиксируется высокими значениями интервального времени прохождения упругих колебаний и большими значениями коэффициента затухания. Наибольший эффект получается при использовании низкочастотного AM в необсаженных и обсаженных скважинах.

Текущее положение ГНК устанавливают по кривым НГМ, ННМ-1, ННМ-НТ, ИННМ, ИНГМ, термометрии и низкочастотного AM аналогично определению ГВК. в обсаженных и необсаженных скважинах.

Для оценки коэффициента текущей газонасыщенности используют данные временных замеров нейтронных методов — НГМ, ННМ-Т, ИННМ и ИНГМ. По результатам этих замеров с помощью методик, изложенных в разделе 16.5, определяют текущие значения газонасыщенности и анализируют динамику их изменения во времени относительно начальной газонасыщенности, установленной по данным комплекса ГИС на момент вскрытия пласта.

Низкие значения kг, изменяющиеся в пределах ошибки измерения (+5%), могут считаться значением остаточного коэффициента kг.о.

Для оценки kг повторные замеры нейтронных методов сопоставляют по коэффициентам дифференциации против опорных пластов и стандартизируют с целью установления единых масштабов первого и повторных замеров, приводят к пластовому давлению первого замера, затем по исправленным значениям повторных замеров выделяют пласты с изменившейся за время между сопоставляемыми замерами газонасыщенностью и оценивают газонасыщенность этих пластов [12].

В случае определения коэффициента текущего kг.т или остаточного kг.o газонасыщения по данным ИННМ основу составляет величина декремента затухания тепловых нейтронов газоносного пласта λп.г, связанная с его коллекторскими свойствами и газонасыщенностью.

Коэффициенты kг.т и kг.о рассчитывают по формуле (17.2), в которой значение λн заменяют величиной λг.т, представляющей собой декремент затухания в газе при пластовых условиях. Величина λг.т зависит от химического состава газа и, в отличие от нефти, еще и от текущего значения пластового давления, что важно учитывать при определении λг.т. Значение λг.т находят расчетным путем по известному составу газов или по экспериментальным данным [12].

Определение коэффициентов текущей газонасыщенности при вытеснении газа нефтью в нефтегазовых залежах производят по данным нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т, ИННМ).

В случае наличия в разрезе скважины опорных газоносных и нефтеносных пластов с коллекторскими свойствами (в основном по пористости и глинистости), одинаковыми со свойствами изучаемого пласта, kг.т определяют с использованием двух опорных пластов по зависимости, установленной или по экспериментальным скважинным измерениям, или на моделях пластов: DIn= (In—In.н.п)/(In. гл—In н.п)=f(kг), где In, In н.п, In г.п — регистрируемая интенсивность применяемого нейтронного метода соответственно против изучаемого пласта, нефтеносного и газоносного пластов с предельной газонасыщенностью, известной, например, по результатам интерпретации БЭЗ.

Если же пористость продуктивной части разреза имеет многомодальное распределение, то, разбив все продуктивные пласты по пористости на конечное число групп, оценивают изменение показаний нейтронных методов для каждой из этих групп и с последующим использованием двух опорных пластов устанавливают зависимость DIn = f(kг) для каждой группы пластов.

При отсутствии в скважине опорного газоносного пласта или изменении его насыщенности в процессе разработки залежи значение его декремента затухания тепловых нейтронов по данным ИННМ определяют по формуле lопг.п = λопг.п—knkгн—λг), приняв при этом коэффициент его начальной газонасыщенности kг равным известному значению kн опорного нефтеносного пласта (kг = kн) при равенстве их коэффициентов пористости. В нефтегазовой залежи выбрать опорный нефтеносный пласт обычно не составляет трудности, и поэтому λопн.п легко определяется в каждой скважине.

Дальнейшее определение kг.т осуществляют с помощью эмпирической зависимости q= (λn—λопн.п)/(λопг.п—λопн.п) =f(kг.т).

Результаты исследований возможностей нейтронных методов при определении kг, проведенные для газонефтяных залежей Западного Предкавказья [19], показали: 1) наибольшей чувствительностью в области kг<40% обладает ИННМ, а при kг>40% —НГМ и ННМ-Т; 2) минимальные значения kг, которые могут быть определены по данным нейтронных методов исследования скважин, следующие: для ННМ-Т с зондом 70 см 4—5%, для ИННМ 9—10% и для НГМ с зондом 50 см 25%.

Коэффициент остаточной газонасыщенности kг.o устанавливают по данным нейтронных методов в заводненной части пласта вблизи ГВК по методике определения kг, описанной выше.

 

 

17.4. ДЕБИТОМЕТРИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Эксплуатационные характеристики пласта, к которым относятся дебит и приемистость, работающая толщина, давление, продуктивность и другие показатели — важнейшие параметры, контролируемые в процессе разработки месторождения.

Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе эксплуатационных или нагнетательных скважин, определяют глубинными механическими или термокондуктивными расходомерами,

Результаты измерений механическими расходомерами помогают решать следующие задачи:

выделение интервалов притока пли приемистости в действующих эксплуатационных или нагнетательных скважинах;

выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;

определение характера расположения общего расхода или дебита по отдельным пластам, разделенными неперфорированными интервалами;

получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

При исследовании потока в стволе скважины глубинными расходомерами получают интегральные профилеграммы и на их основе строят дифференциальные профили.

