Будь умным!


У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.ru

ний нефти и газа в осн осущся гф методами исследований действующих контрольных нагнетателных и оценочных с

Работа добавлена на сайт samzan.ru: 2016-06-09


  1.  Задачи дисциплины.

Контроль за совершенствованием систем разработки м-ний нефти и газа в осн осущ-ся гф методами исследований действующих, контрольных, нагнетателных и оценочных скв и часто наз геофизич методом. Контроль получил развитие в последнее время.

Цель геофизич контроля – получение инф-ции о состоянии продуктивных пластов и изм-ях, происходящих в них в процессе вытеснения из них углеводородов, для выбора научно обоснованной системы разработки залежей, оптимального регулирования темпа отбора флюидов, обеспечивающего max извлечение нефти и газа из земных недр.

Гф методами решаются след задачи:

Задачи общего хар-ра: 1) опр-е начального положения и наблюдение за перемещением ВНК, ГНК и ГВК в процессе вытеснения нефти и газа из пласта при заводнении и др способах воздействия на него; 2)  наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту.

Детальные исследования: 1) уточнение геол строения м-ния; 2) повышение достоверности первичных определений запасов нефти и газа разрабат м-ний (объектов); 3) оценка коэф-тов текущей и конечной нефте- и газонасыщенности и нефте- и газоотдачи пластов; 4) оценка текущих запасов нефти и газа этих м-ний; 5) изучение эксплуатационных хар-к пластов (выделение интервалов притока и приемистости, опр-е работающих мощностей, продуктивности и пластового давления) разрабат м-ний; 6) контроль за процессами интенсификации притока и приемистости пластов.

Изучение технич состояния скважин: 1) оценка кач-ва цементирования обсадных колонн; 2) опр-е мест притоков и поглощения жидкости в скв за счет негерметичности обсадных колонн и зон затрубной циркуляции флюидов; 3) опр-е состава и уровня жидкости в скв и межтрубном пр-ве;опр-е местоположения муфтовых соединений и перфорированных участков обсадных колонн, толщины, внутр диаметра, участков смятия, разрывов и коррозии обсадн колонн и насосно-компрессорных труб; 5) выбор оптимальных режимов работы технологич оборудования эксплуатац-ных скв и опр-е глубины его спуска; 6) опр-е мест парафиновых и солевых отложений на обсадных трубах и НКТ и скважинном оборудовании.

  1.  История развития дисциплины.

1-е значит промышл ислед-я по контролю за разработкой нефтяных м-ний с помощью гф методов выполнены на м-ниях Урало-Поволжья, где отрабатывались техника и методика гф контроля в действующих и остановленных скв гф методами: стационарными и импульсными нейтронными, расходометрии, меченой жидкости, наведенной активности, термометрии. Здесь совершенствовалась методика интерпретации совместных данных промысловых, гф и гидродинамич исслед-ний.

В дальнейшем методы гф контроля стали применяться при освоении нефт и нефтегаз залежей Сев Кавказа, Мангышлака, Белорусии и особенно Зап Сибири. При этом накопленный опыт в Урало-Поволжье потребовал существенной корректировки при разработке м-ний, хар-ся иными геол особенностями. В связи с этим появилась необходимость усовершенствования ранее применяемых гф исслед-ний и разработки как их модификаций, так и принципиально новых методов радиометрии, расходометрии, а также методик проведения исслед-ний скв и интерпретации промыслово-геофиз данных.

1-ми гф методами контроля за разр м-ний нефти и газа были стационарные нейтронные методы для отбивки ВНК в обсаж скв. В 1951-53 гг. В.Н. Дахновым, А.И. Холиным, О.А. Барсуковым, Ю.С. Шимелевичем разработаны физ основы разделения нефтеносн и водоносн пластов по хлоросодержанию с помощью НГМ и ННМ-т. В это же время при малой мин-ции пластовых вод для разделения пластов-коллекторов по хар-ру насыщения начали применять метод радиоактивных изотопов.

В 1954 г. для опр-я положения ВНК разрабатывается метод наведенной активности по хлору, натрию, ванадию (Г.Н. Флеров, Ф.А. Алексеев, Б.Г. Ерозолимский, Ю.С. Шимелевич).

В 1957-58 гг. в Волго-Уральском филиале ВНИИГеофизики под руководством И.Л. Дворкина разработан способ проведения радиометрич исслед-ний фонтанирующих скв (без их остановки) ч/з НКТ.

В 1959 г. разработан и испытан на скв нефт м-ний Башкирии и Татарии 1-й вариант импульсного генератора нейтронов (Д.Ф. Беспалов, Г.Н. Флеров, Ф.А. Алексеев, Б.Г. Ерозолимский, Ю.С. Шимелевич, А.С. Школьников).

С 1959 г. успешно разрабатывается и внедряется в пр-во радиометрич контроль за эксплуатацией газовых м-ний и подземных хранилищ газа (А.И. Холин, Ю.В. Галузо, Л.Б. Берман, В.С. Нейман).

За рубежом к решению проблем отбивки ВНК нейтронными методами приступили лишь к кон 50-х гг., базируясь на достижениях советских геофизиков.

В 1964 г. Л.З. Позин разработал теоретич основы и описал аппаратуру метода дифференциальной термометрии применительно к решению задач контроля разработки м-ний нефти и газа. В обобщающих монографиях Э.Б. Чекалюка (1965), Г.А. Череменского (1977) и др ученых изложены теория и методика использования термометрии в эксплуатац скв при контроле разработки м-ний Н и Г.

Использованию акустич методов при контроле за разр Н и Г м-ний способствовали работы О.Л. Кузнецова, Е.В. Каруса, Б.Н. Ивакина, Г.И. Петкевича, И.П. Дзебаня.

В разработке аппаратуры и методики ислед-я расходометрии участвовали А.П. Абрукин, Е.П. Лукьянов, В.В. Труфанов, И.Г. Жувагин, А.И. Петров.

Большой вклад в усовершенствование теории методов, методики исслед-ний и интерпреации гф данных при контроле за разр м-ний Н и Г внесли специалисты МИНХиГП, ВНИИЯГГа, БашНИПИнефти, ВНИИнефти (Я.Н. Басин, Л.Г. Петросян, Н.Н. Сохранов, Б.М. Орлинский, М.Х. Хусуллин, С.А. Султанов и мн др).

  1.  Установление ВНК в необсаженных скважинах.

1) Можно исп-ть методы электрометрии. На кривых сопр-я нефтеносн часть пласта выделяется повышенными показаниями по ср с водоносной. ВНК не явл-ся четким, переход от В к Н постепенный. Это связано с воздействием капиллярных сил на распр-е воды в нижн. части нефт. коллектора. Положение ВНК устанавливается след способом:

Надо найти уровень безводной нефти или нефти с очень малым содержанием воды. Это можно сделать по графикам:

а)

 N – частость, %.

б)

kв* - предельное значение коэф-та водонасыщ-ти. От 0 до kв* фильтруется одна нефть.

Параметр насыщения Рн=н.п/в.пн/kвn; параметр пористости Рп=в.п/вп/kпm.

2) Метод ПС. Если пласт подстилается или перекрывается глинистыми п. и обводняется пресной водой, то форма кривой ПС в скв опр-ся соотношением эл. сопр-й пресной воды пр.в и фильтрата бур р-ра ф:   ЕПСПСlg(ф/пр.в). Если фпр.в, то набл-ся отрицат аномалия относит нулевой линии, фпр.в – положит аноомалия, ф=пр.в – аномалии нет.

Если обводняется подошвенная часть пласта, то кривая смещается (1). 2 – при фпр.

  1.  Определение ВНК в обсаженных скважинах методами радиометрии и акустическим методом.

В обсаженых скв осн методами опр-я ВНК явл-ся радиоактивные методы.

Положение ВНК находят одним из след способов:

1) По показаниям НГМ. ВНК может быть установлен в пластах, в к-рых нефть вытесняется минерализ водой с хлоросодержанием свыше 120-150 г/л при kп20%. ВНК на кривых НГМ фиксируется увеличением In против водоносной части пласта до 15% по ср с нефтеносной. Положение ВНК устанавливается по началу спада регистрируемой интенсивности In (рис.1).

           Рис.1          Рис.2               Рис.3

2) По показаниям ННМ-Т. При вытеснеии нефти минерализ водой ВНК отмечается на кривых ННМ-Т уменьшением показаинй Inт против его водоносной части. Положение ВНК фиксируется по началу подъема кривой Inт(рис.2).

3) По показаниям ИННМ. Положение ВНК опр-ся по времени жизни тепловых нейтронов n. В водоносной части пласта n меньше, чем в нефтеносной. ВНК отмечается по началу увеличения Iт n т(рис.2).

4) По данным метода наведенной активности (МНА). Водоносная часть пласта фиксируется повыш показаниями наведенной -активности по ср с показанями в нефтеносной, т.к. ниже ВНК содержится больше ядер натрия и хлора. МНА эффективен при опр-нии положения ВНК, если мин-ция пластовых вод по NaCl выше 40 г/л. Граница ВНК опр-ся посередине превышения Iа водоносной части пласта над нефтеносной (рис.3).

5) По данным метода радиогеохимического эффекта. При опр-нии текущего положения ВНК сопоставляются замеры естественной радиоактивности до и в процессе перемещения ВНК. Естественная радиоактивность против обводненной части пласта аномально возрастает, а -активность нефтеносной его части остается неизменной.

6) По данным метода радиоактивных изотопов. С помощью этого метода положение ВНК отм-ся повышением интенсивности Iи против водоносной части пласта в случае закачки активированной воды, а при закачке радиоактивной нефти интенсивность Iи возрастает против нефтеносной части пласта. Граница ВНК отмечается подобно тому, как отбивается ВНК по данным НГМ в случае закачки активированной воды и по данным ННМ-Т при использовании активированной нефти.

7) По данным метода индикации элементами с аномальными нейтронными свойствами. В случае закачки в пласт водных растворов хлористого кадмия (CdС12)  ВНК отм-ся по НГМ по точке спада регистрируемой In, а по ННМ-Т — по точке подъема Inт; при использовании в кач-ве активатора борной кислоты ВНК фиксируется НГМ и ННМ-Т по началу спада In и Inт.

8) По данным акустического широкополосного метода. ВНК отмечается по различию амплитуд: АРн АРв и АSн АSв:

  1.  Комплектование НГМ и ННМ-Т для определения ВНК.

В неоднородных продуктивных пластах наиболее достоверные сведения об их обводнении получают при совместном использовании диаграмм НГМ и ННМ-Т. Это объясняется тем, что изменение водородосодержания пластов одинаково влияет на показания НГМ и ННМ-Т (с водородосодержания показания этих методов ), в то время как хлоросодержания  в процессе обводнения части продуктивного пласта приводит к показаний НГМ и показаний ННМ-Т, т.е. кривые НГМ и ННМ-Т, нормированные по водородосодержанию, ведут себя синхронно в необводнившейся части разреза и расходятся в обводнившихся  интервалах продуктивного пласта. Рекомендуется совмещать диаграммы в водоносных пластах. Для решения этой задачи диаграммы должны быть нормированы по масштабу. Совмещая диаграммы в водоносных пластах, находят среднеквадратическое отклонение 

где А и В – коэф-ты в ур-нии y=Ax+B. Если показания НГМ и ННМ-Т различаются более, чем на 2, то с вероятностью 95% можно сказать, что это пласты другого класса.

  1.  Использование временных замеров нейтронными методами для определения обводнившихся нтервалов.

Необходим учет за влияние пористости или глинистости путем сравнения диаграмм, зарегистрированных в разное время. Показания НМ зависят от концентрации элементов поглотителей тепловых нейтронов. Аномальные поглотители: кадмий, бор, хлор. В коллекторах Н и Г гл. роль играет хлор. В водоносной части пласта содержание Cl больше, чем в нефтеносной. Расхождение диаграмм во времени будет набл-ся против тех интервалов, где хлоросодержание изменилось, т.е. пласты изменили хар-р насыщения.

При выделении продуктивных пластов, обводненных высокомин водами (Св>120 г/л), стандартными нейтронными методами исп-ют в осн визуальное сравнение первичных замеров (до начала обводнения) с повторными (в процессе обводнения). При этом набл-ся повышение показаний НГМ или понижение показаний ННМ-Т по ср с первичными замерами против обводненных продуктивных пластов.

Исп-ют также графическое сопоставление показаний двух временных замеров методами НГМ или ННМ-Т. Для заведомо необводнившихся продуктивных пластов по 20—30 точкам строят график сопоставления показаний НГМ или ННМ-Т первичного замера с вторичным: рассчитывают среднюю линию I и среднее квадратичное отклонение точек от нее σ, затем проводят среднюю линию I и ниже и выше нее на расстоянии 2σ проводят линии погрешностей II. Если точки изучаемого интервала продуктивного пласта располагаются в области м/у линиями II-II, то считается, что продуктивный пласт явл-ся нефтенасыщенным. Если же точки располагаются выше области ошибок II-II по НГМ или ниже ее по ННМ-Т, то пласт с вероятностью 0,95 считается обводненным высокоминерализованной водой.

Рис. 1. Выделение обводненных пластов путем сопоставления показаний НГМ при повторных замерах. 1непроницаемые пласты, использованные для проведения средней линии I; 2пласты, не изменившие своей характеристики м/у двумя замерами; 3пласты обводненные, в которых м/у двумя замерами произошло изм-е показаний НГМ.

При ИННМ рассчитывается декремент затухания . При этом ужно стремиться к тому, чтобы диапазон разброса был как можно большим. По полученным значениям каждой пары замеров строят корреляционный график:

Проводится линия регрессии I (y=Ax+B), рассчитывается среднеквадратич отклонение точек от нее . На графике проводят ограничительные линии II выше и ниже линннии I на расстояни 2. Если т. поподает в пределы обл-ти, то пласт не изменил хар-р насыщения, в противном случ – пласт изм хар-р насыщения (обводнился). Замещение нефти или пресного фильтрата соленной водой приводит к показаний ИННМ и . Если вытесняется соленый фильтрат более пресной водой или нефтью, то показания ИННМ , а .

При замещении фильтрата газом происходит показаний любого из нейтронных методов и .

  1.  Комплексирование ИННМ и НГМ (или ННМ-Т) для определения обводнившихся интервалов.

При больших колебаниях пористости продуктивных пластов ИННМ комплексируют с др методами, по рез-там к-рых можно опр-ть коэф-ты пористости изучаемого пласта. Так при резких изм-ях пористости, определяемой по данным методов ННМ-Т или НГМ, по совокупности точек для пластов с известным насыщением строят график сопоставления декрементов затухания плотности тепловых нейтронов с коэф-том пористости и проводят линию, разделяющую продуктивные и водоносные пласты:

1 – водоносный пласт; 2 – нефтеносный пласт; 3 – разграничительная линия.

По положению на этом графике точек изучаемого пласта опр-ют его насыщение. Данный способ приемлем только в случ, если мин-ция нагнетаемой воды = или близка к мин-ции пластовой.

  1.  Выделение обводнившихся пластов по данным ИННМ-КВ.

Автоматическое исключение влияния изм-я пористости на показания ИННМ достигается при использовании модификации ИННМ-КВ (с компенсацией водосодержания). При этом исп-ся двухзондовая установка. В плотных пластах или пористых пластах, содержащих соленую воду, совмещают диаграммы. На таких диаграммах положит аномалиями (превышением показаний малого зонда над показаниями большого зонда) отм-ся нефтяной пласт или зона проникновения пресного р-ра. Если зона проникновения расформировалась, то т.к. литология постоянна положит приращениями опр-ся лишь нефтеносн пласты. На эту картину влияют доломитизация, сульфатизация и глинистость. Доломитизация приводит к времени жизни тепловых нейтронов n и может привести к появлению ложных аномалий. Сульфатизация приводит к уменьшению аномалий. Глинистость влияет по-разному. Если одновременно изм пористость и глинистость, то в таких случ учитывают колебания одного из параметров оказ меньшее влияние на изм декрементов затухания плотности тепловых нейтронов . Влияние же 2-го параметра учитывается путем двухмерного сопоставления с показаниями метода, зависящего от колебаий 2-го параметра.

Если глинистость оказ меньшее влияние , то

Δглгл(гл-тв), где гл – декремент затухания в глинах; тв – в твердой фазе.

Если пористость оказ меньшее влияние , то

, где  - среднее значенние Кп; в – декремент затухания в воде.

Бывают случ, когда имеется залежь легкой нефти с высоким газовым фактором. Сечение поглощения нейтронов в таких пластах может быть на 15-20% меньше, чем в пресной воде. Эффективность метода при изучении перфорированных участков в процессе работы скв.

