Геолого-промысловые исследования скважин

Если скважина эксплуатирует объект, состоящий из одного пласта, то вся информация, получаемая в целом по скважине (дебит, обводненность, газовый фактор, давление и др.), относится именно к этому пласту и характеризует только его работу. Следовательно, эта информация может оказаться достаточной для осуществления контроля за работой однопластового объекта.

Положение существенно меняется, если в объект разработки объединены несколько в той или иной степени изолированных друг от друга пластов и прослоев. Как правило, в этих условиях из-за различия коллекторских свойств самостоятельных пластов и прослоев, разрабатываемых общим фильтром, воздействие на каждый из них через нагнетательные скважины бывает различным. В наиболее проницаемые пласты будет поступать основная часть закачиваемой воды и соответственно в них поднимается пластовое давление. В часть малопроницаемых прослоев вода вообще не поступит, и динамическое давление в них снизится до уровня забойного. В результате этого в добывающих скважинах разные пласты и прослои будут работать по-разному, причем часть из них вообще не будет отдавать нефть. Отсюда следует, что по информации, получаемой из скважины о работе объекта в целом, невозможно судить о работе каждого пласта в отдельности, если они эксплуатируются общим фильтром.

В настоящее время для определения работы пластов многопластового объекта разработан целый ряд приборов и методов исследования. Причем для получения надежных результатов часто комплексируют замеры разными приборами. В добывающих скважинах обычно применяют методы механической и термокондуктивной дебитометрии, термометрии, плотнометрии, влагометрии, резистивиметрии. В нагнетательных скважинах используют механическую и термокондуктивную расходометрию, термометрию, закачку меченых веществ. Кроме этих прямых методов судить о работе пластов многопластового эксплуатационного объекта позволяют данные фотоколориметрии нефти, гидродинамических исследований по взаимодействию скважин, геолого-промыслового анализа, детальной корреляции разрезов скважин и т.п.

Методы механической и термокондуктивной потокометрии.

Метод механической потокометрии основан на фиксации скорости потока по стволу скважины с помощью перемещаемого на кабеле прибора с датчиком турбинного (вертушка) или реже поплавкового и другого типов. Частота вращения вертушки пропорциональна расходу жидкости, проходящей через сечение ствола скважины в месте установки прибора. Перемещая прибор по стволу скважины и замеряя скорость вращения вертушки, устанавливают количество жидкости, проходящей через его сечение на разных глубинах и, следовательно, определяют приток (расход) из каждого перфорированного пласта или интервала.

Данные замеров представляют в виде интегральных кривых, показывающих изменение по глубине ствола скважины суммарного измеренного дебита (расхода), или в виде дифференциальных профилей притока (расхода), показывающих дебит (приемистость) каждого из пластов или интервалов разреза.

В настоящее время применяют в основном приборы дистанционного действия, обеспечивающие передачу и регистрацию показаний на поверхности.

Применение гидродинамических дебитомеров имеет ряд ограничений, главные из них – низкая чувствительность к потоку в диапазоне малых и средних скоростей (даже в пакерном варианте) и большое влияние на показания механических примесей в потоке, которые засоряют узел чувствительного элемента.

От этих недостатков в значительной мере свободны термокондуктивные дебитомеры СТД. Чувствительность беспакерного термокондуктивного дебитомера в некоторых случаях может быть выше чувствительности пакерных дебитомеров с механическими датчиками.

На показания СТД влияет загрязнение датчика нефтепродуктами (нефть+парафин в скважинах со слабыми потоками флюидов). Основной элемент СТД – датчик-резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру среды. Датчик включен в мостовую схему, при помощи которой наблюдается изменение его сопротивления при постоянной величине подводимого электрического тока. По величине этого измерения можно судить о температуре датчика и скорости потока, а следовательно, и о дебите пласта. К настоящему времени разработана конструкция термокондуктивного дебитомера диаметром 36 мм. Для исследования фонтанных и нагнетательных скважин широко применяется комплектация глубинных приборов.

Применение гамма-плотномера совместно с ДГД и СТД позволяет изучить отдачу и производительность отдельных интервалов и характер отдачи. Оценка характера отдачи необходима при исследовании скважины с высокой обводненностью продукции. При благоприятных геологических условиях (наличие глинистого раздела) обводненный пласт может быть изолирован при капитальном ремонте и тем самым снижается процент обводненности продукции в данной скважине.

