Геофизические методы контроля

ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ

И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

Под контролем за разработкой нефтяных и газовых залежей понимают комплекс гидродинамических, геофизических и лабораторных исследований, проводимых для изучения характера изменения нефтегазонасыщенности пластов. На основе этих исследований регулируют процесс разработки залежи с целью наиболее полного извлечения нефти и газа. По данным геофизических исследований – основных в комплексе различных метрдов контроля за разработкой, изучают процесс вытеснения нефти и газа в пласте, определяют эксплуатационные характеристики пласта и техническое состояние скважин.

Наиболее сложная задача – изучение процесса вытеснения нефти и газа в пласте. Для ее решения привлекают материалы геофизических исследований по всему фонду скважин на месторождении. Надежные сведения о нефтегазонасыщенности пластов получают по их удельному сопротивлению, измеряемому методами электрометрии в необсаженных, ранее пробуренных и вновь бурящихся дополнительных и оценочных скважинах. Однако они характеризуют пласты только на дату бурения скважины. Менее надежна характеристика текущей нефтегазонасыщенности пластов по материалам исследования методами НГК, ИННК в обсаженных скважинах, особенно перфорированных пластов, в которых может образоваться зона проникновения.

Эксплуатационные характеристики пластов устанавливают по данным геофизических исследований в работающих скважинах. Так как при работе скважин может произойти нарушение целостности колонны и цементного камня за нею, эти исследования всегда дополняют методами контроля технического состояния скважин.

Эффективность геофизических методов контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей повышается при правильном выборе фонда изучаемых скважин, их местоположения на площади залежи, очередности и периодичности проведения в скважинах исследований.

Изучение процесса вытеснения нефти и газа в пласте. Качественное изучение процесса вытеснения заключается в определении характера текущей насыщенности пласта (нефть, газ, вода), что для отдельной скважины сводится к определению положения текущих ВНК и ГЖК. Количественное изучение процесса вытеснения заключается в определении коэффициентов текущей и остаточной нефтегазонасыщенности. Для этого проводятся периодические исследования в скважинах, расположенных по периметру текущих контуров нефтегазоносности и фронтов заводнения.

По результатам этих исследований устанавливают скорости перемещения и положение на фиксируемую дату контуров нефтегазоносности и фронтов заводнения, что позволяет, во-первых, прогнозировать их продвижение по залежи, экстраполируя скорость перемещения на последующий период с учетом изменения фильтрационных свойств пласта по площади; во-вторых, оценить текущий коэффициент извлечения по заводненной части залежи методом материального баланса.

Подъем ВНК, ВГК, НГК можно установить по данным геофизических исследований в необсаженных скважинах, пробуренных на месторождении после начала его разработки, а также в обсаженных (эксплуатирующихся) скважинах.

В необсаженных скважинах положение ВНК (ВГК) определяют по данным стандартного метода кажущихся сопротивлений. На диаграммах КС ВНК отмечается резким переходом от высоких показаний, характерных для нефтегазонасыщенной части пласта, к низким, соответствующим водонасыщенной части того же пласта. Для этой цели обычно используют диаграммы КС подошвенных градиент-зондов большой длины, на которых ВНК (ВГК) отбивается по четко выраженному максимуму КС (рис. 4.1).

В действительности граница раздела между нефтегазонасыщенной и водонасыщенной частями пласта нерезкая. Между ними вследствие капиллярного подъема воды образуется переходная зона, в которой водонасыщенность изменяется от 100 % в полностью водонасыщенной части пласта до минимальной (остаточной) водонасыщенности в верхней части пласта. Максимум на кривых подошвенных градиент-зондов соответствует кровле переходной зоны.

НГК не отмечается на диаграммах КС, так как удельные сопротивления нефтенасыщенных и газонасыщенных пластов мало разнятся между собой.

При небольшой глубине проникновения промывочной жидкости в пласт НГК (ВГК) в необсаженной скважине можно отметить по диаграммам НК. При переходе от нефтенасыщенной или водонасыщенной части пласта к газонасыщенной наблюдается повышение показаний на диаграммах, связанное с меньшим водородосодержанием газонасыщенной породы.

