книги / Геофизические исследования скважин

ного давления t целью разгазирования нефти в прискважинной зоне пласта. При снижении давления ниже давления насыщения часть ра­ створенного газа выделяется из нефти и образует пузырьки. Содер­ жание водорода в единице объема породы снижается, пласт по су­ ществу становится нефтегазовым и на кривых нейтронных методов отмечается более высокими показаниями по сравнению с нефтенос­ ными и водоносными пластами. Надежность выделения возрастает, если сравнивать две диаграммы, зарегистрированные до и после раз­ газирования нефти в прискважинной части пласта. Против этих пла­ стов показания при повторном замере увеличиваются.

Во вновь бурящихся скважинах пласты с нефтью и пресной во­ дой иногда могут быть разделены по скорости расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора, если бурение прово­ дить на соленом растворе.

В пластах, обводненных пресной водой, фильтрат соленого раство­ ра, контактирующий с пресной пластовой водой, опресняется быст­ рее по сравнению с нефтеносными пластами, в которых соленая вода в зоне проникновения сохраняется гораздо дольше. Поэтому, прово­ дя измерения ИНЫМ или ИНГМ через время, достаточное для оп­ реснения зоны проникновения в обводненных пластах, можно выде­ лять нефтеносные части пласта по обратному эффекту, т. е. по более низкому значению среднего времени жизни нейтронов по сравнению с обводненными пластами.

На месторождениях с достаточно высокой минерализацией плас­ товых вод выделение интервалов, обводненных закачиваемой пре­ сной водой, нередко возможно и по замерам ИНЫМ при регулярных наблюдениях в контрольных скважинах. Поскольку фронт закачи­ ваемой до 200— 300 м воды часто осолоняется солями, вымываемы­ ми из пород-коллекторов, то при достаточно частых наблюдениях по данным нейтронных методов сначала улавливается вытеснение не­ фти соленой водой; лишь затем появляется пресная вода и нейтрон­ ные свойства пластов опять становятся близкими к свойствам нефтя­ ного пласта.

Определение газонефтяного и газоводяного контактов нейтрон­ ными методами основано на меньшем содержании водорода в газе по сравнению с водой и нефтью. Благодаря этому на диаграммах всех нейтронных методов газоносный пласт отмечается повышенными по­ казаниями по сравнению с нефтеносными или водоносным пластами (рис. 196). Однако повышенными показаниями на диаграммах нейт­ ронных методов отмечаются также и низкопористые (плотные) по­ роды. Чтобы отличить их от более пористых газонасыщенных кол­ лекторов, можно использовать данные других методов, зависящие от пористости (ГГМ-П или AM).

Если определить газожидкостный контакт из-за резкой неодно­ родности разреза трудно, иногда проводят временные исследования нейтронными методами. Сначала скважину исследуют до спуска об­ садной колонны или непосредственно после цементирования, когда в газоносных пластах имеется зона проникновения фильтрата буро­

341

вого раствора. При повторном замере по истечении времени, не­ обходимого для расформирова­ ния зоны проникновения и подхо­ да газа непосредственно к сква­ жине, показания против газонос­ ных пластов возрастут. При даль­ нейшем контроле разработки ме­ сторождения перемещение кон­ тактов или прорыв вод выше кон­ такта такж е определяют путем сопоставления диаграмм нейт­ ронного метода с более ранними замерами этим методом. Если подбором масштабов совместить две диаграммы против всех плас­ тов явно продуктивней части раз­ реза, то пласты, обводнившиеся между двумя замерами, будут ха­ рактеризоваться понижением по­ казаний последующего замера по сравнению с первым.

Аномалия на диаграммах нейт­ ронных методов против газоносных пластов уменьшается и определе­ ние ГЖК затрудняется по мере уменьшения коэффициентов по­ ристости и газонасыщения, а так­

же с увеличением их глинистости и пластового давления. При высоких пластовых давлениях плотность газа приближается к плотности нефти и различие в водородосодержании газоносных и нефтеносных пластов сглаживается. В таких случаях определение ГНК по данным однократ­ ных замеров может оказаться затруднительным, а установление ГВК возможно при тех же условиях, что и ВНК, и по той же методике (одно­ родный пласт, высокая минерализация пластовых вод).

