книги из ГПНТБ / Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов

Проведение радиометрических измерений стандартной аппара­ турой с целью определения водонефтяного контакта в фонтани­ рующих скважинах требует специальной предварительной подго­ товки: задавливания скважин соленой (минерализованной) водой, подъема фонтанных труб, а после проведения замеров — спуска труб и возбуждения скважин. Все это требует много времени и за­ частую приводит к загрязнению призабойной зоны пласта и ухуд­ шению его продуктивности. Кроме того, при задавливании соленой водой последняя иногда проникает в нефтеносный пласт и иска­ жает действительную картину распределения нефти и воды в пла­ сте, что затрудняет выделение водонефтяного контакта по диаг­ раммам радиометрии. Поэтому в настоящее время в эксплуатаци­ онных скважинах водонефтяной контакт определяется в процессе их фонтанирования без предварительной подготовки с использова­ нием малогабаритныхскважинных радиометров. Применение ма­ логабаритных приборов способствует резкому увеличению объема исследовательских работ на нефтяных промыслах с целью конт­ роля за заводнением пластов. Измерение нефтеводонасыщенности глубинными малогабаритными приборами проводится через на­ сосно-компрессорные трубы в фонтанирующих скважинах или че­ рез межтрубное пространство в скважинах, оборудованных штан­ говыми насосами.

Впервые малогабаритная радиометрическая аппаратура РКМ-4 была разработана в Волго-Уральском филиале ВНИИГеофизики. Прибор РКМ-4 позволяет осуществлять измерения методами НГМ и ГМ. Радиосхема прибора помещается в стальной кожух с на­ ружным диаметром 41,5 мм и длиной 1770 мм. Индикатором гам­ ма-излучения служит один счетчик ВС-9 или СИ-4Г. Принципиаль­ ная электрическая схема прибора РКМ-4, оборудование устья скважины и процесс исследования в фонтанирующей скважине опи­ саны в работе [37]. При исследованиях используются нейтронные источники мощностью (6 —10) • ІО6 нейтр./с (3—5 Ки) с экраниро­ ванием их от индикаторов свинцовым фильтром толщиной 15 см и указанные выше величины скорости регистрации и постоянной времени.

Оборудование устья скважины при измерении с малогабарит­ ными приборами состоит из системы двух роликов и уплотнения для герметизации бронированного кабеля. Один из роликов уста­ навливается на лубрикаторе, другой крепится к основанию фонтан­ ной арматуры. Уплотнение навинчивается на трубу лубрикатора, датчик глубин и меткоотбиватель монтируются на нижнем ролике.

В результате дальнейших разработок созданы приборы РКМ-5, РКМ-7 и совместно с нейтронным гамма-методом в действующих скважинах стали проводиться исследования нейтрон-нейтронным- методом по тепловым нейтронам [38].

Прибор НГГК-25, позволяющий производить замеры методами НГМ и ННМ через межтрубное пространство скважин, оборудо­ ванных штанговыми насосами, разработан в Башкирском государ­

ственном научно-исследовательском и проектном институте (БашНИПИнефть). Электронная схема этого прибора собрана на транзисторах н включает блок питания индикаторов и блоки уси­ ления 'ішпульсов. Для регистрации интенсивности гамма-йзлучения используется разрядный счетчик СТС-8 , а плотности тепловых нейтоонов — пропорциональный счетчик СНМ-9. Сигналы . глубинного прибора передаются на поверхность по одножильному кабелю.

Для однозначного разделения нефтеносных и водоносных пла­ стов в фонтанирующих скважинах желательно производить конт­ рольный замер в интервале исследуемых продуктивных пластов после обсадки скважины. Путем сопоставления последующих заме­ ров с контрольными можно учитывать влияние литологических неоднородностей коллекторов на показания диаграмм и более уве­ ренно наблюдать за перемещением ВНК-

4. О П Р Е Д Е Л Е Н И Е В О Д О Н Е Ф Т Я Н О Г О

КО Н Т А К Т А Н Е Й Т Р О Н - Н Е Й Т Р О Н Н Ы М

МЕ Т О Д О М

Нейтрон-нейтронным методом (ННМТ) исследования разрезов скважин водонефтяной контакт определяется по изменению плотно­ сти тепловых нейтронов при переходе из водоносной в нефтенос­ ную часть коллектора. Различие плотности тепловых нейтронов создается неодинаковым содержанием хлора в нефтеносной и водо­ носной частях коллектора. Диаграммы записываются двухканаль­ ным прибором ДРСТ.

