Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами

Аппаратура

Детектор (датчик) локатора муфт представляет собой дифференциальную магнитную систему, которая состоит из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, создающих в катушке и вокруг нее постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование ЭДС в измерительной катушке.

Активный локатор муфт содержит две катушки, каждая из которых имеет возбуждающую и приемную обмотки. Под воздействием переменного магнитного поля, генерируемого подачей переменного напряжения на возбуждающие обмотки, в приемных обмотках возникает переменное напряжение, которое зависит от магнитных свойств окружающей среды. Информативным параметром служит разность напряжений на приемных обмотках, которая зависит от сплошности среды.

1.11. Метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии.

Задачами исследований являются

• выявление местоположения башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещенной за колонной, в которой ведутся исследования;
• определения толщины стенок обсадных труб;
• выявления положения и размеров продольных и поперечных дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;
• оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах.

Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных зондов для труб различного диаметра.

Физические основы метода

Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия основаны на изучении характеристик вихревого электромагнитного поля, возбуждаемого в обсадной колонне генераторной катушкой прибора.

Аппаратура

В аппаратуре ЭМДСТ-МП используется 17 параметров дефектоскопа и 2 параметра термометра. Конкретный набор параметров определяется задачей при исследовании скважины и конструкцией скважины.

Д1-Д25 – первичные данные по которым определяются локальные дефекты из который автоматически выбираются необходимые значения для расчета стенок труб в зависимости от конструкции скважины.

Т– измеритель абсолютной температуры в цифровом значении.

дТ– высокочувствительный индикатор температуры с возможностью регистрации в одном из 4-х режимов: 0.25С; 0.5С; 1.0С; 2.0С на шкалу. Использование этого параметра позволяет выявлять интервалы негерметичности колонн и интервалы заколонных перетоков.

1.12. Метод гамма-гамма цементометрии.

Гамма-гамма-метод позволяет:

• установить высоту подъема цемента;
• определить наличие цемента и характер его распреде­ления в интервале цементации;
• фиксировать наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гель-цемент);
• выявить в цементном камне небольшие раковины и каналы;
• определить эксцентриситет колонны.

Физические основы метода

Этот метод контроля за качеством цементирования обсадных колонн основан на регистрации рассеянного гамма-излучения при прохождении гамма-квантов через изучаемые среды различной плотности. Поскольку цементный камень и промывочная жидкость значительно различаются по плотности, а интенсивность вторичного гамма-излучения находится в обратной зависимости от плот­ности, то на регистрируемой кривой ГГМ достаточно четко выде­ляются участки с цементом и без него.

Аппаратура

Для контроля качества цементирования обсадных колонн может применяться одноканальная аппаратура с регистрацией одной кривой ГГМ, трехканальная с регистрацией трех кривых ГГМ (три индикатора расположены под углом 120°), четырехканальная с реги­страцией четырех кривых ГГМ (четыре индикатора расположены под углом 90°) и одноканальная с зондом, коллимированным по ра­диальному углу в пределах 30—50° и вращающимся в процессе измерений с заданной угловой скоростью при подъеме прибора.

1.13. Метод акустической цементометрии.

Метод акустической цементометрии (АКЦ) применяют:

• для установления высоты подъема цемента;
• определения степени заполнения затрубного пространства цементом;
• количественной оценки сцепления цемента с обсадной колонной и качественной оценки сцепления цемента в горной породой.

Ограничения этого метода связаны с исследованиями высокоскоростных разрезов ( V>5300 м/с), в которых первые вступления при хорошем и удовлетворительном цементировании относятся к волне, распространяющейся в породе; при скользящем контакте цементного камня с колонной, когда волна распространяется преимущественно по колонне; низкой чувствительности к отдельным дефектам цементного кольца.

Физические основы метода

Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником с частотой излучения 20-30 кГц, распространяющихся в колонне, цементном камне и горных породах. В качестве информации используют:

• амплитуды или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне, положение которого определяется значением интервального времени распространения волны в колонне, равного 185-187 мкс/м;
• интервальное время и амплитуды или затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;
• фазокорреляционные диаграммы.

Аппаратура

В приборах акустической цементометрии используются короткие трехэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшим излучателем и приемником от 0.7 до 1.5 м и базой зондов (расстояние между приемниками)- в пределах 0.3-0.6 м.

Скважинный прибор центрируется.

Модуль цементометрии комплексируют с модулями ГК,ЛМ,термометрии, гамма-гамма-цементометрии и толщинометрии.

1.14. Метод интегрального гамма-каротажа .

