Какими методами определяют состав жидкости в стволе скважины

Обновлено: 02.07.2024

Какими методами определяют состав жидкости в стволе скважины

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Реферат

по курсу: «Промысловые геофизические методы и приборы»

на тему: «Исследование состава смеси в стволе скважины»

Содержание

Введение………………………………………………………………………..	3
Методы исследования состава смеси в скважине. …………………………	4
1. Резистивиметрия…………………………………………..…………………	4
2. Влагометрия (диэлькометрия) …………………………………………….	6
3. Метод гамма-гамма-плотнометрия………………………………………..	7
4. Механическая расходометрия…………………………………………….	9
Заключение…………………………………………………………………….	10
Список использованной литературы………………………………………….	11

исследование процесса вытеснения нефти в пласте;
изучение эксплуатационных характеристик пласта;
изучение технического состояния скважин;
исследование скважин для выбора оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования.

- выбор скважинного прибора или состава комбинированной сборки приборов (модулей);

- тестирование наземных средств и приборов;

- формирование описания объекта исследований;

- полевые калибровки скважинных приборов перед исследованиями;

- проведение спускоподъемных операций для регистрации первичных данных;

- полевые калибровки приборов после проведения исследований.

Выполнение операций фиксируется файл-протоколом, который формируется регистратором компьютеризированной каротажной лаборатории без вмешательства оператора и содержит данные по текущему каротажу: номер спускоподъемной операции, наименование и номера приборов и сборки, время начала и завершения каждого замера.

Методы исследования состава смеси в скважине.

Состав флюидов в стволе скважины устанавливают с помощью резистивиметрии, влагометрии, плотностного гамма- гамма-метода, механическая расходометрия и диэлькометрическая влагометрия.

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). При контакте однородных флюидов (нефть, вода) или осадка с флюидами на кривых резистивиметрии граница между средами с различной электрической проводимостью отмечается скачком. Гидрофильные смеси фиксируются либо высокой электропроводимостью на диаграмме резистивиметрии (кривая носит пилообразный характер с выбросами в сторону снижения проводимости — капельная нефть в воде), либо резкими изменениями электропроводимости большой амплитуды (слоистая нефть в воде) Гидрофобная смесь (вода в нефти) характеризуется низкой электропроводимостью, кривая резистивиметрии изрезана с незначительными редкими увеличениями значений проводимости. Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана.

В случае существенного изменении температуры в интервале исследований (более 2°С) в показания индукционного резистивиметра вносят температурную поправку, приводя тем самым значения электропроводимости к одной температуре, например к забойной.

для определения состава флюидов в стволе скважины;
выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое;
установления мест негерметичности колонны;
разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий;
определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси.

Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного электрического сопротивления или проводимости.
Аппаратура.

Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух – возбуждающей и приемной – тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется черех жидкость, находящуюся вокруг датчика.

Существуют две модификации резистивиметров:

а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназначенные для измерения удельной проводимости;

б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

Прибор комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке «притока-состава».

2. Влагометрия (диэлькометрия)

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%.

для определения состава флюидов в стволе скважины;
выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей;
установления мест негерметичности обсадной колонны;
при благоприятных условиях – для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.

Использование диэлькометрической влагометрии для исследования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости.

Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока.
Аппаратура

Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC или RC- генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты.

В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные – для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры – беспакерные.

Комплексируется с другими методами в рамках комплекса для оценки «притока-состава».
3. Метод гамма-гамма-плотнометрия

Метод гамма-гамма-плотнометрия 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 ?-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 ?_см. При известных значениях плотности нефти ?_н и воды ?_в в изучаемом интервале ствола скважины определяют содержание нефти и воды в водонефтяной смеси. Данные о ?_н и ?_в можно получить по результатам анализа проб воды и нефти, отобранных в процессе эксплуатации пласта.

Определение доли воды С_в и нефти С_п в водонефтяной смеси осуществляют по формулам С= (?_см—?_н)/(?_в—?_н), С_п=1-С_в. Ошибки в оценке С_в и С_н связаны с неточным нахождением ?_в по поверхностным пробам и с изменением минерализации воды в процессе обводнения пласта.

