Индикаторные методы с закачкой различных трассеров

Индикаторные методы основаны на том, что в породы-коллектора через скважину вводят флюид или иной наполнитель, который обладает аномальными свойствами относительно окружающей среды. Эти методы можно разделить:

- радиоактивных изотопов

- нейтронных методов меченного вещества.

- Индикаторные методы различного типа.

Задачи, решаемые индикаторными методами:

- выявление затрубной циркуляции, поглощающих (отдающих) пластов, нарушений герметичности колоннэ

- определение профиля приемистости и работающих толщин, получение исходных данных и контроль результатолв интенсификации промытой зоны (ГРП, кислотная или термическая обработка).

- Выявление обводненных интервалов, ВНК, остаточной нефтегазонасыщенности в промытой зоне.

- Выявление гидродинамической связи между отдельными пластами по площади.

- Определение скорости и направления фильтрации закачиваемого раствора.

Метод радиоактивных изотопов

Для обнаружения радиоактивного изотопа проводят регистрацию кривых ГК. Выбор изотопа определяется физико-химическими свойствами этих изотопов. Для ввода изотопов используются глубинные инжекторы. Для работы выбираются короткоживущие изотопы, которые не адсорбируются породой. Перед закачкой в скважине обязательно делается фоновый замер ГК. Наиболее широко опробован тритий, изотоп иод-131.

Нейтронные методы меченного вещества

Основаны на закачке в пласт вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов. В качестве вещества используются соединения таких элементов, как хлор, бор, кадмий, родон.

Индикаторы радикального типа

Применяются в виде индикаторов соединения из класса азотистых (мочевина, аммиачная селитра), сттабильные нитроксильные радикалы. Широко опробованы в Татарии, Башкирии на 15 месторождениях.

Индикаторы радикального типа- стабильные нитроксильные радикалы (амины, органические и неорганические соли аминов), хорошо растворяются в пластовой и нагнетаемой воде (амины), не имеют аналогов в природе, биологически неактивны (экологически чисты), химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях, позволяют создать гамму индикаторов со сходными физико-химическими свойствами и единым методом регистрации.

В качестве индикаторов радикального типа используются триацетонамин, бензоат триацетонамина и т.д. Эта технология может применяться на любых месторождениях, ограничение по температуре – не более 70 ⁰С.

 

IX. ПЕРФОРАЦИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ТОРПЕДИРОВАНИЕ. ОТБОР ПРОБ

ПЕРФОРАЦИЯ И ТОРПЕДИРОВАНИЕ

Перфорацию обсадных колонн применяют для вскрытия пластов в скважинах и производят с помощью специальной стреляющей аппаратуры — перфораторов. Различают пулевые, торпедные и кумулятивные перфораторы

Пулевые перфораторы залпового действия типа ППЗ собраны из свинчивающихся секций.. Каждая секция имеет три пороховых каморы, в которые ввинчены стволы. Перфораторы заряжены прессованными зарядами пороха. Герметизация зарядов осуще­ствлена с помощью стальной и паронитовых прокладок, сдавленных ввинчи­вающимся стволом. Кроме того, снаружи ствольное отверстие закрыто резино­вой пробкой. Заряд пороха воспламеняется от специальной зажигательной го­ловки с вложенным в нее пиротехническим патроном. Пороховые газы через 2-мм запальный канал, соединяющий все каморы, воспламеняют заряды пер­форатора.

При перфорации мощных пластов можно делать сборки из 10—15 секций ' для перфораторов ППЗ-98, из 25—30 секций для ППЗ-80, из 15—20 секций для ППЗ-65 и из 15—20 секций для ППЗ-55.

В перфораторах типа АПХ отсутствуют съемные стволы. Пулю вста­вляют в отверстие, выточенное непосредственно в корпусе секции и для до­стижения герметизации закрытое снаружи резиновой пробкой. Снаряжен перфоратор прессованными зарядами нитроглицеринового пороха.

Пулемет-перфоратор типа ПП собран из трех отдельных секций, сваренных между собой. Каждая секция изготовлена из высококаче­ственной хромоникелевой стали, обработанной термически. В корпусе сек­ций выточено по 3—4 пороховых каморы и отверстия для стволов. Порохо­вые каморы сообщаются запальным каналом. В ствольные отверстия секций ввинчены стволы. Пулю вставляют внутрь каждого ствола. Обычно порохо­вые каморы заряжены рассыпным бездымным нитроглицериновым порохом НБП или 14—10. Воспламенение пороховых зарядов производится от мостика накаливания, расположенного в верхней пороховой каморе. Запальный ток пропускают по одной из жил кабеля с поверхности.