Гамма каротаж применяют для решения следующих задач:

• выделения в разрезах скважин местоположения полезных ископаемых, отличающихся повышенной или пониженной гамма-активностью;
• литологического расчленения и корреляции разрезов осадочных пород;
• выделения коллекторов;
• оценки глинистости пород;
• массовых поисков радиоактивного сырья;
• в обсаженных скважинах – для выявления радиогеохимических аномалий, образующихся в процессе вытеснения нефти водой;
• увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.

Гамма–каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.

Физические основы метода

Интегральный гамма-каротаж основан на измерении естественного гамма-излучения горных пород. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин). Основная расчетная величина – мощность экспозиционной дозы в микрорентгенах в час (МЭД, мкРчас).

Аппаратура

Измерительная установка ГК состоит из детектора(ов) гамма-квантов и электронной схемы. Точкой записи является середина детектора.

Зонд (модуль) применяют в качестве самостоятельного прибора или включают в состав комплексных приборов, реализующих несколько методов ГИС. Комплекс ГК комплексируется с другими модулями без ограничений.

1.15. Методы нейтронного каротажа.

Нейтронный каротаж применяются в необсаженных и обсаженных скважинах и используется для решения следующих задач:

• с целью литологического расчленения разрезов;
• определение положения текущего газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва газа, перетока, разгазирования нефти в пласте и оценки газонасыщенности;
• определение положения водонефтяного контакта ВНК в скважинах с высокой минерализацией пластовых вод.

В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам – ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам – ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж – НГК.

Областями эффективного применения нейтронного каротажа при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении газонасыщенности являются:

• для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм.
• Для ННК-Т – породы с водородосодержанием более 10% при диаметре скважины, не превышающем 250 мм.
• Для НГК – породы с водородосодержанием не менее 20%.

Физические основы метода

Нейтронный каротаж основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин); расчетная величина – водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах.

Переход от скорости счета к геофизическим характеристикам пород и их геологическим параметрам осуществляют с использованием зависимостей между показаниями скважинных приборов и указанными характеристиками или параметрами, установленными на моделях пород, пересеченных скважиной, или методами математического моделирования.

Аппаратура

Измерительный зонд нейтронного каротажа содержит ампульный источник нейтронов и один или два (и более) детектора нейтронов (надтепловых или тепловых) или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов. ННК-НТ и ННК-Т выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов; НГК – однозондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один детектор гамма-излучения.

Наиболее важными эксплуатационными и метрологическими характеристиками приборов РК являются:

• диапазоны измерения геофизических характеристик;
• предел допускаемой основной погрешности измерений;
• допускаемые максимальные скорости счета;
• нестабильность скорости счета при непрерывной работе прибора;
• максимальные значения температуры и давления в скважине;
• максимальное и минимальное значения внутреннего диаметра исследуемых скважин (обсадных колонн, НКТ);
• вертикальное разрешение метода и глубинность исследований.

Значения этих характеристик и допускаемые отклонения от них регламентируются требованиями эксплуатационной документации на конкретные приборы.

Модуль НК комплексируется с другими модулями без ограничений.

1.16. Методы импульсного нейтронного каротажа.

Импульсный нейтронный каротаж применяют в обсаженных скважинах для:

• литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов;
• выявления водо- и нефтегазонасыщенных пластов;
• определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами;
• определения газожидкостных контактов;
• оценки пористости пород;
• количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности;
• контроля за процессом испытания и освоения скважин.

Наиболее эффективный способ применения ИНК – выполнение повторных измерений во времени в процессе изменения насыщенности коллекторов. Такие изменения могут быть вызваны естественным расформированием зоны проникновения, обводнением пластов в ходе их выработки, целенаправленными технологическими операциями, включающими в себя закачку в породы растворов веществ с аномальными нейтронно-поглощающими свойствами.

Физические основы метода

Импульсный нейтронный каротаж в интегральной модификации основан на облучении скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении распределения во времени интегральной плотности тепловых нейтронов или гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. В зависимости от регистрируемого излучения различают: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). Для обоих видов каротажа измеряемыми величинами являются скорости счета во временных окнах, основными расчетными- макросечение захвата тепловых нейтронов в единицах захвата, равных 10^-3 см^-1 , и водонасыщенная пористость пород, в процентах.

Количественная оценка насыщенности коллекторов по данным ИННК базируется на зависимости среднего времени жизни тепловых нейтронов в породах от характера и содержания насыщающих флюидов. Уменьшение плотности тепловых нейтронов во времени в однородной среде происходит по экспоненциальному закону с интенсивностью, определяемой нейтронопоглощающими свойствами среды.