Гамма-гамма-плотнометрия (плотностеметрия) основана на измерении детектором потока «мягкого» гамма-излучения, распространяющегося через слой флюида от ампульного источника и связанного при неизменной базе измерения (расстояние между источником и детектором гамма-излучения) с плотностью флюида.

Применяют для определения состава жидкости в стволе скважины; выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины. Чувствительным элементом скважинного прибора является сцинтилляционный или разрядный детектор гамма-излучения.
4. Механическая расходометрия

Механическая расходометрия предусматривает определение скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Применяют как основной метод для:

- выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах;

- оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах;

- определения поинтервальных и суммарных дебитов;

- выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины.

Выполняют в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах.

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений. Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы.

Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние — только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера невозможен непрерывный режим записи.

Научно-технический прогресс оказал огромное влияние на развитие и совершенствование геофизических методов исследования скважин. Существенно расширился комплекс исследований за счет новых методов (диэлектрической проницаемости, ядерного магнитного резонанса, импульсного нейтронного метода и гамма-гамма-метода, широкополосного акустического метода, исследований пластовым наклономером, исследований в процессе бурения скважин и Др.). Расширение комплекса геофизических исследований потребовало создания новых высокопроизводительных приборов и аппаратуры на основе достижений электронной техники и широкого внедрения обработки геофизических данных на ЭВМ.

Разработаны комплексные скважинные приборы — агрегатированные системы геофизических скважинных приборов, рассчитанные на высокие давление и температуру, цифровые и компьютизированные автоматические геофизические станции, приборы для исследования скважин в процессе бурения.

Геофизические методы исследования скважин используют сегодня для бескернового геологического изучения разрезов скважин, выделения и про- мышленной оценки коллекторов нефти и газа, контроля технического со-стояния скважин при бурении, при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений и контроле за ней.

ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ЖИДКОСТИ В СТВОЛЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

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.

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 I_ИnТ (рис. 17.1, в).

4. Импульсный нейтронный гамма-метод.

Этот метод позволяет определять положение текущего ВНК по величине t_n 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.

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.

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

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

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 k_н(см. раздел 16.5). Однако при этом используют зависимость Р_н= f(k_в), полученную по текущим значениям коэффициента водонасыщенности. Использование зависимости Р_н = f(k_в.о), полученной по величине коэффициентов остаточной водонасыщенности, приводит к занижению k_н.т.

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

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 r_см:

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 DU об _СП1, DU об _сп(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; А_да.гл,А _да.п,А_{да.п i-1}, А_да.п.i — диффузионно-адсорбиионная активность глины, однородного пласта, (i—1)-го и i-гo прослоев соответственно; r_см, r_см(i-1), r_{см i} — сопротивление смеси пластовой воды с нагнетаемой в однородном обводненном пласте, в (i—1)м и i-м прослоях соответственно.

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

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

Для определения r_впоб по Р_п* находят коэффициент пористости k_п интерпретируемого обводненного пласта с помощью наиболее достоверных методик (см. раздел 16.4 и 16.5).

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

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

Кроме методики определения k_н.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.e_пн=В-Сk_п+Аk_п m e -nk _пk_в р+qk _п
где e_п.н —относительная диэлектрическая проницаемость нефтеносного пласта, определенная по данным ДМ; k_в, k_п — 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 k_н.т необходимо знать коэффициент k_п 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).

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 0 С и пластового давления до 150 МПа при частоте электромагнитного поля от единиц до сотен мегагерц.

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 k_п=10—15% или С_в>100—150 г/л при k_п >15—20%. В неглинистых высокопористых коллекторах возможно оценивать величину k_н и при минерализации 30—100 г/л.

Коэффициенты текущей и остаточной нефтенасыщенности рассчитывают по формуле

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

Коэффициенты текущего k_выт.т и конечного k_выт.кнефтевытеснения рассчитывают соответственно по формулам k_авт.т = (k_н—k_н.т)/k_н и k_выт.к=(k_н—k_но)/kн, в которых определение k_н и k_н.т исходных величин рассмотрено ранее.