Селективные стреляющие перфораторы типа ССП собраны из секций-блоков, в каждой из которых выточено 10 ствольных отверстий. Электрический запал (мостик накаливания) расположен в каждой пороховой каморе перфоратора. Запальные проводники с помощью специаль­ного селективного переключателя попеременно подсоединяют к жиле кабеля, по которой течет электрический ток. Селективное устройство обеспечивает перфорацию колонны с любой заданной густотой отверстий. За один спуск перфоратором типа ССП можно прострелять от 1 до 30 отверстий.

Торпедный перфоратор ТПК применяют для перфорации обсадной колонны и одновременного разрушения призабойной части пласта с целью улучшения условий притока жидкости к скважине

Применение торпедных перфораторов особенно целесообразно при вскры­тии пластов, представленных плотными породами с плохими коллекторскими свойствами.

В беспулевых, или кумулятивных, перфорато­рах заряд взрывчатого вещества имеет выемку чаще всего конической формы, облицованную металлом. При взрыве снаряда взрывная волна благо­даря конической выемке фокусируется в струю. Струя состоит из мельчай­ших частиц металла, образовавшихся за счет расплавившейся металлической облицовки, и раскаленных газов; она движется со скоростью 10 000 м/сек. При встрече такой струи с преградой развивается давление до 300 000 кГ/см², которому не могут противостоять даже наиболее прочные материалы.

Кумулятивный перфоратор ПК-10З представляет собой стальную толстостенную трубу с установленными в ней на концах герметизи­рующими головками. В трубе имеется от 10 до 20 гнезд, против которых в обойме установлены кумулятивные заряды. Корпус ПК-103 выдерживает в среднем до 25 залпов. Детонация кумулятивных зарядов осуществляется при помощи взрывного патрона, соединенного с зарядами детонирующим шнуром.

Кумулятивный перфоратор ленточного типа (ПКС) состоит из: стандартной кабельной головки, запальной головки, каркаса в виде стальной ленты, кумулятивных зарядов в стеклянных герме­тических корпусах, вставленных в ленту, и груза-наконечника. Инициирование взрыва зарядов производят детонирующим шнуром с водо­непроницаемым покрытием. При взрыве заряда ВВ стеклянные оболочки рассыпаются, а стальная лента-каркас вместе с грузом-наконечником извле­кается на поверхность. Число кумулятивных зарядов, монтируемых на ленте, может быть очень большим и ограничивается лишь механической прочностью стальной ленты. Известны, например, случаи успешного применения ленточ­ных перфораторов, содержащих до 600 зарядов.

Малогабаритный кумулятивный перфоратор с вращающимися зарядами типа ПКР-55 предназначен для перфорации обсад­ных колонн большого диаметра через насосно-компрессорные трубы при повторной перфорации действующих скважин. Кумулятивные заряды спу­скают в скважину через компрессорные трубы. Для уменьшения проходного сечения заряды прижаты к корпусу вдоль длинной его оси. После выхода из компрессорных труб заряд при помощи специального устройства устана­вливается в боевое положение, поворачивается на 90° вокруг оси крепления. Применение поворачивающего устройства позволяет, сохраняя небольшой наружный диаметр перфоратора, значительно усилить заряд ВВ, уменьшив толщину слоя жидкости между зарядом ВВ и колонной.

В перфораторах типа КПР кумулятивные заряды заключены в индиви­дуальные алюминиевые, чугунные или пластмассовые оболочки и крепятся на алюминиевом каркасе. Инициирование зарядов производят с помощью взрывного патрона и детонирующего шнура. После взрыва из скважины обычно извлекают только кабель с прикрепленной к нему стальной го­ловкой.

Торпедирование скважин производят посредством взрыва в них специальных зарядов ВВ (торпед). Торпедирование скважин приме­няется с целью: а) обрезания или отвинчивания бурильных труб при прихвате инструмента; б) вскрытия продуктивного горизонта; в) разрушения забоя скважины для улучшения условий притока жидкости; г) разрушения упущенных или оставленных в скважине металлических предметов с целью облегчения дальнейшей проходки скважины.

Торпедирование скважин при ликвидации при­хватов может быть произведено с целью отвинчивания либо обрыва прихваченных труб.