Исследование потока жидкости в стволе скважины производят градуированными расходомерами. Согласно градуировочной характеристике, представляющей собой зависимость числа оборотов турбинки n (об/мин) от объемного расхода жидкости Q (м3/сут) (рис. 17.14), определяют абсолютные суммарные дебиты изучаемых отдающих или поглощающих интервалов.

Рис 17 13 Эталонировочный график зависимости показаний механического расходомера n от объемного дебита (расхода) жидкости Q.

Qп — порог чувствительности расходомера

 

Интегральные профилеграммы строят по результатам точечных измерений.

Первичные интегральные профилеграммы требуют коррекции, так как часто искажаются под влиянием различных причин, основные из которых следующие [1]:

измерение профилей притока или приемистости производят при неустановившемся режиме работы скважины после ее пуска или при периодическом фонтанирующем режиме ее работы, признак такого искажения — кажущийся приток жидкости или поглощение ее в неперфорированной части разреза (рис. 17.15, а);

влияние вихревого движения жидкости приводит к появлению провалов на профиле при согласном направлении вращения жидкостного вихревого потока и углов атаки лопастей турбинки (рис. 17.15,б) или превышений при встречном направлении вращения вихревого потока (рис. 17.15, в);

нестабильность работы глубинного прибора и непостоянство коэффициента пакеровки прибора (рис. 17.15, г);

непостоянство физических свойств двухфазного потока, в основном вязкости и плотности флюидов, и их влияние на коэффициент пакеровки;

различие скоростей составляющих потока от средней его скорости движения в колонне;

перепад давления на приборе, при котором действие прибора подобно забойному штуцеру;

неправильная привязка дебитограммы по глубинам к интервалу перфорации (рис. 17.15,д);

неравномерность движения прибора во время записи.

Поэтому первичные интегральные профилеграммы требуют коррекции. Неповторяющиеся участки профилеграмм корректируют путем их усреднения. Корректировка различных случаев искажения интегральных профилей показана на рис. 17.15.

Рис 17 14 Примеры искажений профилеграмм и коррекции их формы.

Искажения: а — неустановившийся режим или периодическое фонтанирование- б — согласное направление вращения жидкостного вихревого потока и углов атаки лопастей турбинки; в — то же при встречном направлении вращения вихревого потока- г —нестабильность работы расходомера; д - неправильная привязка дебитограммы по глубине
Профили: 1 — зарегистрированные, 2 — исправленные; 3 - интервалы перфорации-дифференциальные профили: 4 — искаженные, 5 — исправленные

 

Профилем притока, или приемистости, называют график зависимости количества жидкости Q, поступающей из единицы толщины (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины ее залегания z: Q=, где Нп и Нк — соответственно глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скважины; qz —удельный дебит. Могут быть профили расхода жидкости при движении ее вверх по стволу скважины (профиль притока) или при движе­нии ее вниз (профиль приемистости). Кривые нарастающего значения расхода описываются выражением вида Qz= , дифференцирование которого по z дает кривые расхода отдельных участков скважины qz=DQz/Dz. Нормирование кривой qz производят по величине Q, как это следует из приведенных выше формул.

Профиль — основной исходный источник информации о распределении контролируемой величины потока в стволе скважины вдоль вскрытого перфорацией продуктивного разреза.

Изучение профилей притока или приемистости начинается на начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периодически в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин.

Рис 17 15 Пример выделения работающих интервалов по данным расходомстрии и построения дифференциальных профилей по механическому расходомеру.

1 — интервал перфорации; 2 — дифференциальный профиль; 3 — кривая дебитомера. ВHР - водонефтяной раздел; НКТ — башмак насоcно-компрессорных труб; DT1-4 — температурные аномалии

 

На начальном этапе разработки месторождения после пуска скважины в эксплуатацию и выхода ее на установившийся режим должен быть снят опорный профиль. Он снимается наиболее тщательно и отражает условия, когда пластовое давление близко к первоначальному, продукцией является безводная нефть, воздействие закачки па отдачу и энергетические параметры пластов несущественны. С опорным профилем в последующем должны сопоставляться все последующие профили.

Дифференциальный профиль строят на основе откорректированной интегральной профилеграммы по расчетным значениям удельного дебита (расхода) qi с помощью формулы qi = Qi max— Qi min/Dl, где Qimax и Qi min — соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам lверх и lниж; Dl = lниж—lверх — величина выбранного интервала. По этому профилю определяют расход жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 17.16).

Рис 17 16 Пример обработки показаний механического расходомера и влагомера

1 — нефть; 2 — вода; 3 — интервал перфорации

 

Кроме этого, при двухфазном потоке по данным совместной интерпретации дифференциального профиля и влагограммы вычисляют процентное содержание воды и нефти, положение интервалов их притока (рис. 17.17).

