11. Интегральный (инк)

1. Исп-ся для определения характера насыщения пластов, хар-ра скважин.

Изм-ся диффузионный параметр τ - время жизни тепловых нейтронов в пласте

│мкс│

1 мк с =10⁶ с

t=1-1000Гц

ИНК содержит источник быстрых нейтронов, источник излучает быстрые нейтроны с энергией Е=14 МэВ, потом замедляются в рез-те взаимодействия с г.п. Плотность увел-ся, Теплов. нейтроны поглощаются хлором. Через опред-е время tс помощью врем.анализатора в Δt замеряется плотность тепл.нейтрона или γ изл-е. Кол-во γквантов будет опр-ся начальным числом тепловых нейтронов.

Nt=N₀e^–t/τ= N₀ /2,7=0,37 N₀ ,где τ-время по прошествию которого будет захвачено 63%теплов.нейтронов.

Плотности γ-квантов: Nнпл=N_{0 пл}e^{–t/τнпл}

Радиус исслед-яимп.-нейт.мет-в:

ИННК глубин-ть=20-40

ИНγ-К радиус исслед-я=30-50, применяется чаще, т.к. больше глубинность, так же когда для поглощения исп-ся бор. ИНГК-С может быть использован к комплексе.

Область применения ИНметодов:

Пласты,невскрытые напластованием зоны проникновения. Если пор-ть больше, то порог снижается.

Пласты, частично вскрытые перфорацией с подошвенной водой, когда инт-вперфор-ии больше ВНК

13ИНГК-С - спектрометрия импульсного нейтронного гамма каротажа. Метод основан на регистрации энергетических спектров гамма-квантов неупругого рассеяния и радиационного захвата. По соотношению углерода и кислорода определяется характер насыщения, по соотношению кремния и кальция - литологическое расчленение геологического разреза пересеченного скважиной. По соотношению водорода и хлора - степень минерализации пластовых вод. Так же возможно получение других аналитических параметров, коррелирующих с геолого-техническими свойствами данной скважины. Аппаратно-методический скважинный комплекс ИНГК-С/ГК-С применяется для проведения радиоактивного каротажа посредством нескольких спектрометрических методов.

Здесь кроме временного анализатора имеется ещё спектрометр (устройство позволяющее определить энергии регистрирующих радиоактивных веществ). С помощью ИНГК-С изучается временного излучения, сопротивлений потока, гамма излучения, возникающие на ядре элементов имеющихся в г.п. при проведении ИНГК-С.

10.Применеие импульсных нейтронных методов для исследования пластов вскрытых перфорацией.

Пласты частично вскрытые перфорацией с подошвенной водой, когда интервал перфорации выше ВНК. Контроль разработки заключается в определении положения ВНК и в выяснении причин обводнения.Обводненияскв.черезперфор.отверстие из-за: 1.естеств.подъема ВНК в процессе экспл-ции;2.притока воды по прискваженной части коллектора через некачественное цементное кольцо;3.вытяснение нефти вдоль напластования водоц по наиболее проницаемым пластам. Может применяться импульсный метод для пластов обводненных не минерализ-й водой или слабо минерализ.водой.Обводнение нефтяных скважин опресненной водой снижает эффективность разделения нефтеносных и водоносных пластов импульсными методами.При законтурном и внутриконтурном обводнении возможно горизонт. перемещение нефти и пластовой воды. В рез. водоносные пласты могут оказаться нефтеносными,авыс.минерализ-еводы-пресными. Рис.1

рис.2

№? Применение комплекса ядерно-физических методов для разделения нефтеносных и водо-носных коллекторов.

Преимущества Я-Ф методов:

1. Показания ядерных методов определяется элементным (изотопным) составом г.п. ; совокупность Я-Ф методов позволяет изучение без керна.

2. Текстура и структура г.п. сильно влияет на электрические методы, но слабо на Я-Ф мет

3. Я-Ф методы применяются как в открытом стволе, так и в обсаженном стволе.

Недостатки Я-Ф методов:

1. Наличие источников ионизирующих излучений требует соответствующих мер защиты.

