О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФНГ / РЭНГМ / Методы контроля за разработкой нефтяных месторо­ждений.

(автор - student, добавлено - 6-05-2014, 22:07)

СКАЧАТЬ:  11.zip [40,38 Kb] (cкачиваний: 53)

 

 

Методы контроля за разработкой нефтяных

месторо­ждений.

 

1. Методы радиоактивного каротажа (Р. К.).

 

Методы РК, применяемые при контроле за разработкой нефтяных ме­сторождений, можно разделить на пять групп:

1.ГК;

2. нейтронный каротаж со стационарным источником нейтронов, вклю­чающий НТК и нейтральный каротаж по тепловым нейтронам (НК-Т);

3. нейтронный каротаж с импульсным источником нейтронов (ИНК), включающий ИНК по тепловым нейтронам (ИННК);

4. каротаж по наведенной активности кислорода (КАНГК), или кисло­родный каротаж;

5. гамма-гамма-каротаж (ГГК), включающий ГГК по цементному кольцу и колонне (гамма-гамма цементометрия и толщинометрия ) и ГГК скважин-ной жидкости с установками гамма-просвечивания и по рассеянному гамма-излучению.

 

Нейтронный каротаж (НК) используется для решения следующих задач:

а) определение текущего ГНК, интервалов прорыва газа, перетока, разгазирования нефти в пласте и оценки газонасыщенности, для этого использу­ются установки НГК-70 и НК-Т-50 (цифра длина зонда - расстояние между центром источника и серединой счетчика).

б) определение положения ВНК в скважинах с высокой минерализацией пластовых вод - не менее 3 % объемного содержания NaCl в породе (150-200г/л при пористости 20 %). Для этого используются установки НТК-50 и НК-Т 25-30.

В приборах НК используются наиболее эффективные для данных усло- вий измерения детекторы:

а) сцинтилляционные счетчики в каналах, измеряющих гамма-излучени (применение газоразрядных счетчиков допускаются только при высоких температурах >120-150 с).

б) наполненные гелием-3 пропорциональные счетчики в каналах, измеряющих нейтронное излучение.

Применяются следующие типы источников нейтронов: полониево - бе­рилловые, плутонево - бериллиевые и колифорниевые источники с выходом нейтронов не более 107 нейтрон./с. Активность источников должна обеспе­чить минимальную скорость счета при НТК, превышающую гамма-фон бо­лее чем в 5 раз, а при НК-Т не менее 1000 имп./мин и максимальную ско­рость счета, не превышающую допустимую нелинейность по инструкции на прибор.

Все виды нейтронного каротажа должны выполнятся эталонированной аппаратурой.

Процесс эталонирования и проверки стандартности аппаратуры НК включает: периодическую стандартизацию и калибровку; контрольные опе­рации и эталонирование перед выездом на скважину; контрольные

 

операции на скважине перед спуском прибора и после окончания каротажа.

Определение положения текущего ГНК, интервалов прорыва газа, пере­тока, разгазирования нефти в пласте и количественная оценка газонасыщен­ности осуществляется установкой НТК-70 в низкопористом (<20%) и НК-Т-50 в высокопористом (>20%) разрезе по методике повторного каротажа. Она включает фоновое измерение после выхода скважины из бурения и расфор­мирования зоны проникновения и последующие (повторные) измерения. Ин­тервалы времени между повторными исследованиями зависят от темпов про­движения газа в нефтяную залежь (приблизительно это время нужно для продвижения ГНК на 2м).

Контрольная запись должна включать интервалы опорных пластов и обеспечить возможность достоверной оценки стабильности работы аппара­туры, поэтому протяженность интервала контрольной записи НК должна удовлетворять условно:

,                                                 (6.3)

где hk мощность однородного пласта, равная 6Vt (V - скорость движения прибора, t - постоянная времени); а - резервный интервал разреза, в котором нет однородных пластов требуемой мощности (оценивается на основе стати­стического анализа разреза); m - число повторений контрольного измерения, когда протяженность интервала исследования Нис мала (m=Hk/Hис.); коэф­фициент 30 - минимальное число пластов в интервале Нk, по которым оцени­вается расхождение между основной и контрольной записями.

В исследования перфорированного пласта в действующей скважине из­мерения рекомендуется проводить в лифтовых трубах, перекрывающих ин­тервал перфорации и заполненных промывочной жидкостью. При этом скважина работает по межтрубью, а в башмаке НКТ устанавливается специ­

 

альный клапан.