  1.  Определение обводнившихся пластов в условиях закачки пресных вод.

В усл-ях обводнения нефтяного пласта опресненными водами величина декремента затухания плотности тепловых нейтронов λn может принимать одинаковые значения как для нефтеносной, так и для обводненной частей пласта. Эта неоднозначность интерпретации и служит препятствием для установления положения ВНК. Опреснение вод, обводняющих нефтяной пласт, происходит, как правило, на поздних стадиях обводнения, тогда как на фронте вытеснения закачиваемая вода обычно осолонена и имеет мин-цию, близкую к мин-ции связанной воды. Своевременно выполненные исслед-я позволяют контролировать процесс последовательного вытеснения нефти осолоненной водой, а затем вытеснение осолоненной воды пресной. При этом обводняющаяся часть пласта по параметру () сначала хар-ся как нефтеносная, затем как водоносная, а потом опять как нефтеносная, т.к. н и пресной воды одинаковы.

Задача сводится к тому, чтобы уловить приближение фронта наступаемых вод.

Дополнительные методы:

  •  Изучение радиогеохимических аномалий. При опр-нии текущего положеия ВНК сопоставляются замеры естественной радиоактивности до и в процессе перемещения ВНК. Естественная радиоактивность против обвадненной части пласта аномально возрастает, а -активность нефтеносной его части остается неизменной. Радиогеохимич эффект может проявляться в скв  при вытеснении нефти из пласта водой любой мин-ции.
  •  Метод термометрии. При закачке вод происходит охлаждение пласта. Процесс охлаждения связан с кол-вом нагнетаемой воды. Возникают термометрич аномалии. Этот метод приближенный, т.к. происходят и вертикальные перетоки тепла, и граница пласта будет перемещаться вверх.
  •  Косвенным признаком обводнения неперфорир пласта явл-ся осолонение цемента, ухудшение его сцепления с колонной. Осолонение опр-ют по показаний ИННМ. Ухудшение сцепления цемента с колонной опр-ют при помощи АКЦ, а в случ разрушения цемента исп-ют гамма-гамма-дефектомер.

В обводняющихся мощных однородных пластах разные участки имеют разл степ опреснения. Наибольшее опреснение набл-ся в нижней части пласта, а под ВНК м/у промытой и нефтеносной частями может находиться зона относительно повышенной мин-ции. В неоднородных пластах, не имеющих непроницаемых экранов, эффект мин-ции под ВНК может быть обнаружен ИННМ по величине , нормализованных пористости и глинистости.

При промежуточном нефтенасыщении рекомендуется проводить повторные измерения ч/з 1-3 месяца, хар-р насыщения за это время изменится. Могут набл-ся след случ: пласт неоднородный, разделенный непроницаемой перемычкой или проницаемость резко ухудшена, тогда верхн часть пласта может не разрабатываться, зона повышенной мин-ции м/у нефтеносной и водоносной частями может отсутствовать. В этом случ применяется термометрия.

  1.  Определение положения газоводяного контакта.

При определении ГВК в обсаж скв наиболее информативны нейтронные методы в силу резкого различия водородосодержания водоносных и газоносных коллекторов. Положение ГВК находят одним из след способов.

  1.  По началу увеличения показаний НГМ или ННМ-Т в случае слабоглинистых коллекторов и небольшой зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости (рис. 21,а).

Рис. 21. Опр-е положения ГВК по данным НМ. Замеры: I — до расформирования, IIпосле расформирования зоны проникновения фильтрата ПЖ; 1 — газ, 2вода.

  1.  По превышению показаний НГМ или ННМ-Т большого зонда lnб по ср с малым зондом lnм (методика двухзондового НГМ или ННМ-Т) (рис. 21,6).

3. По наличию приращений на кривых НГМ или ННМ-Т, зарегистрированных в разное время зондами одной длины (методика временных замеров). Этот способ особенно эффективен в случ пластов со значительной зоной проникновения (больше радиуса исследования зондов НГМ или ННМ-Т). Разделение газоносной и водоносной частей пласта основано на явлении расформирования зоны проникновения газоносного коллектора в обсаж скв (рис. 21, в).

4. В особо сложных случ опр-е ГВК возможно по данным ИННМ-Т (время жизни тепловых нейтронов в газоносной части разреза выше, чем в водоносной).

5. Уверенно ГВК отбивается по данным акустич методов, особенно при использовании их широкополосной модификации. ГВК фиксируется амплитуды продольных волн и амплитуды поперечных волн при переходе от газоносной к водоносной части пласта.

6. ГВК опр-ся по термометрии. В перфорир скв против газоносных пластов набл-ся отрицат температурные аномалии (за счет дроссельного эффекта tо резко ). По середине перегиба в нижней части выделяется ГВК.

  1.  Определение положения газонефтяного контакта.

В обсаж и необсаж скв ГНК можно опр-ть след способами.

  1.  По наличию положит приращений  на кривых НГМ или ННМ-Т, полученных по методике временных замеров. Против нефтеносной части пласта показания интенсивности нейтронного -излучения на разных кривых будут практически совпадать.

  1.  По времени жизни тепловых нейтронов в газоносной и нефтеносной частях пласта. В чистых газоносных коллекторах среднее время жизни тепловых нейтронов на 15-20% больше, чем в однотипных нефтеносных  коллекторах. Для установления положения ГНК в глинистых, песчаных и карбонатных коллекторах необходимо проводить повторные временные замеры ИННМ-Т. При этом газоносная часть пласта выделяется на кривых ИННМ-Т повышенными показаниями, полученными в более позднее время. Этот эффект вызван расформированием зоны проникновения промывочной жидкости.

3) При высоких пластовых давлениях (рпл500кг/см2) опр-е ГНК осложняется, т.к. в газоносн и нефтеносн частях различие по плотности и содержанию водорода уменьшается. Определенное искажение вносит глинистости коллектора. В случ высоких рпл и повыш глинистости опр-е ГНК производится с применением спец приемов обработки рез-тов НМ.

Если набл-ся значительная дифференциация показаний в нефтеносн, газоносн и водоносн пластах, то достаточно двухмерное сопоставление без дополнительной поправки за влияние второго метода (фактора):

В более сложных случ требуется сравнение рез-тов до и после расформирования зоны проникновения (методика временных замеров).

4) По данным термометрии. Газоносн часть пласта выделяется отрицат аномалией температуры.

5)По данным акустич методов. На кривых широкополосного акустического метода газоносн часть пласта хар-ся большим коэф-том затухания продольной волны  и меньшим поперечной волны по ср с нефтеносной частью.

6) Строят распределение In в нефтеносных и газоносных частях

N – частость; I*n  - критическое значение In.

  1.  Комплексирование нейтронных методов и гамма-метода для определения положения ГНК и ГВК.

Установление положения ГНК или ГВК в неоднородных (по пористости и глинистости) коллекторах часто представляет собой трудную задачу. В этом случ дает эффект комплексирование данных нейтронных методов и ГМ. Более простым и надежным способом установления местоположения ГНК или ГВК в неоднородных коллекторах явл-ся использование корреляционных связей м/у показаниями нейтронных методов и ГМ, установленных для каждой скв по нескольким интервалам заведомо нефте- и газонасыщенных коллекторов.

В общем случ связь м/у показаниями НГМ и ГМ описывается ур-ем

In=аI+b+2I, (1)

где а и b — коэф-ты, зависящие от скваж усл регистрации диаграмм; In, I - показания НГМ и ГМ; I=±(I+In) - средняя квадратичная погрешность измерений показаний радиоактивных методов.

Разность показаний In= InГП - InНП НГМ против газоносных и нефтеносных пластов должна превышать погрешность измерений In, т.е. InIn. Для изучаемого пласта-коллектора по ур-ю (1) рассчитывают предельное значение InНП.КР в случ его нефтенасыщения или водонасыщения и сравнивают с замеренным значением In против этого пласта. Если зарегистрированное значение In  InНП.КР, то пласт считается газонасыщенным. По глубине подошвы первого газоносного пласта в разрезе залежи устанавливают положение ГНК или ГВК.

Имеется способ графического сопоставления I и In по отдельным скважинм с целью опр-я положения ГНК и ГВК.

  1.  Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности в необсаженных скважинах методами сопротивления.

Если нефть вытесняется пластовой водой или закачиваемой водой с мин-цией, близкой к пластовой, kнт опр-ся по тем же методикам, что и коэф-т начальной нефтенас-ти:

Рн=н.п/в.пн/kвn=f(kнт)     (1),

где ан – постоянная; kв – коэф-т водонасыщения; n – показатель степени, близкий к 2. Ф-лу (1) нужно исп-ть, когда получены значения текущего kв.

Для опр-я сопр-я водонасыщенной породы исп-ся формула: Рп=в.п/вп/kпm     (2),

где m – структурный показатель, примерно равный 2.

Если нефть вытесняется из пласта опресненными водами, то возникают сложности в опр-нии мин-ции (и соответственно ) вод:

Pн=н.п.об/в.п.об=f(kнт); Р*п=в.п.об./смп/kпm  , где н.п.об - обводнившихся нефтенасыщ пластов; в.п.об - обводнившихся водонасыщ пластов; см - смеси пластовой воды и воды,которой производится обводнение.

в.п.об= Р*псм, где Р*п – параметр пористости, установленный при мин-ции смеси Ссм, соответствующей данной стадии обводнения пласта. Исп-ся палетки (графики) Р*п=f(kп), построенные по известным значениям см, kп и глинистости. см может быть определено двумя способами:

1) Способ определения ρсм по М.Х. Хуснулину основан на использовании методики В.Н. Дахнова, предназначенной для опр-я уд эл сопр-й пластовых вод по двум кривым UПС, зарегистрированным с глинистыми р-рами, уд сопр-я фильтратов к-ых ρф1 и ρф2 разл-ся не менее чем в 5 раз.

ρсм находят в рез-те решения системы двух ур-ний :

UПС1=-kПСlg(ф1/см), UПС2=-kПСlg(ф2/см),   

где UПС1, UПС2 - зарегестрированные разности потенциалов против обводненного пласта соответственно при известных эл сопр-ях промывочных жидкостей ρф1 и ρф2, kПС  — коэф-ты аномалии ПС.

Предлагается также графическое решение этих ур-ний.

2) по способу Кузнецова-Леонтьева. Способ основан на нахождении величины ρсм по данным метода ПС горных пород при усл отсутствия или незначительного влияния потенциалов фильтрации. Для этого необходимо знать величины диффузионно-адсорбционных активностей г.п. Ада.п и вмещающих глин Ада.гл.. Ада.гл глин может быть установлена по рез-там лабораторных исслед-й. Т.к. Ада.п меняется в завис-ти от  глинистости и др факторов, то значение Ада.п опр-ют по восстановленной величине амплитуды потенциалов ПС против рассматриваемого пласта UвПсоб по ф-ле

Ада.пда.гл+UвПсоб/lg(ф/в), где в, ф – уд эл сопр-я соответственно пластовой воды и фильтрата промывочной жидкости.

При этом первоначальную амплитуду потенциалов ПС можно восстановить по статистич завис-тям αПС=f(Iγ), картам изолиний αПС или по αПС этого же пласта в соседних необводнившихся скв по ф-ле UвПсоб=ПСUПСоп, где ПС – относительная амплитуда потенциалов ПС против интерпретируемого пласта в случ отсутствия его обводнения; ΔUПСоп – значения потенциалов ПС поляризации против опорного пласта.

Эл сопр-е смеси пластовой воды с нагнетаемой расчитывается по ф-ле

lgρсм=[UПСоб+(Ада.глда.п)lgρфда.пlgρв]/[Ада.гл-2Ада.п], где ΔUПСоб – величина амплитуды ПС против обводненного пласта относительно условной линии глин. В случ обводнения неоднородного пласта он расчленяется на отдельные, более однородные, прослои. Величины ρсм против прослоя i в этом случ рассчитываются по ф-ле

lgρсм.i=[UПсоб.(i-1)-i+(Ада.гл.(i-1)да.п.i)lgρфда.п.ilgρв]/[Ада.п.i-2Ада.п.i].  

  1.  Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности по данным термометрии.

Г.А. Закусило разработана методика опр-я коэф-та текущей нефтенасыщ-ти по данным термометрии. В основу методики положена эмпирическая связь коэф-та kнт с параметром подвижности флюида Пфл

Пфл=(kпрh/μ)i=n/(kпрh/μ)i=1=kпрнkпрв,

где kпр — проницаемость пласта; kпрн, kпрв — относительные фазовые проницаемости коллектора для нефти и воды соответственно; hработающая мощность пласта; μ — вязкость жидкости в пластовых условиях; μ0 = μнв - отношение вязкостей нефти μн и воды μв в пластовых условиях; i =1,2,3,...— индекс исследования.

По данным кривой восстановления температуры находят параметр гидропроводности пласта:

kпрh/μ=0,336·(QЄt/it)

где it - тангенс угла наклона участка КВТ; Єt - коэффициент Джоуля-Томсона для нефти исследуемого пласта; Q — дебит сква до ее остановки.

Кривые восстановления температуры в разные стадии разработки м-ния регистрируются в кровле исследуемого перфорир пласта. Зарегистрированный в работающей скважине продуктивный пласт выявляется по термограмме.

  1.  Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности нефтегазовых месторождений.

Газонасыщенность в нефтеносном коллекторе можно оценить при соблюдении следующих условий: а) пористость пластов должна быть 15 % и меняться в пределах изучаемого разреза в небольшом диапазоне за счет глинистости при постоянстве скелетной пористости; б) наличие не менее 2 опорных пластов — полностью нефтеносного и газоносного с известной газонасыщ-тью; в) сравнительно низкие пластовые давления — до 30—35 МПа; г) изм-е эксцентриситета колонны в интервале исслед-я должно быть невелико и вносить лишь незначительные искажения в данные нейтронных методов.

Для оценки коэф-та газонасыщ-ти исп-ют эталонную завис-сть (рис. 48) , построенную по показаниям НГМ или ННМ-Т в разностных относительных единицах q и по коэф-там газонасыщ-сти kг при пластовом давлении в опорных пластах рпл.оп.

Рис. 48. Завис-ть относительной единицы, определенней по данным НГМ от коэф-та газонасыщ-ти для песчано-глииистых коллекторов (kп>15 %, р=10 МПа).

Относительная единица q рассчитывается по ур-ю

q=(Inп-Inнп)/( Inгп-Inнп),

где Inп, Inгп, Inнп — показания нейтронных методов соответственно против исследуемого пласта, опорных газоносного и нефтеносного пластов. Литологич состав и скелетная пористость опорных и исследуемых пластов должны быть одинаковыми.

Если различие пластовых давлений опорных рпл.оп и исследуемых рпл.ис пластов составляет 2 МПа, то определяемые по завис-ти q=f(kг) коэф-ты газонасыщ-ти kгр.пл.оп приводятся к пластовым давлениям иузучаемых пластов, т.е. истинное значение kг.ист рассчитывается по ф-ле

kг.ист=kгр.пл.оп(623-рпл.ис)/(623-рпл.оп)

Практически в продуктивном разрезе пористость пластов имеет многомодальное распределение. В этом случае целесообразно разбивать все продуктивные пласты на конечное число групп и для каждой из них оценивать экспериментальные значения λnгп газоносного и λnнп нефтеносного пласта по данным ИННМ. Тогда газонасыщ-ть исследуемого пласта можно рассчитать по ф-ле

q=(λnиnнпоп)/(λnнпопnгпоп)=kги/kгоп, где λnи, λnнпоп, λnгпоп — декременты затухания плотности тепловых нейтронов исследуемого, опорных нефтеносного и газоносного пластов; kгоп — газонасыщ-ть опорного газоносного пласта, установленная по БЭЗ.

При отсутствии опорных газоносных пластов в нефтегазовой залежи, значение λnгпоп можно найти расчетным путем. Зная параметры λnнп оп опорного пласта в нефтегазовой залежи и приняв остальные значения (kв, kн, kг) одинаковыми для всего изучаемого интервала, можно записать

λnгпопnнпопkпkгnнnг), где λnн , λnг — декременты затухания плотности тепловых нейтронов в нефти и газе.

Определив величину начальной нефтегазонасыщ-ти пластов по БЭЗ, коэф-т газонасыщ-ти по ф-ле

kг=[kп(nв-nск)-(nп-nск)]/[kп(nв-nн)], где λпппп-kглпглпск), исправленная за глинистость величина декремента затухания породы-коллектора, рассчитывают коэф-т начальной нефтенасыщ-ти kн=kнг-kг..

  1.  Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности в необсаженных скважинах.