В качестве источника быстрых нейтронов обычно применяются полониево-бериллиевые источники, а индикаторов тепловых нейт­ ронов сцннтнлляционные счетчики ZnS(B). Оптимальным является размер зонда L = 25—30 см. Вследствие того, что цементное кольцо, жидкость, заполняющая скважину, стальная обсадная колонна и стальной кожух прибора, интенсивно поглощая значительную часть замедленных в пласте нейтронов, оказывают сильное экрани­ рующее влияние, целесообразно иметь возможно больший диаметр скважинного прибора и изготовлять его корпус из металла, слабо поглощающего нейтроны, например из алюминия [93, 114].

Для регистрации тепловых нейтронов в фонтанирующих сква­ жинах применяется малогабаритный сцинтилляционный прибор, разработанный в ВУФ ВНИИГеофизики. Плотность тепловых ней­ тронов против водоносных пластов обычно меньше, чем против нефтеносных. Поэтому в отличие от нейтронного гамма-метода во­ доносная часть пласта на диаграммах нейтрон-нейтронного метода отмечается пониженной интенсивностью / ит счета тепловых нейтро­ нов в связи с большим их захватом в минерализованной пластовой воде, чем в нефти. Пример определения водонефтяного контакта по диаграммам нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам и нейтронного гамма-метода с люминесцентным прибором по конт­

52

рольной скв. 1384 Туймазинского нефтяного месторождения при­ веден на рис. 20. Водонефтяной контакт определяется на глубине 1627 м повышенными показаниями на диаграмме Jny и понижен­ ными показаниями по диаграмме / пт против водоносных песчани­ ков. Эффект ВНК для/пу равен 50%, для / nT — 2 0 %. Различия в знаках показаний нейтрон-нейтронного и нейтронного гамма-ме­ тодов позволяют однозначно определить положение водонефтяного контакта.

Преимуществом нейтрон-нейтронного метода перед нейтронным гамма-методом является меньшее влияние литологии пласта. Нейт- рон-нейтронный метод по

нейтронного метода по тепловым нейтронам не превышает ради­ уса скважины, и дифференциацию диаграмм ННМТ по хлору при измерениях в обсаженных скважинах связывает с осолонением це­ мента в интервале водоносных пластов.

В. М. Ивановым [55] разработана и опробована методика рас­ членения пород по нефтеводонасыщенности регистрацией содер­ жания хлора в цементном камне. Цементный камень в водоносных интервалах разреза с относительно высокой пористостью с тече­ нием времени начинает интенсивно осолоняться. Против нефтенос­ ного пласта этот процесс происходит очень медленно. В резуль­ тате экспериментальных исследований В. М. Ивановым установ­ лено, что независимо от степени минерализации пластовых вод концентрация хлора в цементном кольце против водоносных пла­ стов с течением времени становится большей, чем при затворенин

53

цемента на соленой воде той же минерализации, т. е. имеется эффект аккумуляции хлора в цементном кольце. Поэтому, измеряя степень осолонения цементного камня за колонной через несколько лет (практически через два-три года) после бурения скважины, можно выделить в разрезе водоносные пласты. Оптимальные ре­ зультаты получаются при проведении исследований через 3—15 лет после окончания бурения скважины.

В. М. Ивановым разработаны и опробованы приборы нейтрон­ ного каротажа по цементному кольцу ПНКД фонарного типа и с вращающимися детекторами тепловых и надтепловых нейтронов для регистрации хлора в цементном камне за обсадной колонной скважин, а также нейтронные хлоромеры для определения содер­ жания хлора в скважинной жидкости. Прибор ПНКД записывает плотности тепловых / т и надтепловых / пт нейтронов, зависящие от содержания хлора в цементном камне. Содержание хлора в це­ ментном камне определяется с помощью палеток зависимости ско­

ния поправок на кривые Jny т и / „Ylvr за изменение толщины стенки цементной колонны и минерализации жидкости в стволе скважины.

Поскольку на показания нейтронного-гамма метода и нейтроннейтронного метода влияют много факторов (водосодержание и хлоросодержание пород, толщина и степень осолонения цементного кольца, характер жидкости, заполняющей ствол скважины, рас­ положение прибора в скважине и пр.), при интерпретации диаг­ рамм нейтронных методов в действующих скважинах используются все геофизические и промыслово-геологические материалы по ис­ следуемой скважине — комплекс диаграмм электрометрии и кавер­ нограммы, данные предыдущих радиометрических исследований, сведения о дебите и степени обводнения скважины, состав воды, пластовое давление и др. Наибольшие трудности вызывает интер­ претация материалов исследования в обводненных фонтанирую­ щих скважинах. Одним из главных затруднений, возникающих при определении интервалов обводнения пластов в таких скважинах, является возможность обводнения скважины вследствие затруб­ ной циркуляции воды. Поэтому комплекс ННМ и НГМ желательно дополнять измерениями со скважинным резистивиметром (см. гл.VI).

