Исследование скважин и пластов

Исследование скважин

Контроль за разработкой продуктивных пластов на месторождении осуществляется гидродинамическими, геофизическими и промыслово-химическими методами.

Гидродинамические исследования включают комплекс работ по контролю энергетического состояния пласта, за изменением гидродинамических параметров в пластовых условиях и технологических параметров работы скважин.

Исследования энергетического состояния пласта осуществляются путем проведения замера пластового давления, статического и динамического уровней и составления карты изобар на конец каждого квартала.

Контроль за изменением продуктивности (приемистости) скважин проводится исследованием методом неустановившихся отборов (закачек) во всех категориях работающего фонда.

Режим работы добывающих и нагнетательных скважин контролируется снятием замеров дебитов (приемистости), буферных и затрубных давлений и отбором проб добываемой продукции на водосодержание, проводится химический анализ попутно добываемой и закачиваемой воды.

Методами промысловой геофизики в процессе разработки месторождения решались следующие задачи:

а) определение профиля притока в безводных скважинах;

б) выявление источника обводнения и профиля отдачи в обводненных скважинах;

в) определение профиля поглощения в нагнетательных скважинах;

г) исследования по контролю текущего положения ВНК, а также оценка нефтенасыщенности пласта;

д) определение технического состояния обсадных колонн, контроль положения забоя и интервала перфорации при проведении капитального ремонта скважин.

В достаточном количестве проводились физико-химические анализы на определение попутно добываемой воды, что позволило более точно определить состав и тип добываемой воды.

Основные причины невыполнения и некачественного выполнения промыслово-геофизических работ:

- Негерметичность запорной арматуры.

- Загрязнение интервалов перфорации.

- Непроход приборов в НКТ.

- Отсутствие компрессоров СД-9-1, ППУ.

- Недостаточное количество геофизических партий.

- Профиль приемистости не строится, если приемистость менее 100м3.

- Засорения зумпфа скважины.

- Нарушение режимов измерений.

- Отказ геофизической аппаратуры.

Распределение промыслово-геофизических исследований по объектам эксплуатации выявило прямую зависимость между основными объектами разработки и количеством исследований.

Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. На Тарасовском месторождении диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии.

Термометрия

Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте–газо- водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте- водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Р_пл и Р_нас; определение Т_заб и Т_пл; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.

Особенности термометрии

Основным параметром, который измеряется и несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура – это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и т.п. приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина-пласт в этом отношении является очень чувствительной системой, т.к. на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Принятая на предприятии технология освоения связана с применением компрессора. При вызове притока флюида компрессором создаются переменные давления в скважине. Здесь можно выделить режим, связанный с репрессией, а затем, после прорыва воздуха, режим с депрессией на пласт, т.е. сочетание режимов нагнетания и отбора. Для освоения в скважину предварительно спускают НКТ, через которые можно проводить исследования. Необходимость решения задач в интервалах, перекрытых НКТ, возникает в нагнетательных скважинах и в скважинах с ЭЦН.

Изменение давления в системе можно наблюдать не только при освоении, но и в длительное время работающих скважинах. Отличия могут быть в скоростях (темпах) изменения давления, что необходимо учитывать. В действующих скважинах изменение давления и системы в целом наблюдается при кратковременной их остановке, а затем при пуске. При стравливании избыточного давления (разрядке) в межтрубном пространстве перед исследованием насосных скважин происходит относительно быстрое изменение давления в системе.

Освоение характеризуется кратковременным пуском скважины. Как правило, скважина перед освоением промывается, и чаще всего, пресной или опресненной водой. В таких условиях, если из осваиваемого пласта поступает более минерализованная вода, в зумпфе скважин существуют условия для возникновения гравитационной конвекции. Кроме того, промывка, в зависимости от ее длительности, сама нарушает тепловое поле в скважине.

Различие пластовых давлений при одновременно вскрытых нескольких объектах, высокая обводненность скважин при низких дебитах- это условия, которые также необходимо учитывать при температурной диагностике, поскольку они могут отражаться на тепловом поле скважины.

Еще одна особенность, которую надо учитывать при термических исследованиях, связана с инерционностью термометра. В случае высоковязкой нефти, грязи на стенках скважины, наличии осадка в зумпфе инерционность прибора может меняться существенно, что, в свою очередь, сильно искажает температурную картину. С другой стороны инерционность определяет скорость регистрации. В любом случае она ограничена. При быстроменяющихся переходных процессах в скважине конечная скорость регистрации температуры так же может приводить к искажению регистрируемых термограмм.