Интервал L1—L2 разбивают на участки DL по интегральной кривой профиля. На глубине L1 расход жидкости составляет QI при содержании воды С'в, определенном по влагограмме. Количество воды, поступающей из этого участка, будет Qв(L1-L1)=100С1в ,нефти QH=QI-QВ(LI-L1).

На дифференциальной дебитограмме на участкеLI-L1, в масштабе откладывают количество воды. На участке LI-LII общий дебит на глубине LII составляет QII при содержании воды СВII Аналогично определяют раздельное содержание воды и нефти в общем потоке на глубине LII:QВ(LI-L1I)= QII/100C; QHII=QII-QВII.

Для участка LI-LII определяют количество воды и нефти следующим образом: QВ(LI-L1I)= QВIIВ(LI-L1), QH(LI-L1I)= QHIIH(LI-L1)

Таким образом определяют отдельно расход нефти и воды по всем участкам и на дифференциальный профиль наносят данные по нефти и воде.

Результаты измерений термокондуктивного расходомера позволяют выделять места притока и приемистости, выявлять места негерметичности обсадной колонны и наличие перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах. Количественная оценка расхода (дебита) возможна только при исследовании скважин с однофазным потоком.

На терморасходограмме при однофазном потоке наблюдается ряд характерных интервалов (рис. 17.18): 1) участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями DТэк, 2) участок эксплуатационной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти ДГН и в воде ДТВ; 3) участок установившегося потока в интервале работающих пластов с показаниями ДТУ; 4) участок в подъемной колонне, отмечающийся снижением показаний ДТПК за счет возрастания линейной скорости движения флюида.

Рис 17 17 Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по терморасходограмме.

Участки пласта: 1 — работающие, 2— неработающие; 3 — профиль притока флюида; 4 — вода; 5 — нефть

 

Интервалы притока и поглощения флюидов на кривой термо-расходометрии выделяются снижением показаний DT от подошвы к кровле интервала работающего пласта (см. рис. 17.10).

В случае двухфазного потока (водонефтяная смесь) интерпретация терморасходограммы усложняется.

Рис 17 18 Схематические кривые термокондуктивного расходомера при разных соотношениях расходов воды и нефти, I—IV — см. табл. 17.1

 

На рис. 17.19 приведены схемы основных четырех типов терморасходограмм, а в табл. 17.1 даны соотношения приращений температур DT в характерных точках и состав водонефтяного потока, при котором встречаются отмеченные формы диаграмм.


Tаблица 17 1
Критерии оценки качества цементирования обсадных колонн по данным акустического метода

Тип диаграмм

Характеристика терморасходограмм

Состав потока нефти и воды

I

DT1<DT2

DT3<DT2

DT4<DT3

DT4<DT2

Значительные притоки нефти с водой (>20 м3/сут); среда однородная, эмульсия устойчивая

III

DT1<DT2

DT3<DT2

DT4<DT3

DT4<DT2

Значительный приток нефти, водонефтяной раздел находится ниже работающего интервала; с ростом дебита разность Тн — Ту увеличивается

III

DT1<DT2

DT3<DT2

DT4<DT3

Слабые (1 — 10 м3/сут) удельные притоки нефти, воды, нефти с водой; интервал притока располагается под уровнем водонефтяного раздела; аналогично отмечаются поглощающие интервалы

IV

DT1<DT2

DT3<DT2

DT4<DT3

Слабый приток нефти при удельном дебите 10 — 30 м3/сут; интервал притока располагается под водонефтяным разделом

 

Основное назначение интегральных и дифференциальных профилей расхода — установление работающей толщины пласта и оценка в дальнейшем коэффициента охвата (воздействия) залежи системой разработки.

Недостатком механических расходомеров является их низкая пороговая чувствительность, поэтому часто подошва работающего интервала отбивается выше нижней границы перфорированного участка, а малые притоки или поглощения жидкости могут оказаться незафиксированными. В связи с этим интерпретация механических профилеграмм должна осуществляться в комплексе с терморасходограммами и кривыми высокочувствительной термометрии (см. рис. 17.16).

В газоносных пластах работающая толщина выделяется на кривой терморасходограммы аналогично нефтеносным.

В случае отсутствия опорных профилей интерпретацию материалов расходометрии с целью определения работающей толщины пласта необходимо проводить с привлечением данных об энергетических характеристиках пластов и величинах забойного давления на дату исследования.

Пластовое давление в эксплуатационных и нагнетательных скважинах определяют по данным комплексных исследований расходомером и забойным манометром на разных режимах работы скважины, так называемым методом установившихся отборов. Сущность этого метода состоит в том, что изменяется режим работы пластов путем смены штуцера, что приводит к изменению давления на забое и, следовательно, депрессии на пласт; измеряют забойное давление р3 в действующей скважине после установившегося режима работы и одновременно определяют профили притока или приемистости. По результатам измерений строят графики зависимости расхода Q от забойного давления р3 для каждого пласта, с помощью которых путем экстраполяции прямых до нулевого дебита находят давление для каждого пласта (рис. 17.20).