В обсаженных скважинах изменение положения ВГК (НГК) устанавливают по данным НК. При этом четкость отбивки контакта в обсаженной скважине больше, чем в необсаженной, так как после обсадки скважины колонной и ее цементирования в зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости через непродолжительное время восстанавливается близкое к первоначальному распределение воды, нефти и газа.

Положение ВНК в обсаженных скважинах также определяют по данным НК (исключая нейтронный метод по надтепловым нейтроном). Переход от водонасыщенной части пласта к нефтенасыщенной отмечается понижением показаний на диаграммах НГК и, наоборот, повышением показаний на диаграммах ННКТ. Абсолютное изменение показаний НГК и ННКТ на ВНК невелико, поэтому эти методы можно использовать для определения ВНК только при значительной минерализации пластовых вод (не менее 150 г/л).

Значительно большей чувствительностью к изменению содержания хлора в пласте обладают импульсные нейтронные методы. Если время, прошедшее от посылки импульса нейтронов в породу до начала измерений (время задержки), достаточно велико, то на кривой ИННК показания против нефтенасыщенной части пласта во много раз больше, чем против водонасыщенной. Высокая разрешающая способность ИННК дает возможность определять ВНК в пластах с малой минерализацией пластовых вод (25–30 г/л при пористости пласта  > 20 %).

Контроль за изменением газонасыщенности пластов на газовых месторождениях и в подземных газохранилищах осуществляется в основном методом НГК с зондами длиной 60–80 см. В этом случае лучшие результаты получаются при низкой минерализации пластовых вод, так как с увеличением содержания хлора в пластовой воде уменьшается снижение показаний НГК при обводнении газонасыщенного пласта.

Текущую нефтенасыщенность пластов определяют по данным ИННК (ИНГК), когда пласты обводняются минерализованной водой. Если вода в пласте опреснена, обводненность пласта находят по данным геофизических методов изучения состава жидкости в перфорированном интервале работающих скважин.

Для выделения обводненных интервалов и оценки степени их выработки можно эффективно использовать данные измерений методами сопротивлений в скважинах, обсаженных электронепроводящей или полупроводящей обсадными колоннами.

Изучение эксплуатационных характеристик перфорированных пластов в действующих скважинах. При интерпретации данных геофизических исследований в действующих скважинах определяют следующие характеристики перфорированных пластов: мощность отдающих (поглощающих) интервалов; профиль притока (приемистости); местоположение обводненных интервалов в пластах.

На основе этих данных решают многие важные задачи контроля за разработкой нефтяных месторождений, например: устанавливают степень охвата залежи заводнением; определяют коэффициент продуктивности коллекторов; распределяют накопленную добычу (объем закачанной воды) по отдельным пластам для оценки текущего коэффициента извлечения по заводненной части залежи; устанавливают фронт вытеснения нефти и др.

Для оценки эксплуатационных характеристик перфорированных пластов применяют методы механической и термокондуктивной расходометрии, методы изучения состава смеси в колонне и термометрию.

В механических расходомерах применяется датчик турбинного типа – вертушка, скорость вращения которой пропорциональна объемному расходу жидкости, проходящей через прибор. При измерениях определяют частоту вращения датчика n (число оборотов в единицу времени). Измерения проводят в интервале перфорации при подъеме прибора. При этом вначале регистрируют непрерывную кривую, по которой затем выбирают участки для точечных измерений с пакеровкой прибора. Для повышения точности в каждой точке делают несколько замеров. Исследования в действующих скважинах проводят при установившемся режиме их работы.

Обработка данных измерений заключается в построении интегральной и дифференциальной кривых притока q (приемистости). Для этого с помощью градуировочной зависимости n, об./мин. = f (q, м³/сут.) для данного расходомера переходят к объемному расходу жидкости на каждой глубине, по которому строят интегральную кривую.

Дифференциальную кривую получают перестройкой интегральной кривой в ступенчатую, для чего определяют приток (приемистость) прослоев по разности величин расхода жидкости в соседних точках (рис. 4.2).

В термокондуктивных расходомерах используется зависимость температуры нагретого термодатчика от скорости омывающего его потока флюида. Датчиком является резистор, подогреваемый током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Величина приращения температуры датчика определяется либо по измерениям приращения его сопротивления ∆ R (прибор типа СТД), либо по измерениям приращения частоты ∆ f, когда датчик включен в частотную схему.