В первом случае после приложения к колонне свинчивающего усилия и натяжения, разгружающего соединительную муфту от давления верхних труб, против отвинчиваемой трубы производят взрыв заряда из детониру­ющего шнура. При взрыве за счет удара в муфте, находящейся против заряда, происходит кратковременное, но сильное ослабление резьбового соединения. Под действием свинчивающего момента верхняя часть колонны слегка поворачивается, позволяя в дальнейшем отвернуть резьбовое соединение точно в этом месте. Заряд торпеды состоит из одного или нескольких детонирующих шнуров в водонепроницаемой оболочке (ДШ-В), смонти­рованных вдоль стального троса. К нижнему концу троса присоединен груз; к верхнему — специальная головка, позволяющая возбуждать взрыв детонирующего шнура. Выбор заряда ТДШ определяют по диаметру труб и гидроста­тическому давлению в месте взрыва.

Для обрыва труб применяют также негер­метичные торпеды с легкими алюминиевыми оболочками марки ТШ, снаряженные шашками из флегматизированного гексогена. тбор образцов (грунтов) из стенок скважины производят обычно в не­большом объеме для уточнения интерпретации геофизических материалов. Наиболее широко для этой цели применяют стреляющие (боковые) грунто­носы (рис. 81).

Грунтонос состоит из отдельных камер, смонтированных одна над дру­гой на стальной стремянке. К стремянке гайками прикреплена дужка, за которую грунтонос спускают в сква­жину на трехжильном кабеле. Камера грунтоноса (см. рис. 81) состоит из стального корпуса с пороховой камо­рой и гнездом для ствола. В корпус ввинчен ствол, служащий для напра­вления полета бойка и для гермети­зации порохового заряда. При вы­стреле давление пороховых газов вы­брасывает боек, и он, ударяясь о стенку скважины, врезается в по­роду. Порода заполняет внутреннюю полость бойка. При подъеме грунто­носа боек извлекают из стенок сква­жины тросиком, которым он привя­зан к корпусу грунтоноса.

Существует несколько конструк­ций грунтоносов. Наиболее широко применяется бакинский грунтонос марки ГРС-2. Керн, отбираемый этим грунтоносом, имеет диаметр 18 мм и длину до 62 мм.

В последнее время в промышлен­ности начинает применяться сверля­щий грунтонос, позволяющий меха­ническим путем извлекать (высверли­вать) образцы из стенок скважины. С помощью сверлящего грунтоноса СГ-150, имеющего диаметр 150 мм и Длину 3500 мм, за один спуск извле­кают 10 образцов диаметром 22 мм и длиной 45—50 мм. Бур приводят во вращение электродвигателем с рабочим напряжением 380 в. В рабочем положении грунтонос плотно прижимается к стенке скважины с помощью двух гидравлических распоров, которые после выполнения операции возвращаются в первоначальное положение. Образцы, полученные с помощью сверлящего грунтоноса, имеют ненару­шенную структуру и могут быть использованы для лабораторного изучения коллекторских свойств пород.

 

X. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин производят по заказам геологических служб контор бурения и промыслов. Рациональный комплекс этих исследований для каждого района по пред­ставлению геофизического предприятия утверждает соответствующая геологическая служба.

Результаты геофизических исследований представляются заказчику в виде диаграмм электрометрии, микрозондирования, радиометрии, кавернометрии и т. п.; результаты измерений кривизны скважины — в виде таблиц инклинограмм.

При определении высоты подъема цемента, мест притока или поглощения жидкости, мест затрубной циркуляции, положения ВНК, а также при кон­троле гидравлического разрыва и солянокислотной обработки и при опреде­лении температуры в скважине геологической службе представляются ком­плект диаграмм, или наиболее характерные диаграммы, и объяснительная записка. Результаты бокового электрического зондирования выдаются в виде комплекта диаграмм и письменного заключения. После интерпретации гео­физических материалов по каждой скважине представляется письменное заключение, содержащее: сведения о коллекторах, выделенных в разрезах скважин; оценку их нефтегазоносности; рекомендации по отбору грунтов грунтоносами и рекомендации по опробованию пластов. Заключение по боковому электрическому зондированию дается вместе с общим заключением.

Качество геофизических измерений определяют по величине расхождения полученных данных, по сравнению с данными, полученными при повторных измерениях с другой аппаратурой или при повторных выездах. Данные наблюдений можно сопоставлять при сохранении условий измерений и изме­ряемых величин. Половина величины расхождений принимается за погреш­ность измерений.