Рис 17 19 Индикаторные диаграммы, полученные при исследовании многопластового объекта

(I—IΙΙ — для трех отдельных пластов с давлением, МПа; 7—15,8, ΙΙ—15,6, ΙΙΙ—36,9; IV — суммарная с давлением 16,2 МПа)

 

Источники ошибок при применении этого метода — наличие гидравлической связи между пластами в затрубном пространстве, неточность глубинных измерений потоков и нарушение линейного закона фильтрации.

 

 

17.5. КОНТРОЛЬ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Под высоким качеством цементирования колонн понимается: 1) соответствие высоты подъема цемента в затрубном пространстве проектной высоте; 2} наличие цемента в затрубном пространстве в затвердевшем состоянии; 3} равномерное распределение цемента в затрубном пространстве; 5) надежное сцепление цемента с колонной и породами [37].

Рис 17 20 Определение качества цементирования обсадной колонны по данным термометрии и трехканального плотностного гамма-гамма-метода.

I — цемент равномерно заполняет заколонное пространство; IIV — колонна эксцентрична

 

Качество цементирования обсадных колонн контролируется методами термометрии, радиоактивных изотопов, гамма-гамма-методом и акустическим методом.

Метод термометрии позволяет установить верхнюю границу цементного кольца и выявить наличие или отсутствие цемента в затрубном пространстве.

Зацементированный интервал отмечается на термограмме повышенными значениями температуры на фоне общего постепенного возрастания ее с глубиной и расчлененностью кривой по сравнению с кривой против незацементированных участков скважины (рис. 17.21, 17.22).

Рис 17 21. Определение качества цементирования обсадной колонны по данным термометрии и метода изотопов.

I — цемент; 2 — раствор.
III —измерения до и после закачки изотопов

 

Уровень цемента по термограмме устанавливается на 5— 10 м ниже начала подъема кривой, учитывая распространение тепла вдоль скважины.

В интервале нахождения цемента дифференциация температурной кривой обусловлена литологией и кавернозностью разреза. Как правило, песчаным и карбонатным породам соответствуют пониженные температурные аномалии, глинистым — повышенные из-за различия их тепловых сопротивлений. Кроме того, в глинистых породах этот эффект чаще всего усилен за счет образования каверн, заполненных цементом.

Недостатки метода: зависимость от времени проведения измерений после закачки цемента (по истечении не менее чем 2 сут экзотермический эффект исчезает); малоэффективность повторных измерений из-за нивелирования температурных аномалий вследствие перемешивания жидкости в стволе скважины; сложность отбивки цементного кольца при высокой температуре окружающих пород на больших глубинах (свыше 2 км); невозможность контроля характера распределения цемента за колонной и степени сцепления его с колонной и породами.

Методом радиоактивных изотопов можно: 1) определить высоту подъема цемента; 2) выявить наличие цемента и установить характер его распределения в затрубном пространстве; 3) обнаружить в цементном камне каналы.

Наличие цемента в затрубном пространстве и его уровень подъема отмечаются повышенными значениями гамма-активности на повторной кривой ГМ за счет добавления в цементный раствор радиоактивных изотопов (рис. 17.22). Для более уверенной интерпретации регистрируют первоначальную (контрольную) кривую ГМ до закачки активированного цемента.

Для активации цемента обычно применяют короткоживущие изотопы 131I, 59Fe, 95Zr, 65Zn. Если требуется определить лишь высоту подъема цемента, то активируют только его первую порцию.

С целью изучения характера распределения цемента в затрубном пространстве используется гамма-дефектомер, с помощью которого регистрируется кривая интенсивности гамма-излучения в функции угла поворота свинцового экрана с продольной щелью, окружающего счетчик гамма-квантов. Если цемент распределен вокруг колонны равномерно, а фактический диаметр скважины постоянен в разных направлениях, то кривая ГМ будет близка к прямой, параллельной оси абсцисс. При неравномерной толщине цемента вокруг колонны па кривой ГМ. будут отмечаться отчетливые минимумы Iγmin. и максимумы Iγmax. Чем более неравномерно распределен цемент за колонной, тем значительнее разница DIγ = Iγmах—Iγmin.

Сопоставление контрольной и повторной кривых ГМ позволяет выявить интервалы проникновения активированной жидкости за колонной. При хорошем качестве цементирования колонны активированная жидкость проникает только в интервал перфорации, при плохом — в выше- и нижележащие водоносные пласты.

Кроме указанных выше изотопов используется изотоп радона 222Rn с применением нелетучих жидкостей. Так называемый индикаторный метод по радону обладает рядом преимуществ в сравнении с описанным методом: радон химически инертен, продукты его распада имеют высокую энергию гамма-излучения (до 2,45 МэВ), небольшой период полураспада и не адсорбируется оборудованием и горными породами.

Недостатки метода радиоактивных изотопов: необходимость соблюдать особые правила техники безопасности; возможность применять метод лишь в перфорированных скважинах; исследуются сравнительно небольшие интервалы скважины; трудоемкость работ, что приводит к длительному простою скважины.

Гамма-гамма-метод позволяет: 1) установить высоту подъема цемента; 2) определить наличие цемента и характер его распределения в интервале цементирования ; 3) фиксировать наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гель-цемент); 4) выявить в цементном камне небольшие раковины и каналы; 5) определить эксцентриситет колонны.