Определение положения ВНК и интервала обводнения в условиях высо­кой минерализации пластовых вод и высокопористого разреза осуществляет­ся комплексом измерений установками НГК-50, НК-Т-25 по методике по­вторного каротажа. При этом необходимо охватить весь интервал изменения водородосодержания коллектора.

 

Выбор режима измерений и проведение работ на скважине.

 

1. Точность результатов измерений при НК характеризуется следующими величинами:

а) среднеквадратичным отклонением dст показаний от среднего за счет статистических флюктуации: эта величина задается исходя из наибольшего допустимого отклонения показаний Sд от осредняющей линии, обусловлен­ного статистическими флюктуациями, с вероятностью 95%

;

б) допустимой нестабильностью измерений dд (в %); для аппаратуры НК (а также ГК, ГГК) нестабильность при общих исследованиях не должна пре­вышать 5%; при - 3%, при повторных исследованиях (в интервалах разрезов < 300м) - 2%.

Мерой нестабильности измерений является среднеквадратичная ошибка d (в %) по результатам сравнения основных и контрольных измерений в скважине:

,                                (6.4)

где x i и yi - результаты основных и контрольных измерений, т - число пла­стов (должно быть не менее 30). При оценке нестабильности измерений

 

должны рассматриваться достаточно однородные пласты мощностью h=6Vt (см. выше).

Если средняя статистическая погрешность x i и yi

                                      (6.5)

соизмерима с величиной d по (6.4), то расчет уточненной величины неста­бильности измерений d0 производится по формуле:

                                                    (6.6)

в) отклонением b зарегистрированной амплитуды отклонения кривой DJ, обусловленным влиянием интегрирующей ячейки по сравнению с ее значе­нием DJ¥ при измерении с неподвижным прибором.

2. В таблице приведены наибольшие допустимые значения бст.д. и b:

Ме­тоды

 

Общие

исследования

 

Детальные

ис­следования

 

Повторные и фоновые исследова­ния

 

dст.д., %

b

 

dст.д., %

b

dст.д., %

 

b

НК, (НГК, НКТ) ГГК, ГК

 

4

 

0,8

 

3

 

0,95

 

2

 

0,95

 

ГК

 

7

 

0,8

 

5

 

0,95

 

3

 

0,95

 

 

3. Оптимальная величина постоянной времени t(вс) интегрирующей ячейки выбирается из условия:

,                                           (6.7)

где Jср - средняя величина скорости счета в изучаемом разрезе.

При каротаже на панели РК устанавливают значение постоянной време­ни, близкой к расчетному.

4. Измерения выполняют при подъеме прибора в масштабе глубин 1:200 или 1:50.

Гамма-каротаж применяется для решения следующих задач: выявление

 

радиогеохимических аномалий, выполнения исследований методом радиоак­тивных изотопов (РИ), привязки к разрезу и учета гамма - фона пород при измерениях другими методами. Первые две задачи решаются методами по­вторного ГК.

1) Для выявления аномалий и исследований методом РИ применяют ап­паратуру с двумя энергетическими характеристиками детектора: с регистра­цией рассеянного гамма-излучения из пласта (ниже 200 кэВ) или суммарного гамма-излучения с регистрацией первичного гамма излучения из пласта и скважины (обычно выше 600 кэВ) с помощью амплитудного дискриминато­ра (отсечки) или свинцового экрана на детекторе. Сравнение этих двух изме­рений позволяет отличать гамма - аномалии в пласте от аномалий в стволе скважины и цементном кольце.

2) Интервал основной записи должен включать неперфорированные пласты, где возможны радиогеохимические аномалии и попадание в них РИ.

Импульсный нейтронный каротаж (ИНК) - используется для определе­ния положения ВНК и ГНК, оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности. Метод ИННК-40-50 применяют при исследовании контрольных скважин в условиях низкой минерализации пластовых вод.

1. В приборах ИАК должны использоваться нейтронные трубки с наи­большим выходом нейтронов и детекторы с максимальной эффективностью для данных условий измерений.

2. Интегральный выход нейтронов импульсной нейтронной трубки (ти­па УНТ и НТ) должен иметь нестабильность не более 5%.

3. Скорость счета в интегральном канале аппаратуры не должна превы­шать 20имп./мин при выключенной трубке (фон счетчиков нейтронов).

4. “Окна” разных каналов временного анализатора по ширине (длитель­ности) могут различаться не более чем на 1мкс. Ширина “окна”

 

может отли­чаться от номинальной на лицевой панели, на ± 10мкс., но должна быть из­вестна с погрешностью не более 1мкс.