Определение коэффициентов газонасыщенности по материалам ИННК основано на различии декрементов затухания в газе и в воде. Указанное различие, а, следовательно, эффективность методики увеличивается с ростом минерализации воды и уменьшением пластового давления.

Аппаратура

Измерительный зонд (ИНК) содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов – середина расстояния между детекторами.

Нормируемыми метрологическими характеристиками являются макросечение захвата тепловых нейтронов и коэффициент водонасыщенной пористости, который рассчитывают по измеренным скоростям счета импульсов.

Модуль ИНК обычно комплексируют с модулями ГК и ЛМ.

2. Задачи, решаемые геофизическими методами при контроле за разработкой нефтяных месторождений.

В процессе разработки нефтяной залежи необходимо осуществлять комплексные гидродинамические, геофизические и лабораторные исследования для изучения характера изменения нефтенасыщенности пластов и на основании полученных данных принимать меры для наиболее полного извлечения нефти.

В настоящее время промыслово-геофизическимим методами решаются следующие основные задачи:

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

Изучению процесса вытеснения нефти в пласте должно предшествовать исследование эксплуатационных характеристик пласта, а последняя задача не может быть надежно решена без данных о техническом состоянии скважины. В связи с этим комплекс промыслово-геофизических работ в скважинах эксплуатационного фонда и их программа должны предусматривать решение всех трех задач в одном цикле исследований. Однако задачи изучения эксплуатационных характеристик пласта и технического состояния скважин во многих случаях могут быть поставлены самостоятельно, вне прямой связи с вопросами изучения процесса вытеснения нефти из пласта.

2.1 Исследование процесса вытеснения нефти в пласте

Исследование процесса вытеснения нефти в пласте вклю­чает:

1. контроль за перемещением водонефтяного контакта (ВНК) и контуров нефтеносности;
2. контроль за продвижением фронта закачиваемых вод (ФЗВ);
3. определение текущей и остаточной нефтенасыщенности;
4. контроль за перемещением газонефтяного контакта и опре­деление газонасыщенности пласта.

Контроль за перемещением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности

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

• по кривым электрического каротажа (БКЗ, БК, ИК, ди­электрический каротаж), полученным в контрольных необсажен­ных скважинах и дополнительных скважинах, пробуренных из числа резервных в процессе эксплуатации месторождения;
• по результатам периодических исследований неперфориро­ванных пластов в эксплуатационных и контрольных обсаженных скважинах;
• по материалам промысловых исследований и гидродинами­ческих расчетов: по характеру обводнения соседних эксплуатаци­онных скважин, по сопоставлению их профилей притока во вре­мени, по аналитическим расчетам, произведенным на основе карт-изобар.

Определение текущего положения ВНК в открытом стволе (или скважинах, обсаженных неметаллической колонной) мето­дами электрического каротажа проводится так же, как и определе­ние первоначального ВНК. Методика интерпретации данных элек­трического каротажа принципиально не отличается от обычной, изложенной в соответствующих инструкциях и руководствах.

Основными методами контроля за положением ВНК в обса­женных скважинах являются методы нейтронного каротажа.

Возможности нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и обводненной частей пласта определяются объемным содержанием хлора в обводненной части пласта (т. е. минерализацией воды и пористостью пласта), а также минерализацией свя­занной воды в нефтеносной части пласта. Наиболее благоприят­ными для применения нейтронного каротажа являются условия, при которых минерализация воды, вытесняющей нефть, и пористость пласта высокие, а минерализация связанной и обводняющей пласт воды одинаковы.

В условиях низкой минерализации пластовых вод, т. е. при эквивалентном содержании NaCl 0,3-2% объема породы (содер­жание NaCl в воде 15-100 г/л при k_п =20%), контроль за положе­нием ВНК возможен по результатам высокоточных определений декремента затухания плотности нейтроновпо ИННК. В таких условиях минимальное различие в величинах для полностью нефтеносного и водоносного пластов при их неизменных свойствах по пористости и литологии составляет 8-10%. Точность определе­ния величин декремента затухания с современной аппаратурой ? 2%. Влияние вариаций свойств пластов (их литологии, в первую очередь глинистости и пористости) на величину декремента затуханияпревышает влияние изменения харак­тера насыщения пласта. Поэтому для оценки характера насыще­ния пласта по однократным исследования ИННК необходимо рас­полагать методикой определения глинистости и пористости (напри­мер, по данным гамма- и нейтронного каротажа) для типичных продуктивных коллекторов исследуемой залежи.

Пример

Определение положения ВНК в случае, когда пласт достаточно однороден по пористости и литологии и пластовые воды имеют высокую минерализацию, воз­можно методами ИННК, НГК и ННК-Т. Положение водонефтяного контакта надежно определяется по всем диаграммам на основании качественной интерпретации: на диаграммах НГК — по началу уменьшения показания, на диаграммах ННК-Т и ИННК на любой задержке — по началу увеличения показаний.

Контроль за продвижением фронта закачиваемых вод

При внутриконтурном заводнении необходимо осуществлять контроль за продвижением фронта закачиваемых вод. Для реше­ния этой задачи применяются тот же комплекс методов и мето­дика исследований, что и при контроле за продвижением ВНК.

Методика интерпретации результатов исследований должна учитывать основные закономерности продвижения закачиваемых вод:

а) в однородном пласте с хорошей вертикальной проницае­мостью наблюдается опережающее обводнение в подошвенной ча­сти и отставание в кровельной за счет проявления гравитацион­ных сил;

б) в неоднородном по проницаемости пласте опережающее об­воднение наблюдается по наиболее проницаемым прослоям;

в) по мере продвижения закачиваемых вод по нефтяному пла­сту происходит увеличение их минерализации за счет экстракции солей из нефти, в результате чего на фронте вытеснения образу­ется вал минерализованных вод, в которых содержание солей в ряде случаев выше, чем в реликтовых водах.

Из первых двух закономерностей вытекает, что в подошвенной части пласта, сложенной коллекторами с лучшими фильтрацион­ными свойствами, нужно ожидать значительного опережающего продвижения фронта закачиваемых вод по сравнению с остальной частью пласта. Напротив, в кровельной части пласта, сложенной коллекторами с пониженной проницаемостью, после прохождения фронта закачиваемых вод и длительной промывки пласта может остаться нефть. Отсюда следует, что для повышения надежности интерпретации необходимо предварительно классифицировать по роды-коллекторы по фильтрационным свойствам и учитывать по­ложение исследуемого пропластка относительно границ пласта.

Из третьей закономерности вытекает, что вытеснение нефти закачиваемой водой сопровождается сложным процессом изме­нения хлоросодержания пласта. Этот процесс может быть разбит на следующие этапы;

• начальный этап, когда нефть в пласте еще неподвижна и остаточная вода опреснена в прискважинной зоне фильтратом про­мывочной жидкости (в случае вскрытия пласта на пресной промы­вочной жидкости;
• этап однофазного движения нефти ? содержание хлора в прискважинной части пласта увеличивается за счет солевого об­мена между движущейся нефтью и неподвижной остаточной во­дой;
• этап уменьшения нефтенасыщенности за счет опережающей
  капиллярной пропитки содержание хлора в пласте достигает
  максимума и может превзойти его содержание в водоносной части
  пласта;
• начальный этап обводнения ? содержание хлора начинает уменьшаться до уровня минерализации остаточной воды;
• этап обводнения закачиваемой водой ? в зависимости от со­отношения минерализации закачиваемой и остаточной воды со­держание хлора в пласте или постепенно стабилизируется, если их минерализации близки или будет уменьшаться при меньшей минерализации закачиваемых вод;
• конечный этап ? содержание нефти в пласте достигает пре­дельной величины остаточной нефтеиасыщенности, а минерали­зация воды в пласте, включая связанную воду, становится равной минерализации закачиваемой.

Кривая изменения декремента затухания плотности нейтро­нов в процессе выработки нефтяного пласта повторяет по форме кривую изменения содержания хлора в пласте и поэтому служит характеристикой, по которой можно судить об этапах процесса вытеснения нефти водой.

Пример

Количественная оценка коэффициента текущей и остаточной нефтенасыщенности

Количественная оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности разрабатываемого пласта возможна приусловии известной и достаточно высокой минерализации вод, об­водняющих пласт.

В открытом стволе указанная задача решается методами электрического каротажа, методика интерпретации результатов которых не отличается от методики оценки первоначального коэф­фициента нефтенасыщенности.

В обсаженной скважине в настоящее время единственным методом оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности является методика ИННК. Оценка нефтенасыщенности по данным ИННК базируется на связи среднего
времени жизни тепловых нейтронов с коллекторскими свойст­вами и нефтенасыщенностью исследуемых пород.

На характер зависимости существенное влияние ока­зывают минерализация пластовой воды, состав минерального ске­лета, глинистость, химический состав нефти. Влияние этих факто­ров должно быть учтено или исключено.

Методика количественной оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности применима для песчано-глинистых коллекторов с гранулярной пористостью при разработке залежи в условиях ес­тественного водонапорного режима или с поддержанием пласто­вого давления за счет законтурной или внутриконтурной закачки пресных вод в начальной стадии обводнения, когда минерализация воды, вытесняющей нефть, близка к минерализации пластовой воды. Эффективное использование методики


29-04-2015, 00:57