5. Р А С Ч Л Е Н Е Н И Е П О Р О Д П О Н Е Ф Т Е В О Д О Н А С Ы Щ Е Н Н О С Т И

И М П У Л Ь С Н Ы М И Н Е Й Т Р О Н Н Ы М И М Е Т О Д А М И И С С Л Е Д О В А Н И Я С К В А Ж И Н

Общим недостатком рассмотренных выше радиометрических ме­ тодов определения положения водонефтяного контакта является их небольшая глубинность и значительное влияние диаметра сква­

54

месторождениях, где пластовые воды имеют сравнительно высокую минерализацию. Они мало эффективны также для исследования карбонатных коллекторов. Поэтому эффективность стационарных нейтронного гамма-метода и нейтрон-нейтронного метода, несмот­ ря на постоянное совершенствование исследовательской аппара­ туры и способов интерпретации, невелика, особенно при исследова­ нии пластов, вскрытых перфорацией.

Импульсные нейтронные методы применяются в двух модифи­ кациях: импульсный нейтрон-нейтронный метод (ИНЫМ) и им­ пульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ).

И М П У Л Ь С Н Ы Й Н Е Й Т Р О Н -Н Е Й Т Р О Н Н Ы Й М Е Т О Д

Импульсный нейтрон-нетронный метод с использованием нейт­ ронного генератора, работающего в импульсном режиме, основан на изучении нестационарного поля тепловых нейтронов [48, 96, 98]. Для проведения импульсного нейтрон-нейтронного метода приме­ няется несколько типов аппаратуры: ИГН-1, ИГН-90 и ИГН-4, раз­ работанные во ВНИИЯГГе Особом конструкторском бюро Мини­ стерства геологии УССР. Принцип действия, назначение и основ­ ные технические характеристики их одинаковы.

Аппаратура состоит из скважинного прибора и наземной части, содержащей временной анализатор, панель управления и блок пи­ тания. Основными узлами скважинного прибора являются ускори­ тельная трубка типа УГН-1, источник высокого напряжения и блок регистрации тепловых нейтронов. Трубка входит в состав источ­ ника высокого напряжения, работая в качестве кенотрона. Длина зонда — 40 см. В качестве индикатора излучения могут быть исполь­ зованы любые индикаторы тепловых нейтронов или гамма-кван­ тов — пропорциональный счетчик, наполненный BF3, фотоумножи­ тель со специальным сцинтиллятором и др. Подробно аппаратура описана в работах [98, 99].

Втресте «Татнефтегеофизика» разработан импульсный малога­ баритный генератор нейтронов ИГН-42 с диаметром 42 мм для исследования фонтанирующих скважин через насосно-компрессор­ ные трубы. Длина зонда составляет 40 см. Аппаратура ИГН-42 мо­ жет использоваться для работ методами ИНЫМ и ИНГМ. Она позволяет повысить эффективность исследований в фонтанирую­ щих скважинах [45].

Вимпульсных нейтронных методах плотность тепловых нейт­ ронов регистрируется в течение определенного промежутка времени после импульса облучения горных пород нейтронами. Этот процесс повторяется много раз в 1 с. Изменяя продолжительность времени между импульсом нейтронов и регистрацией, можно получить за­ висимость изменения плотности тепловых нейтронов в породе от времени. Принципиально ИННМ метод позволяет определять ко­ эффициент диффузии Dn нейтронов и среднее время т„ жизни

55

тепловых нейтронов. С увеличением времени t спад кривой практи­ чески не зависит от Dn и обусловливается только хп [36].

Коэффициент диффузии Dn нейтронов зависит в основном от содержания в породе водорода, т. е. в неглинистых и незагипсованных коллекторах — от коэффициента их пористости, а среднее время жизни тепловых нейтронов хп в пласте определяется содер­ жанием водорода и в значительно большей степени минерализа­ цией пластовой воды [114]. Так как среди попавших в индикатор нейтронов с течением времени большая доля принадлежит тем нейтронам, которые приходят из более далеких слоев породы, то с возрастанием t значительно увеличивается глубина исследования и уменьшается искажающее влияние параметров скважины. Это объясняется тем, что хп в скважине меньше, чем в породах, вслед­ ствие сильного поглощения нейтронов жидкостью, заполняющей скважину, цементным кольцом и обсадной колонной. Поэтому плот­ ность тепловых нейтронов в скважине через некоторое время будет в основном определяться их миграцией из породы [175]. Плотность тепловых нейтронов после окончания нейтронного импульса умень­ шается во времени по экспоненциальному закону в зависимости от среднего времени жизни тепловых нейтронов в данной среде

Здесь по плотность нейтронов в начальный момент времени.