Допустимы следующие значения погрешностей **:

а) при измерениях кажущихся сопротивлений — менее 5% от измеряе­мой величины; при этом максимальное смещение нулевой линии кривой или ее отдельных участков не должно быть более 1 мм, а смещение по глубине между отдельными кривыми электрических методов не должно превышать 1 мм в масштабе диаграмм;

б) при записи кривой СП — менее 5% от максимальной амплитуды СП; при этом смещение условной нулевой линии кривой СП за счет поляризации электродов не должно превышать 10 мв на 100 м разреза скважины;

в) при проведении радиоактивных исследований — менее 5% от изме­ряемой величины и менее 3% от максимальной амплитуды отклонения кри­вой; максимальное смещение нулевой линии или отдельных ее участков не должно быть больше 2 мм,

г) при измерениях диаметра скважины — менее 1,5 см;

д) при измерениях угла и азимута искривления скважин — меньше погрешностей, указанных в табл. 15:

е) при определении абсолютного значения температур по термограм­мам — менее 0,5° С и относительного значения температур — менее 0,1° С; при определениях по термограммам ОЦК погрешности удваиваются.

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М., Недра, 1981г.

2. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982 г.

3. Померанц Л.И. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1981 г.

4. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин. М., 1963 г.

5. Заворотько Ю.М. Геофизические методы исследования скважин. М., Недра, 1983г.

6. Добрынин В.М. Интерпретация результатов геофизических иследований нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1988 г.

7. Латышова М.Г., Вендельштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М., Недра, 1990 г.

8. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М., 1999 г.

9. Методические указания. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39.0-109-01. М., 2002 г.

10. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М., Недра, 1990 г.

11. Хуснуллин М.Х.Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.,недра.,1989г.

12. Коноплев Ю.В., Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М.,Недра., 1986 г.

13. Отчет: Проект корпоративного регламента проведения контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений геофизическими методами. Отв. Испол. Серков М.Х., Кошляк В.А. М., 2002 г.

14. Научно-технический вестник «Каротажник». Тверь., 2000- 2003 г.

15. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. М., 2001 г.

 

ТЕРМИНЫ, УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

ВНК- водонефтяной контакт

ГВК- газоводяной контакт

ГИС- геофизические исследования скважин

НКТ- насосно-компрессорные трубы

ПЖ- промывочная жидкость

РВО – промывочная жидкость (буровой раствор) на водной основе

РНО – то же на нефтяной основе

УВ - углеводороды

СП (ПС) – метод потенциалов собственной поляризации

МЗ – метод микрозондов (микрозондирование)

БК- боковой метод (боковой каротаж)

БЭЗ (БКЗ) – метод бокового электрического зондирования (метод бокового каротажного зондирования)

ИК – индукционный метод (индукционный каротаж)

ВИКИЗ – высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование

КС- метод кажущегося сопротивления

ГГМ (ГГК) – гамма-гамма-метод (гамма-гамма-каротаж)

ИННК – импульсный нейтрон-нейтронный каротаж

НГМ (НГК) – нейтронный гамма-метод (нейтронный гамма-каротаж)

ЛМ- локация муфт

ИС- инклинометрия пластов

ТС- термометрия скважин

ОГ- отбор образцов в скважинах сверлящим или стреляющим грунтоносом

ОПК- опробование пластов приборами на кабеле

АК – акустический метод (акустический каротаж)

АКЦ – акустический каротаж цементирования

САТ – скважинный акустический телевизор

ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства

ГХИ – геохимические исследования

КИН – коэффициент извлечения нефти

ПЗП – призабойная зона пласта

Апс –относительная амплитуда потенциалов ПС против интерпретируемого пласта.

Кн – коэффициент нефтенасыщенности определяется: 1). Измеряется отношением объема открытых пор горных пород, занятых нефтью в пластовых условиях, к общему объему этих пор.

Предполагается, что весь поровый объем пород заполнен лишь нефтью и водой, поэтому справедливо соотношение Кн=1- Кв, где Кн и Кв нефте- и водонасыщенность исследуемого образца.

Профилем притока или приемистости жидкости называют зависимость ее количества Q, поступающего из единицы мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины Н ее залегания.

hk

Q= ∫ ^ghdH, где hn и hk - глубины залегания соответственно подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скважины.

Коэффициент охвата определяется как отношение суммарной работающей мощности участков пласта ∑h раб к их суммарной эффективной мощности ∑h эф.

K охв. =∑h раб/∑h эф