Если ч/з продуктивные пласты прошло воды не менее четырех объемов их порового пр-ва, то коэф-т текущей нефтенасыщ-ти равняется коэф-ту остаточной (kнт=kно).

Наиболее достоверные сведения о kно получают по рез-там электрометрич исслед-й скв, пробуренных в выработанных участках залежи, в к-рых вытеснение нефти происходит пластовой или нагнетаемой водой, по мин-ции, близкой к пластовой. При определении kно пользуются завис-тями Рн=ρнт.обвп=f(kв), построенными для конкретных продуктивных отложений по текущим водонасыщ-тям. Значение уд эл сопр-я пласта при 100%-ной насыщ-ти порового пр-ва смесью пластовой воды с нагнетаемой ρнп.об получают в рез-те интерпретации данных электрометрии, ρвп определяется расчетным путем (ρвппПпρв).

В случ вытеснения нефти пресной нагнетаемой водой kно опр-ся по данным КС и ПС или диэлектрического метода.

1) При использовании данных экранированных микрозондов kно опр-ют по параметру Рнпп.нпρвфРпПп, где ρпп.нп — показания экранированного потенциал-микрозонда в нефтеносной части пласта; ρв.ф — уд эл сопр-е смеси фильтрата промывочной жидкости и невытесненной пластовой воды; Рпотносительное сопр-е пласта; Пп— параметр поверхностной проводимости.

Если в разрезе скв имеется соседний водоносный пласт, коллекторские с-ва которого близки с-вам изучаемого пласта, или пласт вскрыт скважиной в зоне ВНК, то параметр Рно рассчитывают по ф-ле Рнопп.нппп.вп, где ρпп.вп - показания экранированного потенциал-микрозонда в водоносной части пласта. Предъявляются жесткие требования к глубине промытой зоны  (более 10 см), требовани к толщине глинистой корки несущественны.

2) Способ оценки коэф-та остаточной нефтенасыщ-ти по данным микрозондирования. Суть этого способа состоит в том, что вычисляется параметр насыщения р'н = ρк.нпк.вп (где ρк.нп, ρк.вп - показания микропотенциал-зонда в нефтеносной и водоносной частях пласта) с последующим опр-ем kно по завис-тям Рн = f(kвт) с учетом мин-ции фильтрата промывочной жидкости.

Поскольку радиус исслед-я микропотенциал-зонда составляет 5-7 см, то данный способ оценки kно эффективен при Dзп/dc ≥ 2 и приводит к большим погрешностям в случае неодинаковой толщины глин корки против нефтеносной и водоносной частей пласта или при hгк>1,5÷2 см.

3) Способ оценки kно по комплексу исслед-й методами электрометрии прискважинной зоны продуктивного пласта, содержащей остаточную нефть, и после ее удаления из зоны поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Исслед-я осущ-ют в след порядке: 1) проводят 1-ый замер уд эл сопр-я ρзп.но при остаточной нефтенасыщ-ти в зоне проникновения; 2) закачивают водные растворы ПАВ с мин-цией, близкой к мин-ции пластовой воды, в рез-те чего происходит оттеснение нефти из прискважинной зоны пласта под воздействием химич заводнения; 3) продолжают закачивание пластовой воды, что приводит к удалению ПАВ и восстановлению водонасыщения этой зоны (kв≈100 %); 4) проводят 2-ой замер уд эл сопр-я зоны проникновения ρзп уже при 100%-ном ее водонасыщении.В этом случ kно оценивается по ф-ле

kно=1-(ρзпновп)1/n,

где n показатель степени в эмпирической связи вида Рн = k-nв.

В данном  способе  рекомендуется использовать  для нахождения удельных сопротивлений прискважинной зоны методы электрометрии с большим радиусом исследования.

  1.  Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах.

1) Методика опр-я коэффициентов kнт и kно по данным ИННМ основана на использовании величины декремента затухания породы λnп, связанной с коллекторскими свойствами и нефтенасыщ-тью пород и описываемой выражением

λпск(1-kп)+ kпв+kннв)]+kглгл- λск)                (1)

где λск, λв, λн, λгл - декременты затухания соответственно для скелета породы с нулевой глинистостью; воды, насыщающей пласт; нефти в пластовых условиях; глинистого материала.

Данные ИННМ позволяют оценить коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ-ти при соблюдении след усл-й: вытеснение нефти из пласта осущ-ся водой мин-ции 200-250 г/л при kп = 10÷15% или Св≥100÷150 г/л при kп>15÷20%. В неглинистых высокопористых коллекторах возможно оценивать kн и при мин-циях 30÷100 г/л. Коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ-ти рассчитываются по ф-ле

kн=[kп(в-ск)- (п-ск)]/[ kп(в-н)],

где λпппп-kглпглпск), исправленная за глинистость величина декремента затухания породы-коллектора. Величины λnск и λnгл рассчитывают по рез-там хим анализа керна. Значения λnв и λnн оцениваются по измер-ям ИННМ в неглинистых опорных пластах с известными kп, kн и λnск с использованием ф-лы (1), а также расчетным путем по данным хим анализов воды и нефти. Коэф-ты пористости и глинистости опр-ют по данным ГИС или керновых анализов.

2) При графическом способе определения kнт и kно исп-ся опорные водоносные и нефтеносные пласты с известными величинами kн и kп. На плоскость λn=f(kп) наносят точки для водоносных и нефтеносных неглинистых пластов и строят линии регрессии λnквп=f(kп) и λnкнп=f(kп). В случ глинистых пластов в λnкп вводится поправка за влияние kгл. Для построения семейства линий kн расстояния м/у граничными линиями делят на число частей, кратных шагу изменения kн. Величина kн=100 % соответствует фиктивному коэф-ту нефтенасыщ-ти, получившейся за счет воды с эквивалентной мин-цией Св<5 г/л по NаСl.

Рис.1. Интервалы: 1- нефтенасыщенные, 3 – частично обводненные, 2 – водоносные и выработанные. Шифр кривых – kн,%.

При обводнении пласта пресными нагнетаемыми водами в пласт закачивается вода высокой мин-ции с λnвм, а затем пресная вода с λnвпрн (по хлоросодержанию) и в обоих случ по данным ИННМ устанавливаются декременты затухания пласта с минерализ водой kn.пм и с пресной λnп.пр.

Коэф-т kно рассчитывают по ф-ле

kно=(kпnвпск)- (λnппск))/( kпnвпн)) , причем λnск, λnп и λnв находят из соотношений λnск = (λnппр - λnвпрkп)/(1- kп), λnп = λnпн и λnв= λnвм.

3) Повысить точность изучения по данным ИННМ позволяет способ Хуснуллина. Он закл-ся в том, что в перфорированный пласт закачивается (-3) водных р-ра с заранее известными нейтронными св-вами. После каждой закачки измеряется породы и составляют систему ур-ний:

п=ск(1-kп)+в(1-kн)kп+нkнkп,

п’’=ск(1-kп)+в’’(1-kн)kп+нkнkп.   

kп находят по геофиз данным или по анализу керна.

Затем находят н (нефти). Если пласт водоносный, то

п=ск(1- kп)- вkп.

Коэф-т вытеснения нефти текущий kвыт.т=(kн-kн.т)/kн, конечный kвыт.кон=(kн-kн.о)/kн.

  1.  Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений.

Для оценки коэф-тов текущей и остат газонасыщ-ти исп-ют данные временных замеров нейтронными методами (НГМ, ННМ-Т, ИННМ и ИНГМ). По рез-там этих замеров опр-ют текущие значения коэф-та газонасыщ-ти kгт и анализируют динамику их изм-я во времени относительно коэф-та начальной газонасыщ-ти kг, установленного по данным комплекса ГИС на момент вскрытия пласта.

Получаемые низкие значения kг, изменяющиеся в пределах ошибки измерения (±5 %), могут считаться значением коэф-та остат газонасыщ-ти kго.

Для оценки kг повторные диаграммы нейтронных методов сопоставляют по коэф-там дифференциации против опорных пластов и стандартизуют в единых масштабах диаграммы 1-го и повторного замеров. По рез-там повторных замеров, исправленных за изм-е пластового давления по ср с первоначальным, выделяют пласты с изменившейся газонасыщ-тью и опр-ют kгт.

Обработка повторных замеров выполняется в след последовательности.

1. Устанавливается тождественность повторных замеров первому по коэф-там дифференциации этих замеров (D1/D2 = 1±0,1) против пластов. Стандартизация повторных замеров закл-ся в установлении единого масштаба 1-го замера и обл-ти разброса, обусловленной влиянием помех. Для этого опр-ют коэф-ты а, b завис-ти In,i=1=aIn, i=n +b±c,

где In, i=1 , In, i=n - регистрируемые интенсивности нейтронных методов против одних и тех же опорных пластов (плотные пласты, глины, расположенные ниже ГВК) при первом и повторном замерах; с - уклонение, обусловленное влиянием помех и определяющее обл-ть разброса σс (среднеквадратич отклонение).

2. Показания повторных замеров против исследуемых пластов In, i=n   приводятся к масштабу регистрации кривой первого замера по соотношению In, i=n, пр = aIn, i=n +b.

3. В случ значительного изм-я пластового давления на момент повторных измерений в показания In, i=n, пр вводят поправки за различие давлений, приводящие показания повторных замеров к усл-ям пластового давления первого замера.

Введение поправки осущ-ся след обр: а) по рез-там 1-го замера In, i=1 по связи Δ In =f(kг) опр-ют коэф-т начальной газонасыщ-ти kгн при начальном пластовом давлении рн; q=(Inпi=1-Inнп)/(Inгп-Inнп), Inп – показания обрабатываемого пласта; Inгп и Inнп  - показания против опорных пластов: нефтенасыщенного и газонас; б) значение kгн приводится к фиктивным значениям kгф для текущих пластовых давлений рт на момент повторных замеров по ф-ле kгф=kгн(623-рТ)/(623-рн); в) для фиктивного значения начальной газонасыщ-ти   находят двойной разностный параметр qг нейтронных методов по ф-ле qгф=-0,771g(1-kгф); г) рассчитывается абсолютное значение фиктивного показания Inф нейтронных методов для kгф для случаев текущих пластовых давлений повторных замеров по завис-ти

Inф=qгфInгср+Inвср(1-qгф), где Inгср, Inвср - средние показания нейтронных методов для пластов с max газонасыщ-тью (kг≈95%) и водоносных (kв=100%, kг=0);д)опр-ся поправочный коэф-т k=Iп,i=1/Inф; е) показания нейтронных методов повторных замеров Iп,i=n.пр приводятся к пластовому давлению первого замера.

  1.  Сравниваются показания Iп,i=n.пр.рн и Iп,i=1 и по ним выявляются пласты с изменившимся газонасыщ-ем. Если Iп,i=1Iп,i=1,пр.рн±2σс, то изм-ся газонасыщ-ть с достоверностью 95%.
  2.  Опр-ся коэф-ты текущей газонасыщ-ти для пластов с изменившейся газонасыщ-тью по данным повторных замеров с помощью эмпирич   завис-ти Δ Iп = f(kг).

При опр-нии коэф-тов текущей kгт или остат kго газонасыщ-сти по данным ИННМ петрофиз основу составляет величина декремента затухания тепловых нейтронов λnгп газоносного пласта, зависящая от его коллекторских св-в и газонасыщ-ти. Коэф-ты kгт и kго рассчитывают по ф-ле

 kгт=(kпnвпск)- (λnппск))/( kпnвпгт)), где пп=ппkгл(пгл-пск); λnгт - декремент затухания тепловых нейтронов в газе при пластовых условиях. Значение λnгт находится расчетным путем по известному составу газов или по эмпирич данным. kг.о нах-ся по данным НМ в заводненной части пласта близ ГНК. Если ГВК неизвестен, то можно считать, что близкие неизменные во времени значения kг.т., полученные при повторных измерениях, и будут соответствовать kг.о.

  1.  Оценка коэффициентов текущей и конечной нефтеотдачи нефтяных месторождений.

Степень извлечения нефти из пласта опр-ся коэф-том нефтеотдачи. Различают коэф-ты текущей ηнт и конечной нефтеотдачи ηн.кон. Коэф-т   текущей   нефтеотдачи   равен   отношению   добытой нефти Qн на данный момент времени к геологическим ее запасам Qн зап, т.е. ηнт=Qн/Qнзап. Коэф-т конечной нефтеотдачи равен отношению извлеченной нефти на конец разработки м-ния Qн.изв к Qн.зап, т.е. ηн.кон=Qн.изв/Qн.зап. Выделяют еще коэф-т текущей нефтеотдачи заводненной части пласта ηн.зав, равный отношению добытой нефти Qн.зав из заводненной части пласта за определенный период времени к геол запасам нефти Qн.зап.зав этой части залежи, т.е. ηн.зав=Qн.зав/Qн.зап.зав.

В период заводнения отдельных участков залежи коэф-т нефтеотдачи опр-ют по ф-ле ηн.зав=kохв.зав/kн.выт, где kохв.зав – коэф-т охвата заводнением по мощности пласта, равный отношению мощности заводненного пласта к его первоначальной нефтенасыщенной мощности; kн.выт — коэф-т вытеснения нефти водой, газом и др агентами.

Если опр-ся величина текущей нефтеотдачи, то рассчитывается коэф-т текущего вытеснения kн.выт.т =(kн-kнт)/kн.

Если находится величина конечной нефтеотдачи, то коэф-т конечного вытеснения kн.выт.кон =(kн-kно)/kн.

Величина начальной нефтенасыщ-ти пласта опр-ся по данным прямых или косвенных оценок остаточной водонасыщ-ти kво на образцах керна (при этом kн=1—kво) или по рез-там гф исслед-й пласта в незатронутой заводнением его части, либо соседних скв, пробуренных до начала разработки м-ния. Коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ-ти устанавливают по данным гф исслед-й обводненных продуктивных пластов или лабораторных исслед-й образцов керна.

Данные для вычисления коэф-та kохв можно получить только по материалам ГИС. Мощность заводненной части продуктивного пласта оценивают по рез-там исслед-я методами электрометрии, радиометрии и акустическими.

Коэф-т вытеснения kнвыт может быть определен и непосредственно по параметрам влажности Рω неизмененной части пласта и промытой его зоны. Для неизмененной части пласта РωпвПп, для промытой зоны Рωпп = ρппфПпп. По соответствующим завис-тям Рω=fп) находят значения объемной влажности этих зон: ωп = kпkв и ωпп = kпkвпп. По полученным значениям ωп и ωпп рассчитывают

kнвыт = (ωпп - ωп ) / kпkн = (ωпп - ωп / ( kп - ωп ).

При моделировании процессов вытеснения нефти в лабораторных усл образцы насыщаются нефтью, состоящей из сырой нефти продуктивного пласта, разбавленной керосином. Для вытеснения такой модельной нефти следует брать воду, которой вытесняется нефть при заводнении залежи.

С помощью завис-тей kн.выт.кон=f(kп) и kн.выт.кон=f(kпр ), установленных экспериментально, можно оценивать средние значения коэф-тов нефтеотдачи пластов.

Опр-е коэф-та вытеснения kн.выт.кон по керну, отобранному из продуктивных пластов во время бурения скважин с использованием обычной, промывочной жидкости, осущ-ся по ф-ле

kн.выт.кон=(1-kв-b kно. керн)kн.выт.г/(1-kв), где kв — коэф-т начальной водонасыщ-ти ; kно керн – коэф-т остат нефтенасыщ-ти, найденный по керну; b -  объемный коэф-т пластовой нефти; kн.выт.г —коэф-т добавочного вытеснения нефти за счет ее разгазирования при снижении пластового давления до атмосферного.

  1.  Оценка коэффициентов текущей и конечной газоотдачи газовых месторождений.

Степень извлечения газа из пласта опр-ся коэф-том газоотдачи. Различают коэф-ты текущей и конечной газоотдачи. Коэф-т текущей газоотдачи равен отношению добытого газа Qг на данный момент времени к геологическим его запасам Qг..зап, т.е. ηгт=Qг /Qг..зап). Коэф-т конечной газоотдачи равен отношению извлеченного газа на конец разработки м-ния (Qг.изв к Qг.зап, т.е. ηг.кон=Qг.изв/Qг.зап). При знании коэф-та текущего газонаыщ-я коэф-т ηгт рассчитывают по ф-ле

ηгт=(kг-kгт)/kг, 

где kг — коэффициент начальной газонасыщ-ти.

В случ оценки k'гт, без учета разницы начальных рн и текущих рт пластовых давлений в коллекторе коэф-т текущей газоотдачи опр-ся по ф-ле, к-рая учитывает эту разницу давлений, ηгт =1–(kгт рн)/(kг рт).