Недостаток метода – сложность учета факторов, влияющих на показания прибора. Поэтому термокондуктивные расходомеры используют только качественно как индикаторы притока. В то же время метод обладает более высокой (по сравнению с механической расходометрией) чувствительностью в диапазоне низких дебитов. В приборе отсутствуют пакерующие устройства и движущиеся механические элементы, что обеспечивает надежность его эксплуатации.

Измерения проводятся при подъеме прибора с постоянной скоростью При этом регистрируется кривая приращения температуры датчика ∆ Т или сопротивления ∆ R (∆ f).

На кривой интервалы притока отмечаются значительным снижением показаний от подошвы к кровле в каждом работающем интервале.

Интерпретация данных расходометрии заключается в выявлении всех отдающих (поглощающих) интервалов в исследуемой скважине, определении мощности отдающих (поглощающих) пластов и установлении их соответствия эффективной мощности пластов, найденной по промыслово-геофизическим данным и вскрытой перфорацией. При оценке степени соответствия вскрытой перфорацией и работающей мощностей пластов необходимо учитывать следующее.

Интервалы притока (поглощения) в скважину не всегда соответствуют отдающим (поглощающим) интервалам пласта вследствие несовершенства вскрытия пласта, негерметичности цементного камня в зоне перфорации и несовершенства применяемых методов исследования и аппаратуры. Например, нижняя граница притока, установленная по данным механических расходомеров, находится, как правило, выше истинной из-за недостаточной пороговой чувствительности приборов (5 ÷ 10 м³/сут.). При качественной интерпретации данных расходометрии делают заключение о возможных причинах несоответствия вскрытой и работающей мощностей пласта. Если пласт имеет по про- мыслово-геофизическим данным низкие коллекторские свойства, то одной из вероятных причин отсутствия из него притока является недостаточный (чтобы вызвать в пласте фильтрацию жидкости) градиент давления. Если приток отсутствует из пласта с хорошими коллекторскими свойствами, то это может быть связано с несовершенством вскрытия и засорением призабойной части пласта.

Поток в стволе скважины обычно представляет собой смесь, компоненты которой отличаются друг от друга по физическим свойствам (плотности, диэлектрической проницаемости, электрической проводимости и т.п.). Определение одного из физических свойств смеси положено в основу методов, изучающих состав смеси в стволе скважины. На практике применяют методы гамма-гамма-плотнометрии (ГГП), влагометрии, индукционной резистивиметрии и др.

В методе ГГП измеряют интенсивность гамма-излучения , проходящего через скважиннуюсреду от гамма-источника, расположенного в скважинном приборе. Величина  находится в обратной зависимости от плотности среды в стволе скважины. При измерениях одновременно с кривой  записывают также кривую ГК, которую используют для исключения естественного гамма-фона из показаний плотномера, а также для привязкидиаграммы ГГП к глубине скважины.

При обработке диаграммы ГГП переходят от значения  к плотности жидкости в скважине. Для этого определяют величину отношения , где  – интенсивность гамма-излучения, измеренная тем же прибором в пресной воде плотностью =            = 1 г/см³. Затем по градуиро- вочной кривой зависимости  = = f (), которую строят заранее по данным измерений в жидкостях различной плотностью , находят плотность исследуемой жидкости в скважине. Удобнее по градуировочной кривой подсчитывать значения  для ряда заданных  и наносить рядом со шкалой  диаграммы плотномера шкалу . Этой шкалой можно пользоваться в дальнейшем при интерпретации.

По найденному значению плотности жидкости  и известным величинам плотностей пластовой воды  и нефти  можно рассчитать обводненность жидкости в скважине по формуле

                                          .                                  (4.1)

В методе влагометрии измеряют диэлектрическую проницаемость жидкости в скважине с помощью влагомеров, представляющих собой LC-генераторы, в колебательный контур которых включен конденсатор проточного вида. Между обкладками конденсатора движется исследуемая жидкость, поступающая в прибор. Применяют два типа влагомеров – пакерные и беспакерные. Если по сечению скважины обводненность жидкости неодинакова, что бывает, например, при слабых притоках нефти в гидрофильную смесь, необходимо использовать пакерные влагомеры, а измерения проводить по точкам. Беспакерные влагомеры в основном используют для выявления притоков воды в гидрофобную смесь при турбулентном потоке, когда смесь можно рассматривать как гомогенную. В этих условиях влагомеры обладают повышенной чувствительностью по сравнению с ГГП. Недостатком влагомеров является зависимость их показаний от структуры и дисперсности водо-нефтяной смеси.