При использовании материалов потокометрии необходимо четко представлять, что они не всегда достаточно полно отражают работу пластов. Это связано с тем, что, строго говоря, все разновидности механической и термокондуктивной потокометрии фиксируют работу фильтра (перфорационных отверстий), а не самого пласта.

Этими методами наиболее уверенно выделяются работающие и неработающие пласты многопластового объекта, отделенные друг от друга непроницаемыми разделами при непременном условии надежной их изоляции друг от друга в заколонном пространстве. Только в этих условиях можно отождествлять работу фильтра и пластов.

При некачественном цементировании и наличии заколонной циркуляции работа пластов не соответствует работе фильтра и данные потокометрии могут привести к ошибочным заключениям.

Перед проведением измерений при помощи глубинных дистанционных приборов необходимо тщательно ознакомиться со всеми геолого-промысловыми материалами по эксплуатационному журналу. Скважина должна быть подготовлена согласно правилам техники безопасности. Глубину спуска в скважину измеряют одним из следующих способов: по механическому счетчику глубины; по магнитным меткам; визуально по контрольным меткам, с привязкой по диаграммам гамма-каротажа или локатора муфт.

Термометрия. В комплексе с ДГД, СТД и гамма-плотномером проводится также термометрия.

Использование этого метода предусматривает снятие температурных кривых в продуктивной части разреза, что позволяет выделить работающие и неработающие пласты. Особенно он результативен в нагнетательных скважинах.

Термические исследования скважин – одно из важнейших средств изучения гидродинамического состояния продуктивных пластов.

При решении специальных задач, например, при выявлении интервала обводнения в перфорированном нефтяном пласте, хорошие результаты могут быть получены с помощью потенциал-термометра, дающего информацию как об относительных перепадах температуры, так и об изменении величины абсолютной температуры при условии, что чувствительность таких термометров будет достаточно высокой.

Физико-химические методы выявления работающих пластов. Выявление работающих пластов с помощью физико-химических методов основано на различных химических составах нефти и пластовой воды даже в близко расположенных пластах.

Нефть, являясь смесью углеводородов различного состава, обладает различными физическими свойствами. Химический состав нефти, ее вязкость оказывают значительное влияние на коэффициент светопоглощения К_сп. Величина К_сп значительно изменяется не только по различным пластам, но и в пределах одного пласта она может изменяться в 2,5-5 раз в зависимости от положения скважины на структуре и от расстояния до контакта нефть-вода.

Для массовых определений К_сп пробы нефти отбирают из пробоотборных краников манифольда скважин в чистый стаканчик в объеме 10-15 см. Пробирку с нефтью плотно закрывают и заворачивают в плотную бумагу. В лаборатории К_сп определяют не более чем через 7 сут после отбора из-за возможного испарения легких фракций и частичного окисления нефти. Определение К_сп нефти проводят на фотоэлектроколориметрах типа ФЭК.

Для определения наличия притока нефти из того или иного пласта многопластового месторождения и его относительной величины необходимо знать эталонную величину К_сп для каждого пласта.

Величины притоков

где К^’_сп, К"_сп, К_cn – коэффициенты светопоглощения нефти соответственно из первого, второго пластов и добываемой смеси; q₁,q₂ – отношения дебитов первого и второго пластов к дебиту скважины; Q₁, Q₂, Q–абсолютные дебиты первого, второго пластов и скважины.

Определение гидродинамической связи между пластами. Для определения гидродинамической связи между пластами используют следующие методы.

1. Методы, основанные на анализе добываемой нефти и воды из скважины, учитывающие различия их свойств по отдельным пластам. При наличии гидродинамической связи между пластами из исследуемой скважины добывают смесь флюидов, насыщающих различные пласты, и их свойства отличаются от свойств эталонных проб. При этом может использоваться эффект изменения К_сп смеси по сравнению с эталонными образцами по пласту, эффект изменения в смеси нефтей концентрации редких элементов – кобальта или ванадия, определяемой нейтронно-активационным, рентгено-радиометрическим, атомно-абсорбционным способами.

2. Методы, основанные на закачке в один из пластов (наличие гидродинамической связи между которыми не выяснено) радиоактивных изотопов или жидкостей с добавкой индикаторов с последующим анализом проб нефти или воды из контрольной скважины.

3. Применение собственно гидродинамических методов. Можно использовать метод гидропрослушивания, при котором, изменяя режим работы скважин на одном из пластов, улавливают импульс от этого изменения в наблюдательных скважинах другого пласта.