5. Аппаратура ИНК эталонируется по полной программе раз в квартал и по сокращенной программе - перед каждым выездом на скважину с подклю­ченным кабелем в баке с пресной водой (< 5г/л солей), (бак d³l,2м; h³2м).

6. Для каждого типа аппаратуры должна быть предварительно получена эталонная зависимость затухания в единицах скорости счета плотности ней­тронов в пресной воде (в виде графика lg Jn =¦(t3)) в интервале изменения времени задержки t3 от 200 до 2000 мкс с шагом 150-200 мкс без искажений за счет нелинейности измерительного тракта.

7. Измерения при эталонировании по полной программе проводят во временном интервале от (tmin-600 мкс) до tmax, где tmin и tmax - минимальное и максимальное значений рабочих задержек.

В интервале tmax- tmin измерения выполняются не менее чем на 4-х за­держках, а в интервале tmin -( tmin – 600 мкс) должно быть не менее 3-х задер­жек.

При использовании анализаторов с числом каналов меньше 6 - зависи­мость lg Jn от t3 получают в два цикла измерений с перекрытием не менее двух соседних задержек. Среднеквадратичная погрешность изменения на максимальной задержке не должна превышать 3%.

8. По результатам эталонирования строится зависимость lg Jn = ¦( t3), (Jn - скорость счета в имп./мин, осредненная по трем циклам, которая сопостав­ляется с эталонной зависимостью для данного типа аппаратуры, путем со­вмещения кривых).

Расхождение величин декрементов затухания плотности нейтронов, оп­ределенных по правым асимптотическим ветвям зависимости lg Jn = ¦( t3), не должно превышать ± 5мкс.

Устанавливается величина критической скорости счета, начиная с

 

кото­рой наблюдается выполаживание полученной кривой относительно эталон­ной (уменьшение скорости счета по сравнению с эталонной за счет нелиней­ности аппаратуры) на величину, превышающую 2%. В интервале скоростей счета от критической до максимальной рабочей строится график нелинейно­сти с использованием расхождения скоростей счета между полученной и эта­лонной зависимостями, которые используются для внесения поправок на ре­зультаты, полученные данной аппаратурой.

9. При эталонировании по сокращенной программе измерения прово­дятся только в интервале рабочих задержек.

10.  Программы проведения ИНК включает решение следующих задач:

А. Неперфорированный интервал.

а) определение текущей нефтенасыщенности;

б) контроль за перемещением ВНК и выявление интервалов прорыва закачи­ваемой воды;

в) контроль за перемещением ГНК и определение газонефтенасыщенности. Б. Б. Перфорированный интервал.

а) оценка остаточной нефтенасыщенности;

б) выявление интервалов прорыва газа.

Решение этих задач осуществляется методами повторного каротажа.

Определению текущей нефтенасыщенности предшествует анализ воз­можности решения этой наиболее сложной задачи, для чего необходимо рас­полагать следующими сведениями: а) минерализация остаточной воды и во­ды, обводняющей пласт CNaCl (в г/л), по которой определяется среднее время жизни нейтронов в воде tв и декремент затухания плотности нейтронов в ней lВ =1/t В ; б) химический состав скелета пласта, по которому рассчитывается средне время жизни нейтронов скелета tск и 1/tск ; в) среднее время жизни нейтронов в глине tк, которая оценивается по результатам пробных измере­ний в скважине; средняя глиностость пласта Сгл.ср., определяемая по керну; по этим данным вычисляется среднее время

 

жизни нейтронов в каркасе пла­ста tк = 1/lк  по формуле:

                                        (6.7)

г) средняя пористость пласта кп , д) первоначальная нефтенасыщенность пла­ста кн по лучшим коллекторам.

Количественная оценка изменения нефтенасыщенности принципиально возможна, если достигается погрешность ее определения не более 5% объема перового пространства без учета ошибок за счет неточности знания пористо­сти пласта.

11. Для определения коэффициента нефтенасыщенности проводятся следующие измерения: а) непрерывная запись ИНК; б) точечные измерения методом ИНК; в) нейтронный каротаж и ГК (в случае отсутствия качествен­ных измерений этими методами после окончания бурения скважины).

12. Непрерывная запись ИНК включает одновременно регистрацию не менее чем 4 каналами следующих кривых:

а) интегральная кривая (при использовании ИГН-6 с низкочастотной ней­тронной трубкой вместо интегральных кривых записывают дифференциаль­ную кривую на задержке 300-500 мкс).