В водоносном пласте среднее значение т„ меньше, чем в нефте- ' носном. Поэтому плотность тепловых нейтронов в водоносном пла­ сте убывает быстрее, чем в нефтеносном. Расчеты [48] показывают, что индикатор против нефтеносных песчаников должен быть

в10 раз больше, чем против пластов, содержащих высокоминера­

лизованную воду (200 г/л NaCl).

Изучение водонефтенасыщенности разреза скважин импульс­ ным нейтрон-нейтронным методом осуществляется следующими способами:

1 ) поточечно путем измерения среднего времени жизни тепло­ вых нейтронов хп, когда прибор неподвижен;

В нефтеносном и водоносном пластах в условиях отсутствия скважины, начиная со 100 мкс, затухание плотности тепловых нейтронов во времени приближенно описывается экспоненциаль­ ной зависимостью. В условиях обсаженной скважины, если погло­ щение тепловых нейтронов в ней больше, чем в пласте, получаемые кривые затухания плотности тепловых нейтронов характеризуются левой и правой ветвями. Левая ветвь, отличающаяся обычно бо­ лее крутым спадом, отражает процессы поглощения и диффузии нейтронов, замедлившихся до тепловых энергий в объеме сква­ жины. Правая, более пологая, ветвь имеет вид экспоненциальной зависимости, обусловлена влиянием диффундирующих из пласта тепловых нейтронов и используется для определения хп (см. рис. 2 1 ).

56

По данным работы [97], в условиях пластов горизонта Ді Ромашкинского нефтяного месторождения тпв водонасыщенного пла­ ста равна 120—150 мкс, а т„к нефтенасыщенного пласта 280— 320 мкс. В условиях непрерывной записи диаграмм при временных задержках t, равных 800—900 мкс, влияние диффузии нейтронов

стке выбираются ординаты ai и а 2, различающиеся в 2,7 раз. Раз­ ность h — соответствующих им абсцисс численно равна хп.

Измеренные значения хп обычно отличаются от истинного хп — среднего времени жизни тепловых нейтронов исследуемого пласта, из-за влияния скважинных условий. Как показано в работе [99], величина хп уменьшается с увеличением диаметра скважины и минерализации заполняющей ее воды, а также при проникновении в пласт фильтрата бурового раствора меньшей минерализации, чем пластовая вода. Величина хп в зоне проникновения больше, чем

впласте; понижающее проникновение минерализованного раствора

впласт на показания ИНЫМ влияет в меньшей степени. При

57

мощности пластов более 80 см влияние вмещающих пород мини­ мально.

Пример определения движения водонефтяного контакта по кривой плотности тепловых нейтронов приводится на рис. 22. На­ чальный контакт по данным бокового электрического зондирова­ ния находился на глубине 1769,6 м. Через семь лет по кривой ИНЫМ водонефтяной контакт поднялся до 1767 м. По кривой нейтронного гамма-метода этот пласт по водонефтенасыщенности расчленяется не очень четко.

Рис. 22. П ример определения движ ения водонефтя­ ного контакта импульсным нейтрон-нейтронным ме­ тодом. С кв. 777 П авловской площ ади Р ом аш кинского месторождения.

1 — нефтеносная часть пласта; 2 — обводненная часть пласта; 3 — первоначально водоносная часть пласта. Временная за­

держка ^3=900 мкс.

Импульсный нейтрон-нейтронный метод эффективен для разде­

к минерализации пластовых вод позволяет использовать его в гео­ логических районах со слабой минерализацией воды [109]. Он об­ ладает высокой чувствительностью к литологической неоднородно­ сти пластов и это должно быть учтено при интерпретации в комп­ лексе с другими геофизическими методами, хорошо расчленяющими породы по пористости и проницаемости. Оптимальная длина зонда импульсного нейтрон-нейтронного метода составляет 35—70 см, глубинность исследования — около 35—40 см [97].

Важнейшим преимуществом метода ИНЫМ, является сравни­ тельно малая зависимость затухания плотности тепловых нейтро­

58

нов от параметров скважин. Как показывают теоретические рас­ четы и скважинные исследования, этот метод может быть исполь­ зован для количественного определения коэффициента нефтенасыщения продуктивных песчаников достаточно постоянной пористо­ сти, содержащих пластовые воды высокой минерализации (свыше 120 г/л по хлору). Исследование пластов, вскрытых перфорацией, лучше проводить методом ИНГМ, на показания которого меньше влияет ближняя зона.