2. Статистическая флуктуация (колебания интенсивности излучения вокруг некоторой средней величины в одних и тех же условиях) вследствие состава пород ядерных полей

3. Малый радиус исследования (max=0,5-0,6 м – нейтронный)

Min – несколько см для ГГКС

τ – время жизни нейтрона

К_нг – коэффициент нефтегазонасыщенности

Обычно исследования проводятся 2-х или многозондами

ИНГК: с увеличением зонда, увеличиваются показатели 2-х зондового генератора нейтронов (газ)

Для слабоминерализованных вод τ_нп/τ_вп=10-15%

Вода: неопределить

ИНГК-С: газ – соотношение С/O уменьшается, Са/Si увеличивается;

Нефть – соотношение С/O увеличивается относительно соотношения Са/Si

Вода – соотношение С/O увеличивается существенно меньше;

Необходимо использовать комплекс при 3-х фазном насыщении коллектора

10.1Один из таких способов заключается в измерении в скважине двух дифферен­циальных кривых с различными временными задержками, на­пример t₃ = 800 и 1300 мкс. При этом интерпретация геофизи­ческих данных сводится к следующему. Выбирают заведомо нефтеносный опорный пласт с литологией, близкой к литологии исследуемого интервала. Показания против опорного пласта на двух временных задержках нормируют и сравнивают с этими же показаниями против исследуемого интервал. В результате нефтеносные пласты, близкие по литологии и характеру насы­щенности к опорным, отмечаются отсутствием приращений по­казаний на диаграммах, зарегистрированных при различных задержках. Газоносные пласты будут характеризоваться поло­жительным приращением на кривой с большим временем за­держки, водоносные при соблюдении тех же условий — отрица­тельными приращениями. Плотные пласты на диаграммах ИННК могут отметиться, как и нефтегазоносные, т. е. наличием положительного приращения или отсутствием приращения. Для выделения в разрезе плотных пород и исключения их из объ­екта исследования используют данные микрокаротажа и дру­гих видов геофизических исследований.

В карбонатных коллекторах разделить газоносную и водо­носную (нефтеносную) части пласта по кривым нейтронного каротажа затруднительно. Это объясняется относительно низ­кой пористостью карбонатных пород по сравнению с терриген-ными и, следовательно, меньшим различием водоносной (нефте­носной) и газоносной частей пласта по водородосодержанию

16. Контроль за текущей нефтенасыщенностью пластов в скважинах со спх.

Около 150000 скв в СССР. Недостатки нейтронных методов: 1)низкая глубинность 10-50 см, 2)достаточно слабая чувствительность к Cl содержанию и нефтенасыщенности

ст. колоннав скв. спускают комбинированную стальную колонну

СПХ сост. из труб, СПХ-стеклопластиковый хвостовик

СПХ

СПколонна предназначена для того, чтобы скв.

Использовалась для контроля за изменением нефтенасыщен-

ности пласта путем проведения исследований методом

высококачественной электрометрии

ИК, ВИКИЗ, бесконтактные методы

ИК – трансформаторный метод измерения в скв. на непроводящих промывочных жидкостях,

меряется проводимость σ : σ=1/ρ [мСм/м], ρ=удельное электр. cопротивление [Ом·м].

Электромагнитные методы : ИК, ВИКИЗ. Преимущества: 1)глубинность сост, т.е. радиус исследования 1,3-2 м в зависимости от длины зонда, 2)чувствительность гораздо выше, 3)др. зоны пласта исследования.

УЭС, Ом·м	Кп, %	Хар-р насыщ.	УЭС, Ом·м	Кп, %	Хар-р насыщ
50	88	НН	20	70	НН
7	70	ТН	5	50	ТН
1,0	30	ЗАВ	3	25	ЗАВ
0,5	0	В	2	0	В
С=250-280 г/л			С=18-20 г/л

16.1С2=280 г/л: τ_нп/τ_вп= 2,5-3, с/о – 40%

радиус иссл.=1,3-2 м

ρ_нп/ρ_вп=100

С2=18-20%:

Сп/Св=10-15% Стеклопластик- композиционный материал, имеет кристалл.решетку.

Особенности использования скв. с СПХ: 1)ρ=1,8 г/см³ в 4 раза легче ρ_стали=7,8 г/см³, прочностные хар-ки, гораздо ниже, 2)содержится бор, в СПколоннах можно использовать ИНГК, нельзя ИННК, 3)имеют ограниченную термостойкость до 70С, зарубежные= до 100-120С, 4)предельное внутр. Р=150 атм., 5) длина СПХ ограничена, самые мах=300 м, 6) нежелательно отпускать в интервалы газовых пластов (может произойти выщелачивание колонны, произойдет разгерметизация). Проблемы: 1)организационная, 2)методическая :

Назначение СПК: исследоват.фондскв, инфо о том, как идет процесс разр-ки пласта и меняется насыщение. Необходимые исследования в скв. с СПК: 1)контрольный замер в открытом стволе скв или после окончания бурения скв., 2)замер через 2-3 месяца после цементирования – базовый замер. Цель- отслеживание динамического процесса в ЗП промывоч. ж-ти и получение базового замера, 3) после стабилизации процессов в ЗП начинаются периодические наблюдения в зав-ти от геологии и задачи иссл-ия. Иссл-ия могут проводиться 1 раз в 3 месяца (маловязкие нефти и активное заводнение) и 1 раз в 2 года (карбонатные породы, высоковязкие нефти). Сост. план-график исследования. Важное значение: для оценки эффективности увеличения МУН, лучше проводить на участках, где имеется группа скв с СПХ.

№10 Дифференциация коллекторов на нефтеносные и газоносные нейтронными методами.

Газоносные пласты по своему водородосодержанию ω_г, отличаются от нефтеносных или водоносных. Приближенное водородосодержание в газоносном пласте рассчитывается по формуле:

ω_г/ω_в=1,64*10^-2 р_{пл ,} где ω_в-содержание водорода в воде; р_пл-давление, МПа; из расчетов следует, что при р_пл=30-40 МПа (на глубине 2,5-3 км) содержание водорода в газе составляет 50-60 % от содержания водорода в воде. Газоносная и нефтеносная части пласта имеют практически одинаковые электрические характеристики, и методы ЭК не могут быть использованы для разделения нефтеносных и газонос­ных пластов и выделения газонефтяного контакта (ГНК). При небольшой глубине проникновения фильтрата ПЖ (10—20 см) выделение газонефтяного (ГНК) или газоводяного контакта проводят по снижению показаний на кривых НГК и НКТ против нефтеносной или водоносной части пласта. Более надежные результаты получают при использовании двухзондо-вогонейтрон-нейтронного каротажа, когда показания длинного (более глубинного) зонда дают возможность судить о характере насыщения пласта, а показания короткого (малоглубинного) — об однородности пласта.Достаточно хорошие результаты могут быть также получсиыпри повторных замерах НГК или НКТ одним и тем же зондом в скважине, обсаженной колонной.. Первый замер выполнен в открытом стволе скважины, второй — в колонне через 30 дней после ее цементации. В ре­зультате частичного расформирования зоны проникновения и естественного перераспределения флюида газонасыщенныйпласт отметился четким максимумом при повторном замере кривой НКТ.В случае наличия в коллекторе глинистого материала для определения газожидкостного контакта более надежные ре­зультаты можно получить при использовании различных моди­фикаций импульсного нейтронного каротажа.

.

18.2 T - температура датчика, Tж - температура потока. Эталонировка прибора должна производиться в той же жидкости, в которой будут производиться исследования.В 1984 году были разработаны два способа (авторы Кругляк В.Г., Попов С.А.)количественной оценки скорости потока жидкости, отличающиеся от способа, предложенного выше. Способ N 1 заключается в следующем. В процессе проведения исследований прибор перемещают по стволу скважины в направлении движения потока жидкости (регистрируя температуру датчика) и подбирают скорость движения прибора таким образом, чтобы температура датчика прибора была максимальной (т.е., в этот момент скорость прибора совпадает со скоростью потока жидкости). Как частный случай, если интервал исследований имеет небольшую протяженность, то нужно сделать серию замеров в одном и том же интервале глубин. При этом скорость регистрации прибора (в направлении движения потока жидкости) в каждом замере выбирается таким образом, чтобы температура датчика была больше, чем в предыдущем замере. В процессе каждого замера скорость движения прибора выдерживается постоянной.