Аналогично рассчитываются и коэф-ты конечной газоотдачи пластов:

ηг.кон=(kг -kго)/kг или ηгкон=1-(kго рн)/(kгрк),

где ркконечное пластовое давление.

Коэф-ты текущей и конечной газоотдачи зависят от геол, технич и экономич факторов и величина их изм-ся в диапазоне 50-95%.

  1.  Оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газоотдачи нефтегазовых месторождений.

В нефтегазовых залежах в приконтактной зоне ГНК в завис-ти от соотношения пластовых давлений в газоносной и нефтеносной ее частях может происходить вытеснение нефти газом или газа нефтью, вблизи ВНК нефть вытесняется водой. В этих случ коэф-ты вытеснения нефти и газа из продуктивных пластов рассчитывают по след ф-лам:

а) коэф-т вытеснения нефти водой — по ф-ле kн.выт.т.в=(kн-kнт)/kн;

б) коэф-т вытеснения нефти газом - kнвытг =[kн–(kн kгт)]/kн =kгт/kн;

в) коэф-т вытеснения газа нефтью — по ф-ле ηгт=(kг- kгт)/ kг.

Контроль за динамикой вытеснения нефти газом и газа нефтью производится по данным нейтронных методов. В процессе разработки газонефтяных залежей положение ГНК во времени изм-ся (опускается или поднимается) в завис-ти от объемов отбора нефти и газа. Изучение зоны перемещения ГНК нейтронными методами позволяет оценить коэф-ты текущей и остат нефте- и газонасыщ-ти и опр-ть коэф-ты вытеснения нефти газом и газа нефтью.

При опускании ГНК происходит вытеснение нефти газом и обеспечивается высокая степень вытеснения нефти на первых метрах перемещения газонефтяного контакта (kнвытг = 70-85%) в песчаном высокопористом коллекторе. При подъеме ГНК газ вытесняется нефтью, остат газонасыщ-ть составляет единицы и первые десятки %-ов и коэф-т вытеснения газа достигает 90%.

  1.  Выделение интервалов притока и приемистости по данным механичесой дебитометрии (расходометрии).

По конструкции расходомеры и дебитомеры одинаковы. Диаметр расходомера диаметра дебитомера. Запись может быть непрерывной и точечной. По данным точечных измерений строят интегральную диаграмму, к-рая представляет завис-ть показаний от глубины и дифференциальную диаграмму, к-рая показывает изм-е удельного расхода (дебита) по глубине для каждого пласта. Интервалы, к-рые отдают и принимают флюид отмечаются увеличением числа импульсов.

Интервалы притока и приемистости флюидов в стволе скв устанавливают по комплексу гф методов: расходометрии, термометрии, радиометрии. На основании этих данных получают профили притока и приемистости.

Профилем притока или приемистости наз график завис-ти кол-ва Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины z ее залегания:

где hп и hк – соответственно глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скв; qz – удельный дебит (расход).

Профиль расхода жидкости при движении ее вверх по стволу скважины наз профилем притока, при движении ее вниз - профилем приемистости. Кривые нарастающего значения расхода описываются выражением вида 

Дифференцирование   этих кривых по z дает кривые расхода отдельных участков скв qz = ΔQz/Δz.

Изм-я во времени конфигурации профилей притока или поглощения указывают обычно на то, что произошло изм-е соотношений пластовых давлений и, следовательно, в соотношений потоков из различных пластов, а также на перераспределение потоков вследствие обводнения или проведения геолого-технич мероприятий.

Интегральные профили расхода часто получаются искаженными и требуют корректировки. Дифференциальный профиль строится на основе откорректированной интегральной профилеграммы по расчетным значениям уд дебита (расхода) qi с помощью ф-лы

qi = (Qimax - Qimin)/Δl

Qimax и Qimin - соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам lверх и lни, Δl = lниж - lверх величина выбранного интервала.

По этому профилю опр-ся расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 49).

Рис. 49. Пример построения профилей притока.1 — точечные замеры, 2 — интервал перфорации.

Интервал l1 l2 разбивают на участки Δl по интегральной кривой профиля. На глубине l’ расход жидкости составляет Q при содержании воды С’в, определенном по влагограмме. Кол-во воды, поступающей из этого участка, Qв=qв(l’ – l1)=QCв/100,

нефти –  Qн=Q’–Qв(l’– l1)

На дифференциальной дебитограмме на участке l’ – l1 в масштабе откладывают кол-во воды.

На участке l' - l" общий дебит на глубине l" составляет Q" при содержании воды C"в. Аналогично опр-ют раздельное содержание воды и нефти в общем потоке на глубине

Qв(l’ – l’’) = Q" C"в/100; Q"н= Q" - Q"в.

Для участка l' - l" определяют кол-во воды и нефти след обр:

Qв(l’ – l’’) = Qв" - Qв(l’ – l1)

Qн(l’ – l’’) = Qн" – Qн(l’ – l1)

Таким способом опр-ют по отдельности расходы нефти и воды по всем участкам продуктивной толщи и на дифференциальный профиль наносят данные по нефти и воде.

  1.  Выделение интервалов притока и приемистости по данным термодебитометрии.

В скв помещается спираль, нагретая постоянным стабилизированным током до tо tо окружающей среды (пород). Эта спираль (термосопротивление) явл-ся датчиком расходомера (дебитомера). Поток Ж или Г охлаждает спираль и тем самым изм-ся сопр-е этого плеча. Фиксируя изм-е сопр-я термодатчика, получают кривую термокондуктивной дебитометрии (расходометрии).

Преимущества приборов: обладают более высокой чувствительностью, чем механич дебитомеры (расходомеры); не вносят гидродинамич сопротивления в поток; имеют высокую проходимость в скв из-за отсутствия пакеров; не подвержены влиянию загрязняющих механич примесей; весьма надежны в работе.

Недостатки: показания зависят от состава смеси, поэтому рез-ты термоконд-ой дебитометрии пригодны для кол-венной интерпретации только при однофазном потоке (Г или Н).

Переход от разности температур ΔТ к расходу Q осущ-ся с помощью эталонной кривой ΔТ=f(Q), получаемой при градуировке неподвижной и подвижной кривой.

Рис. 52. Выделение работающих интервалов в обсаж скв по кривой термокондуктивного расходомера. Участки пласта: 1 – работающие, 2 – неработающие, 3 – профиль притока флюида, 4 – вода, 5 – нефть.

В случ однофазного потока на кривой термоконд-го расходомера нижняя граница интервала притока или приемистости флюида отмечается переходом от max значения ΔТ к меньшему, а верхняя — min ΔТ (рис. 52).

На термокондуктивной расходограмме наблюдается ряд хар-ных интервалов:

1) участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями ΔТэк, соответствующими суммарному дебиту (расходу) скважины;

2) участок эксплуатационной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти ΔТон и в воде ΔТов,в остановленной скв четко отм-ся раздел нефть—вода по резкому возрастанию приращений ΔТ при пересечении прибором контакта воды с нефтью;

3) участок установившегося потока в интервале работающих пластов с показаниями ΔТу;

4) участок в лифтовой колонне, отмечающийся снижением показаний  ΔТлк за счет возрастания линейной скорости движения флюида.

При двухфазном потоке интерпретация терморасходограммы усложняется. В этом случ выделено 4 основных типа терморасходо-грамм при различных соотношениях величин расходов воды и нефти. Анализ профилей на каком-то этапе исслед-я сводится к их сопоставлению с ранее полученными профилями в этой скв и с профилями соседних добывающих и нагнетат скв.

При анализе повторных профилей расхода в ряде случаев можно выявить интервалы обводнения пласта. Динамика производительности обводняющегося пласта такова, что на начальной стадии обводнения приток снижается из-за уменьшения относительной проницаемости при двухфазном течении жидкостей, а затем возрастает. Если вязкость воды меньше вязкости нефти, то при неизменной депрессии приток из обводнившегося интервала становится выше, чем до обводнения.

  1.  Выделение работающих пластов в газовых скважинах термометрией.

Под работающей мощностью пласта понимается часть эффективной мощности пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), в пределах к-рой происходит движение флюидов (нефти, воды, газа) при разработке залежи. Величина работающей мощности пласта опр-ся по данным интегральных и дифференциальных профилей расхода флюидов.

В газовых работающих скв для выделения работающих мощностей эффективным явл-ся метод термометрии. При расширении газа во воремя поступления в скв, происходит его охлаждение, и набл-ся эффект Джоуля-Томсона (дроссельный): ΔТ=-εΔр, где Δр – депрессия на пласт; ε – коэф-т, к-рый изм-ся от 0,15 до 0,4 оС(кгс/см2).

1 – линия неискаженной температуры; 2 - в процессе работы скв; 3 – в остановленной скв; 4 – линия температуры охлажденного газа, поступающего из пластов.

В работающей скв в самом нижнем интервале возникает температурная аномалия. По мере продвижения газа вверх он нагревается и смешивается с охлажденным газом. Т.о. аномалия не достигает той величины, к-рая должна быть.

В нагнентат скв Ж нагнетается сверху вниз и нагревается, поэтому t повышается. Но tо нагнетаемой Ж всетаки отличается от tо пластовой Ж. Часть пласта, в которую поступает Ж охлаждается, а в пласте сохраняется участок постоянной tо. В остановленной скв возникает температурная аномалия.

Для отдающих пластов дебиты подчиняются след соотношению:

где k – номер пласта; Тп.k – температура подошвы пласта; Ткр.k – температура кровли пласта.

  1.  Определение продуктивности пластов.

Производительность скважины опр-ся коэф-том продуктивности , представляющим собой отношение дебита Q к перепаду р давлений в пласте рпл и на забое рзаб скважины. Он зависит от проницаемости пласта kпр, его эффективной мощности hэф, вязкости фильтрующегося в скважину флюида , радиуса скважины rс и условного радиуса контура питания Rк, т.е.

                                                      (1)

где р=рплзаб.

В случ установившейся фильтрации однофазной жидкости величина зависит только от забойного давления при фильтрации газа или жидкости и газа.

Коэф-т продуктивности хар-ет эксплуатационные показатели пластов и опр-ет, какое кол-во флюида может быть добыто из скв при снижении давления на забое на 0,1 МПа.

Для нагнетат скв величина поглощения флюида пластом опр-ся коэф-том приемистости, равным отношению расхода флюида к перепаду давления.

Коэф-т продуктивности может быть получен графическим путем как тангенс угла наклона прямой (индикаторной линии) завис-ти расхода от перепада давления к оси абсцисс.

В фонтанирующих скв величину опр-ют методом установившихся отборов, при к-ром в определенной последовательности меняют штуцер скважины и замеряют значения дебита и забойного давления. Затем строят кривую завис-ти изм-я дебита от депрессии.

Для ее построения необходимы исслед-я не менее чем на трех установившихся режимах эксплуатации скважины. Установившимся режимом считается такой, когда три последовательных замера забойного давления и дебита разл-ся на величину, не превышающую точность их измерения. Пластовое давление опр-ся непосредственно в закрытой скв с помощью манометра после истечения определ времени, достаточного для выравнивания давления в пласте и скв.

На практике получаемые коэф-ты продуктивности нередко отличаются от рассчитанных теоретически по ряду причин (анизотропия пластов, проявление неньютоновских свойств жидкости, обводненность пластов, засоренность призабойной зоны скважин глинистым и цементным растворами и др.).

Занижение фактических коэф-тов свидетельствует о некачественном вскрытии пласта или неправильном режиме его эксплуатации. Занижение значений  может быть связано также с недостаточной депрессией или репрессией на пласт в случае пород с низкими коллекторскими свойствами. Завышение коэф-тов указывает на наличие в пласте участков с аномально высокой проницаемостью, н-р, трещиноватых и слабосцемёнтированных зон. Завышение величин может быть обусловлено также обводнением пласта, работой части пласта, не вскрытой перфорацией, за счет вертикального перемещения флюида.

Поскольку обводнение пласта связано с ростом пластового давления, а вязкость воды меньше вязкости нефти, то в соответствии с ф-лой (1) при неизменной депрессии дебит обводнившегося интервала растет и отмечается коэфф-та продуктивности, при этом коэфф-т интервалов, отдающих нефть, . Обводнение притока пласта за счет затрубной циркуляции жидкости приводит к дебита у границы пласта со стороны перетока и суммарного коэфф-та продуктивности, в то же время коэф-т , рассчитанный для нефти, изм-ся незначительно.

  1.  Определение пластового и забойного давления.

Пластовое давление это давление флюидов против середины перфорир интервала в длительно простаивающих скв и в скв действующих, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Оно опр-ся: 1) путем прямых измерений глубинными манометрами; 2) путем пересчета с помощью формул по величине устьевого статического давления; 3) по глубине статического уровня; 4) по величине дроссельной тепловой аномалии работающих пластов с применением ф-лы Т=t(pплз), где pпл и рз – пластовое и забойное давления; t – интегральный коэф-т Джоуля-Томсона. Значения t составляют для воды 0,023510-5 оС/Па, для нефти (0,01-0,06)10-5 оС/Па, для газа [-,25(-0,4)] 10-5 оС/Па.

Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пластовое давление опр-ют до начала интенсивной разработки, когда не нарушены начальные термодинамич усл-я пласта из скв, не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление опр-ют на определенную дату разработки залежи.

Забойное давление — это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скв на глубине середины интервала перфорации. Его опр-ют: 1) прямым измер-ем глубинными манометрами на забое всех видов скважин, оборудованных для спуска глубинных приборов ч/з затрубное пр-во; 2) измер-ем глубины динамического уровня; 3) измер-ем давлений на устье скв.

В добывающих скв рзабпл, в нагнетат — рзабпл. Основным требованием к опр-ю забойного давления явл-ся обеспечение замеров при установившемся режиме работы скв.

В чисто газовых скв пластовое давление рг не опр-ют прямыми замерами, а рассчитывают в соответствии с величиной устьевого давления ру и относительной плотности газа по воздуху г по барометрической формуле

рг= руexp[0,03415гHп/(zсрТср)],

где Нп — глубина средней точки интервала перфорации; zср — средний коэф-т сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре Тср в стволе скв.

В газовых скв со столбом жидкости на забое пластовое давление опр-ют по соотношению рпл.г= рг+(Нпст)ж/102, где рг – давление газа на глубине статического уровня Нст, МПа; ж – средняя плотность жидкости в интервале глубин от Нп до Нст.

Пластовые давления в эксплуатируемой многопластовой залежи в каждом отдельном пласте опр-ют по рез-там комплексных исслед-й расходометрией и забойным манометром, проведенных на разных установившихся режимах работы скв. Режим работы скв изм-ют путем смены штуцера, к-рый создает разное давление на забое или депрессию. Одновременно с измерением забойного давления проводят опр-е профилей притока или приемистости. По рез-там этих исслед-й строят графики завис-ти дебита (расхода) пласта Q от величины забойного давления рзаб -индикаторные диаграммы (рис. 60).

Рис. 60. Индикаторные диаграммы, полученные при исследовании многопластового объекта.

1-3 — индикаторные диаграммы для трех отдельных пластов;   4 — суммарная индикаторная диаграмма. Пластовые давления, МПа: р1  =  15,8;   р2   =15,6;   р3  = 16,9; суммарное давление р4=16,2 МПа

Особого подхода требуют исслед-я малодебитных фонтанирующих скв (до 40 м3/сут). По режиму работы их можно разделить на работающие стационарно и периодически (в пульсирующем режиме). В 1-ом случ исслед-я проводят обычным способом с дополнительным контролем постоянства режима дистанционным манометром.

Периодически фонтанирующие скв должны исслед-ся по спец методике, базирующейся на предварительном изучении режима их работы. Изуч-е проводится в 3 цикла. 1-ый цикл (в закрытой скв) предусматривает опр-е положения забоя, интервала перфорации, башмака насосно-комирессор-ных труб, ВНР и получение фоновых кривых tо и давления. 2-ой цикл вкл регистрацию давления и притока при пуске скважины в работу. 3-й цикл исслед-й проводится после следующего пуска скв в работу в период стабильного дебита. Регистрируются диаграммы расходометрии и барометрии, затем — индикации притока и состава жидкости, термометрии. Обработка рез-тов исслед-й при стабильном режиме работы скв проводится в обычном порядке.

Рез-ты измер-я пластового давления могут использоваться как для построения карт изобар, так и при интерпретации материалов других методов исслед-я скв.

  1.  Определение состава флюидов в скважине по данным резистивиметрии.

