1232

(большей подвижностью), чем нефть, неизбежно опережает ее в движении. В процессе дальнейшей эксплуатации залежи коли­ чество воды в общем потоке жидкости постоянно увеличивается. Нефть уже не вытесняется водой из пор пласта, а увлекается струей воды.

Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водонефтяного контакта (ВНК) может распростра­ ниться процесс параллельного движения воды и нефти с посте­ пенным увеличением воды в водонефтяном потоке. Этот про­ цесс усиливается вследствие неоднородности пласта. В дальней­ шем из скважин добывается лишь одна вода, хотя в порах по­ роды еще остается неизвлеченным значительное количество нефти. При этом чем меньше нефти остается в пласте после обводнения продукции скважин, тем эффективнее процесс раз­ работки.

общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установ­ лено, что активный водонапорный режим наиболее эффектив­ ный. При этом режиме удается извлечь 50—70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Таким образом, коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5—0,7 и более.

У п р у г и й ( у п р у г о - в о д о н а п о р н ы й ) р е ж и м — ре­ жим работы залежи, при котором пластовая энергия при сни­ жении давления в пласте проявляется в виде упругого расшире­ ния пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы зале­ жи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является ос­ новным источником энергии залежи. Естественно, что упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы за­ лежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.

Упруго-водонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости или отсутствии сообщения нефтяной за­ лежи с областью питания (пополнения водой) или при значи­ тельной отдаленности (50—100 км) области питания от залежи.

В отличие от водонапорного при упруго-водонапорном режи­ ме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарных отборов жидкости из пласта. Как уже указывалось, при активном водонапорном ре­ жиме для постоянного отбора жидкости пластовое давление также остается постоянным, т. е. не зависит от текущего и сум­ марного отбора жидкости.

По сравнению с водонапорным упруго-водонапорный режим работы пласта менее эффективен, коэффициент нефтеизвлече­ ния колеблется в пределах 0,5—0,6 и более.

Г а з о н а п о р н ы й р е ж и м (или режим газовой шапки) — режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа,, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пла­ ста. Однако в отличие от водонапорного режима £когда нефть вытеснется водой из пониженных частей залежи в повышенные) при газонапорном, наоборот, газ вытесняет нефть из повышен­ ных в пониженные части залежи. Эффективность разработки, залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима — высо­ кая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластования), большие углы наклона пластов и небольшая, вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластовога давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется и газ вытесняет нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположен­ ным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высокими дебитами недопустимы, так как прорывы газа приводит к бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении при­ тока нефти. Поэтому необходимо постоянно контролировать ра­ боту скважин, расположенных вблизи газовой шапки, и в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважин вместе с нефтью, ограничивать их дебит или даже прекращать эксплуа­

тацию таких скважин.

Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапор­ ным режимом колеблется в пределах 0,5—0,6. Для его увели­ чения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагне­ тают с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстанавливать газовую энергию в залежи.

жин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движу­ щей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По ме­ ре отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьше­ го давления, т. е. к забоям скважин, увлекав с собой и нефть. Изменение давления в пласте при этом режиме зависит от сум­

марного отбора нефти и газа из пласта.

Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является г а з о в ы й ф а к т о р , ил*1 объем газа, при­

ходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. В начальный период разработки залежи газовые факторы быст­ ро растут, а в дальнейшем по мере истощения залежи они сни­ жаются.

Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме будет 0,2—

0,4.

Г р а в и т а ц и о н н ы й р е ж и м — режим работы залежи, лри котором движение нефти по пласту к забоям скважин про­ исходит за счет силы тяжести самой нефти.

Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутст­ вует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом за­ лежь обладает крутыми углами падения, то продуктивными -будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пони­ женных зонах.

Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме •обычно колеблется в пределах 0,1—0,2.

С м е ша н н ы й р е ж и м — режим работы залежи, когда при «ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или не­ скольких различных источников энергии.

ПРОМЫСЛОВО^ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Геофизические методы исследования разрезов скважин осно­ ваны на изучении горных пород по их физическим свойствам.

Методы промысловой геофизики намного сокращают затра­ ты, связанные с изучением разрезов скважин при помощи отбо­ ра керна.