И М П У Л Ь С Н Ы Й н е й т р о н н ы й г а м м а -м е т о д

Метод основам на измерении гамма-излучения, возникающего при -радиационном захвате тепловых нейтронов нестационарного поля ядрами пород. Влияние на показания ИНГМ гамма-квантов, испускаемых в процессе неупругого рассеяния быстрых нейтронов источника на некоторых ядрах и активации ядер быстрыми и теп­ ловыми нейтронами, сводится к минимуму рациональной методи­ кой измерения [99].

Нефтеводонасыщенность пород оценивается, как и при иссле­ дованиях импульсным нейтрон-нейтронным методом, по значениям параметра хп. Интенсивность гамма-излучения радиационного за­ хвата в пласте пропорциональна плотности нейтронов. Импульсный нейтронный гамма-метод позволяет разделять пласты по нефтеводонасыщению по тем же критериям интерпретации по величине па­ раметра хп, что и при исследованиях импульсным нейтрон-нейтрон- иым методом. Кривые затухания гамма-излучения радиационного захвата в общем подобны кривым затухания плотности тепловых нейтронов. Применимость методов ИНГМ и ИНЫМ для оценки нейтронных параметров и плотности однородной среды практически одинакова.

Исследования нефтеводонасыщенности методом ИНГМ так же, как и методом ИННМ, производится путем измерений прибором в интервале скважины на одной временной задержке (в условиях месторождений Татарии, например, на временных задержках 900— 1000 мкс) и скорости регистрации 60—80 м/ч. Глубинность метода ИНГМ по величине параметра хп не превышает 35 см [97]. В слу­ чае проникновения минерализованной воды в нефтенасыщенный пласт глубинность исследования методами ИННМ и ИНГМ прак­ тически одинакова, при повышающем проникновении в пласт глу­ бинность исследования метода ИНГМ несколько больше.

Метод ИНГМ имеет следующие преимущества перед методом ИННМ: скважина влияет на его показания значительно меньше, скорость счета при одинаковых временных задержках в 5—10 раз выше, переход на работу методами ГМ и наведенной активности осуществляется без подъема и смены прибора [99].

По результатам моделирования в ТатНИПИнефти (Б. М. Орлинский, В. М. Арбузов) установлено, что на границе сред раз­ личного хлоросодержания значения параметра хп, измеренные

59

ИНЫМ и ИНГМ, совпадают между собой. Если точка записи отнесена к индикатору, то независимо от мощности обводненного пропластка нижняя граница выделяется по точке, соответствую­ щей 1/10 аномалии от начала изменения т„. Верхняя граница отме­ чается серединой максимума (или минимума) аномалии, когда мощность обводненного пропластка не превышает 40—45 см, и по точке, соответствующей 1/10 аномалии от начала изменения.

Большой интерес представляет возможность определения интер­ валов и нефтенасыщенности заводненных пластов в эксплуатаци­ онных скважинах с помощью импульсных нейтронных методов Я Связь коэффициента нефтенасыщенности нефтеносного или заводненного пласта с нейтронными параметрами пласта и от­

дельных его компонентов имеет следующий вид [99]:

где тпл, тск, тв, тп, Япл, Яск, Яв, Ян — соответственно средние времена жизни и декременты затухания тепловых нейтронов в пласте, ми­ неральном скелете, воде и нефти.

Для водонасыщенного пласта выражения (20) и (21) прини­

Соотношения (20) и (21) могут быть использованы для опре­ деления коэффициента нефтенасыщенности в продуктивном пласте, а выражения (22) и (23) — пористости в водоносном пласте. Для этого необходимо в первом случае знать величины Ап, Яв, Яи и Яск, во втором — Яв и Яск. Если Ап может быть определено по результа­ там анализа керна или по материалам промыслово-геофизических исследований (НГМ, электрометрия), а Яв и Ян в разрабатываемых пластах — по данным химического анализа проб жидкости, то вели­ чину Яск затруднительно определить экспериментально независи­ мым способом. Поэтому определения Ан в продуктивном пласте или Ад в водоносном по результатам измерений Япл зависит от предпо­ ложений относительно Яск-

Применение импульсных нейтронных методов позволяет опре­ делять коэффициент остаточной нефтенасыщенности в заводненных вскрытых перфорацией пластах более упрощенным способом. Если пласт вскрыт перфорацией, то существует возможность проведе­ ния исследований ИНМ при закачке двух или большего числа1

1 Эти вопросы изложены по материалам М . X. Хуснуллина [170].

60