1 ‑ Интервал перфорации, 2 ‑ интервал затрубной циркуляции.
По данным ИНГК и плотнограмме видно, что пласт в интервале перфорации нефтеносен, а вода поступает вследствие заколонного движения из обводненной части пласта в основном по цементному кольцу. О последнем свидетельствует тот факт, что на кривой ИНГК четко отмечается ВНК на глубине 1912 м (рис.28, а), т.е. на 2 м ниже интервала перфорации. Эта информация согласуется с данными электрометрии, полученными ранее, до проведения ИНГК и термических исследований. Ниже интервала перфорации термограмма резко отходит от геотермы. Вместе с тем плотнограмма и термодебитограмма СТД свидетельствуют об отсутствии притоков в зумпфе скважины, которые могли бы быть вызваны нарушением колонны или другими причинами. Следовательно, отклонение температуры в зумпфе скважины от геотермической может быть вызвано только заколонным движением жидкости.
Используется также графическое сопоставление показаний двух временных замеров методами НГК и ННК-Т. Для заведомо необводнившихся продуктивных пластов по 20-30 точкам строят график сопоставления показаний НГК или ННК-Т первичного замера с повторным: рассчитывают среднюю линию I и среднее квадратичное отклонение точек от нее Q, затем проводят эту среднюю линию и ниже и выше нее на расстоянии 2Q проводят линии погрешностей. Если точки изучаемого интервала продуктивного пласта располагаются в области между линиями погрешностей то считается что пласт нефтенасыщен, а если точки располагаются выше области ошибок по НГК или ниже ее по ННК-Т, то пласт считается обводненным.
Кроме того, в некоторых случаях дополнительной информацией об обводнении продуктивного пласта может служить наличие радиогеохимического эффекта, охлаждения разрабатываемого пласта закачиваемыми водами.
Также для выделения обводнившихся продуктивных пластов могут быть использованы результаты исследования широкополостным акустическим методом при условии надежного сцепления цементного камня с породой и колонной.
Кроме того, зарегистрирован новый метод выделения обводнившихся продуктивных пластов, основанный на изменении водородосодержания нефтеносного пласта при воздействии на него сильного акустического поля. При воздействии в нефтеносном пласте из нефти выделяется растворенный газ, который образует пузырьки. Содержание водорода в пласте снижается и на кривых нейтронных методов нефтеносный пласт отмечается повышенными показаниями по сравнению с их значениями до акустического воздействия. В обводненном пласте такой эффект не наблюдается.
Контрольные вопросы
Каким образом выделяются обводненные продуктивные пласты в обсаженных неперфорированных скважинах?
Какие существуют методы для определения затрубной циркуляции флюидов?
41. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах
Выделение обводненных пластов (интервалов) в обсаженных перфорированных скважинах – одна из наиболее важных задач при геофизическом контроле за разработкой месторождения, потому что результаты исследований таких пластов являются наиболее массовыми на месторождении и их обобщение дает возможность устанавливать характер и закономерности обводнения продуктивных пластов по площади и осуществлять оперативные решения по регулированию разработки залежей. Трудность выделения продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах определяется тем, что против перфорированных пластов в стволе скважины находится неоднородная по физическим свойствам жидкость, цементный камень может быть нарушен разрушен или осолонен, меняется во времени минерализация вод, обводняющий продуктивный пласт.
Основными методами выделения обводненных пластов в перфорированных работающих скважинах являются методы изучения состава флюидов, высокочувствительная термометрия и расходометрия. Использование методов изучения состава флюидов в стволе скважины основана на исследовании отдающего пласта и жидкости, находящейся против него в стволе скважины, в период их работы как единой гидродинамически связанной системы.
Метод высокочувствительной термометрии позволяет выделять нефтеносные и водоносные пласты в остановленных скважинах за счет формирования температурных аномалий в работающих пластах до остановки скважин. По положительным аномалиям относительно геотермограммы выделяют нефтеносные интервалы, по отрицательным ‑ водоносные.
Обводнение вышележащих пластов может быть установлено путем сравнения измеренной величины ΔТК за счет колометрического эффекта с расчетной ΔТКР , определяемой по формуле
,
где Q, ∆Q – соответственно общий дебит восходящего потока и приток флюида из вышележащего пласта; ∆Т1 – приращение температуры в подошве отдающего пласта действующей скважины относительно геотермы; ∆Т – температурная расчетная аномалия за счет дроссельного эффекта в нефтяном пласте.
Когда ΔТК < ΔТКР, отдающий интервал характеризуется как обводненный. Достоверность интерпретации существенно повышается, если полученные результаты исследований сравнивать с предыдущими.
Дополнительной информацией при установлении интервалов обводнения продуктивных пластов в работающих и остановленных скважинах служит наличие радиогеохимического эффекта. Несмотря на различную природу возникновения ридиогеохимического эффекта (РГЭ), в большинстве случаев наличие аномалии РГЭ связано с обводнением интервалов продуктивного пласта или характеризует его активную выработку и последующее обводнение пласта (интервала).
При низкой минерализации пластовых вод разделять нефтегазоносные и обводненные (водоносные) коллекторы можно по результатам исследования скважин нейтронными методами по различию их водородосодержания.
Использование нейтронных методов для выделения нефтегазоносных пластов и оценки текущего положения ВНК возможно при следующих условиях:
1) минимальное количество (120 м3/м3) растворенного газа в пласте при пористости 20% и нефтенасыщенности 80 %;
2) создаваемая депрессия давления на пласт должна обеспечивать в поровом пространстве переход растворенного газа в свободное состояние.
Против обводненных и неработающих нефтеносных пластов показания нейтронных методов изменяются в пределах погрешности измерения. Если работает обводненный пропласток, выделенный как отдающий по диаграммам термометрии, расходометрии и др. методам, против него не будут наблюдаться изменения показаний нейтронных методов при разнорежимных измерениях.
Эффективность использования нейтронных методов для разделения нефтегазовых и водоносных (обводненных) пластов зависит от соотношения забойного (или пластового) давления в скважине и давления насыщения. Наибольшие изменения в показаниях нейтронных методов наблюдаются при забойных давлениях, составляющих 80-90 % от давления насыщения нефти газом.
Контрольные вопросы
Какие методы применяют для выделения обводненных продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах?
Можно ли радиохимический эффект служить индикатором обводнения пластов?