Данные резистивиметрии об уд эл сопр-и (проводимость) флюидов явл-ся основными для диагностики двух типов смеси в стволе скважины — гидрофильной (нефть в воде) и гидрофобной (вода в нефти). Интерпретация рез-тов исслед-й состава флюидов одноэлектродным резистивиметром на постоянном токе и индукционной резистивиметрией имеет существенные различия.

Если данные одноэлектродной резистивиметрии служат лишь для распознавания типа движущейся в стволе скв смеси — гидрофильной или гидрофобной, то данные индукционной резистивиметрии позволяют опр-ть, кроме типа смеси, структуру потока. Индукционные резистивиметры измеряют уд. эл. проводимость .

Гл назначение одноэлектродной резистивиметрии — установление положения ВНР по резкому, увеличению уд сопр-я при переходе прибора от воды к нефти.

При интерпретации  кривых индукционной резистивиметрии сопоставляют их с типовыми диаграммами (рис. 62). В однородной среде (нефть, вода, раствор) кривые резистивиметрии — гладкие и хар-ся разными значениями электропроводности, границы сред фиксируются резкими скачками величин (рис. 62, а). Раздел вод разной мин-ции отмечается показаний в пресной воде и вблизи него набл-ся переходная зона (показана штриховкой), возникшая за счет диффузионных процессов и механич перемешивания р-ров разной мин-ции при спуско-подъемных операциях. При входе прибора в глинистый осадок уд электропроводность из-за возрастания плотности среды и наличия непроводящих минеральных частиц. Гидрофильная смесь (эмульсия типа "нефть в воде") на кривой индукционной резистивиметрии хар-ся хаотическими флуктуациями в виде выбросов в сторону снижения а относительно уд электропроводности воды в (капельная нефть в воде), либо резкими изм-ями электропроводности большой амплитуды (слоистая нефть в воде) (рис. 62,б). Гидрофобная смесь (эмульсия типа "вода в нефти") отм-ся низкой электропроводностью, кривая резистивиметрии изрезана незначительными редкими увеличениями проводимости (рис. 62, в). Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями  между проводимостями нефти н и воды в, кривая изрезана (рис. 62, г).

Рис. 62. Типовые формы диаграмм индукционного резистивиметра. в, н — электропроводность воды и нефти.

При изучении необх учитывать изм-е tо.

  1.  Определение состава флюида в скважине по данным влагометрии.

При проведении влагометрии исп-ся диэлькометрический (диэлектрический) влагомер, показания к-рого зависят от диэлектрич проницаемости. Диэл. влагомер представляет собой RC-генератор, в колебательный контур к-рого включен измерительный конденсатор проточного типа. Сущ пакерные и беспакерные влагомеры. В пакерном влагомере вся жидкость пропускается ч/з прибор, в беспакерном – только часть. Наиболее точные рез-ты опр-я кол-венного состава флюидов в стволе скв получают при использовании пакерных влагомеров.

Данные диэлькометрической влагометрии дают возможность опр-ть состав и содержание флюидов в смеси по величине их диэлектрич проницаемости. Так как относительная диэлектрич проницаемость воды изм-ся в завис-ти от мин-ции от 50 до 80 отн. ед., а нефти от 2 до 4 отн. ед., то появление воды в нефти и газе существенно увеличивает диэлектрическую проницаемость смеси.

С целью кол-венного опр-я содержания нефти и воды в смеси влагомеры градуируют и по рез-там градуировки строят эталонировочный график завис-ти относительного разностного параметра f*=(f-fн)/(fв-fн) от процентного содержания воды в смеси Св.

Для этого опред-ют показания влагомера в безводной нефти fн, в воде fв и водонефтяной смеси f.

В добывающих скв, работающих нефтью с водой, по совместным данным влагометрии и расходометрии опр-ют содержание воды в нефти.

Кол-венную интерпретацию данных дебита и обводнения скв проводят в двух точках, расположенных над и под продуктивным интервалом. Суммарный приток жидкости Q, а также отдельно нефти Qн и воды Qв из этого интервала вычисляют по ф-лам Q=Q2-Q1; Qв=Q2Св2- Q1Св1; Qн=Q-Qв, где Q2, Q1 и Св1, Св2 – соответственно притоки и доли воды в объеме нефти, измеряемые над и под пластом.

По данным влагомера можно установить ВНР

  1.  Определение состава флюида в скважине по данным гамма-плотностнометрии.

Для изучения плотности флюида по стволу скв применяется ГГМ-П (плотностной). Сущ 2 разновидности ГГМ-П: ГГМ по просвечиванию и ГГМ по рассеянию. В осн применяется ГГМ-П по просвечиванию. Запись ведется в имп/мин. Данные ГГМ-П позволяют опр-ть состав и содержание флюидов в смеси, устанавливать границы раздела газо- и жидкостных сред в стволе скв на основе изучения их плотности. Показания скважинных приборов-плотностномеров I переводятся в величины плотности смеси см с помощью градуировочного графика, представляющего собой зависимость I/Iпр.в=f(см), где Iпр.в – показания в пресной воде(рис.).

Рис.1

В случ незначительного изм-я мин-ции воды в водонефтяной смеси можно опр-ть содержание нефти (газа) и воды в ней, для чего необходимо иметь данные о плотности нефти н (газа г) и воды в в изучаемом интервале ствола скв. Такие данные можно получить по рез-там анализа проб воды и нефти, отобранных в процессе эксплуатации пласта.

Опр-е кажущегося содержания воды Св и нефти (газа) Сн(г) в водонефтяной или водогазовой смеси осущ-ют по номограмме (рис.2) или по соотношениям

Св=(см-н(г))/(в-н(г)), Сн(г)=1-Св.

Рис.2. шифр кривых – плотность воды.

Поскольку м/у I и плотностью изучаемой среды сущ обратная связь, то на кривой плотностнограммы переход от воды к нефти (газу) отм-ся повышением показаний ГГМ.

1 – ВНК, если запись велась сверху вниз; 2 – ВНК, если запись велась снизу вверх.

  1.  Контроль процессов солоянокислотной обработки.

Контроль процесса соляно-кислотной обработки прискважинной части пласта на водной и ацетоновой основе производится радиоактивными методами и расходометрией.

Соляно-кислотная обработка коллекторов на водной основе применяется с целью повышения фильтрационных св-в прискважинной части пластов, представленных карбонатными породами или песчаниками с карбонатным и железистым цементом. Р-р соляной кислоты, воздействуя на карбонатный скелет или цемент породы, частично растворяет их; образующиеся при этом продукты хим реакции - хлориды кальция, магния, железа, вода, углекислый газ — удаляются вместе с Н или Г при работе пласта. В итоге фильтрующие каналы расширяются, возрастает проницаемость прискважинной части коллектора и, увеличивается приток флюида из пласта.

Контроль за процессом соляно-кислотной обработки пласта осущ-ся с помощью метода меченых атомов, для чего в р-р добавляют радиоактивный изотоп, например йод-131. Кривые ГМ, зарегистрированные до и после закачки активированной кислоты, позволяют установить интервалы ее проникновения по превышению показаний Iи повторного замера над первоначальным.

Интервалы поглощения р-ра соляной кислоты могут быть также установлены по данным замеров ИННМ по показаний повторного замера ИННМ в сравнении с фоновым замером за счет их хлоросодержания.

Эффективность соляно-кислотной обработки прискважинной части пласта может быть определена с помощью данных расходометрии.

  1.  Контроль тепловых методов воздействия на пласт.

Контроль тепловых методов воздействия на пласт с целью интенсификации процесса добычи нефти и газа производится гл образом термометрией, а также радиометрией и расходеометрией. Различают тепловые методы воздействия на объект эксплуатации, при к-рых тепло вводится в пласт с поверхности (нагнетание горячей воды, водяного пара и др.), и методы, обеспечивающие образование тепла непосредственно в пласте за счет внутрипластовых экзотермических реакций окисления углеводородов, например внутрипластовое горение. При нагнетании в пласт горячей воды — термозаводнении — увеличение притока флюидов происходит за счет вязкости нефти, уменьшения выпадения из нефти парафина и смолистых веществ, при этом нефтеотдача повышается на 8-12 %.

На температурной кривой процесс охвата пласта тепловым воздействием при сравнении с геотермограммой отм-ся положит аномалией за счет кондукции, конвекции и дросселирования. При термозаводнении обычно опр-ют температурные поля эксплуатируемых пластов и строят карты изотерм разрабатываемых залежей.

Достаточно широко применяется в настоящее время тепловой метод вытеснения нефти из неглубокозалегающих пластов (до 500—700 м) с помощью паротеплового воздействия. Пар, обладая высоким теплосодержанием, обеспечивает ускоренный темп ввода в пласт тепловой энергии и снижает тепловые потери во вмещающие породы. Контроль воздействия на пласт при введении пара осущ-ся термометрией. С ее помощью опр-ют интервалы приеместости пара, герметичность колонны, изм-е tо и влажности пара в скв со временем, тепловые потери во вмещ породы. Если колонна герметична, то от границы раздела пласт-порода до интервала перфорации при соnst tо нагнетания пара, tо изм-ся по экспоненциальному закону, а при негерметичности колонны набл-ся резкое изм-е угла наклона на термонграмме. Место нарущения колонны устанавливается по излому термограммы. Нарушение колонны с перетоком вверх обозначается  gradT выше места повреждения, с перетоком вниз -  gradT.  

  1.  Контроль метода внутрипластового горения.

Контроль метода внутрипластового горения (ВГ) осущ-ся по данным термометрии и радиометрии.

Метод ВГ закл-ся в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны (около 200 °С и выше), к-рая при нагнетании окислителя (воздуха) перемещается от нагнетательной скв к эксплуатационным. После инициирования горения в нагнетат скв закачиваются в определенном соотношении воздух, кислород к-рого служит для поддержания ВГ, и вода, к-рая, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в обл-ть впереди него, в рез-те чего возникают обширные зоны прогрева. Извлечение нефти при  ВГ происходит за счет вытеснения нефти: паром и горячей водой; испарившимися в зоне пара легкими фракциями нефти; водогазовыми смесями; образующимся при горении углекислым газом; пеной, возникающей при взаимодействии углекислого газа с нефтью и водой; эмульсиями, образующимися в процессе горения и содержащими поверхностно-активные в-ва -альдегиды, кетоны, спирты.

При ВГ в пласте отм-ся несколько хар-ных участков: 1) выжженная зона, расположенная м/у забоем нагнетательной скв и фронтом горения, где выделяются две подзоны (I, II): переходная с изм-ем to от нагнетаемых агентов — воды и воздуха до перегретого пара с высокой to; 2) зона горения (III), это сравнительно узкая зона размерами неск десятков см, с t=350—1000 °С; 3) зона перегретого пара (IV), в пределах к-рой to  падает от to фронта горения до to конденсации (испарения) пара; 4) зона насыщенного пара (V)("паровое плато"); 5) зона горячей воды (VI), где происх полная конденсация пара, а to изм-ся от to конденсации пара до начальной пластовой; 6) зона, не охваченная тепловым воздействием (VII), хар-ся начальными температурными условиями и разными величинами насыщенности коллектора нефтью, газом, водой; 7) зона подвижной нефти (VIII)

Рис. 67. Схема процесса внутрипластового горения.1 - воздух, 2 - вода, 3 - смесь пара и воздуха, 4 - нефть, 5 - смесь пара и газов горения, 6 - газы горения, 7 - фронт горения, 8 - направления движения флюидов.

Размер обл-ти прогрева пласта впереди фронта горения при реализации влажного горения достигает 100—150 м и более.

Данные термометрии, полученные в нагнетат скв, позволяют опр-ть поглощающие пропластки, устанавливать продвижение фронта горения. В начальный момент времени формирования фронта горения в нагнетат скв образуется зона высоких температур. На термограммах принимающие пласты фиксируются по max to, как при нагнетании воздуха, так и после остановки скв. После прекращения закачки воздуха против пласта с горением формируется значительная положит температурная аномалия. Длительное нагнетание воздуха и воды в горящие пласты приводит к их to по отношению к to вмещающих п. После остановки скв to этих пластов может оставаться , чем у непроницаемых пород, либо весь участок горения будет отм-ся единой положительной аномалией Т.

В мощных однородных пластах процессы горения происходят первоначально в их кровельной части за счет гравитационного распределения флюидов, по мере нагнетания воздуха горение будет распростр-ся в глубь пласта и перемещаться к его подошве. Временные замеры температур будут фиксировать перемещение положит аномалии температуры от кровли к подошве пласта с горящим интервалом.

В эксплуатационных работающих скв интервалы с горением, отдающие нефть, фиксируются положительными аномалиями температур.

1 – геотерма; 2 – распределение температуры в работающей скв; 3 – пласт горения.

При горении и испарении нефти по некоторым пропласткам возможно движение значительного кол-ва газопродуктов. В работающих скв такие пропластки на термограммах отм-ся пониженными to за счет дроссельного эффекта.

Опр-ть охват процессом термич воздействия по толщине пласта можно в рез-те исслед-й контрольных скв, при этом изучается текущая газонасыщ-ть пород и хар-р их охлаждения после прохождения очага горения.

Текущая газонасыщенность коллекторов оценивается по данным нейтронных методов, толщина прогретых г.п. — по данным термометрии.

Степень охвата пласта термическим воздействием по его толщине можно оценить также с помощью межскважинных исслед-й индикаторным методом по радону. Интервалы продвижения водовоздушной смеси, активированной радоном, выявленные по превышению величин I над фоновыми, будут соответствовать интервалам, в которых будет протекать процесс внутрипластового горения.

  1.  Контроль гидравлического разрыва пласта.

Контроль гидравлического разрыва пласта производится методами радиометрии, термометрии и расходометрии.

Гидравлический разрыв пласта заключается в создании в коллекторе серии горизонтальных и вертикальных трещин с помощью закачки вязкой жидкости в пласт под высоким давлением. Жидкость, проникая в пласт, расширяет существующие трещины и формирует новые. Вместе с жидкостью нагнетается в г.п. крупнозернистый песок, к-рый предотвращает смыкание образовавшихся трещин после снятия давления. Процесс гидроразрыва контролируют методом меченых атомов, для чего последние порции песка смешивают с небольшим кол-вом активированного песка. Для активации песка обычно применяют изотоп железа 59Fе, 95Sr, 65Zn, хорошо сорбирующиеся на пов-ти песчаных частиц.

До и после гидравлич разрыва пласта скв исследуется ГМ. Показания I на повторной кривой ГМ против интервалов, принявших активированный песок, будут выше относительно 1-го замера.

Контроль рез-тов гидроразрыва пласта возможно осуществлять также термометрией при усл отличия температуры задавливаемой жидкости от температуры пласта. В этом случ против трещин, в которые проникла жидкость, будут отм-ся в течение некоторого времени температурные аномалии относительно геотермы.

Для контроля гидроразрыва пласта рекомендуется использовать рас-ходометрию. Повторный замер расходомером в случае образования трещин в коллекторе отметит увеличение притока флюида.

Раньше для установления гидроразрыва использовались торпеды. В последнее время используется термобарохимическое воздействие с помощью пороховых генераторов давления (ПГД), эффективность которых выше, чем воздействие на пласт гидроразрыва [3].

  1.  Контроль акустического воздействия на нефтегазоносные пласты.

Метод акустич воздействия на водо-нефте-газонасыщ породы способствует интенсификации притока флюида из пласта в скв за счет проницаемости коллектора в прискважинной его части, дегазации и кавитации поровой жидкости, вязкости нефтей и возрастания массопереноса жидкости в породе. Возрастание проницаемости г.п. в акустич поле связано с разрушением приповерхностного двойного эл слоя воды.

Акустическая дегазация и кавитация обусловлена наличием в жидкости мельчайших пузырьков-зародышей, к-рые в акустич поле испытывают колебания, перемещения и слияние, приводящие к выделению газа. Выделяющиеся пузырьки газа, перемещаясь и пульсируя в поровом пр-ве коллектора, вызывают взаимное перемещение нефти и воды и увлекают флюиды к скважине. вязкости жидкости в акустич поле объясняется ее частичным нагревом за счет поглощения упругой энергии и разрывом связей у отдельных макромолекул при кавитации. Массоперенос жидкости связан с поглощением энергии и импульса волны. Т.к. импульс упр волны должен сохраняться, то он передается среде и она приходит в движение.

Интенсификация массопереноса увеличивает проницаемость насыщенных пористых сред.

Сравнение данных метода плотности тепловых нейтронов, проведенного до и после акустич воздействия, показывает повышенное содержание газа в призабойной части пласта.

  1.  Определение качества цементирования обсадных колонн гамма-гамма-методом.