б) дифференциальная кривая на минимальной задержке t3min, где t3min= tзас+100 мкс; tзас- время задержки, начиная с которой зависимость lg Jn = ¦(t3) становится прямолинейной (выходит на асимптоту); для определения tзас в скважинных условиях в пластах с максимальным значением tn зависимости lg Jn = ¦(t3) снимают, начиная с задержки 300мкс, ориентировочно tзас изме­няется для ИННК в пределах 600-1000мкс, для ИННК в пределах 400-800мкс.

в)дифференциальная кривая на оптимальной задержке tз.опт. обеспечиваю­щей получение максимального числа градаций при изменении характера на­сыщения пласта: tз.опт = tз.min + tmin + tmax , где tmin и tmax - мин. и макс. ожидаемые значения времени жизни для водоносных и нефтеносных коллекторов.

г) дифференцированная кривая на промежуточной задержке, расположенной в середине между tз.min и tз.опт .

13. Длительность временного окна D tз во всех дифференциальных кана­лах должна быть одинакова. Рекомендуется выбирать D tз меньше минималь­ного времени жизни нейтронов в исследуемом разрезе или равное ему: D tз £ tmin обычно в диапазоне 100-300мкс.

14. Статистическая точность измерений на оптимальной задержке dст.опт. должна обеспечить необходимую точность определения величины tn:

,                                         (6.8)

где dап. - среднеквадратичная погрешность стабильности аппаратуры, dS -суммарная среднеквадратичная погрешность измерения (принимается рав­ной 2dtп, где dtп - допустимая погрешность определения величины tп по спе­циальной таблице) - dS .

15. Измерения на точке производят одновременно всеми дифференци­альными каналами в интервале задержек tзас. до 2000мкс с длительностью временного окна по п. 13 и в интегральном канале с регистрацией времени измерения.

16. Если непрерывная запись обеспечивает требуемую точность опреде­ления tп(lп) то точечные измерения выполняют контрольную функцию. Если наоборот, то точечные измерения выполняют основную роль, проводятся с шагом 0,4-0,6м.

Точность привязки к разрезу измерений на точке должна быть не ниже 0,1м.

17. Определение положения ВНК отличается от предыдущей меньшими требованиями к точности.

Различают 2 условия определения ВНК: 1) повышенная минерализация пластовых вод; 2) пониженная минерализация пластовых вод.

В обоих вариантах программа исследований аналогична программе для

 

количественной оценки нефтенасыщенности, за исключением объема работ. Запас осуществляется против пласта, в котором предполагается перемеще­ние ВПК и против опорных пластов. Точечные измерения (³ 20 точек) про­водят с шагом 1м.

Программа исследований при выявлении интервала прорыва закачивае­мых вод аналогична программе количественного определения коэффициента нефтенасыщенности.

18. При контроле за положением ГНК и количественной оценке газона­сыщенности программа исследований аналогична программе для количест­венной оценки нефтенасыщенности.

19. Перфорированные интервалы в действующих скважинах независимо от решаемой задачи изучаются по программе, аналогичной программе для количественной оценки нефтенасыщенности.

20. Оптимальный режим регистрации кривых ИНК (t - постоянная времени, V -скорость подъема прибора) при детальных исследованиях выбирается также как при стационарном НК, пользуясь формулами:

,

,

где Jnep.onm. - средняя скорость счета при оптимальной задержке tз.опт.; dст.опт.-находят по (6.8).

 

6.11.2. Дебитометрия и локация муфт.

 

Дебитометрия (Д) - один из самых основных методов изучения экспе­риментальных характеристик пласта.

Применяются две модификации Д: механическая и термокондуктивная дебитометрия. Обе модификации входят в полный комплекс исследований

 

действующих скважин.

1. Механическая дебитометрия-расходометрия используется для сле­дующих целей:

а) выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах;

б) выявление перетоков между перфорированными пластами после ос­тановки скважины;

в) распределение общего (суммарного) дебита (расхода) по отдельным пластам;

г) построение профиля притока или приемистости пласта по его отдель­ным интервала

2. Наибольшее распространение получили турбинные расходомеры (объемного типа).

3. Основные требования к механическим дебитометрам-расходомерам:

а) коэффициент нелинейности не более 3%;

б) динамический диапазон не менее 50;

в) порог чувствительности пакерных приборов не более Зм^сут., для беспа-керных - не более 20м3/cyт;

г) поток в измерительной камере стабильный;

д) стабильный коэффициент пакеровки - не менее 0,9 с погрешностью 5%;

е) амплитуда полезного сигнала больше уровня помех не менее чем в 5 раз.

4. Шаг точечных измерений - 0,2-0,4м.