При измерениях записывают на спуске прибора (или в отдельных точках) диаграммы частоты (или напряжения) в функции глубины скважины (см. рис. 4.2). На шкалу частот наносят также шкалу обводненности жидкости в скважине , получаемую с помощью градуировочной зависимости для прибора:

                                   ,

где , ,  – частота на выходе измерительного канала соответственно для воды, нефти и их смеси.

 

Если при сопоставлении непрерывные и точечные измерения совпадают, это свидетельствует об отсутствии заметного влияния относительной скорости движения компонент смеси на показания влагомера.

В методе индукционной резистивиметрии измеряют электропроводность жидкостного витка связи между генераторной и измерительной катушками посредством вихревых токов. Объемный виток создается колонкой жидкости в измерительном канале датчика и внешним объемом жидкости, окружающей датчик. При интерпретации анализируется форма кривой резистивиметрии (см. рис. 4.2) и величина удельной электропроводности жидкости в скважине .

По диаграмме индукционной резистивиметрии можно решать следующие задачи.

1. Определить степень однородности жидкости в скважине. В однородной жидкости кривая гладкая, в неоднородной изрезана выбросами в сторону больших или меньших электропроводностей.

2. Определить положение водонефтяного раздела в скважине, за который принимают границу между гидрофильной (нефть в воде) и гидрофобной (вода в нефти) смесями. Эта граница отбивается резким переходом от высокой электропроводности гидрофильной смеси к нулевой электропроводности гидрофобной смеси.

3. Установить структуру гидрофильной смеси (капельная, неточная, переходная).

4. Выявить слабые притока нефти при большом содержании воды в колонне.

При интерпретации данных методов исследования состава жидкости в скважине необходимо учитывать тип смеси (гидрофильная и гидрофобная) и режим ее течения в скважине (ламинарный, турбулентный или переходный).

В восходящем потоке гидрофильной смеси, воды и нефти могут существовать все три режима, в гидрофобной – только турбулентный. Для ламинарного течения характерны большие различия в скоростях движения нефти и воды, тогда как для турбулентного течения эти различия минимальны. В результате величина обводненности жидкости в скважине , определяемая методами исследования состава и характеризуемая как отношение площади сечения колонны, занятой водой, к площади полного сечения колонны, может отличаться от истинной обводненности , определяемой как отношение дебита воды из пласта к суммарному дебиту пласта: . Это различие уменьшается с ростом дебита при неизменном . Различие максимально при ламинарном течении нефти через неподвижную воду и минимально при турбулентном течении гидрофобной среды.

Выявление обводненности интервалов проводится в определенной последовательности. Вначале устанавливают все отдающие пласты по данным методов исследования притоков. После этого интерпретируют диаграммы методов исследования состава жидкости. По диаграммам состава (в первую очередь по диаграмме резистивиметрии) устанавливают тип смеси на отдельных участках исследуемого интервала, отбивают водонефтяной раздел. Затем определяют режим течения смеси. При ламинарном режиме течения гидрофильной смеси ВНР служит и границей режимов. В гидрофильной смеси возможные границы существования отдельных режимов течения оценивают по числу Рейнольдса для воды

                                         .                                (4.2)

При  > 2320 режим течения ламинарный, при  >              > 4000 – турбулентный.^-

Далее выявляют все интервалы изменения  на диаграммах состава, которые интерпретируются как интервалы притока. Интервалам притока воды соответствуют интервалы увеличения . Находят величину  для каждого интервала. Если режим турбулентный, обводненность жидкости в скважине, по данным методов изучения состава, соответствует обводненности продукции из пласта. В этом случае можно оценить количество воды , поступающей из обводненного интервала, по формуле

                                  ,                          (4.3)

определив по данным расходометрии дебиты ,  и используя значения обводненности ,  для участков выше и ниже этого интервала.

Пример выделения обводненных интервалов в перфорированных пластах, по данным комплексных исследований методами притока и состава, приведен на рисунке 4.2. Признаки на кривых ГГП, влагомера, ИР указывают на то, что нижний работающий интервал отдает нефть, верхние – воду.

Глава 5.