Поскольку плотность цементного камня δц (1,8—2 г/см3) и ПЖ δр(1,2—1,3 г/см3) значительно различаются, а интенсивность вторичного гамма-излучения Iγγ находится в обратной зависимости от плотности среды, на регистрируемой кривой ГГМ четко выделяются участки с цементом с пониженными показаниями Iγγ по сравнению с интервалами, содержащими за обсадной колонной промывочную жидкость (см. рис. 17.21).

Для контроля качества цементирования обсадных колонн применяют два типа измерительных зондов: многоканальный с тремя или четырьмя детекторами, расположенными симметрично относительно оси зонда и взаимно экранированными, и одноканальный с вращающимся в процессе измерений с заданной угловой скоростью экраном, который обеспечивает коллимацию гамма-излучения в радиальном направлении в пределах 30—50°. Совокупность кривых, зарегистрированных многоканальным зондом, называется цементограммой, кривая, записанная одноканальным зондом, — круговая цементограмма, а круговая цементограмма, полученная в масштабе длины окружности скважины при остановке зонда на заданной глубине с равномерной протяжкой ленты регистратора, называется дефектограммой.

Перед работой цементомеры и гамма-дефектомеры эталонируют с помощью специальных эталонировочных устройств.

Степень дифференциации кривых ГГМ определяется параметром Iγγmax/Iγγmin, т. е. соотношением максимальных и минимальных показаний рассеянного гамма-излучения в изучаемом интервале глубин. Чем больше отличается это отношение от единицы в данном сечении скважины, тем меньше центрирована колонна и менее равномерно распределен цемент в затрубном пространстве.

Приведем некоторые варианты оценки цементирования скважин по цементограмме, полученной с трехканальным зондом.

1. Показания Iγγ на кривых ГГМ одинаковые. Затрубное пространство заполнено целиком цементом или ПЖ. Показания Iγγ против интервала с цементом ниже, чем в жидкости (см-рис. 17.21,I).

2. Две кривые ГГМ совпадают и характеризуются более высокими показаниями, чем третья (см. рис. 17.21,II}. Колонна расположена эксцентрично. Детектор, фиксирующий низкие значения Iγγ находится вблизи места прилегания колонны к стенке скважины.

3. Две кривые ГГМ совпадают и характеризуются более низкими значениями Iγγ , чем третья (см. рис. 17.21,III). Колонна эксцентрична, два детектора расположены вблизи стенки скважины, и их показания обусловлены в основном влиянием горных пород, интенсивность третьего детектора связана главным образом с влиянием цемента. В случае цементированной колонны превышение Iγγ третьей кривой в каверне по отношению к интенсивности двух других кривых указывает на несплошную заливку цемента.

4. Все три кривые ГГМ не совпадают (см. рис. 17.21,IV). Колонна эксцентрична или заливка цемента односторонняя.

В зацементированном участке скважины наибольшие значения Iγγ характерны для каверн, так как плотность цементного камня, существенно меньше плотности горных пород.

Интерпретация круговых цементограмм мало отличается от интерпретации обычных цементограмм. При оперативной интерпретации на диаграмме проводят линии цемента Iγγцп (максимальные показания против каверны с цементом), породы Iγγp (минимальные показания против зацементированного участка скважины при номинальном ее диаметре), цемент — порода Iγγцп (максимальные показания против зацементированного участка скважины при номинальном ее диаметре), раствора Iγγp (максимальные показания на кривой против каверны с ПЖ), раствор — порода Iγγ pп (максимальные показания против незацементированного участка ствола скважины при номинальном ее диаметре). По относительному расположению этих линий судят о качестве цементажа

Критерии оперативной оценки по круговым цементограммам характера заполнения затрубного пространства скважины цементным камнем и жидкостями приведены в табл. 17.2.

Tаблица 17 2

Критерии оценки круговых цементограмм

Диаметр (мм) скважины dc и колонны df

dc=295

dк = I68

dc=2I4

dк=146

dc=193

dк=146

Цементный камень

Iγγmax/Iγγц

Iγγmax/Iγγцп

0,9—1,0

0,9—1,2

0,7—0,9

0,9—1,2

0,5—0,7

0,9—1,2

Жидкость

Iγγmax/Iγγц

Iγγmax/ Iγγцп

>1,5

>1,6

>1,3

>1,5

>1,0

>1,4

 

С помощью дефектограмм изучают распределение цемента по сечению колонны путем точечных измерений в заданных интервалах скважины. Если вещество в затрубном пространстве однородной плотности, то кривые дефектограмм имеют синусоидальный вид; наличие каналов в цементном камне и одностороннее цементирование обсадных колонн приводят к резкому искажению синусоидальных кривых..

Качество цементирования оценивают по протяженности положительной и отрицательной полуволн (рис. 17.23).

Рис 17 22 Пример определения качества цементирования обсадной колонны по данным круговой цементограммы (частота вмещения прибора 60 об/мин) и дефектогрaммы (частота вращения прибора об/мин).

1—цемент: 2—промывочная жидкость

 

Линия проводится так, чтобы а1≈а2. Если b1=b2, то цементирование хорошего качества, если b1≠b2 — плохого. Искажение правильной синусоидальной формы кривых Iγγ связано с наличием в цементном камне каналов площадью более 10% сечения скважины и с неравномерной заливкой цементного раствора.

На интенсивность Iγγ оказывает также влияние толщина стенки обсадных колонн.

На рис. 17.24 показаны результаты комплексных измерений дефектомером и толщиномером Привлечение данных о толщине стенок обсадных колонн значительно облегчает интерпретацию кривых контроля цементирования. При отсутствии толщинограммы можно было сделать неверный вывод о плохом качестве цементирования интервала 486—635 м.

Рис 17 23 Пример круговой цементограммы и толщинограммы

 

Количественную интерпретацию цементограмм осуществляют с целью оценки плотности веществе, в затрубном пространстве скважины и определения эксцентриситета обсадной колонны. Для этого используют номограммы (рис. 17.25, 17.26), представляющие собой графическое решение уравнений δсf( Iγγ o , hK, δп, ε ,dс); Э=f( I*γγ O , δс, δп, dc), где δс, δп — плотность соответственно вещества в затрубном пространстве и породы; Э=1—Lmin/Lmax— эксцентриситет обсадной колонны, Lmax, Lmin— максимальное и минимальное расстояние между стенками колонны и скважины; hK — толщина стенки обсадной колонны; Iγγ o= Iγγ max/ Iγγ c— отношение максимальных показаний па цементограмме к показаниям для стандартных условий (dc = 300 мм, dк=168 мм, δп=2,7 г/см3, Э=0, δc= 1,8 г/см3); I*γγo=1——Iγγ min/Iγγ max—относительное расхождение цементограмм.

Рис 17 24 Номограмма для определения эксцентриситета Э обсадной колонны в скважине

Рис 17 25 Номограмма для определения плотности вещества δс в затрубном пространстве скважины

Исходными данными для нахождения δс и Э являются hк, δп;dc;I*γγ и I γγ o

 

При неизвестном I γγ с для перевода I γγ max в I γγ о используют показания I γγ в той части ствола скважины, где известна плотность среды (ПЖ, каверна с цементом).

Преимущества метода: возможность проведения измерений независимо от времени, прошедшего после окончания цементирования.

Недостатки метода: невозможность выделения мелких каналов (если их площадь менее 8—10% площади сечения затрубного пространства скважины); необходимо, чтобы плотность цементного камня существенно отличалась от плотности ПЖ и была большая разница между диаметрами скважины и колонны.

Наибольшую информацию о качестве цементирования обсадных колонн дает акустический метод, который позволяет: установить высоту подъема цемента; выявить наличие или отсутствие цемента за колонной; определить наличие даже небольших каналов, трещин и каверн в цементном камне; изучить степень сцепления цемента с колонной и породами; исследовать процесс формирования цементного камня во времени.

Метод основан на измерении амплитуды преломленных продольных волн, распространяющихся по обсадной колонне (трубная волна) и породе, и регистрации времени распространения упругих колебаний [3].

При интерпретации кривых акустического контроля цементирования за основу берутся амплитуды преломленных воли в колонне Ак и пород Ап, кривая интервального времени является вспомогательной. Максимальные значения амплитуд Ак и Ап и среднее значение интервального времени τп характеризуют незацементированную колонну, а иногда и отсутствие связи цементного камня с колонной. Минимальные значения амплитуд трубной волны Ак свидетельствуют о хорошем сцеплении цементного камня с колонной (рис. 17.27).

Рис 17 26 Пример определения качества цементирования обсадной колонны по данным AM

 

Кривая τп достигает максимального значения на участках с хорошим сцеплением цементного камня с колонной и плохим сцеплением с породой. В этом случае величина τп близка ко времени пробега упругой волны по ПЖ. Минимальная величина регистрируемого времени τп (меньше времени прохождения продольной волны по колонне τк) наблюдается в интервалах, характеризующихся высокой скоростью распространения колебаний в породе при жесткой связи цементного камня с колонной и стенками скважины.

Надежность определения качества цементирования обсадных колонн повышается, если одновременно с записью кривых акустического контроля цементирования фотографировать волновые картины, получаемые аппаратурой акустического контроля цементирования скважин.

Качество цементирования по волновым картинам оценивается по следующим признакам.

1. Незацементированная колонна на волновой картине отмечается мощным, долго не затухающим сигналом трубных волн, приходящим за время τк, которое равно времени пробега волны на базе зонда со скоростью стержневых волн в стали. Время τк для базы 2,5 м в зависимости от диаметра колонны и физико-химических свойств жидкости в скважине может изменяться от 500 до 650 мкс (рис. 17.28, ВК 1).

Рис 17 27 Определение качества цементирования обсадной колонны по волновым картинам (ВК):

1 — известняк; 2 — известняк глинистый; 3 — мергель: 4 — глина; 5 — цемент; 6 — промывочная жидкость; 7 —колонна.
Волны: I—по колонне. II—по породе, III— по ПЖ в обсадной колонне.
К — колонна; А — участок незацементированной колонны; Б, В — частично и полностью зацементированная колонна.
Цифры в кружках—номера ВК

 

2. Хорошее качество цементирования обсадных колонн (надежное сцепление цементного камня с породой и колонной) в разрезе с низкой скоростью распространения волн отмечается на ВК весьма малой амплитудой Ак и значительной амплитудой Aп. Типы волн в этом случае отчетливо разделяются по времени их вступления (рис. 17.28, ВК 5).