5. При непрерывной записи точечные замеры производятся между пла­стами (в неперфорированных участках обсадной колонны).

6. Измерения механическими дебитомерами-расходомерами считаются качественными, если выполняются следующие условия:

а) непрерывные записи показаний прибора отвечают требованиям техниче­ской инструкции на прибор;

б) в установившемся режиме работы скважины расхождения показаний ос-­

 

новных и контрольных замеров, а также точечных измерений в перемычках над исследуемыми интервалами не превышает 10%;

в) расхождение суммарных дебитов скважины, определенным по данным дебитометра и измерений на поверхности, не должно превышать 20%;

7. Процесс обработки дебитограмм с целью выделения интервалов при­тока (приемистости) и количественной оценки распределения общего дебита (расхода) по отдельным пластам и пропласткам включает:

а) обработку непрерывной диаграммы с целью разметки глубины и нанесе­ния масштаба записи показаний (непрерывные диаграммы количественной интерпретации не подлежат);

б) построение по данным измерений по точка интегральной диаграммы и дифференциальной диаграммы, показывающей величину притока (приеми­стости), приходящую на единицу мощности пласта.

Интегральная дебитограмма является основным документом исследования (“ ”)   

При построении интегральной дебитограммы точки на графе соединяют прямыми линиями от подошвы к кровле интервала притока (приемистости), причем только те точки, которые имеют положительное (или равные нулю) приращение показаний, относительно предыдущей точки. Из нескольких из­мерений на одной точке за истинные принимают максимальные значения (при лучшей пакеровке).

Дифференциальная дебитограмма, характеризующая распределение де­битов по отдельным интервалам притока (приемистости), представляются в виде ступенчатой кривой - гистограмма, получаемой путем перестройки ин­тегральных дебитограмм.

8. при исследованиях скважины на нескольких установившихся режи­мах строят индикаторные кривые в виде зависимости дебитов (расходов) пластов (в м3/сут) от величины забойного давления.

 

9. По результатам изучения скважины в период восстановления пласто­вого давления строят кривые спада дебита: по оси абсцисс откладывают вре­мя замера после закрытия скважины в с., по оси ординат - величину дебита в см3/сут или м3/сут.

Термокондуктивная дебитометрия (ТД) основана на физическом прин­ципе работы термометров - термокондуктивный анемометр, работающий в режиме постоянного тока, т.е. на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока. Термодатчиком в приборе служит рези­стор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окру­жающей среды. Величина приращения температуры термодатчика DT, по­зволяющая судить о скорости потока, определяются по измерениям приращения либо сопротивления датчика DR(СТД-2), либо частоты Df, ко­гда датчик включен в частотно-зависимую схему (прибор ТЭД-2).

1. Наряду со скоростью потока на показания ТД-ров влияют и другие факторы (теплофизические свойства среды, режим течения, геометрия обте­кания датчика потоком и т.д.), которые не всегда могут быть учтены при интерпритации полученных результатов.

2. К достоинствам ТД относятся:

а) сравнительно высокая чувствительность в диапазоне низких и средних дебитов;

б) отсутствие пакера и движущих частей.

3. При контроле разработки нефтяных месторождений ТД служит в основ­ном лишь в качестве индикатора притока.

Данные ТД используются для решения следующих задач:

а) выделение интервалов притока или приемистости, а также выявление мест негерметичности обсадной колонны при исследовании действующих сква­жин;

б) выявление перетоков между перфорированными пластами при исследова­нии оставленных скважин.

 

4. ТД-ры должны удовлетворять определенным требованиям:

а) допустимая погрешность определения приращения температуры датчика не превышает 0,2°С;

б) тепловая инерционность датчика не более 10с.;

в) порог чувствительности прибора к осевому потоку не выше 4м3/cyт.;

г) верхний предел измерений дебета осевого потока не ниже 150м3/сут.

5. Запись осуществляется при подъеме прибора со скоростью 100-120м/ч.

Термодебитограммы считаются некачественными при наличии следую­щих недостатков:

а) несоответствие общим требованиям, предъявляемым к записям и про­грамме исследований;

б) отсутствие числовых показаний в начале и конце записи;

в) отклонение блика при проверке стабильности панели и аппаратуры стан­ции превышает 3 мм;

г) отсутствие повторяемости основной и контрольной дебитограмм по форме и по количественным значениям приращений;

д) невозможность привязки дебитограмм по глубине в соответствии с пока­заниями ГК или локатора муфт с погрешностью не более 1м.

