Определение притоков

Интервалы поступления жидкости в скважину отмечаются по изменению температуры относительно геотермической за счет:

- дроссельного эффекта (обычно нижние перфорированные интервалы);

- эффекта калориметрического смешивания (верхние перфорированные интервалы).

Дроссельный эффект наблюдается при движении флюида под действием разности давлений dР через среду, обладающую гидродинамическим сопротивлением или при движении нефти или воды по эксплуатируемому пласту.

Калориметрический эффект возникает при смешивании жидкостей, имеющих различную температуру в интервалах перфорации и в местах нарушения обсадных колонн.

Признаки притока из нижнего перфорированного пласта:

- изменение температуры относительно геотермического распределения против перфорированного пласта;

- излом термограммы (изменение температурного градиента) относительно геотермы;

- плавная затянутость температурной кривой между перфорированными пластами.

Нижняя граница притока соответствует точке с максимальной крутизной участка повышения температуры.

Верхняя граница притока соответствует точке нарушения монотонности повышения температуры при движении по кривой сверху вниз к кровле перфорированного пласта.

Выявление притоков из вышележащих интервалов основано на эффекте калориметрического смешивания поступающего из пласта потока с восходящим по стволу.

Эффективность выявления притоков по этому признаку зависит от различия температур смешивающихся потоков.

Возможны ситуации, когда температура поступающей из пласта жидкости совпадает с температурой восходящего потока.

Тг - геотерма; 1 - работают оба пласта, против нижнего отмечается дроссельная аномалия, против верхнего - калориметрическое смешивание;

2 - работают оба пласта, температура жидкости, поступающей из нижнего, близка к геотермической, против верхнего пласта отмечается калориметрический эффект;

3 - плавная затянутость кривой между пластами, в нижнем пласте температура поступающей жидкости близкак геотермической, против верхнего отмечается калориметрическое смешивание;

4 - аномалия дросселирования против нижнего пласта, изменение наклона температурной кривой против верхнего;.

5, 6 - аномалия дросселирования против нижнего пласта, положительная аномалия калориметрического смешивания против верхнего (верхний пласт высоконапорный, давление нижележащего пласта Р1 < давления вышележащего пласта Р2).

Определение мест негерметичности обсадной колонны

Место нарушения герметичности колонны:
а) ниже интервала перфорации

б) выше интервала перфорации

Признаками заколонного движения снизу являются

- нарушение геотермического распределения в зумпфе в интервале перетока (явно выраженные температурные аномалии или большая затянутость температурной аномалии дросселирования от нижнего пласта вниз)

- эффект калориметрического смешивания в подошвенной части нижнего работающего пласта.

Основные признаки заколонного перетока сверху:

- резкое изменение наклона температурной кривой в стволе скважины выше пласта-источника обводнения (за счет изменения условий теплообмена между восходящим потоком жидкости и окружающими породами);

- эффект калориметрического смешивания в кровельной части перфорированного пласта.

Для определения затрубного движения воды также может использоваться метод радиоактивных изотопов. В качестве радиоактивных веществ для приготовления активированной жидкости используют короткоживущие радиоизотопы.

Работы в скважине выполняют обычно в указанной последова­тельности: проводят измерение естественной гамма-активности в скважине и получают диаграмму ГК; через насосно-компрессорные трубы в скважину закачивают активированную жидкость; производят 2—3 раза промывку скважины для очистки ее от загрязнения активированной жидкостью с последующим измерением гамма-активности.

Сравнивая повторную кривую ГК₂ с кривой ГК1, получают пред­ставление об интервале затрубной циркуляции.

24. Геофизические методы контроля за разработкой месторождений нефти и газа: Контроль за изменением флюидных контактов и за обводнением пластов.

Контроль за перемещением ВНК и контуров нефтеносности осуществляется по комплекту следующих данных:

• по кривым электрического каротажа (БКЗ, БК, ИК, ди­электрический каротаж),
• по результатам периодических исследований неперфориро­ванных пластов в эксплуатационных и контрольных обсаженных скважинах;
• по материалам промысловых исследований и гидродинами­ческих расчетов.