Подготовка скважины к геофизическим исследованиям

У скважины со стороны мостков подготавливают площадку для установки на ней подъемника и лаборатории. Проход от площадки к устью должен быть свободным, а пол и мостки очи­ щены от грязи и посыпаны песком.

Следует учитывать, что в течение всего времени проведения геофизических работ должны быть обеспечены беспрепятствен­ ный спуск и подъем геофизических приборов. Для этого необхо­ димо: а) проработать ствол скважины на всем незакрепленном интервале долотом номинального диаметра с целью ликвида­ ции уступов, неровных переходов от одного диаметра к друго­ му, суженных участков и образовавшихся пробок; б) обеспе­ чить однородность и стабильность раствора (раствор не дол­ жен давать осадка) по всему стволу, для чего необходимо про­ вести не менее двух циклов промывки.

Геофизические методы исследования скважин

К геофизическим методам исследования скважин относят: а) различные методы каротажа, проводимые для исследования с целью определения характера пройденных скважиной пластов; б) методы контроля технического состояния скважины.

В настоящее время насчитывают более 30 различных геофи­ зических методов исследования нефтяных и газовых скважин, из них более 25 методов каротажа, при осуществлении которых применяют около 50 зондов (т. е. установок, служащих для из­ мерения кажущегося сопротивления и содержащих несколько* электродов), различающихся как размерами, так и назначе­ нием.

К наиболее распространенным методам относятся: электри­

вдоль ствола скважины и получения кривых, показывающих из­ менение этих двух величин.

Принцип измерения кажущихся сопротивлений (КС) и соб­ ственной поляризации рассмотрим с помощью рис. 1.8. В сква­ жину спускают трехжильный изолированный кабель, каждая жила которого заканчивается электродом. При помощи источ­ ника питания (/), один из электродов которого заземлен (В), а другой (Л) спущен в скважину, создается электрическое поле в скважине. Сила тока, проходящего через эти электроды, за­ меряется включенным в цепь миллиамперметром. При прохож­ дении электрического тока через породы, расположенные меж­ ду электродами Л и В, возникающая разность потенциалов меж­ ду электродами М и N замеряется на поверхности потенциомет­

сопротивления и мощности пласта, против которого установлен зонд, сопротивления глинистого раствора, диаметра скважины, глубины проникновения фильтрата бурового раствора, а также от взаимного расположения электродов зонда (типа зонда) и расстояния между ними (размера зонда). Кажущиеся удельные сопротивления (КС) регистрируются вдоль ствола скважины автоматическими приборами, расположенными в каротажных станциях.

С п о н т а н н а я п о л я р и з а ц и я (ПС) при электрокарота­ же регистрируется одновременно с КС. Собственное электриче­ ское поле возникает благодаря воздействию глинистого раство­ ра на породы, слагающие стенки скважины.

ПС регистрируется путем определения разности потенциа­ лов, возникающих между электродом М, который спущен в

А, В — токовые электроды; М, N — изме­ рительные электроды; П — измерительный

скважину, и электродом N, находящимся на поверхности (рис. 1.9). Записываемое значение ПС относится к точке элект­ рода М.

Результаты замеров КС и ПС отмечаются в виде кривых на бумажной ленте с нанесенным на ней масштабом глубины, на­ зываемой э л е к т р о к а р о т а ж н о й д и а г р а м м о й . На этой диаграмме кривая КС характеризует кажущееся сопротивление (в Ом-м) вдоль ствола скважины, а кривая ПС — относительное изменение естественного потенциала (в мВ).

Методы электрического каротажа применяют для исследова­ ния новых, не закрепленных обсадными колоннами скважин, в процессе бурения и после его окончания. В закрепленных сква­ жинах, эксплуатирующихся и бездействующих, в процессе их капитального ремонта (при возвратных работах, зарезке и бу­ рении второго ствола, ремонтно-изоляционных работах и т. д.) проводят большой объем геофизических исследований с п о- м о щь ю м е т о д о в р а д и о а к т и в н о г о к а р о т а ж а .