Локация муфт и перфорационных интервалов (ЛМ) применяется для определения положения муфтовых соединений колонны, точной привязки по глубине показаний других приборов к положению муфтовых соединений, взаимной привязки показаний нескольких приборов, глубины спуска лифто­вых труб, положения забоя, а также для уточнения интервала перфораций в благоприятных условиях.

1. Локаторы муфт используются в качестве приставок в термометрах и приборах для исследования состава и дебита смеси в стволе скважины.

2. Аппаратура, предназначенная для локации муфт и перфорированных интервалов, должна удовлетворять следующим требованиям:

 

а) расстояние от полюсных наконечников до ферромагнитных частей прибо­ра не менее 40мм.;

б) переходник между локатором и основным прибором должен быть выпол­нен из немагнитного материала;

3. В процессе спуска прибора выполняют следующие операции:

а) контролируют работу прибора по фиксации муфт лифтовых труб;

б) устанавливают нулевую линию не середине шкалы фоторегистратора;

в) устанавливают масштаб записи таким образом, чтобы муфтовые соедине­ния колонны отбивались отклонениями блика гальванометра на 5-10см.

4. Запись диаграмм при локации муфт осуществляется при подъеме прибора.

5. Для определения глубины нахождения искусственного забоя произ­водится контрольная запись, включая отбивку забоя и 2-3 муфтовых соеди­нения. Отрыв от забоя отмечается началом колебаний блика гальванометра.

6. При локации интервала перфорации необходимо провести 2-3 записи с одинаковой скоростью (200-3 00м/ч) перемещения прибора.

Интервал перфорации может не выделяться совсем или выделятся оши­бочно в следующих случаях:

а) кородирование труб (изменение магнитного потока);

б) цементная корка и грязь на поверхности труб (изменение магнитного за­зора),

в) изменение намагниченности обуславливает форму кривой, похожую на форму кривой для интервала перфорации.

 

6.11.3. Исследования состава смеси в стволе скважины.

 

Методы, с помощью которых изучают состав смеси в стволе скважины,

 

вхо­дят в комплекс исследования эксплуатационных скважин. Данные этих методов используются при решении практически всех задач контроля разра­ботки нефтяных месторождений.

Эти методы могут быть классифицированы следующим образом:

а) объемные, определяющие среднюю по сечению колонны величину иссле­дуемого физического свойства смеси (гамма-плотнометрия по рассеянному излучению, градиент-монометрия);

б) локальные (местные) (гамма-плотнометрия по просвечиванию, диэлько-метрическая влагометрия);

в) инверсионные, фиксирующие изменения структуры смеси (метод резистивиметрии).

Гамма-плотнометрия (ГП), получившая в бывшем СССР распространение, основана на регистрации интенсивности проходящего через скважинную среду излучения от импульсного изотопного гамма-источника. Интенсив­ность регистрируемого излучения определяется поглощающими свойствами скважинной среды и находится в обратной зависимости от плотности смеси в стволе скважины.

1. Существуют 2 разновидности метода ГП: а) ГГК по просвечиванию – ГГП-П, б) ГГК – по рассеянию, регистрирующей рассеянное излучение ис­точника – ГГП-Р.

2. В гамма-плотнометрах рекомендуется использовать источники мягко­го гамма-излучения (~ 100кэВ), например тулий-170.

В приборах, спускаемых в лифтовые трубы или межтрубье и работаю­щих по методу ГГП-Р, рекомендуется применять источники средней энергии излучения (между 500 и 700кэВ), например, цезий-137. Длина зонда состав­ляет для ГГП-П-30-50см, а для ГГП-Р – от 40 до 70см.

3. Источник должен удовлетворять следующим требованиям:

а) активность не должна превышать предельной, установленной действую­щими санитарными правилами (не более 100мг.экв Ra);

 

б) максимальная скорость счета, соответствующая минимальной плотности, не должна выходить за диапазон линейности аппаратуры (допустимый про­счет импульсов за счет мертвого времени не должен превышать 20%);

в) показания в эталонировочном устройстве, с водой (rВ=1г/см3 ), должны быть для приборов со сцинтиляционными счетчиками в канале ГГП-П не менее 14000 имп./мин., в канале ГГПР –  не менее 10000; для приборов с разрядными счетчиками в ГГП-П –  не менее 6000, в канале ГГП-Р –  не менее 5000.

4. Приборы ГП должны иметь канал ГК.

5. Приборы должны быть снабжены защитными устройствами и при­способлениями, обеспечивающими радиационную безопасность при прове­дении работ на скважине.

6. ГГП-П имеет пакерную разновидность, которая используется для ис­следования низкодебитных скважин.

Влагометрия (В) (диэлькометрия) основана на зависимости показаний метода от диэлектрической проницаемости смеси.

Приборы для В представляют собой LC-генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Су­ществуют пакерные и беспакерные влагомеры.

1. Преимущества влагомеров перед ГГП: а) повышенная чувствитель­ность к изменению содержания воды в гидрофобной смеси, б) безопасность работы (отсутствие источника).

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

а) для выделения интерва­лов обводнения, а также интервалов замещения нефти газом в перфориро­ванных пластах,

б) для выявления интервалов притока в эксплутационной скважине нефти, воды и газа,

 

в) при изучении технического состояния скважины, влагометрия позволяет выявить притоки из мест негерметичности колонны,

г) при решении задач по выбору оптимального режима работы скважины.

  1. Глубинные влагомеры должны отвечать следующим основным тре­бованиям:

а) допустимая нестабильность работы прибора в течение 6ч.– 1%;

б) допустимая погрешность определения процентного содержания воды в равномерно смешанной гидропробной смеси – 3% (объема);

в) применение пакера при дебетах скважины менее 100м3/сутки.

4. Скорость каротажа при общих исследованиях – 1000-1500м/ч., при детальных – 100-150м/час.

Резистивиметрия (Рз) основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельное электрическое сопротив­ление или проводимость.

1. Существуют две модификации Рз: а) бесконтрольные индукционные резистивиметры, предназначенные для измерения удельной проводимости, б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

2. Рз является основным методом для различия 2-х типов смеси в сква­жине: гидрофильной (нефть в воде) и гидрофобной (вода в нефти). Гидро­фильная смесь имеет удельное сопротивление (проводимость), близкое к во­де, гидрофобная смесь – близкое к нефти.

3. Индукционная Рз основана на изменении электропроводности жидко­стного и “объемного” витка связи методом вихревых токов. Индуктивный датчик проточно-погружного типа содержит две тороидальные катушки, од­на из которых возбуждает в исследуемой среде точки высокой частоты (100КГц), а вторая принимает сигналы, пропорциональные удельной прово­димости среды. Объемный виток связи создается цилиндрической колонкой жидкости, находящейся в измерительном канале датчика, и внешним объе­

 

мом жидкости, омывающей датчик.

4. Индукционная Рз при исследовании действующих скважин применя­ется для решения следующих задач:

а) определения ВНК (границ перехода смеси из гидрофильной в гидропроб­ную),

б) установления структуры потока гидрофильной смеси с различным содер­жанием нефти,

в) выделения в гидрофильной среде мест поступления в колонну воды с раз­личной степенью минерализации.

5. Достоинство индукционной Рз – возможность индикации слабых при­токов нефти при большом содержании воды в колонне и высокая чувстви­тельность к изменению минерализации воды.

6. Индукционный Рз должен отвечать следующим требованиям:

а) диапазон изменения удельной электропроводимости 0,1-30,0 см/м (сименс на 1 м),

б) основная относительная погрешность не более 5%,

в) допустимый коэффициент нелинейности не более 5%,

г) дополнительная погрешность от температуры не более 0,5% на 100С,

д) предельная чувствительность масштаба регистрации 0,05 см/м на 1 см.

7. Целью эталонирования индукционная Рз – является контроль посто­янной датчика К и величины стандарт-сигнала sс.с. К рассчитывается для трех растворов (0,1-0,3; 1-3; 20-30 см/м удельной проводимости) в отдельно­сти по формуле:

,                                               (6.9)

где: dp удельная проводимость раствора, определенная образцовым кондуктометром, RT - сопротивление на образцовом магазине сопротивле­ний, эквивалентное измеренному значению сопротивления раство­ра.

Значения К, полученные в трех растворах NaCl, не должны различаться

 

более чем на 0,0002м. по результатам трех измерений (растворов) вычисля­ется средняя величина, принимаемая за постоянную датчика, Кср .

Величина Стс.с уточняется по формуле:

,                                        (6.10)

где Rс.с. сопротивление на образцовом магазине сопротивлений, эквива­лентное стандарт-сигналу.

8. Программой работ с индукционным Рз в фонтанных скважинах пре­дусматривает запись диаграмм в интервале с 10 – 70м и выше воронки лиф­товых труб до уровня осадки на забое. Запись ведется при спуске и подъеме прибора.