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

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 k_н.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:

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, k_в»100%);

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

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

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности k_н.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 k_н.о завышена. Наибольший интерес представляет изучение кернов, отобранных из промытых нагнетаемой водой пластов при бурении скважин на нефильтрующемся растворе или при самоизливе скважины.

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

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

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

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

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.

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

Исследования флюидов в стволе скважины

Состав поступающего из скважины флюида исследуется лабораторным способом путём отбора проб.

Как правило, флюид, поступающий из разных пластов является не однофазным, а двух или трёхфазным. Скорость движения разных фаз флюидов в стволе скважины так же отличается, что может сказываться на эксплуатационных характеристиках скважины.

Для исследования фазового состава флюидов в стволе скважины используются методы ГИС, такие как резистивиметрия, влагометрия (диэлькометрия), плотностной гамма-гамма метод (ГГМ-П) и кислородный метод (КАНГМ).

Нефть, газ и вода распределяются по сечению скважины неравномерно. В вертикальной скважине нефтяные капли и газовые пузырьки движутся в воде по центру, в наклонной скважине — по висячей образующей. Для выноса воды из скважины потоком нефти или газа необходимо, чтобы скорость потока достигала определенной критической величины, зависящей от числа Рейнольдса. При скорости потока, меньшей этой величины, образуется столб застойной воды. Наличие застойных вод в скважине снижает эффективность эксплуатации.

Переход структуры смеси из гидрофильной в гидрофобную зависит от соотношения содержаний компонент и диаметра скважин. Этот переход часто происходит скачком и отмечается на каротажных диаграммах резким изменением показаний, называемым водонефтяным разделом в стволе скважины (ВНР). Он располагается выше нефте-(газо) отдающего интервала, часто на значительном удалении от него.

Переход гидрофильной смеси в гидрофобную по результатам влагометрии отмечается на диаграмме четко выраженным увеличением удельного сопротивления. По данным влагометрии устанавливают границу нефти и воды или их смесей по снижению показаний при переходе от водоносной зоны к нефтеносной (

.При измерениях влагомером, пластовый флюид проходит внутри зонда влагомера, что позволяет исключить влияние на показания прибора стенок обсадной колонны.

С увеличением содержания воды во флюиде, показания влагомера растут. К числу недостатков влагомеров относятся зависимость результатов измерений от степени дисперсности нефти и воды в скважине, резкое снижение чувствительности к изменению водосодержания при ее значениях, превышающих 50 %, чувствительность к механическим примесям.

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 содержиться в виде капель).

Для гидрофильной смеси характерно низкое электрическое сопротивление, близкое к сопротивлению чистой воды, для гидрофобной — весьма высокое, сравнимое с сопротивлением нефти.

Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана.

Гидрофильные смеси фиксируются либо высокой электропроводностью на диаграмме резистивиметрии (кривая носит пилообразный характер с выбросами в сторону снижения проводимости – капельная нефть в воде), либо резкими изменениями электропроводности большой амплитуды (слоистая нефть в воде) (рис.17.7,б). Гидрофобная смесь (вода в нефти) характеризуется низкой электропроводностью, кривая резистивиметрии изрезана с незначительными редкими увеличениями значений проводимости Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана В случае существенного изменения температуры в интервале исследований (более 2 о C) в показания индукционного резистивиметра вносят температурную поправку, приводя тем самым значения электропроводности к одной температуре, напримерк забойной. В противном случае диаграмма резистивиметрии может быть интерпретирована неверно

Использование резистивиметра в действующей скважине имеет ряд ограничений, связанных с эмульсионной структурой жидкости притока.

В связи с этим измерение удельного сопротивления жидкости в колонне действующей скважины для контроля за обводнением следует рассматривать как вспомогательный метод,

Плотнометрия. Метод ГГМ-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 – изменению интенсивности гамма-излучения после прохождения гамма-квантов через слой жидкости,находящейся между источником и детектором гамма-излучени, и ГГП-Р – по рассеянию гамма-квантов окружающей прибор жидкостью.