Определение текущего положения ВНК в открытом стволе, мето­дами электрического каротажа проводится так же, как и определе­ние первоначального ВНК. Основными методами контроля за положением ВНК в обса­женных скважинах являются методы нейтронного каротажа. Возможности нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и обводненной частей пласта определяются объемным содержанием хлора в обводненной части пласта (т. е. минерализацией воды и пористостью пласта), а также минерализацией свя­занной воды в нефтеносной части пласта. Наиболее благоприят­ными для применения нейтронного каротажа являются условия, при которых минерализация воды, вытесняющей нефть, и пористость пласта высокие, а минерализация связанной и обводняющей пласт воды одинаковы.

Контроль за продвижением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным:

а) в неперфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов НГК ННК-Т, ИННК;

б) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

в) по промысловым данным.

Основными методами контроля за положением ГНК являются стационарные нейтронные методы: НГК, ННК-Т.

Возможность нейтронного каротажа по разделению нефте­носной и газоносной частей пласта определяется их различием в объемном содержании водорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного и водоносного меньшим содержанием во­дорода и меньшей плотностью, что приводит к повышению показа­ний НГК и НК-Т при измерениях с зондами, большими инверсион­ного, против газоносной части пласта.

Обводнение скважин че­рез перфорационные отверстия возможно по следующим причинам: 1) естественный подъем ВНК в процессе эксплуатации и достиже­ние им перфорационных отверстий, 2) подтягивание конуса по­дошвенной воды, 3) приток воды по прискважинной части коллек­тора через некачественное цементное кольцо, 4) вытеснение нефти вдоль напластования водой по наиболее проницаемым прослоям. Для контроля процесса вытеснения нефти водой применяют: в скважинах, крепленных стальной неперфорированной колонной высокочувствительную термометрию и ГК; в перфорированных скважинах, кроме того, применяют методы, изучающие состав и дебит жидкости в стволе скважины. Признаком возможного обводнения подошвы нижнего отдаю­щего пласта является наличие на термограмме действующей скважины положительных калориметрических ступеней выше ниж­ней границы притока. При нарушении герметичности цементного кольца или колонны открывается доступ воды в ствол скважины из водоносного или обводненного пласта, находящегося выше или ниже интервала перфорации.

25. Геофизические методы контроля за разработкой месторождений нефти и газа: Исследование притока и поглощения флюидов в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

Все пласты, против которых фиксируется приток (приемистость) по данным дебитометрии-расходометрии, считаются отдающими (поглощающими). Нижняя граница притока (приемистости) в скважине устанавливается по результатам исследования методами: термометрии, механической и термокондуктивной дебитометрии, акустической шумометрии. Термодебитометрия является основным методом выявления отдающих (поглощающих) пластов. Расходометрия - определяет скорость движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты. Исследования проводятся только при установившемся режиме работы скважины. Пороговая чувствительность термодебитомера выше пороговой чувствительности механического расходомера. В частности, термодебитомер способен обнаружить притоки и при капельном истечении нефти в воду. При небольшой величине зумпфа или когда зумпф в скважине заполнен осадком, выделение нижней границы притока затруднено, так как переход прибора из осадка в воду и отрыв прибора от забоя отражаются на термодебитограмме аномалией, соответствующей началу притока флюида в скважину. Для выявления отдающих (поглощающих) пластов, не выделяемых по данным дебитометрии-расходометрии, к интерпретации привлекаются данные термометрии, проведенные в действующей и затем остановленной на короткое время скважине. При выявлении отдающих пластов в эксплуатационной ипластов, поглощающих воду, в нагнетательной скважине геотерма сопоставляется с термограммой, записанной в остановлен­ной скважине, находящейся в режиме теплового равновесия. Совмещение температурных кривых производится в интервалах неискаженного естественного тепло­вого поля в зумпфе скважины.

Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе сква­жины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды.

Метод акустической шумометрии применяют:

· для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами;

· интервалов заколонных перетоков газа;

· выявления типа флюидов, поступающих из пласта.

26 Геофизические методы контроля за разработкой месторождений нефти и газа: Определение состава флюидов в стволе скважины.

Изучение состава флюидов в стволе скважины проводят мето­дами электрометрии, радиометрии и термометрии. От применяемых для этой цели измерительных глубинных установок требуется, чтобы радиус исследований не превышал радиуса ствола колонны.

Для исследования состава смеси используют:

- Гамма-плотнометрия – гамма-гамма каротаж скважинной смеси

- Диелектрическая влагометрия

- Резистивиметрия