9. Масштаб регистрации кривой удельной проводимости выбирается в зависимости от электропроводности среды, степени обводнения и дебета скважины: например, 0,05-0,2 см/м на 1 см при поступлении воды с удельной проводимостью не более 5 см/м; 0,5-2,5 см/м на 1 см – при удельной прово­димости более 5 см/м.

10. Диаграммы записываются в масштабе глубин 1:200, при скорости движения прибора 400-600м/ч.

11. На диаграмме должны быть зафиксированы следующие контроль­ные измерения: а) нули гальванометров, показания приборов в воздухе, от­клонения гальванометра в позиции “стандарт-сигнала”, величина зафикси­рованного сигнала перед спуском прибора,

б) нули гальванометров и величина наложенного стандартного сигнала – пе­ред началом измерений в скважине и в процессе записи через каждые 200м,

в) наложенный стандарт-сигнал – записывается в интервалах, где отмечается стабильность показаний: в зумфе; интервале фильтра, перекрытого водой без признаков нефти, в интервале колонны и лифтовых труб, заполоненных гид­ропробной средой с нулевой удельной

 

проводимостью.

12. Исследования считаются качественными, если выполняются следующие требования: а) величины стандарт-сигнала, зарегистрированные на поверх­ности и в скважинах, расходятся £ 12%,

б) в интервалах со стабильными во времени характеристиками среды основ­ная и контрольные записи различаются не более чем на 5%,

в) показания на ВНР и в зумфе, заполненной водой, коррелируются с данны­ми других методов изучаемого состава.

13. Шкала диаграммы индукционного Рз – линейна в единицах прово­димости см/м.

14. На диаграммах индукционного Рз –  находят отражение:

а) приток воды в гидрофильной смеси с минерализацией отличной от основ­ной,

б) притоки воды и нефти, вызывающие переход смеси из гидрофильной в гидропробную и наоборот,

в) струйные притоки воды в гидрофильную смесь и струйные притоки нефти в гидрофильную смесь.

15. Токовая резистивиметрия (одноэлектродная резистивиметрия на по­стоянном токе) используется лишь для установления типа движущейся в скважине смеси: гидрофобная или гидрофильная.

16. Достоинством метода является простота схемного решения.

17. К ним предъявляются следующие требования:

а) электрод должен быть изготовлен из меди или латуни, иметь полирован­ную поверхность,

б) деформация электродов недопустима (они имеют защитные фонари),

в) сопротивление изоляции электрода ³ 2МОм.

 

 

 

 

6.11.4. Термометрия (Т)

 

1. Термометрия является одним из основных методов в полном ком­плексе исследований скважин при контроле за разработкой нефтяных место­рождений.

В перфорированных пластах Т применяется для выделения интервалов притока (приемистости), определения отдающих (поглощающих) пластов и установления интервалов обводнения. В неперфорированных пластах Т слу­жит для прослеживания местоположения температурного фронта закачивае­мых вод. При контроле технического состояния скважин Т используется для выявления затрубных циркуляций и определения мест негерметичности об­садной колонны и лифтовых труб.

Для выбора оптимального режима работы технологического оборудова­ния данные Т могут быть использованы для определения глубины и интерва­лов разгазирования нефти и установления уровня жидкости в скважине.

2. К достоинствам Т скважин относятся:

а) возможность исследования объектов, перекрытых лифтовыми трубами;

б) возможность получения информации о работе пласта, недоступного для исследования в действующей скважине (скважине с ЭЦН, высокое устьевое давление и т.п.) по измерениям, выполненным в оставленной скважине, по­сле ее глушения и извлечения технологического оборудования;

в) выявление спада работающих интервалов пластов;

г) выявления интервалов обводнения независимо от минерализации воды;

д) возможность более точной отбивки подошвы нижнего отдающего (погло­щающего) интервала в действующей скважине по сравнению с другими ме­тодами.

3. Требования к скважинному термометру:

а) погрешность определения абсолютной величины температуры не должна

 

> 2% диапазона изменения температуры;

б) пороговая чувствительность не хуже 0,020С;

в) уровень систем ошибок типа дрейфа за период рабочего замера (2ч) £ 0,040С;

г) уровень случайных ошибок £ 0,020С;

д) тепловая инерционность £ 10с.

4. Скорость перемещения прибора ориентировочно должна:

для общих исследований -             

для детальных -                            

5. Перетоки в затрубном пространстве оцениваются исходя из формулы:

,                                            (6.11)

где - вероятная депрессия (перепад давления); тах - максимальное при­ращение температуры в пределах пласта; e - коэффициент Джоуля-Томпсона для флюида, насыщающего пласт.

 

 

 

 


Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ
Copyright 2018. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!