Расходометрия

Объем закачиваемой в скважину воды и места ухода ее из колонны фиксируется глубинными гидродинамическими расходомерами.

Чувствительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка, установленная в измерительном канале на подпятниках. Поскольку турбинка обладает собственной массой, то она начинает вращаться при некоторой скорости потока, обеспечивающей усилие на турбинку, превышающее силу трения на опоры подпятников. Минимальный расход при котором начинается вращение турбинки, называется порог чувствительности расходомер.

Гидродинамические расходомеры бывают пакерными и беспакерными. Пакер служит для перекрытия скважины и направления потока жидкости через измерительный канал, сечение которого меньше сечения скважины, при этом скорость потока в канала увеличивается и усилие на турбинку возрастает. Поэтому порог чувствительности в пакерных расходомерах ниже, чем у беспакерных.

В скважине можно наблюдать два вида потока: ламинарный и турбулентный (вихревой). Вид потока определяется числом Рейнольдса, которое прямо пропорционально диаметру колонны и вязкости жидкости движущейся в скважине. При ламинарном движении скорости потока в центре и около стенки различаются, поэтому расходомеры оснащаются центраторами. Искажения, вызванные вихревым движением, наиболее сильно проявляются в интервалах приемистости. Протяженность зоны интенсивного вихревого движения флюида зависит от скорости течения потока, состава флюида, состояния поверхности колонны и сечения потока. Степень действия вязкости на показания механических расходомеров зависит от скорости течения жидкости. При турбулентном движении оно минимально.

Расходомеры

Марка прибора РГД-4 РГД-5

Пределы измерения,

м³/ч 6-100 1,5-100

погрешность измерения, % 5 5

максимальное давление, мПа 60 60

габариты давления, мм 42 80

длина, мм 900 1060

 

Построение профиля приемистости

Oсновным исходным источником информации о распределении потока в скважине является профиль приемистости – кривая зависимости ухода жидкости в интервалах перфорации по глубине.

При определении поинтервальной приемистости жидкости в интервалы перфорации, строят интегральный и дифференциальный профиль.

Интегральный профиль представляет собой зависимость показаний расходомера (имп./мин) от глубины. Он строится по дискретным значениям или регистрируется в режиме непрерывной протяжки.

При построении интегрального профиля приемистости масштаб выбирается таким, чтобы диаграмма была наглядной. Значения точек на графике соединяют прямыми линиями от подошвы к кровле интервала приемистости. При построении профиля выбираются только те значения, которые имеют положительное или равное 0 приращение показаний относительно предыдущей точки. Из нескольких измерений на одной точке за истинные принимают, из интерпретации исключаются. Им обычно соответствуют дефекты обсадной колонны, цементного кольца или наличие механических примесей в скважине.

Дифференциальный профиль характеризуется распределением приемистости по отдельным интервалам в процентах от общего расхода, представляется в виде ступенчатой кривой - гистограммы, получаемой путем дифференцирования интегрального профиля.

Гамма-каротаж

Для привязки результатов исследований к разрезу скважины применяется гамма-каротаж, который основан на измерении естественного излучения горных пород. Во всех горных породах хотя бы в небольших количествах присутствуют радиоактивные изотопы. Их содержание в горных породах различно, поэтому, регистрируя радиоактивное излучение в скважине, можно различить горные породы. Возникающие при радиоактивном распаде альфа - и бета- лучи имеют малый пробег в веществе, обычно полностью поглощаются промывочной жидкостью и корпусом скважинного прибора, детектора достигают лишь гамма- лучи, которые и регистрируются.

Естественная радиоактивность горных пород обусловлена элементами урано- радиевого, ториевого и актиниевого рядов и радиоактивными продуктами распада, а также радиоактивным изотопом К40. Наибольшей радиоактивностью среди магматических пород обладают кислые породы, наименьшей ультраурановый. Большинство породообразующих минералов осадочных пород обладает низкой радиоактивностью. Большие значения радиоактивности в осадочных породах, обусловлены присутствием глинистых материалов. Радиоактивность большинства коллекторов нефти и газа, представленных песчаниками и карбонатами, сильно зависят от коэффициента глинистости - Кгл. Поэтому для оценки коллекторских свойств вводят поправку за глинистость.