ГГМ позволяет: 1) установить высоту подъема цемента; 2) опр-ть наличие цемента и хар-р его распределения в интервале цементирования; 3) фиксировать наличие переходной зоны от цементного камня к р-ру (гель-цемент), 4) выявить в цементном камне небольшие раковины и каналы; 5) опр-ть эксцентриситет колонны.

Поскольку плотности цементного камня (ц = 1,8-2,0 г/см3) и промывочной жидкости (р = 1,2-1,3 г/см3) значительно разл-ся, а интенсивность вторичного -излучения I при работе с заинверсионными зондами находится в обратной завис-ти от плотности среды, то на регистрируемой кривой ГГМ участки с цементом четко выделяются пониженными показаниями I по ср с интервалами, содержащими за обсадной колонной промывочную жидкость.

В случ исп-я одноканальной аппаратуры интерпретация цементограмм состоит в следующем. Степень дифференциации кривых ГГМ опр-ся параметром Imax/Imin, т.е. отношением max и min показаний рассеянного -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.

Цементомеры перед работой эталонируются.

Если трехканальная аппаратура: 1) показания I всех 3-х счетчиков одинаковы – колонна центрирована. Величина показаний говорит о том, цемент это или раствор (повыш показания соответствуют р-ру); 2) две кривые совпадают и хар-ся более высокими значениями I, чем 3-я кривая -  колонна эксцентрична. Детектор, фиксирующий более низкие показания, расположен ближе к стенке скв; 3) 2 кривые совпадают, но имеют меньшее значение I, чем 3-я кривая -  колонна эксцентрична. 2 детектора с изкими показаниями расположены ближе к стенке скв, их показания связаны с влиянием пород. Если колонна центрирована, то повышенные показания на 3-ей кривой в каверне указывает на несплошную заливку или одностороннюю заливку; 4) Все 3 кривые ГГм не совпадают – колонна эксцентрична или заливка односторонняя. В зацементированном участке скв наибольшие значения I характерны для каверн, так как плотность цементного камня меньше плотности горных пород (п = 2,1-2,8 г/см3).

Интерпретация круговых цементограмм подобна интерпретации обычных цементограмм. На диаграмме проводят линии цемента Iц (max показания против каверны с цементом), породы Iп (min показания против зацементированного участка скважины при номинальном ее диаметре), цемент-порода Iцп (max показания против зацементированного участка скв при номинальном ее диаметре), раствора Iр  (max показания на кривой против каверны с промывочнои жидкостью), раствор-порода Iрп (max показания против незацементированного участка ствола скв при номинальном ее диаметре). По относительному расположению этих линий судят о кач-ве цементирования. Если величины Imin близки к Iп, а Imax не превышает Iц, то этот вариант соответствует хорошо зацементированному интервалу. Если же значения Imin приближены к Iцп и величины Imax превышают Iц и Iцп, то интервал хар-ся неполным заполнением затрубного пр-ва цементным камнем.

С помощью дефектограммы изучают распределение цемента по сечению колонны путем точечных измерений I в заданных интервалах скв. Если в-во в затрубном пр-ве имеет однородную плотность, то дефектограммы имеют синусоидальный вид, наличие же каналов в цементном камне и одностороннее цементирование обсадных колонн приводят к резкому искажению синусоидального вида кривых.

Рис. 75. Определение качества цементирования обсадной колонны по данным круговой цементо граммы и дефекте граммы. 1 — цемент, 2 — промывочная жидкость

На интенсивность I оказывают также влияние толщина стенки обсадных колонн, диаметр скв, изменение плотности горных пород и другие факторы, которые необходимо учитывать при интерпретации цементограмм и дефектограмм.

Преимущества гамма-гамма-метода: возможность проведения измер-й независимо от времени, прошедшего после окончания цементирования.

Недостатки метода: невозможно выделить мелкие каналы площадью менее 8—10% площади сечения затрубного пространства скв; необходимо, чтобы плотность цементного камня существенно отличалась от плотности промывочной жидкости и была большой разница диаметров скв и колонны.

  1.  Определение каческтва цементирования обсадных колонн акустическим методом.

Наибольшую инф-цию о кач-ве цементирования обсадных колонн дает акустич метод, к-рый позволяет: 1) установить высоту подъема цемента; 2) выявить наличие или отсутствие цемента за колонной; 3) опр-ть наличие каналов, трещин и каверн в цементном камне, в том числе и небольших размеров; 4) изучить степень сцепления цемента с колонной и горными породами; 5) исслед-ть процесс формирования цементного камня во времени.

Метод основан на измерении амплитуды преломленных продольных волн, распространяющихся по обсадной колонне (трубная волна) и г. п., и регистрации времени распростр-я упр колебаний в этих средах.

Амплитуда трубной волны опр-ся коэф-том ац эффективного поглощения (коэф-том затухания) продольных волн:

Аккоехр(-ацl),

где Ак, Ако - амплитуды трубной волны соответственно в произвольной и исходной точках; l - расстояние м/у излучателем и приемником упр колебаний (база измерения).

Теоретическими и экспериментальными исслед-ями установлено следующее.

1. Надежный контакт цемента с обсадной колонной хар-ся отсутствием трубной волны, при этом амплитуда Ак на диаграмме min, а амплитуда Ап по породе имеет высокие значения. Если скорость распростр-я   упр   волн   по г. п. , чем по трубе, на кривой АМ   может возникнуть  дополнит аномалия. Для исключения   неоднозначности в интерпретации данных АМ одновременно регистрируются кривые времени распростр-я волн по породе п или же по колонне к.

2. Отсутствие или плохое сцепление цемента с обсадной колонной фиксируется max амплитудой ак трубной волны и min амплитудой Ап продольной волны по г. п.

3. При неполном сцеплении цемента с колонной регистрируется в первом вступлении амплитуда трубной волны Ак, имеющая промежуточную амплитуду по ср с амплитудами при надежном и плохом контактах цемента с колонной. Интерпретировать подобную волновую картину наиболее сложно.

При интерпретации кривых акустич цементомера за основу берутся показания кривой Ак, кривые Ап, п, к являются вспомогательными.

Таблица 7. Критерии оценки качества цементирования обсадных колонн по данным акустич метода

Хар-р контакта

Амплитуды волн

Цемент-колонна

Цемент-порода

Ак

Ац

Ап

Жесткий

Жесткий

Нулевые

Нулевые

Максимальные

Скользящий

Средние

Средние

Жесткий

Скользящий

Средние

Скользящий

Высокие

Нулевые

Отсутствие цемента

Максимальные

Нулевые

  1.  Выявление дефектов обсадных колонн и насосно-компрессорных труб.

К числу дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб относятся непостоянство диаметров и толщины стенок, наличие в них отверстий, трещин, разрывов, вмятин, раздутий. Эти дефекты возникают в трубах под влиянием неравномерных механических напряжений, коррозии и прострелочно-взрывных работ.

Разрыв колонны фиксируется повышенными показаниями ННМ-Т и ГМ, увеличением эффективного сопр-я на кривой ИМ на фоне нулевого значения э в колонне, нулевой амплитудой по колонне Ак упругих колебаний по АМ и изм-ем магн поля на кривой локатора муфт.

Изм-е толщины стенок труб, появление раздутий в рез-те ее перфорации, интервалы разрыва и коррозионного износа фиксируются по гамма-гамма-толщинограмме.

 

1 – муфтовые соединения; 2 – нарушение колонны в интервале перфорации.

Для изучения дефектов колонн исп-ся индуктивные методы, основанные на измерении ЭДС вторичного магн поля. Прибор ДСИ (дефектомер скважинный индукционный) содержит 1 генераторную катушку и 2 измерительные: 1-ая фиксирует электропроводность , 2-ая – магн проницаемость .

1 – до перфорации, 2 – после перфорации.

Состояние обсадн колонн и НКТ можно контролировать АМ. При использовании САТ (скважинного акустич телевизора) в местах трещин и отверстий набл-ся темные пятна.

Для контроля состояния обсадн колонн можно исп-ть магнитную локацию муфт. Этот метод основан на изменении магн проводимости труб при нарушении их сплошности. В цепи магн катушки при ее движении возникает ЭДС, к-рая фиксируется прибором. Четко фиксируются муфтовые соединения (1) и интервалы перфорации (2).

  1.  Установление мест притоков и поглощений в скважинах.

Места негерметичности обсадных колонн, связанные с притоками и поглощениями флюидов, устанавливаются с помощью методов резисти-виметрии, влагометрии, плотностеметрии, термометрии, изотопов, кислородного и расходометрии.

Негерметичность обсадной колонны с помощью резистивиметрии опр-ся по притоку или поглощению воды, отмечающейся по уд эл сопр-ю от промывочной жидкости ствола скважины. Приток воды в скв вызывается методом оттартывания. Место притока воды на кривой сопр-я отм-ся повышением или понижением показаний  в завис-ти от величины уд сопр-я поступающей в скв воды. Интервал негерметичности колонны, связанный с притоком жидкости, отм-ся резким изм-ем показаний на кривой сопр-я (рис.1).

Рис.1. 1 – колонна негерметична, происходит приток.

Поглощение воды затрубным пр-вом из скв ч/з место негерметичности в колонне вызывается методом продавливания. С этой целью в ствол скважины закачивают порцию воды, резко отличающейся по уд сопр-ю от воды, заполняющей скв, и попутно с продавливанием жидкости производят измерения резистивиметром. Интервал негерметичности колонны, связанный с поглощением жидкости, фиксируется по прекращению изменений сопротивления жидкости в стволе скв.

Данные влагометрии позволяют установить места негерметичности колонны по притокам флюидов с диэлектрической проницаемостью, отличающейся от отн смеси в стволе скв.

Места негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб опр-ют по данным обычной и высокочувствительной термометрии. В случ хорошей приемистости скважины измерения термометрией проводятся с применением закачки в нее воды под давлением, в случ низкой приемистости - после снижения уровня жидкости в скв. В 1-ом и во 2-ом случ проводятся: 1) контрольный замер термометром в остановленной скв; 2) замер термометром после закачки воды в скв или после снижения уровня жидкости в ней.

Опр-е негерметичности колонны с помощью снижения уровня жидкости в скв позволяет установить место поступления флюида по величине дроссельного эффекта на кривой термометрии (рис.2). В случае притока воды или нефти эффект положительный, в случае притока газа - отрицательный.

Рис.2.

Места негерметичности обсадной колонны выше интервалов перфорации выделяются по градиента температур по ср с градиентами температур выше и ниже интервала негерметичности.

Хар-ными признаками негерметичности обсадной колонны в зумпфе по данным термометрии явл-ся: 1) резкое  to в перемычках м/у пластами; 2) резкое приращение температуры в интервалах пластов-коллекторов, не вскрытых перфорацией; 3) отсутствие проявления дроссельного эффекта в перфорир пласте на термограмме действующей скв; 4) нулевой gradT в зумпфе. Однако однозначно судить по этим признакам о негерметичности колонны нельзя, т.к. они явл-ся одновременно и признаками затрубной циркуляции флюидов. Поэтому в таких случ для выявления интервалов негерметичности колонны необходимо привлекать данные расходометрии и методов опр-я состава флюидов.

Метод изотопов может быть использован для локализации мест негерметичности обсадных колонн в комплексе с др методами ГИС.

Интервал негерметичности обсадной колонны, связанный с поступлением в скв воды, по данным кислородного метода фиксируется параметра отн. В случ притока воды в воду выше критического дебита место поступления по измерениям КАНГМ может не зафиксироваться.

Приток воды в скв, работающую нефтью с водой, вследствие негерметичности колонны отм-ся на плотностеграмме показаний I от нефти к воде.

  1.  Установление интервалов затрубной циркуляции.

Наличие дефектов в цементном кольце и обсадных колоннах явл-ся причиной возникновения затрубной циркуляции флюидов и поступления воды в скв. Затрубная циркуляция флюидов может быть определена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов, кислородного. Признаками обводнения продукции в рез-те затрубной циркуляции воды или негерметичности колонны явл-ся ускоренный рост обводнения добываемой нефти или газа, изм-е степени обводненности продукции при разных депрессиях на пласт, солевой состав воды в продукции, отличающийся от солевого состава нагнетаемой воды, отсутствие интервала обводнения в перфорир части пласта по данным ИННМ, осолонение цементного камня по данным ННМ-Т в перемычках, прилегающих к пласту.

По данным термометрии в эксплуатац скв признаками затрубной циркуляции флюидов из нижележащих пластов являются изм-е gradT по ср с нормальным для данного м-ния, проявление дроссельного эффекта в неперфорир пласте, нулевой gradT в перемычке м/у исследуемыми пластами, отсутствие дроссельного эффекта в подошве перфорир пласта. Затрубная циркуляция воды из вышележащего неперфорир пласта отм-ся резким  gradT в интервале движения воды и Т ниже перфорир пласта в работающей скв, а против пласта-источника обводнения набл-ся положит аномалия температуры в остановленной скв.

Затрубная циркуляция жидкости может быть установлена по данным кислородного метода.

По данным расходометрии перетоки по затрубному пр-ву из соседних неперфорир пластов отм-ся аномально высокими дебитами из крайних отверстий перфорации, ближайших к пласту-источнику затрубной циркуляции.

Интервал затрубной циркуляции флюидов по методу изотопов отм-ся повышенными показаниями Iи.

В нагнетат скв нарушения технич состояния выявляются по данным цементометрии, термометрии, методов изотопов, кислородного и расходометрии. Признаками затрубной циркуляции воды явл-ся быстрый рост приемистости скв без увеличения репрессии на пласт, наличие дефектов цементного камня и обсадной колонны в перемычках м/у перфорир и неперфорир пластами, появление принимающих участков вне интервала перфорации, приемистости в кровле или подошве перфорир интервала.

По данным термометрии признаком перетока явл-ся отрицат температурная аномалия против поглощающего пласта. Признаком перетока в пласты, расположенные ниже интервала перфорации на термограмме явл-ся нечеткая нижняя граница интервала приемистости, а также положение подошвы поглощающего интервала ниже участка перфорации.

По методу изотопов интервалы перетока воды фиксируются высокими значениями показаний Iи по ср с контрольными замерами I ГМ.

По данным кислородного метода интервал перетока воды отм-ся повышенными значениями параметра отн.

Гл задача исслед-я технич состояния контрольных скв — выявление перетоков флюидов м/у неперфорир пластами. В остановленных скв исследуется возможность возникновения затрубных циркуляции м/у перфорир и неперфорир пластами.

Признаками возможной затрубной циркуляции флюидов явл-ся дефекты цементирования колонны в промежутках м/у исследуемыми пластами и наличие повышенных градиентов давления м/у изучаемыми пластами.

При термометрии на участке затрубной циркуляции флюидов устанавливается сравнительно постоянная T. Признаком затрубной циркуляции флюидов явл-ся резкое  gradT на термограммах против вмещ пород, а в некоторых случаях и проявление дроссельной аномалии против пласта—источника перетока флюида. За верхнюю границу зоны затрубной циркуляции принимается подошва верхнего пласта, залегающего в интервале аномального поведения термограммы по отношению к геотерме, за нижнюю — кровля нижнего пласта. Термограмма может быть расположена выше, ниже геотермы или пересекать ее.

Рис. 83. Опр-е мест затрубной циркуляции пластовых флюидов по данным высокочувствительной термометрии.

I - III - случаи затрубной циркуляции воды разной to; 1 - песчаник, 2 - направление движения флюида; 3 - термограмма; 4 - геотерма; 5 - линия, -ная оси глубин.

Если термограмма расположена выше геотермы, то источник поступления флюида опр-ся по точке А максимальной температуры (рис. 83, I, а, б). Если т.А находится внизу, то переток флюида происходит из нижнего пласта в верхний, если вверху, то из верхнего пласта в нижний. При неопределенном положении т.А источником перетока явл-ся пласт с большим давлением или, если р превышает реальные различия давлений верхнего и нижнего пластов, — нижний пласт (рис. 83,I, в).

Если термограммы расположены ниже геотермы, то источник поступления флюида опр-ся по точке min температуры В. Если т.В находится внизу, то переток флюида происходит из нижнего пласта в верхний и нижний пласт является либо газоносным, либо обводненным нагнетаемыми водами с температурой ниже пластовой. В случ, когда т.В находится вверху, флюид перетекает из верхнего пласта в нижний (рис. 83, II, а, б). Если положение т.В неопределенно, то источник перетока устанавливается по давлению в пластах (рис. 83, II, в).

В случ, когда термограмма пересекает геотерму, если термограмма расположена преимущественно правее линии -ой оси глубин, то переток флюида происходит из верхнего пласта в нижний, если левее, — то из нижнего в верхний пласт (рис. 83, III, а, б). В случ, когда в перемычке м/у пластами gradT=0, источник перетока выделяется на основе анализа хар-ра насыщения пластов (рис. 83, III, в).