18. Определение скорости потока жидкости по стволу работающей скважины

Исследования проводятся с целью контроля технического состояния скважины, геофизических исследований скважин, а также контроля при эксплуатации скважин. Осуществляются при проведении исследований в бурящихся и добывающих скважинах. Результаты измерений используются также при комплексной интерпретации каротажных материалов. В некоторых случаях (высокая вязкость нефти, наличие большого количества механических примесей, сильная намагниченность колонны, низкий дебет скважины и др.) нет возможности получить качественные диаграммы механической расходометрии И, следовательно, количественную оценку дебета (расхода) по данным механической расходометрии с приемлемой точностью в этих случаях получить невозможно. Термодебитомеры свободны от указанных выше недостатков механических расходомеров и используются при исследовании скважин в качестве индикаторов притока. Существует способ количественной оценки дебита (расхода) скважин по данным термоиндикации притока. Используя график эталонировки прибора, определяют скорость потока жидкости в скважине.

. При этом необходимым условием достоверности результатов оценки скорости потока является идентичность условий эталонировки прибора в стенде и проведения замеров прибором в скважине. На показания термодебитомера существенно влияют : диаметр труб, физические свойства жидкости, структура потока жидкости, ток питания прибора и другие факторы, совокупное влияние которых учесть на стенде практически невозможно

. Кроме того, крутизна эталонировочной характеристики уменьшается с увеличением скорости потока жидкости и, как следствие, увеличиваются погрешности. Однако, в большинстве случаев реальные условия измерений в скважине существенно отличаются от условий эталонировки прибора в стенде, что делает возможным

17. Физические основы методики исследования флюидов в действующих добывающих скважинах

Речь идет об исследованиях в стволе скважины. Изучение состава флюидов в стволе проводят методами электрометрии, радиометрии и термометрии. От применяемых для этой цели измерительных глубинных установок требуется, чтобы радиус исследований не превышал радиуса ствола колонны. Полученные данные о составе флюидов в стволе скважины служат дополнительными материалами для контроля их технического состояния и разработки месторождений. Резистивиметрия скважины заключается в измерении удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину. Влагометрия заключается в измерении содержания воды в жидкости, заполняющей скважину. Измерение плотности жидкости в скважине производится с помощью гамма-плотномера, основанного на измерении интенсивности поглощения гамма-квантов флюидом, заполняющим скважину. Основная задача исследования флюидов – путем измерения объемных характеристик и вещественного состава потока флюидов на забое необходимо определить интервалы поступления воды нефти в колонну, оценить их в качественном и в количественном отношении в местах притока.

Осложняющим обстоятельством является относительное скольжение фаз под действием гравитационных сил (плотность воды больше плотности нефти). При низких скоростях потока в вертикальной колонне появляется эффект гравитационного разделения на фазы из-за разницы в удельном весе нефти и воды, что приводит к накоплению застойной воды на забое.

W_н = Q_н/S_к

Если v_н>v₀=12-15 м/с, то скольжение фаз прекращается

Скорость потока должна быть больше 10 м/с, тогда состав флюидов на забое будет стремится к составу из интервалов перфорации.

18.1 использование термодебитомера лишь в качестве термоиндиктора притока. В качестве эталонировочной характеристики термодебитомера используется зависимость

dT = f (Dk,Q)

Где Dk - диаметр колонны, Q - дебет,

dT = T - Tж

18.3Этот процесс производится до тех пор, пока не найдена такая скорость движения прибора, при которой температура датчика была бы максимальной. Эта скорость соответствует скорости потока жидкости. Способ N 2заключается в следующем. В процессе проведения исследований прибор перемещают по стволу скважины с различной скоростью движения прибора (регистрируя температуру датчика), как по потоку, так и против потока жидкости скважины. Затем рассчитывают скорость потока жидкости экстраполируя измеренные значения скорости прибора и температуры датчика в область максимальных значений температуры датчика (т.е., рассчитывают такую скорость движения прибора, при которой температура датчика будет максимальной, это значение и будет соответствовать скорости потока жидкости). Как частный случай, если интервал исследований имеет небольшую протяженность, то нужно сделать серию замеров в одном и том же интервале глубин. При этом скорость регистрации прибора в каждом замере разная, но в процессе замера скорость движения прибора выдерживается постоянной.