3. В разрезах с высокой скоростью распространения волн, где различить однозначно волны, распространяющиеся по породе и колонне, только по времени их вступления трудно, оценить качество цементирования обсадных колонн помогает частотная характеристика волн. Хорошее качество цементирования обсадных колонн в подобном разрезе отмечается на волновой картине неискаженным импульсом продольной волны по породе с частотой ниже 25 кГц и с амплитудой, коррелирующейся с ее величиной до обсадки скважины, а также наличием поперечной волны с частотой ниже 20 кГц (рис. 17.28, ВК 6, 7).

4. В случае, когда величина Ак превышает критическое значение и не удается выделить волны по породе при наличии волны с частотой 25—30 кГц, вступающей на временах больше 1300 мкс, а также при отсутствии корреляции значений амплитуд Ап со значениями их в необсаженной скважине, затрубное пространство негерметично или его герметичность неопределенна (случай частичного цементирования) (рис. 17.28, ВК 2, 3).

5. В разрезе с высокой скоростью распространения волн при частичном цементировании обсадной колонны сигнал с момента времени tк представлен волнами различной частоты. Этот признак позволяет отличить по волновой картине частичное цементирование от хорошего даже в случае надежной корреляции кривых амплитуды и времени, записанных до и после обсадки скважины колонной (рис. 17.28, ВК 3)

Совместная интерпретация данных акустического контроля цементирования, акустического метода в необсаженной скважине и волновых картин дает наиболее достоверную оценку качества цементирования обсадных колонн.

Акустический контроль цементирования успешно применяется для определения изменения состояния цементного камня после перфорации колонны и в процессе эксплуатации скважины. Нарушение целостности цементного камня и контакта цемент — колонна в этих случаях отмечается по увеличению амплитуды Ак (рис. 17.29).

Рис 17 28 Контроль качества сцепления цементного камня с колонной по данным AM (по Б. М. Ординскому).

Точками показаны интервалы перфорации

 

Критерии оценки характера сцепления цемента с колонной и породами приведены в табл. 17.3.


Tаблица 17 3
Критерии оценки качества цементирования обсадных колонн по данным акустического метода

Характер контакта

Амплитуды волн

цемент — колонна

цемент — порода

по колонне

по цементу

по породе

Жесткий

Жесткий

Нулевые

Нулевые

Максимальные

Скользящий

»

Средние

»

Средние

Жесткий

Скользящий

»

Средние

»

Скользящий

»

Высокие

»

Нулевые

Отсутствие цемента в затрубном пространстве

Максимальные

Нулевые

»

 

Определение качества цементирования с помощью AM возможно в любое время, эффективность метода не зависит от соотношения плотностей цементного раствора и ПЖ.

Недостатки метода: при скользящем контакте цементного камня с обсадной колонной упругие колебания распространяются в основном по колонне, волны в последующих вступлениях не фиксируются, качество цементирования в этом случае определить невозможно; в разрезе с υп>5300 м/с первые вступления при плохом и хорошем качестве цементирования относятся к волне, идущей по породе, поэтому однозначная интерпретация кривых Ак и Ап невозможна, необходима дополнительная регистрация волновых картин.

 

 

17.6. УСТАНОВЛЕНИЕ МЕСТ ПРИТОКОВ И ПОГЛОЩЕНИЯ В ИНТЕРВАЛАХ ЗАТРУБНОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗА

Места притоков и поглощения вод в скважину устанавливают методами сопротивления, термическим, фотоэлектрическим и изотопов.

Метод сопротивления основан на изучении удельного электрического сопротивления поступающих в скважину пластовых вод и ПЖ.

Для определения сопротивления жидкости в скважине используется резистивиметр, Место притока или поглощения жидкости отмечают резким изменением сопротивления на кривой резистивиметрии (рис. 17.30, а).

Термический метод определения места притока и поглощения жидкости в скважину базируется на изменении температуры ПЖ в пределах предполагаемого участка притока и поглощения. Скважина заполняется жидкостью, температура которой отличается от температуры пластовой воды. Температуру жидкости измеряют обычными электрическими термометрами. Место притока и поглощения воды отмечается изменением температуры жидкости — повышением или понижением ее (рис. 17.30,б).

Фотоэлектрический метод установления притока жидкости в скважину основан па сравнении прозрачности воды, поступающей в скважину, и РВО. Прозрачность жидкости в скважине определяют с помощью прибора, измеряющего разность потенциалов в цепи фотоэлемента, освещаемого электрической лампочкой через слой исследуемой жидкости.

Рис 17 29 Определений места притока пластовых вод в скважину резистивиметрией (а) и места притока и зоны затрубной циркуляции методом термометрии (б).

