§ 81. Определение состава флюидов в стволе скважины

Сведения о составе жидкостей и газа, поступающих в сква­жину, необходимы для более точной интерпретации данных расходометрии, а в конечном итоге — для повышения эффек­тивности разработки месторождений нефти и газа.

Физические свойства жидкостей (нефти, воды) и газа (электрическое удельное сопротивление, диэлектрическая про­ницаемость, плотность), находящихся в стволах эксплуатацион­ных действующих и остановленных скважин, различны. В ос­нову каждого геофизического метода для определения состава флюида в стволе скважины положена та или иная физическая характеристика. Состав флюидов может быть установлен с по­мощью электрических методов, радиометрии и термометрии. Наиболее широкое распространение получили электрические методы, включающие резистивиметрню и влагометрню, и ядер- ные методы, включающие плотностсметрию.

Резнстивиметрия позволяет по величие электрического удельного сопротивления различать в стволе скважины нефть, воду, газ и их смеси. Смеси бывают гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель) и гидрофобные (в нефти в виде капель содержится вода). Гидрофильная смесь характе­ризуется весьма низким электрическим сопротивлением, близ­ким к сопротивлению чистой воды, гидрофобная — весьма вы­соким электрическим сопротивлением, близким к сопротивле­нию нефти.

Для получения кривой удель­ного электрического сопротив­ления флюида по стволу сква­жины используются разнстиви- метры двух типов — индукцион­ный и одноэлектродный на по­стоянном токе. Индукционный резистивиметр представляет со­бой две тороидальные катушки, одна из которых является гене­раторной п возбуждает в иссле­дуемой среде вихревые токи частотой 100 кГц, а другая — измерительная. Вихревые токи циркулируют в вертикальных плоскостях, пронизывающих вну­тренний и внешний объемы жидкости, омывающей датчик (рис. 180). Величина э. д. с., регистрируемая измерительной катуш­кой, пропорциональна электропроводности жидкости. Индук­ционный резистивиметр позволяет измерять электропровод­ность жидкости от 0,1 до 30 См/м, с погрешностью не более 5%. Максимальная рабочая температура 100 °С, давление 30 МПа, диаметр прибора 36 мм, длина 1270 мм.

О

Рис. 180. Схема датчика индук­ционного резнстнвиметра.

/ — экран; 2, 3 — измерительном и генераторная катушки; 4 — изоляци­онное покрытие; 5 — жидкость; б — скважина; 7 — вихревые токи

дноэлектродный резистивиметр работает по принципу то­кового метода и используется лишь для качественного опре­деления изменения сопротивления смеси в скважине. Граница перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к гидро­фобной отмечается на кривой резистивнметрии резким скачком величины сопротивления (рис. 181).

Влагометрия дает возможность определять состав флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости. Известно, что диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 50 до 80 отн. ед., нефти —от 2 до 4 ед. Повышение содержания воды в нефти и газе существенно по­вышает диэлектрическую проницаемость смесей.

Диэлектрическая проницаемость флюидов измеряется сква­жинными приборами— диэлектрическими влагомерами. Ди­электрический влагомер представляет собой измерительный КС-генератор, в колебательный контур которого включен из­мерительный проточный конденсатор. Между обкладками кон­денсатора протекает водопефтяная или водогазовая смесь. Су­ществуют пакерные и бесиакерные влагомеры (рис. 182, а, б). Для измерения диэлектрической проницаемости флюидов ис­пользуется скважинный расходомер-влагомер «Кобра-ЗбРВ», имеющий пакер, диаметр которого в раскрытом состоянии 155 мм, и позволяющий устанавливать содержание воды в нефти от 0 до 60 %.

Перед измерениями влагомер градуируют, строя эталони- ровочный график зависимости частоты / сигнала от процент-

Рис. 181. Определение интервалов поступления воды и нефти в скважину по комплексу геофизических методов (Южный Мангышлак, месторождение Узень, скв. 1523).

НИ' Ег \Ж\3

/ — нефть; 2 — вода с нефтью; 3 — интервал перфорации

Рис. 182. Конструкция пакерного (а) и беспакерного (б) влагомеров и эта- лоннровочный график прибора (в).

/ — измерительный преобразователь; ¿—центральная обкладка датчика; 3 — наружная обкладка датчика; -г — пакер; 5 — обсадная колонна

ного содержания воды в нефти (рис. 182, в). На влагограмме можно установить границу нефти и воды или их смесей по уменьшению показаний при переходе от водоносной зоны к нефтеносной (см. рис. 168). Данные влагометрии позволяют определить процентное содержание воды и нефти в смеси с точ­ностью до ± 10 %.

Запись влагограммы производится при подъеме прибора со скоростью от 100 до 500 м/ч. Масштаб записи выбирается равным 0,5—1,0 кГц/см.

Плотностеметрия основана на изучении плотности жидкостей в стволе скважины с помощью гамма-гамма-метода в его селективной модификации по поглощению гамма-квантов. Определение плотности жидкости базируется на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов. При ограничении энергии изучения сверху величиной 1 МэВ, а снизу — величиной, при которой комптон-эффект в среде на два порядка больше фотоэффекта, результаты измерений гамма-гамма-методом отражают плот- ностную характеристику среды.

Разработаны два способа определения плотности жидкости: по изменению интенсивности гамма-излучения после прохожде­ния гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между источником и детектором гамма-излучения,— ГГП-П и по рас­сеянию гамма-квантов окружающей прибор жидкостью — ГГП-Р.

М

Рис. 183. Конструкции плот ноете- мерой ГГП-П (а), ГГП-Р (б) и их з»талонировочный график (я).

/—датчик; 2— экран датчика; 3 — фо­нарь; -/ — счетчик гамма-квантов; 5 — экран источника; 6 — коллиматор, /ууж* /уу_в — интенсивности рассеянного гам­ма-излучения в исследуемой жидкости и в воде. 6_СМ — плотность смеси нефти, воды и газа; стрелками показано па- правление распространения гамма-кван­тов

одификация ГГП-П по- ^а зволяет изучать плотность смеси между источником и де­тектором (рис. 183, а), а с по­мощью ГГП-Р получают сред­нюю плотность смеси по всему сечению колонны (рис. 183,6).

Зонд прибора ГГП-П со­держит источник гамма-нзлу- чення и расположенный от него на расстоянии 0,3—0,4 м индикатор гамма-лучей, про­шедших через слой исследуе­мой жидкости (см. рис. 183, а).

Зонд помещен в свинцовые эк­раны с коллимационными от­верстиями, находящимися на одной оси и направленными навстречу друг другу. Про­странство между коллимаци­онными отверстиями свободно промывается исследуемой жидкостью.

Интенсивность источника выбрана такой, чтобы свести к ми­нимуму влияние стенок скважины. В качестве источника мяг­кого гамма-излучения применяется тулий-170 с энергией 341,6-10“¹⁶ Дж. Скорость записи кривой прибором ГГП-П составляет 5—100 м/ч.

Значения интенсивности рассеянного гамма-излучения, за­регистрированные плотностемером, с помощью эталонировоч- ных графиков переводятся в значения плотности 6_См (см. рис. 183,в). Между интенсивностью гамма-излучения и плот­ностью изучаемой среды существует обратная связь. Следова­тельно, на кривых плотностеграммы переход от воды к нефти отмечается повышением интенсивности рассеянного гамма-из­лучения (см. рис. 177).