Радиоактивные методы каротажа

Исследования с помощью методов радиоактивного каротажа основаны на том, что все горные породы содержат радиоактив­ ные вещества в тех или иных количествах. Если в скважине производить определения естественной и искусственно вызван­ ной радиоактиности, то на основании полученных данных можно охарактеризовать литологический состав и физические свойства пластов, из которых состоит разрез скважины.

Наиболее широко распространены следующие методы радиоактивного каротажа скважин: гамма-каротаж (ГК), нейтрон­ ный гамма-каротаж (НГК) и гамма-гамма-каротаж (ГГК).

Г а м м a-к а р о т а ж основан на различной степени естествен­ ной радиоактивности горных пород, которые содержат неболь­ шое количество радиоактивных элементов в рассеянном состоя­ нии. Концентрация этих элементов в породах чрезвычайно мала, тем не менее при помощи специальных приборов можно изме­ рить интенсивность гамма-излучения пластов. Так как различ­ ные породы имеют различную радиоактивность, то по ее значе­ нию можно судить о характере исследуемых пород. Наибольшей радиоактивностью обладают глины. К ак правило, чем больше в породе содержание глинистого материала, тем больше радио­ активность. Значительно меньшей радиоактивностью обладают пески, песчаники, доломиты и известняки.

При гамма-каротаже вдоль ствола скважины' определяют интенсивность естественного гамма-излучения пород, которая характеризуется содержанием в них радиоактивных элементов. По содержанию этих элементов в породах их и отличают друг от друга. Интенсивность гамма-излучения, изменяющаяся с глубиной и характеризующая относительную радиоактивность пород, отмечается на кривой, называемой г а м м а - к а р о т а ж ­ ной.

Гамма-каротаж применяют для корреляции разрезов и изу­ чения литологического состава пород по разрезу скважин.

Н е й т р о н н ы й г а м м а - к а р о т а ж проводят следующим образом. В скважину вместе с ионизационной камерой спускают радиоактивный источник. Нейроны источника, проникая сквозь колонну скважины, бомбардируют ядра атомов элементов гор­ ных пород, окружающих ствол скважины, и вызывают их повы­ шенную радиоактивность, которая отмечается ионизационной камерой. Вылетающие из источника нейтроны в результате столкновения с ядрами атомов породы замедляют движение и в конечном итоге захватываются ими. Захват нейтронов ядра­ ми атомов породы сопровождается гамма-излучением, называе­ мым вторичным. В зависимости от свойств породы замедление и захват нейтронов, а соответственно и интенсивность вторич­ ного гамма-излучения в области расположения индикатора из­ меняются.

Обычно гамма-каротаж и нейтронный гамма-каротаж осуще­ ствляются одновременно с помощью одной и той же аппарату­ ры. В скважинный снаряд / (рис. 1.10) вставляют счетчик 1 ГК, источник нейтронов 4, отделенный от измерительной части (счетчика НГК) 2 снаряда свинцово-парафиновым фильтром (экраном) 5.

Счетчик 1 предназначен для измерения интенсивности гаммаизлучения горных пород вдоль ствола скважины, счетчик 2 — для измерения вторичного гамма-излучения, возникающего при

облучении пород нейтронами (искусственно вызванной ра­ диоактивностью) из источника нейтронов 4.

В результате нейтронного гамма-каротажа получают кри­ вую, которая характеризует относительное изменение вто­ ричного гамма-излучения с глубиной, — кривую НГК.

Вторичное гамма-излучение, возникающее при облучении пород нейтронами, зависит в основном от количества водо­ рода, содержащегося в жидко­ сти, заполняющей поры кол­ лектора, и, следовательно, от количества самой жидкости. Поэтому по кривым НГК неф­

теносные пласты не отличаются от водоносных, так как состав молекулы водорода в воде и нефти одинаков.

Нейтронный гамма-каротаж применяют для уточнения ха­ рактера породы (пористости и литологии), выделения и оценки коллекторов нефти и газа, отбивки водонефтяного контакта. С помощью НГК определяют также границу газонефтяного или газоводяного раздела по повышенным показаниям против уча­ стков, насыщенных газом.

Г а мма - г а мм a-к а р о т а ж (рассеянное гамма-излучение) основан на определении интенсивности гамма-излучения от ис­ точника гамма-квантов, укрепленного в скважинном приборе на некотором расстоянии от индикатора гамма-излучения.

Горные породы вследствие их различной плотности погло­ щают гамма-лучи от источников в различной степени, а именно: плотные породы сильнее, а породы, обладающие меньшей плот­ ностью, слабее. Поэтому плотные породы на диаграммах ГГК отмечаются пониженными показаниями, а менее плотные — по­ вышенными.

Устройство скважинного прибора для ГГК аналогично устройству прибора для НГК, с той лишь разницей, что в ниж­ ней его части вместо источников нейтронов устанавливают ис­ точник гамма-лучей.

Гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж и гамма-гамма- каротаж можно применять как в незакрепленной обсадной ко­ лонной скважине, так и в закрепленной скважине, так как гаммалучи проникают сквозь металл. Поэтому эти методы особенно ценны при исследовании скважин, в том числе и тех, в которых электрокаротаж не был использован. Методы радиоактивного каротажа широко применяют в скважинах, в которых проводят капитальный ремонт.

ПРИМЕНЕНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ДЛЯ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН

Геофизические методы исследования широко применяют для контроля технического состояния скважин и решения ряда дру­ гих задач, возникающих при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. Рассмотрим некоторые из этих задач.

Контроль цементирования обсадной колонны

После окончания бурения нефтяной или газовой скважины ствол ее закрепляют обсадными трубами, наружный диаметр которых несколько меньше диаметра ствола скважины. Поэто­ му между трубами и стенкой скважины остается некоторое про­ странство, называемое заколонным (затрубным). С целью охра­ ны недр осуществляется цементирование заколонного простран­ ства по всей глубине скважины от забоя до башмака предыду­ щей колонны. После затвердения цементного раствора образу­ ется цементное кольцо, назначение которого состоит в том, чтобы исключить возможность сообщения по заколонному прост­ ранству между различными пластами и заводнение нефтегазо­ носных пластов. Однако в ряде случаев цементирование по раз­ ным причинам (неудовлетворительное качество цемента, влия­ ние глинистой (корки и т. д.) оказывается неудачным: цемент­ ный раствор не доходит до намеченного уровня и не перекры­ вает интервалы с продуктивными пластами; на некоторых интер­ валах не образуется цементного кольца или оно не захватывает все сечение затрубного пространства и т. д. Для последующей нормальной-эксплуатации скважины важно выявить дефекты

измеряемое при ГГК рассеянное гамма-излучение определяется плотностью среды: чем больше плотность пород, тем меньше регистрируемое гамма-излучение. На этом принципе основано устройство прибора для контроля качества цементирования об­ садных колонн, называемого ц е м е н т о м е р о м .

Прибор состоит из источника гамма-излучения и трех инди­ каторов излучения, расположенных под углом 120° один к дру­ гому и на одинаковом расстоянии от источника. Индикаторы заэкранированы так, что каждый из них способен регистриро­ вать излучение только со стороны непосредственно примыкаю­ щего к счетчику участка. При помощи этих счетчиков записы­ вают сразу три кривые рассеянного гамма-излучения, что повы­ шает качество определения состояния цементного кольца в затрубном пространстве. Расхождение кривых на участке цемен­ тирования указывает на неравномерность цементного кольца за обсадной колонной, что позволяет выделить незацементированные интервалы.

И з м е р е н и е т е р м о м е т р о м проводят для отбивки верх­ него уровня цементного кольца, т. е. для определения высоты подъема цементного раствора. Известно, что твердение (схваты­ вание) раствора сопровождается выделением тепла. Поэтому участок, заполненный раствором, в затрубном пространстве от­ мечается на термограмме повышенными показаниями. Уровень раствора отбивается по резкому повышению температуры, свя­ занному с переходом к зоне более высоких их значений. При этом повышение температуры против уровня цементного раство­ ра тем больше, чем меньше времени прошло от начала его за­ ливки. Поэтому измерения следует проводить сразу же после заливки раствора и освобождения устья скважины от оборудо­ вания для заливки.

И з м е р е н и е т е м п е р а т у р ы в с к в а ж и н е . Измерения производят для определения температурного режима в буря­ щихся и эксплуатационных скважинах. Температурные измере­ ния (термометрические исследования) позволяют решать ряд практических задач при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.

При измерениях в основном применяют термометры сопро­ тивлений, спускаемые на каротажном кабеле. По сопротивлению определяют температуру среды. Время, в течение которого термо­ метр воспринимает температуру окружающей среды, невелико; это позволяет без больших погрешностей замерять температуру при непрерывном спуске термометра в скважину. В результате по данным измерений получают кривую изменения температуры

сглубиной — температурную кривую (термограмму).

Ак у с т и ч е с к а я ц е м е н т о м е т р и я — надежный способ определения качества цементирования. Акустические цементомеры позволяют судить о характере сцепления цементного кам­ ня с обсадными трубами и стенками скважины, а следователь­ но, и о надежности разобщения продуктивных пластов от водо­ носных.

Определение места притока воды в скважину

При поступлении в скважину воды из других пластов воз­ никает необходимость изоляции обводняющего водоносного пла­ ста. Для этого предварительно следует установить место поступ­ ления (притока) воды в скважину и источник обводнения — водоносный (водоотдающий) пласт. Последний по глубине за­ легания может совпадать с местом притока (перфорационные каналы или нарушение колонны); однако в общем случае глу­ бина места притока отличается от глубины залегания водонос­ ного пласта: вода, прежде чем попасть в скважину, проходит по заколонному пространству (имеется, как говорят, заколонная циркуляция воды).

При благоприятных условиях движение воды в затрубном

пространстве может быть установлено по результатам измере­ ний термометром, проводимых в сочетании с операциями, имею­ щими целью вызвать отдачу или поглощение воды пластом. При этом изменение температуры в затрубном пространстве, благо­ даря теплообмену через колонну, будет отмечаться изменением температуры жидкости, заполняющей скважину.

Ме с т о п р и т о к а п о с т о р о н н е й в о д ы в ствол сква­ жины через дефекты эксплуатационной колонны определяют с помощью резистивиметра, электротермометра, дебитомера — путем снижения уровня жидкости в скважине, фильтр которой перекрыт (изолирован) от эксплуатируемого пласта.

Ме с т о д е ф е к т а в э к с п л у а т а ц и о н н о й к о л о н н е определяют с помощью резистивиметра следующим образом. После изоляции фильтра снижают уровень жидкости в скважи­ не до тех пор, пока не появится приток посторонней воды через дефект. В результате исследования получают кривую зависимо­ сти дебита посторонней воды от величины динамического уров­ ня и определяют положение статического уровня в скважине. Отбирая пробу воды, устанавливают ее соленость, выраженную в градусах Боме.

После исследования промывают ствол скважины до тех пор, пока из него не будет удалена посторонняя вода, затем ствол заполняют водой, соленость которой должна отличаться от со­ лености посторонней воды на 2—5°. Если соленость посторонней воды равна 4—5° и более, то скважину можно заполнить прес­ ной или морской водой, имеющей соленость 1,4—2°. Если же соленость посторонней воды 1,5—3°, то скважину следует за­ полнить водой с соленостью 5—7°. Такую воду приготавливают следующим образом. Из скважины откачивают воду в емкость. Затем в эту воду добавляют необходимое количество техниче­ ской поваренной соли, ускоряя процесс ее растворения переме­ шиванием. Воду требуемой солености закачивают через промы­ вочные трубы до тех пор, пока вся находящаяся в ней вода не •будет заменена. Затем в скважину спускают резистивиметр, при помощи которого замеряют удельное сопротивление воды, зави­ сящее от ее солености. Первый (контрольный) замер должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солености. После контрольного замера желонкой снижают уровень в сква­ жине, чтобы вызвать приток посторонней воды через нарушение в эксплуатационной колонне. Снижение уровня определяют по данным исследования с таким расчетом, чтобы после установ­ ления статического уровня посторонняя вода в эксплуатацион­ ной колонне поднялась на высоту 50—100 м. Снизив уровень, •снова проводят замер резистивиметром. При этом устанавли­ вают наличие посторонней воды в определенном интервале с соленостью, отличающейся от солености воды, заполнившей скважину до снижения уровня. Если показание по резистивиметру окажется неясным, снижение уровня и замер повторяют несколько раз. Сравнивая полученные диаграммы замеров, опре­