Перетоки газа фиксируются по данным ИННМ и НГМ.

Данные кислородного метода хар-ют интервал перетока воды повышенными значениями параметра отн по отношению к показаниям КАНГМ в перемычке, где перетоки заведомо отсутствуют.

В остановленной скв наиболее эффективным методом выявления перетока флюида м/у перфорир и неперфорир пластами является метод изотопов в комплексе с методом термометрии и данными цементометрии.

  1.  Контроль установки глубинного оборудования, положения уровня жидкости парафиновых и солевых отложений.

С целью выбора оптимального режима работы технологич оборудования скважин необходимо опр-ть положение ГНР, уровня жидкости, выявлять участки пенообразования, интенсивного отложения парафина и солей в стволе скв. Эти данные об условливают высоту подвески электропогружного насоса, выбор типа насоса, мероприятия по очистке кольцевого пр-ва. Кроме того, следует контролировать положение элементов различного технологич оборудования в скв, н-р глубин установки пакерующих устройств, муфтовых соединений, воронки лифтовых труб и т.д.

Точность установки пакеров контролируется по данным радиоактивных методов (НГМ, ННМ-Т, ГГМ). Местоположения пакеров и глубину спуска НКТ определяют по уменьшению интенсивности регистрируемого излучения.

Положения уровня жидкости в эксплуатац скв ч/з НКТ устанавливают с помощью методов радиометрии (НГМ, ННМ-Т и ГГМ). Уровень жидкости выделяют по резкому увеличению интенсивности регистрируемого излучения (рис. 85).

Участки пенообразования выявляются также с помощью нейтронных методов и ГГМ. По отношению к показаниям в жидкости участки пенообразования выделяются повышенными интенсивностями In, Inт, I.

Отложения парафина часто встречаются в механизированных скв, в к-рых на устье межтрубное пр-во оборудовано обратным клапаном. При срабатывании клапана с резким падением давления начинается разгазирование нефти, и по этой причине в межтрубном пр-ве отлагается парафин. Границы его отложения не изм-ся при перемещении уровня жидкости в межтрубном пр-ве. О появлении парафиновых отложений судят по снижению дебита.

Для определения парафиновых отложений в межтрубном пр-ве 1-ый замер стационарным НМ проводится в момент, когда межтрубное пр-во заполнено водой и нефтью. Изм-е регистрируемой интенсивности по стволу скв будет отражать только литологию окружающих пород, поскольку нефть, вода и парафин имеют близкие нейтронные хар-ки. Далее, с помощью компрессора устанавливается уровень жидкости в межтрубном пр-ве ниже интервала отложений парафина, замер НМ по стволу скв повторяется. Путем сопоставления двух диаграмм НМ опр-ют толщину парафиновых отложений.

При эксплуатации нефтяных скв в наземном и подземном оборудовании происходит отложение солей. Наиболее часто солеотложение связано со вторичными методами добычи нефти, в частности с применением закачки воды в продуктивные пласты, к-рая по своему хим составу отличается от состава пластовых вод, это вызывает выпадение минеральных солей. Наиболее распространено выпадение солей карбонатов кальция (СаС03) и магния (МgСО3), сульфатов кальция (СаS04) и бария (ВаS04) из нефти, воды или из перенасыщенных р-ров. В рез-те солеотложения поперечное сечение эксплуатац колонн и труб, что приводит к дебита нефти. Контроль за местоположением солевых отложений в НКТ и призабойной части скв можно проводить методами ГГМ-П и профиле-метрии.

  1.  Особенности проведения геофизических исследований в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

Гф исслед-я эксплуатац. и нагнентат. скв имеют свои особенности. Эти особенности связаны с оборудованием устья скв, спуско-подъемом скваж приборов, требованиями к их габаритам и методикой проведения исслед-й.

По усл-ям спуско-подъема скваж приборов все скв подразделяются на 2 группы: неработающие и действующие. К неработающим скв относятся обсаженные и зацементированные, выходящие из бурения или капитального ремонта до их перфорации; остановленные фонтанные и насосные с извлеченным из ствола технологич. оборудованием до или после капитального ремонта; пъезометрические. К группе действующих скв относятся эксплуатационные со штанговыми глубинными или электропогружными насосами; нагнетательные; эксплуатационные с применением фонтанного или компрессорного способов добычи углеводородов.

В неработающих скв устье негерметизировано и ствол скв свободен для прохождения скваж приборов большого диаметра, предназначенных для работы в обсадных колоннах. В остановленных скв из-за отсутствия буровой вышки для подъема и спуска скваж приборов исп-ся спец. оборудование: передвижная вышка, тренога или трактор-подъемник.

Особые сложности при проведении гф исслед-й возникают в действующих скв. Действующие скв могут быть без повышенног или с повышенным давлением на устье скв. Повыш. Р отмечается в фонтанных скв, кмпрессорных и нагнетат скв, а также в скв с работающими штанговыми или электропогружными насосами. Отсутствие повыш. Р на устье действующих скв может набл-ся после отключения штанговых или электропогружных насосов, а также в нагнетат скв в периоб прекращения акачки воды.

В случае проведения гф исслед-й в действующих скв с повыш. Р на устьеисп-ся спец. устьевое оборудование, к-рое наз лубрикатор. Он позволяет производить спуск-подъем скваж прибора в лифтовые трубы или межтрубное пр-во без разгерметизации устья скв. Лубрикатор состоит из трубы, к-рая явл-ся приемной камерой для прибора и грузов. Нижним концом труба крепится к флянцу фонтанной арматуры, верхний конец трубы снабжен уплотнительным устройством, оно состоит из 1 или 2 металлич и нефтестойких резиновых колец. При подготовке к исслед-ю скв прибор помещают в приемную камеру, подсоединяют к кабелю, к-рый предварительно пропустили ч/з уплотнительное устройство. Затем открывают подлубрикаторную задвижку и опускают прибор в скв. Движение кабеля осущ-ся ч/з верхний и нижний ролики. Эти ролики закреплены на кронштейнах. При больших Р на устье приборы снабжаются грузами, а лубрикатор – устройством для принудительного проталкивания кабеля. Длина лубрикатора должна быть длины скваж прибора с грузом. Лубрикаторы могут быть стационарными или устанавливаться на передвижной вышке.

Скв, оборудованные штанговыми глубинными насосами, исслед-ся с помощью малогабаритных приборов, к-рые опускаются в серповидное пр-во м/у эксплуатац колонной и НКТ и пропускаюттся ч/з эксплуатационную план-шайбу с отверстием. Отверстие оборудывается сальником. Верхний направляющий ролик крутится на вертикальной опоре, положение к-рой регулируется болтами и устанавливается так, чтобы кабель свободно проходил ч/з отверстие в план-шайбе.

При работе в фонтанных, компрессорных, нагнетат скв прибор опускатся в лифтовые трубы. Лифтовые трубы обычно приподняты над интервалом перфорации. Изуч-ся прискважинное пр-во в эксплуатац колонне ниже воронки лифтовых труб.

Гф исслед-я в скв, оборудованных глубинными насосами, производятся приборами, спущенными в межтрубное пр-во в эксплуатац колонне ниже насоса. В скв, эксплуатирующихся погружными центробежными электронасосами, исслед-ся пр-во выше насоса с помощью приборов, установленных в НКТ. Ниже насоса можно проводить исслед-я только при усл-и спуска приборов перед насосом.

При работе в действующих скв глубинным гф приборам предъявляется жесткое требование по диаметру для того, чтобы обеспечить беспрепятственный спуск-подъем в межтрубном пр-ве или в НКТ, поэтому исп-ся приборы малого диаметра = 25-42 мм. При гф исслед-ях большое внимание уделяется точному опр-ю глубин, т.е. привязке по глубине диаграмм или к муфтам обсадных колонн или к разрезу. С этой целью производятся измер-я локатором муфт и ГМ или же НМ. Эти методы позволяют осущ-ть привязку к разрезу дополнительных меток на кабеле и т.о. обеспечить высокую увязку диаграмм по глубинам.

В действующих скв спуско-подъемные операции глубинных приборов проводят со скоростями , чем в неработающих, во  избежании аварийных ситуаций.

Для ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых м-ний прим-ся комплексная промысловая автоматическая станция КОМПАС. Она монтируется на шосси автомобиля ЗИЛ-133 в геофиз кузове СГК-7. Этот кузов разделен на салон оператора и технологич отсек. В технологич отсеке размещается спуско-подъемное оборудование: лебедка с 2 барабанами под кабель КГ1-24-180 диаметром 6 мм и длиной до 5000 м; скребковая проволока диаметром 18 мм, длиной до 5000 м для спуска в скв автономных приборов и др оборудование. Лаборатория укомплектована телеизметрительной и регистрирующей аппаратурой АСТРА. Лаборатория позволяет проводить измерения методами термометрии, расходометрии, давления, плотностнометрии, влагометрии, радиометрии. Имеется большой набор скваж приборов.

  1.  Типовые комплексы методов геофизического контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.

Для гф контроля разработки нефтяных и газовых м-ний рекомендованы типовые комплексы методов ГИС двух типов: полные и специальные.

Полные комплексы методов ГИС применяются для решения ряда взаимосвязанных важных задач: определения коэф-тов текущей и остаточной нефте-газонасыщ-ти пласта, эксплуатационных хар-к; выявления затрубных циркуляции и др.

Специальными комплексами методов ГИС решаются отдельные неф-тегазопромысловые задачи: контроль за перемещением ВНК, ГВК и ГНК в контрольных скв, оценка технич состояния скв, опр-е мощности отдающих и поглощающих интервалов, изучение профиля притока и приемистости, исслед-е скв для выбора оптимального режима работы технологич оборудования скв и др.

Эти комплексы дифференцированы по типам скважин (контрольные, действующие и остановленные добывающие, действующие и остановленные нагнетательные и др.), способу добычи (фонтанные, насосные, газлифтные), степени обводненности продукции, мин-ции обводняющей воды.

Cреди методов, входящих в тот или иной комплекс, выделяют также основные и дополнительные методы. К основным относят методы решения соответствующих задач, прошедшие достаточное опробование и обеспеченные методически и серийной аппаратурой, к дополнительным — методы, к-рые могут быть полезны в тех случ, когда эффективность основных методов в данных усл недостаточна даже для кач-венного решения рассматриваемой задачи.

В завис-ти от геолого-технич усл-й и решаемых задач могут планироваться общие исследования в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважины с менее жесткими требованиями к точности и разрешающей способности замеров и детальные исследования в масштабах глубин 1:200, 1:50 в важнейших интервалах разреза с высокой точностью и достаточной вертикальной разрешающей способностью, а значит и с относительно низкой скоростью регистрации диаграмм.

  1.  Как устанавливается ВНК в необсаженных скважинах методом сопротивлений?

В необсаж скв ВНК можно установить методом сопр-й. ВНК не явл-ся четким, переход от В к Н постепенный. Это связано с воздействием капиллярных сил на распр-е воды в нижн. части нефт. коллектора. Положение ВНК устанавливается след способом:

Надо найти уровень безводной нефти или нефти с очень малым содержанием воды. Это можно сделать по графикам:

а)

 N – частость,%.

б)

kв* - предельное значение коэф-та водонасыщ-ти. От 0 до kв* фильтруется одна нефть.

Параметр насыщения Рн=н.п/в.пн/kвn; параметр пористости Рп=в.п/вп/kпm.

  1.  Как устанавливается ВНК в необсаженных скважинах методом ПС?

Метод ПС разработан Ампиловым. Если пласт подстилается или перекрывается глинистыми п. и обводняется пресной водой, то форма кривой ПС в скв опр-ся соотношением эл. сопр-й пресной воды пр и фильтрата бур р-ра ф: ЕПСПСlg(ф/в). Если фпр, то набл-ся отрицат аномалия относит нулевой линии, фпр – положит аномалия, ф=пр – аномалии нет.

Если обводняется подошвенная часть пласта, то кривая смещается (1). 2 – при фпр.

  1.  Как устанавливается ВНК в обсаженных скважинах нейтронным гамма-методом (НГМ)?

По показаниям НГМ ВНК может быть установлен в пластах, в к-рых нефть вытесняется минерализ водой с хлоросодержанием свыше 120-150 г/л при kп20%. ВНК на кривых НГМ фиксируется увеличением In против водоносной части пласта до 15% по ср с нефтеносной. Положение ВНК устанавливается по началу спада регистрируемой интенсивности In:

  1.  Как устанавливается ВНК в обсаженных скважинах нейтрон-нейтронным меодом по тепловым нейтронам (ННМ-Т)?

При вытеснеии нефти минерализ водой ВНК отм-ся на кривых ННМ-Т уменьшением показаинй Inт против его водоносной части. Положение ВНК фиксируется по началу подъема кривой Inт.

  1.  Как устанавливается ВНК в обсаженных скважинах импульсным нейтрон-нейтронным методом (ИННМ)?

По показаниям ИННМ положение ВНК опр-ся по времени жизни тепловых нейтронов n. В водоносной части пласта n меньше, чем в нефтеносной. ВНК отмечается по началу увеличения Iт n т.

 

  1.  Как устанавливается ВНК в обсаженных скважинах методом наведенной активности (МНА)?

По данным метода наведенной активности (МНА) водоносная часть пласта фиксируется повыш показаниями наведенной -активности по ср с показанями в нефтеносной, т.к. ниже ВНК содержится больше ядер натрия и хлора. МНА эффективен при определении положения ВНК, если мин-ция пластовых вод по NaCl выше 40 г/л. Граница ВНК опр-ся посередине превышения Iа водоносной части пласта над нефтеносной.

  1.  Как устанавливается ВНК в обсаженных скважинах методом радиогеохимического эффекта?

При опр-нии текущего положения ВНК по данным метода радиогеохимич эффекта сопоставляются замеры естественной радиоактивности до и в процессе перемещения ВНК. Естественная радиоактивность против обводненной части пласта аномально возрастает, а -активность нефтеносной его части остается неизменной. Радиогеохимич эффект может проявляться в скв при вытеснении нефти из пласта водой любой мин-ции. Он считается установившимся, если естественная радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10% выше радиоактивности естественного -поля. Радиогеохимический эффект в комплексе с другими методами ГИС позволяет с большой достоверностью опр-ть текущее положение ВНК.

  1.  Как устанавливается ВНК методом радиоактивных изотопов?

По данным метода радиоактивных изотопов положение ВНК отм-ся повышением интенсивности Iи против водоносной части пласта в случае закачки активированной воды, а при закачке радиоактивной нефти интенсивность Iи возрастает против нефтеносной части пласта. Такое различие обусловлено избирательным проникновением закачиваемых флюидов вследствие фазовой проницаемости водо- и нефтенасыщенных частей пласта по отношению к активированным жидкостям. Граница ВНК отмечается подобно тому, как отбивается ВНК по данным НГМ в случае закачки активированной воды и по данным ННМ-Т при использовании активированной нефти.

  1.  Как устанавливается ВНК методом индикации элементами с аномальными нейтронными свойствами?

По данным метода индикации элементами с аномальными нейтронными свойствами в случае закачки в пласт водных растворов хлористого кадмия (CdС12)  ВНК отмечается по НГМ по точке спада регистрируемой In, а по ННМ-Т — по точке подъема Inт; при использовании в качестве активатора борной кислоты ВНК фиксируется НГМ и ННМ-Т по началу спада In и Inт.

  1.  Как устанавливается ВНК акустическим методом?

8) По данным акустического широкополосного метода. ВНК отмечается по различию амплитуд: АРн АРв и АSн АSв:

  1.  Как определяется ГВК по данным НГМ и ННМ-Т на диаграммах, зарегистрированных однозондовым устройством?

На диаграммах НГМ и ННМ-Т, зарегистрированных однозондовым устройством, ГВК опр-ся по началу увеличения показаний НГМ или ННМ-Т в случае слабоглинистых коллекторов и небольшой зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

  1.  Как определяется ГВК по данным НГМ и ННМ-Т на диаграммах, зарегистрированных двухзондовым устройством?

На диаграммах НГМ и ННМ-Т, зарегистрированных двухзондовым устройством, ГВК опр-ся по превышению показаний НГМ или ННМ-Т большого зонда lnб по ср с малым зондом lnм.

  1.  Как определяется ГВК по данным НГМ и ННМ-Т на диаграммах, зарегистрированных по методике временных замеров?