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

На диаграмме переход от воды к нефти отмечается по началу повышения интенсивности рассеянного гамма-излучения.

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

Водоносные участки в стволе скважины отмечаются повышенными значениями Jкангм по сравнению с нефтегазовыми .

Какими методами определяют состав жидкости в стволе скважины

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 (r В =1г/см
3
), 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 при-
способлениями, обеспечивающими радиационную безопасность при прове-
дении работ на скважине.
6. ГГП-П имеет пакерную разновидность, которая используется для ис-
следования 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. Су-
ществуют 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.
2. 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 100м
3
/сутки.
4. Скорость каротажа при общих исследованиях – 1000-1500м/ч., при
детальных – 100-150м/час.
Резистивиметрия (Р з ) основана на использовании электрических свойств
водонефтяной смеси в стволе скважины: удельное электрическое сопротив-
ление или проводимость.
1. Существуют две модификации Р з : а) бесконтрольные индукционные
резистивиметры, предназначенные для измерения удельной проводимости, б)
одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения
удельного сопротивления.
2. Р з 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 Р з основана на изменении электропроводности жидко-
стного 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

Определение состава флюидов в стволе скважины

Сведения о составе жидкостей и газа, поступающих в скважину, необходимы для более точной интерпретации данных расходометрии, а в конечном итоге — для повышения эффективности разработки месторождений нефти и газа.

Физические свойства жидкостей (нефти, воды) и газа (электрическое удельное сопротивление, диэлектрическая проницаемость, плотность), находящихся в стволах эксплуатационных действующих и остановленных скважин, различны. В основу каждого геофизического метода для определения состава флюида в стволе скважины положена та или иная физическая характеристика. Состав флюидов может быть установлен с помощью электрических методов, радиометрии и термометрии. Наиболее широкое распространение получили электрические методы, включающие резистивиметрию и влагометрию, и ядерные методы, включающие плотностеметрию.

Резистивиметрия позволяет по величие электрического удельного сопротивления различать в стволе скважины нефть, воду, газ и их смеси. Смеси бывают гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель) и гидрофобные (в нефти в виде капель содержится вода). Гидрофильная смесь характеризуется весьма низким электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению чистой воды, - гидрофобная — весьма высоким электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению нефти.

Для получения кривой удельного электрического сопротивления флюида по стволу скважины используются разистивиметры двух типов — индукционный и одноэлектродный па постоянном токе. Индукционный резистивиметр представляет собой две тороидальные катушки, одна из которых является генераторной и возбуждает в исследуемой среде вихревые токи частотой 100 кГц, а другая – измерительная.

Величина э. д. с., регистрируемая измерительной катушкой, пропорциональна электропроводности жидкости. Индукционный резистивиметр позволяет измерять электропроводность жидкости от 0,1 до 30 См/м, с погрешностью не более 5 %. Максимальная рабочая температура 100 °С, давление 30 МПа, диаметр прибора 36 мм, длина 1270 мм.

Одноэлектродный резистивиметр работает по принципу токового метода и используется лишь для качественного определения изменения сопротивления смеси в скважине. Граница перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к гидрофобной отмечается на кривой резистивиметрии резким скачком величины сопротивления (рис. 181).

Влагометрия дает возможность определять состав флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости. Известно, что диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 50 до 80 отн. ед., нефти — от 2 до 4 ед. Повышение содержания воды в нефти и газе существенно повышает диэлектрическую проницаемость смесей.

Диэлектрическая проницаемость флюидов измеряется скважинными приборами - диэлектрическими влагомерами. Диэлектрический влагомер представляет собой измерительный КС-генератор, в колебательный контур которого включен измерительный проточный конденсатор. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная или водогазовая смесь. Существуют пакерные и беспакерные влагомеры (рис. 182, а, б). Для измерения диэлектрической проницаемости флюидов используется скважинный расходомер-влагомер «Кобра-ЗбРВ», имеющий пакер, диаметр которого в раскрытом состоянии 155 мм, и позволяющий устанавливать содержание воды в нефти от 0 до 60 %.

Читайте также: