- •Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений
- •Содержание
- •Предисловие
- •1. Основные понятия о нефтегазовых месторождений
- •2. Методические и технические особенности применения гис при контроле
- •3. Цели и задачи контроля
- •4. Исследование процесса вытеснения нефти в пласте
- •5. Изучение эксплуатационных характеристик пласта
- •6. Изучение технического состояния скважин
- •7. Исследование скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования
- •8. Условия проведения промыслово-геофизических работ при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений
- •9. Современные представления о расположении углеводородов по высоте залежи
- •10. Вытеснение нефти водой и газом
- •11. Типовые комплексы промыслово-геофизических методов при контроле за разработкой
- •12. Изменения петрофизических характеристик горных пород в процессе эксплуатации (разработки) залежей углеводородов
- •13. Изменение физических свойств. Удельное электрическое сопротивление
- •14. Изменение физических свойств. Диэлектрическая проницаемость
- •15. Изменение физических свойств. Естественная электрохимическая активность
- •16. Изменение физических свойств. Вызванная электрохимическая активность
- •17. Изменение физических свойств. Естественная гамма-активность
- •18. Изменение физических свойств. Нейтронные характеристики
- •19. Изменение физических свойств. Акустические характеристики
- •20. Изменение физических свойств. Термические характеристики
- •21. Методы меченого вещества
- •22. Метод радиоактивных изотопов
- •23. Нейтронный метод меченого вещества
- •24. Механическая дебитометрия
- •25. Термокондуктивная расходометрия
- •26. Особенности интерпретации термокондуктивной расходометрии
- •27. Исследование состава смеси в стволе скважины с помощью резистивиметрии
- •28. Определение состава смеси с помощью гамма ‑ плотностеметрии
- •29. Кислородный нейтронный гамма-метод в комплексе работ по контролю (кангм)
- •30. Влагометрия при контроле за разработкой
- •31. Термометрия при контроле за разработкой
- •1 ‑ Контрольный замер температуры; 2, 3 ‑ замер температуры после закачки соответственно 18 и 36 м3 (а), 8 и 18 м3 (б) воды
- •32. Определение пластового давления
- •33. Определение первоначального положения водонефтяного контакта
- •На кривой семиэлектродного зонда внк соответствует точке, расположенной на расстоянии размера l0 зонда ниже точки среднего значения
- •34. Определение первоначального положения газоводного контакта
- •35. Определение первоначального положения газонефтяного контакта
- •6 ‑ Первоначальные положения гнк и внк, 7 ‑ текущие положения гнк и внк
- •36. Контроль за перемещением внк
- •37. Контроль перемещения гнк и гвк
- •38. Контроль перемещения газовой шапки и перемещения нефтяной оторочки при эксплуатации нефтегазовых месторождений
- •39. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных скважинах
- •40. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных неперфорированных скважинах
- •1 ‑ Интервал перфорации, 2 ‑ интервал затрубной циркуляции.
- •41. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах
- •42. Определение параметров выработки пластов
- •43. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в необсаженных скважинах
- •44. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах
- •45. Определение коэффициента текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений
- •46. Оценка коэффициента текущей и конечной нефтеотдачи по комплексу геофизических параметров
- •47. Оценка коэффициента текущей и конечной газоотдачи пластов по комплексу геофизических параметров
- •48. Особенности разработки, регулирования и контроля за эксплуатацией нефтегазовых залежей
- •49. Выделение интервалов притока пласта
- •II ‑ влагограмма
- •50. Определение продуктивности (приемистости) пласта
- •51. Определение работающей мощности пласта
- •1 ‑ Глина, 2 ‑ песчаник нефтеносный, 3 ‑ интервал перфорации,
- •4 ‑ Работающие мощности
- •52. Изучение технического состояния скважин. Общие положения
- •53. Оценка качества цементирования колонн по термометрии
- •54. Оценка качества цементирования колонн по методу радиоактивных изотопов
- •55. Оценка качества цементирования по гамма-гамма методу
- •56. Оценка качества цементирования по акустике
- •57. Выявление дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб
- •58. Выявление негерметичности обсадных колонн
- •I ‑ геотерма; II ‑ замер после снижения уровня жидкости в стволе скважины на 200 м;
- •1 ‑ Глина, 2 ‑ алевролит, 3 ‑ песчаник, 4 ‑ место притока воды
- •I ‑ прямой зонд 50 см, II ‑ обращенный зонд 25 см; 1 ‑ цемент в затрубном пространстве, 2 ‑ приток нефти, 3 ‑ приток воды, 4 ‑ песчаник водоносный,
- •5 ‑ Глина, 6 ‑ алевролит, 7 ‑ песчаник нефтеносный, 8 ‑известняк
- •59. Выявление интервалов затрубной циркуляции флюидов
- •2 ‑ Направление движения флюида, 3 ‑ термограмма, 4 ‑ геотерма,
- •5 ‑ Линия, параллельная оси глубин
- •60. Выявление уровня жидкости, интервалов солевых и парафиновых отложений
- •61. Методы интенсификации притоков нефти
- •62. Интенсификация притока и приемистости пласта с помощью соляно-кислотной обработки
- •63. Интенсификация притока с помощью тепловых методов
- •64. Интенсификация притока с помощью внутрипластового горения
- •65. Контроль гидравлического разрыва пласта
- •66. Контроль за барохимическим воздействием на пласт
- •5 ‑ Интервал перфорации
- •67. Метод акустического и комбинированного воздействия на пласт
- •68. Электрообработка нефтяных скважин мощными импульсными источниками тока с целью повышения нефтеотдачи
- •69. Горизонтальные скважины
- •70. Задачи, решаемые геофизическими методами в горизонтальных скважинах
- •71. Геофизические исследования при строительстве гс и ргс
- •72. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе бурения
- •73. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения
- •74. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их освоения
- •75. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их испытания
- •76. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их эксплуатации
- •Методические рекомендации для преподавателя
- •Методические указания для студентов
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Дополнительный
22. Метод радиоактивных изотопов
Сущность метода состоит в том, что в скважину доставляют радиоактивные изотопы, а затем измеряют созданную таким образом искусственную радиоактивность пород в разрезе скважин. Сравнивая кривые гамма-метода до и после введения изотопа в скважину, решают те или иные геологические и технические задачи.
В качестве радиоактивных изотопов используют элементы, дающие жесткое гамма-излучение, характеризующиеся относительно небольшими периодами полураспада и обладающие необходимыми адсорбционными свойствами. Применение короткоживущих радиоактивных изотопов диктуется соображениями техники безопасности и необходимостью быстрейшего восстановления в скважине естественного гамма-поля.
Чаще всего используют следующие радиоактивные изотопы: 59Fe (Т1/2 = 45 дн), 95Zr (Т1/2 = 65 дн), 131Y (Т1/2 = 8,1 дн), 65Zn (Т1/2 = 243,5 дн).
Необходимое количество исходного изотопа рассчитывают по формуле
Vи = Vp ap I aи,
где Vp и ap – соответственно количество и удельная активность активированной промывочной жидкости; aи – удельная активность изотопа.
Удельная активность растворов изменяется в пределах (0,74-12,6)·1010 расп./(с/м3) в зависимости от применяемого изотопа и технического состояния скважины (закрепленная или незакрепленная).
Работы с мечеными веществами проводят обычно в следующей последовательности:
исследование разреза скважины геофизическим методом (фоновый замер);
ввод меченого вещества в скважину с помощью инжекторов (прибор) или путем закачки активного раствора через насосно-компрессорные трубы;
продавливание раствора в пласт или выжидание проникновения раствора в пласт;
обратная промывка ствола скважины для удаления остатков меченого вещества; повторные замеры геофизическим методом;
сопоставление двух замеров с целью выявления интервалов существенного изменения показаний.
Измерительная аппаратура и методика проведения замера в методе индикации радиоактивными изотопами не отличаются от применявшихся в гамма-методе.
Выделение коллекторов основано на обнаружении интервалов, поглотивших активный (содержащий меченое вещество) раствор. Наиболее надежно коллекторы выделяются при бурении скважин на активной промывочной жидкости. В этом случае в коллекторах образуется зона проникновения фильтрата такой жидкости, в котором растворено некоторое количество меченого вещества.
Разделение продуктивных, водоносных и обводненных пластов основано на различии фазовой проницаемости воды и нефти. Так, фазовая проницаемость воды в водоносных пластах выше, чем в аналогичных нефтеносных. Вода легче проникает в водоносный или обводненный пласт, а нефть – в нефтеносный пласт. Если закачивать в скважину воду или нефть, содержащие меченые вещества, по показаниям каротажа можно определить пласты, лучше поглощающие данную жидкость, и судить об их продуктивности. Чтобы исключить заметное проникновение в пласты с иной насыщенностью, чем закачиваемая жидкость, давление закачки должно быть небольшим.
Метод индикации радиоактивными изотопами высокоэффективен при излучении разрезов нефтяных и газовых скважин. Он позволяет выделить проницаемые пласты, определять их пористость и разделять по водонефтеносности. Особенно ценен рассматриваемый метод тем, что позволяет выделить в разрезах скважин трещиноватые и кавернозные карбонатные коллекторы, в то время как другие методы промысловой геофизики не дают положительных результатов.
Большой практический интерес представляет метод для изучения направления и скорости движения подземных вод и вод, нагнетаемых в пласт, при разработке нефтяных и газовых месторождений. В пусковую скважину вводят радиоактивный изотоп, а в контрольных скважинах наблюдают за изменением гамма-активности или отбирают пробы жидкости для радиоактивного анализа в лаборатории. По скважинам, в которых обнаружили закачиваемый изотоп, судят о направлении движения подземных или нагнетаемых вод, а по времени обнаружения и расстоянию между скважинами определяют скорость их движения.
Аналогичным способом можно контролировать движение нефти в процессе эксплуатации нефтяного месторождения, используя в качестве индикатора радиоактивный изотоп углерода 14С или трития 3Т.
Метод индикации радиоактивными изотопами используется для изучения технического состояния скважин, контроля гидравлического разрыва пластов, уточнения глубин перфорации колонн. Эффективность метода может быть резко повышена при использовании мощных скважинных генераторов нейтронов, когда появляется возможность безопасного получения радиоактивных изотопов непосредственно в скважине и при внедрении гамма-спектроскопии.
Контрольные вопросы
Какова сущность метода радиоактивных изотопов?
Какая последовательность операций при проведении работ методом радиоактивных изотопов?