На диаграммах НГМ и ННМ-Т, зарегистрированных по методике временных замеров, ГВК опр-ся по наличию приращений на кривых, записинных в разное время зондами одной длины. Этот способ особенно эффективен в случае пластов со значительной зоной проникновения (больше радиуса исследования зондов НГМ или ННМ-Т). Разделение газоносной и водоносной частей пласта основано на явлении расформирования зоны проникновения газоносного коллектора в обсаженной скважине.

Замеры: I — до расформирования, IIпосле расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

  1.  Как определяется ГВК по данным термометрии?

ГВК опр-ся по данным термометрии. В перфорированных скв против газоносных пластов набл-ся отрицат температурные аномалии (за счет дроссельного эффекта tо резко понижается). По середине перегиба в нижней части выделяется ГВК.

  1.  Как определяется ГВК по данным акустического метода?

Уверенно ГВК отбивается по данным акустических методов, особенно при использовании их широкополосной модификации. Газоводяной контакт фиксируется снижением амплитуды продольных волн и увеличением амплитуды поперечных волн при переходе от газоносной к водоносной части пласта.

  1.  Как определяется ГНК по данным НГМ и ННМ-Т на диаграммах, зарегистрированных по методике временных замеров?

На кривых НГМ или ННМ-Т, полученных по методике временных замеров, ГНК опр-ся по наличию положительных приращений  против газоносной части пласта. Против нефтеносной части пласта показания интенсивности нейтронного гамма-лучения на разных кривых будут практически совпадать.

  1.  Как определяется ГНК по данным термометрии?

По данным термометрии газоносная часть пласта выделяется отрицательной аномалией температуры. По середине перегиба термограммы выделяется ГНК.

  1.  Как определяется ГНК по данным акустических методов?

На кривых широкополосного акустического метода газоносная часть пласта хар-ся большим коэф-том затухания продольной волны  и малым поперечной волны по сравнению с нефтеносной частью.

  1.  Как определяется коэффициент нефтенасыщения в необсаженных скважинах в случае вытеснения нефти водой с минерализацией, близкой к пластовой?

Если нефть вытесняется пластовой водой или закачиваемой водой с мин-цией, близкой к пластовой, kнт опр-ся по тем же методикам, что и коэф-т начальной нефтенас-ти:

Рн=н.п/в.пн/kвn=f(kнт)     (1),

где ан – постоянная; kв – коэф-т водонасыщения; n – показатель степени, близкий к 2. Ф-лу (1) нужно исп-ть, когда получены значения текущего kв.

Для опр-я сопр-я водонасыщ породы исп-ся формула: Рп=в.п/вп/kпm     (2),

где m – структурный показатель, примерно равный 2.

  1.  Как определяется коэффициент нефтенасыщения в необсаженных скважинах в случае вытеснения нефти опресненными водами?

Если нефть вытесняется из пласта опресненными водами, то возникают сложности в опр-нии мин-ции (и соответственно ) вод:

kн.т=н.п.об/в.п.об; Р*п=в.п.об./смп/kпm  , где н.п.об - обводнившихся нефтенасыщ пластов; в.п.об - обводнившихся водонасыщ пластов; см - смеси пластовой воды и воды,которой производится обводнение.

в.п.об= Р*псм, где Р*п – параметр пористости, установленный при мин-ции смеси Ссм, соответствующей данной стадии обводнения пласта. Параметр учитывает влияние поверхностной проводимости. Используются палетки (графики) Р*п=f(kп), построенные по известным значениям см, kп и глинистости. см и нагнетаемой воды может быть определено двумя способами: способом Кузнецова-Леонтьева и способом М.Х. Хуснуллина.

  1.  Определение удельного электрического сопротивления смеси пластовой и нагнетаемой вод по способу М.Х. Хуснуллина.

Способ определения ρсм по М.Х. Хуснулину основан на использовании методики В.Н. Дахнова, предназначенной для опр-я уд эл сопр-й пластовых вод по двум кривым UПС, зарегистрированным с глинистыми растворами, уд сопр-я фильтратов к-рых ρф1 и ρф2 разл-ся не менее чем в 5 раз.

Сопр-е ρсм находят в рез-те решения системы двух ур-ний :

UПС1=-kПСlg(ф1/см), UПС2=-kПСlg(ф2/см),   

где UПС1, UПС2 - зарегестрированные разности потенциалов против обводненного пласта соответственно при известных электрических сопротивлениях промывочных жидкостей ρф1 и ρф2, kПС  — коэффициенты аномалии ПС.

Предлагается также графическое решение этих уравнений.

Такой способ определения ρсм связан с техническими трудностями, расходом средств и времени на приготовление и смену двух промывочных жидкостей разной минерализации и проведение двух замеров кривой потенциалов ПС.

  1.  Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным экранированных микрозондов.

При использовании данных экранированных микрозондов kно определяют по параметру Рнпп.нпρвфРпПп, где ρпп.нп — показания экранированного потенциал-микрозонда в нефтеносной части пласта, ρв.ф — уд эл сопр-е смеси фильтрата промывочной жидкости и невытесненной пластовой воды; Рпотносительное сопр-е пласта, Пп.— параметр поверхностной проводимости.

Если в разрезе скв имеется соседний водоносный пласт, коллекторские св-ва к-рого близки св-вам изучаемого пласта, или пласт вскрыт скважиной в зоне ВНК, то параметр Рно рассчитывают по ф-ле Рнопп.нппп.вп, где ρпп.вп - показания экранированного потенциал-микрозонда в водоносной части пласта.

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

  1.  Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным обычных микрозондов.

Н.М. Свихнушиным предложен способ оценки коэф-та остаточной нефтенасыщ-ти по данным микрозондирования. Суть этого способа состоит в том, что вычисляется параметр насыщения р'н = ρк.нпк.вп (где ρк.нп, ρк.вп - показания микропотенциал-зонда в нефтеносной и водоносной частях пласта) с последующим опр-ем kно по завис-тям Рн = f(kвт) с учетом мин-ции фильтрата промывочной жидкости.

Поскольку радиус исслед-я микропотенциал-зонда составляет 5-7 см, то данный способ оценки kно эффективен при Dзп/dc ≥ 2 и приводит к большим погрешностям в случае неодинаковой толщины глинистой корки против нефтеносной и водоносной частей пласта или при hгк > 1,5÷2 см).

  1.  Определение коэффициента нефтенасыщения по данным ИННМ расчетным путем.

Методика определения коэффициентов kнт и kно по данным ИННМ основана на использовании величины декремента затухания породы λnп связанной с коллекторскими свойствами и нефтенасыщ-тью пород и описываемой выражением

λпск(1-kп)+ kпв+kннв)]+kглгл- λск)                (1)

где λск, λв, λн, λгл - декременты затухания соответственно для скелета породы с нулевой глинистостью; воды, насыщающей пласт; нефти в пластовых условиях; глинистого материала.

Данные ИННМ позволяют оценить коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ- при соблюдении след усл-й: вытеснение нефти из пласта осущ-ся водой мин-ции 200-250 г/л при kп = 10÷15 % или Св ≥ 100÷150 г/л при kп > 15÷20 %. В неглинистых высокопористых коллекторах возможно оценивать kн и при мин-циях 30÷100 г/л. Коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ-ти рассчитываются по ф-ле

kн=[kп(nв-nск)- (nп-nск)]/[ kп(nв-nн)],

где λпппп-kглпглпск), исправленная за глинистость величина декремента затухания породы-коллектора. Величины λnск и λnгл рассчитывают по рез-там хим анализа керна.

Значения λnв и λnн оцениваются по измерениям ИННМ в неглинистых опорных пластах с известными kп, kн и λnск с использованием ф-лы (1), а также расчетным путем по данным хим анализов воды и нефти. Коэф-ты пористости и глинистости опр-ют по данным ГИС или керновых анализов.

  1.  Определение коэффициента нефтенасыщенности по данным ИННМ графическим способом.

При графическом способе опр-ия коэф-тов текущей kнт и остат kно нефтенасыщ-ти исп-ся опорные водоносные и нефтеносные пласты с известными величинами kн и kп. На плоскость λn=f(kп) наносят точки для водоносных и нефтеносных неглинистых пластов и строят линии регрессии λnквп=f(kп) и λnкнп=f(kп). В случае глинистых пластов в λnкп вводится поправка за влияние kгл. Для построения семейства линий kн расстояния м/у граничными линиями делят на число частей, кратных шагу изменения kн. Величина kн=100 % соответствует фиктивному коэф-ту нефтенасыщ-ти, получившейся за счет воды с эквивалентной мин-цией Св< 5 г/л по NаСl.

Рис.1. Интервалы: 1- нефтенасыщенные, 3 – частично обводненные, 2 – водоносные и выработанные. Шифр кривых – kн,%.

При обводнении пласта пресными нагнетаемыми водами в пласт закачивается вода высокой мин-ции с λnвм, а затем пресная вода с λnвпр = λн (по хлоросодержанию) и в обоих случаях по данным ИННМ устанавливаются декременты затухания пласта с минерализ водой kпПм и с пресной λnппр. Коэф-т kно рассчитывают по ф-ле

kно=(kпnвпск)- (λnппск))/( kпnвпн)) , причем λnск, λnп и λnв находят из соотношений λnск = (λnппр - λnвпрkп)/(1- kп),

λnп = λnпн и λnв= λnвм.

  1.  Как выглядят кривые механической дебитометрии и как по ним определяют дебит?

Запись дебитограммы может быть непрерывной и точечной. Непрерывная диаграмма обычно записывается в масштабе 1:200. Диаграммы записываются в интервале перфорации и прилегающих к нему участках. По данным непрерывной диаграммы намечают точки для точечной диаграммы. Расстояния м/у точками выбирают след обр: если резкое изм-е показаний, то т. отстоят друг от друга на 0,4-0,2 м, а где малое изменение – на 1-2 м.

По данным точечных измерений строят интегральную диаграмму, к-рая представляет завис-ть показаний от глубины и дифференциальную диаграмму, к-рая показывает изм-е удельного расхода (дебита) по глубине для каждого пласта. Интервалы, к-рые отдают и принимают флюид отмечаются увеличением числа импульсов.

Профилем притока или приемистости наз график завис-ти кол-ва Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины z ее залегания:

где hп и hк – соответственно глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скв; qz – удельный дебит (расход).

Профиль расхода жидкости при движении ее вверх по стволу скважины наз профилем притока, при движении ее вниз - профилем приемистости. Кривые нарастающего значения расхода описываются выражением вида 

Дифференцирование   этих кривых по z дает кривые расхода отдельных участков скважины

qz = ΔQz/Δz.

Интегральные профили расхода часто получаются искаженными и требуют корректировки. Дифференциальный профиль строится на основе откорректированной интегральной профилеграммы по расчетным значениям уд дебита (расхода) qi с помощью ф-лы

qi = (Qimax - Qimin)/Δl

Qimax и Qimin - соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам lверх и lни, Δl = lниж - lверх величина выбранного интервала.

По этому профилю определяются расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 49).

Рис. 49. Пример построения профилей притока.1 — точечные замеры, 2 — интервал перфорации.

Интервал l1 l2 разбивают на участки Δl по интегральной кривой профиля. На глубине l’ расход жидкости составляет Q при содержании воды С’в, определенном по влагограмме. Кол-во воды, поступающей из этого участка, Qв=qв(l’ – l1)=QCв/100,

нефти –  Qн=Q’–Qв(l’– l1)

На дифференциальной дебитограмме на участке l’ – l1 в масштабе откладывают кол-во воды.

На участке l' - l" общий дебит на глубине l" составляет Q" при содержании воды C"в. Аналогично опр-ют раздельное содержание воды и нефти в общем потоке на глубине

Qв(l’ – l’’) = Q" C"в/100; Q"н= Q" - Q"в.

Для участка l' - l" определяют кол-во воды и нефти след обр:

Qв(l’ – l’’) = Qв" - Qв(l’ – l1)

Qн(l’ – l’’) = Qн" – Qн(l’ – l1)

Таким способом опр-ют по отдельности расходы нефти и воды по всем участкам продуктивной толщи и на дифференциальный профиль наносят данные по нефти и воде.

  1.  Как выглядят кривые термокондуктивной дебитометрии и как по ним определяют дебит?

Рис. 52. Выделение работающих интервалов в обсаж скв по кривой термокондуктивного расходомера. Участки пласта: 1 – работающие, 2 – неработающие, 3 – профиль притока флюида, 4 – вода, 5 – нефть.

В случае однофазного потока на кривой термокондуктивного расходомера нижняя граница интервала притока или приемистости флюида отм-ся переходом от max значения ΔТ к меньшему, а верхняя — min ΔТ (рис. 52).

На термокондуктивной расходограмме набл-ся ряд хар-ных интервалов:

1)участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями ΔТэк, соответствующими суммарному дебиту (расходу) скважины;

2) участок эксплуатационной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти ΔТон и в воде ΔТов,в остановленной скв четко отм-ся раздел нефть—вода по резкому возрастанию приращений ΔТ при пересечении прибором контакта воды с нефтью;

3) участок установившегося потока в интервале работающих пластов с показаниями ΔТу;

4) участок в лифтовой колонне, отмечающийся снижением показаний  ΔТлк за счет возрастания линейной скорости движения флюида.

При двухфазном потоке интерпретация терморасходограммы усложняется. В этом случае выделено четыре основных типа терморасходограмм при различных соотношениях величин расходов воды и нефти.

При анализе повторных профилей расхода в ряде случаев можно выявить интервалы обводнения пласта. Динамика производительности обводняющегося пласта такова, что на начальной стадии обводнения приток снижается из-за уменьшения относительной проницаемости при двухфазном течении жидкостей, а затем возрастает. Если вязкость воды меньше вязкости нефти, то при неизменной депрессии приток из обводнившегося интервала становится выше, чем до обводнения.

  1.  Как определяют содержание воды в потоке по данным диэлектрического влагомера?

Данные диэлькометрической влагометрии дают возможность определять состав и содержание флюидов в смеси по величине их диэлектрической проницаемости. Т.к. относительная диэлектрич проницаемость воды изм-ся в завис-ти от мин-ции от 50 до 80 отн. ед., а нефти от 2 до 4 отн. ед., то появление воды в нефти и газе существенно увеличивает диэлектрич проницаемость смеси. С целью кол-венного опр-я содержания нефти и воды в смеси влагомеры градуируют и по рез-там градуировки строят эталонировочный график завис-ти относительного разностного параметра f*=(f-fн)/(fв-fн) от %-ного содержания воды в смеси Св.

Для этого определяют показания влагомера в безводной нефти fн, в воде fв и водонефтяной смеси f.

В добывающих скв, работающих нефтью с водой, по совместным данным влагометрии и расходометрии опр-ют содержание воды в нефти.

Кол-венную интерпретацию данных дебита и обводнения скважин проводят в двух точках, расположенных над и под продуктивным интервалом. Суммарный приток жидкости Q, а также отдельно нефти Qн и воды Qв из этого интервала вычисляют по ф-лам Q=Q2-Q1; Qв=Q2Св2- Q1Св1; Qн=Q-Qв, где Q2, Q1 и Св1, Св2 – соответственно притоки и доли воды в объеме нефти, измеряемые над и под пластом.




1. регенеративного патрона РП4 дыхательного мешка соединительной трубки клапана избыточного давленияДля
2. тема ГИС это возможность нового взгляда на окружающий нас мир
3.  Раствор состоит из растворенного вещества и растворителя т
4. экспертного факультета 2 сентября прошло торжественное мероприятие приуроченное ко Дню знаний
5. Микрофлора воздуха
6. на тему Корпоративные сети Исполнитель специальность Менеджмент группа
7. . Техникоэкономическая характеристика объекта планирования; 2
8. Согласовано Заместитель директора по ВР -И
9. тематики в 5 классе по теме Треугольники и четырехугольники
10. 2015 годов очного обучения ИПССО специальности общая психология психология личности история психологии пр
11. ТЕМА- Формы и системы заработной платы 1
12. Хорошо быть тихоней также известный как Трудности жизни изгоя
13. I. Религия и развитие государств
14. управленческих и правовых дисциплин ИНВЕСТИЦИОННАЯ СТРАТЕГИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ Программа курс
15. 9 РЕФЕРАТ дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата юридичних наук Київ
16. Общее содержание воды в листьях калины в условиях биостанци
17. Реферат- Моделирование математического процесса теплообмена в теплообменнике типа труба в трубе
18. темала Гаити Гондурас Ямайка Мартиника Монсеррат Нидерландские Антильские острова Никарагуа Панама Пу
19. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Кудряшовского месторождения
20. Обґрунтування критеріальної значимості діагностичних показників у випадках отруєння алкоголем