I—IV — кривые сопротивления жидкости, замеренные в разное время; V— геотерма; VI — термограмма.
1— водоносный песчаник; 2 —глина; 3 — цемент; 4 — колонна; 5 —интервал перфорации; 6 — направление движения пластовой воды

 

Методом изотопов устанавливают место притока или поглощения по кривой ГМ, полученной после закачки изотопов, которая сравнивается с кривой ГМ, зарегистрированной до введения активированной жидкости в скважину. Интервалы притока и поглощения отмечаются па кривой ГМ, зарегистрированной после закачки изотопов, повышенным γ-излучением (рис. 17.31).

Определение затрубной циркуляции с помощью метода термометрии основано на изучении теплообмена между скважинной жидкостью и флюидами, циркулирующими в затрубном пространстве. На участке затрубной циркуляции вод устанавливается сравнительно постоянная температура.

Признак затрубной циркуляции флюидов между пластами — резкое снижение градиента температур на термограммах против вмещающих пород между соседними пластами. За верхнюю границу зоны затрубной циркуляции принимают подошву верхнего пласта, залегающего в интервале аномального поведения термограммы по отношению к геотерме, за нижнюю — кровлю нижнего пласта. Источник перетока и тип циркулирующего флюида устанавливают по виду и расположению термограммы относительно геотермы в интервале их расхождения.

 

Рис 17 30 Определение места притока и поглощения жидкости по данным. метода изотопов.

I,II — кривые ГМ до и после закачки изотопов.
1 — известняк; 2 — водоносный песчаник; 3 — глина; 4 — интервал поглощения жидкости

 

Термограмма может быть расположена выше или ниже геотермы и пересекать ее.

В первом случае источник поступления флюида определяют по точке максимальной температуры А (рис. 17.32, I, а, б]. если максимум температуры находится внизу, то переток флюида происходит из нижнего пласта в верхний, если вверху, то из верхнего пласта в нижний. При неопределенном положении точки максимальной температуры сравнивают давление в пластах или величины депрессии на верхний пласт, которые рассчитывают по формуле Dp = DT/εt(, где DТ— отклонение от геотермы, εt — коэффициент Джоуля — Томсона для жидкости, насыщающей верхний пласт. Источником перетока является пласт с большим давлением или при Dр, превышающей реальные различия давлений верхнего и нижнего пластов, — нижний пласт (рис. 17.32, I, в).

Если термограммы лежат ниже геотермы, источник поступления флюида определяют по точке минимальной температуры В. Если минимум температуры находится внизу, то переток флюида происходит из нижнего пласта в верхний и нижний пласт либо газоносен, либо обводнен нагнетаемыми водами с температурой ниже пластовой. В случае, когда минимум температуры находится вверху, флюид перетекает из верхнего пласта в нижний (рис. 17.32,II,а,б). Если положение минимума неопределенно, то источником является либо газоносный, либо обводненный закачиваемыми водами пласт. Источник перетока устанавливают по давлению в пластах (рис. 17.32, II, в).

Рис 17 31 Определение мест затрубной циркуляции пластовых флюидов по данным метода высокочувствительной термометрии.

1 — песчаник; 2 — направление движения флюида; 3 — термограмма; 4 — линия, параллельная оси глубин; 5 — геотерма

 

Когда термограмма пересекает геотерму, источник поступления флюида определяют по расположению термограммы относительно линии, параллельной оси глубин. Если термограмма расположена преимущественно правее этой линии, то переток флюида происходит из верхнего пласта в нижний, если левее, то из нижнего в верхний пласт (рис. 17.32,III, а, б). В случае, когда в перемычке между пластами градиент температур равен нулю, источник перетока выделяют на основе анализа характера насыщения пластов (рис. 17.32, III, в). При этом учитывают, что вверх перемещаются газ и нагнетаемые воды с температурой ниже пластовой.

Определение затрубной циркуляции флюидов по данным кислородного метода основано на активации ядер кислорода быстрыми нейтронами и последующей регистрации жесткого гамма-излучения. Глубинность кислородного метода невелика (не более 20 см), что позволяет исследовать состав флюидов в колонне и затрубном пространстве при минимальном влиянии окружающих пород.

Максимальные значения относительного параметра η=IКАКГМ/IИНГМ. соответствуют критическому дебиту воды. Пример выявления затрубной циркуляции воды по кислородному методу в комплексе с другими геофизическими методами показан на рис. 17.33.

Рис 17 32. Выявление затрубной циркуляции воды в действующей скв. 6541 Лениногорской площади по комплексу геофизических методов (по Я. Н. Баcину).

1—колонна с цементным камнем; 2 — приток нефти; 3 — приток воды; 4 — водоносный песчаник; 5 — глина; 6 — алевролит; 7 — нефтеносный песчаник; 8 — известняк

 

Для определения местоположения зоны затрубной циркуляции вод методом меченого вещества в скважину закачивают воду, активированную изотопами. После этого скважину тщательно промывают и регистрируют кривую ГМ. Участок затрубной циркуляции вод, поглощающие и отдающие пласты отмечаются повышенными значениями интенсивности гамма-излучения по сравнению с интенсивностью, зарегистрированной до закачки активированного раствора.

Метод меченого вещества применяется в комплексе с другими методами и является основным методом выявления перетоков после ремонта скважин.