Разрабатываются методы, эффективность которых не зависит от минерализации вод, хотя имеются другие ограничения в их приме­ нении. К ним относится низкочастотный акустический метод. Влия­ ние крепления скважины колоннами зависит от отношения толщи­ ны колонны, цементного кольца и длины волны акустических коле­ баний. Это влияние меньше для волн с относительно большой длиной волны (низкой частотой). Поэтому для определения контактов в об­ саженных скважинах применяют аппаратуру с источником, излу­ чающим колебания с более низкой частотой (порядка единиц кило­ герц), чем при обычном акустическом методе (см. гл. Ill, § 1). Увели­ чивают также мощность излучателя упругих волн.

Скорость распространения волн для нефте-, газо- и водонасыщен­ ных пластов заметно различается лишь в случае рыхлых отложе­

342

ний, залегающих на небольшой глубине (менее 1 — 2 км). Более зна­ чительно различаются коэффициенты затухания волн, причем осо­ бенно заметно для продольных и поперечных волн. Для продольных волн коэффициент затухания упругих колебаний растет (амплиту­ да волн уменьшается) при прочих равных условиях при переходе зонда от водоносных пластов к нефтеносным и далее к газоносным. Коэффициент затухания поперечных волн при этом уменьшается (амплитуда волн возрастает). Поэтому кривые изменения амплитуд продольных А р и поперечных A s волн в пределах пласта с постоян­ ным коэффициентом пористости, но с различным насыщением име­ ют вид приведенных на рис. 197.

На ряде месторождений в обводняющихся интервалах разреза отмечается радиогеохимический эффект, заключающийся в некото­ ром обогащении пластовых вод радием в процессе вытеснения ими нефти из пласта с последующей сорбцией цементным камнем радио­ активных элементов из обогащенных пластовых вод.

Благодаря этому, повторные измерения радиоактивности в эксп­ луатационных скважинах ряда месторождений позволяют обнару­ жить обводненные участки разреза, отмечающиеся значительным повышением гамма-активности по сравнению с ее величиной к мо­ менту сооружения скважины (рис. 198, интервал 2209,2 — 2210,5 м).

водонефтяной контакт (по О.Л. Кузнецову).

Песчаник: 1 — водоносный; 2 — нефтеносный; 3 — глина; 4 — алевролит; 5 — участки диаграмм, соответствующие нефте­ носному пласту

343

следования ядерными методами определение газожидкостных и во­ донефтяных контактов, тем более количественная оценка коэффици­ ентов газо- и нефтенасыщения, возможны лишь в скважинах, где за­ кончилось расформирование зоны проникновения против исследуе­ мых пластов. Для этого неперфорированные интервалы исследуют через значительное время после крепления скважины колоннами, ко­ леблющееся от нескольких дней для высокопроницаемых однородных коллекторов до многих месяцев или даже лет для пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Условия неперфорированных скважин, достаточно долго просто­ явших после крепления колоннами, наиболее благоприятны для про­ слеживания за изменением контактов, обводнением отдельных про­ слоев и определения коэффициентов газо- и нефтенасыщения. По­ этому на крупных месторождениях бурят специальные наблюдатель­ ные скважины, в которых обсадную колонну оставляют неперфори­ рованной, и по результатам периодических измерений в таких скважинах контролируют процессы обводнения пластов. Если мес­ торождение многопластовое и имеется несколько отдельных объек­ тов эксплуатации со своими сетками эксплуатационных скважин, то скважины, эксплуатирующие одну из залежей, могут служить на­ блюдательными для контроля за неперфорированными пластами другой залежи. При исследовании перфорированных интервалов определение контактов затрудняется возможным проникновением

344

жидкости из ствола скважины в пласт. В частности, на забое сква­ жины может накопиться вода, в том числе против газоили нефте­ отдающих интервалов. После остановки скважины такие пласты мо­ гут частично поглотить эту воду. Особенно сильное обводнение при­ скважинной зоны происходит при «задавливании » фонтанирующих скважин соленой водой или глинистым раствором, поскольку в этих случаях забойное давление обычно больше пластового. Для умень­ шения искажений эту разность давлений желательно сделать как можно меньшей. В таких случаях лучше применять импульсные ней­ тронные методы, обладающие большей глубиной исследования. Од­ нако наиболее радикальное уменьшение таких помех при исследо­ вании перфорированных пластов достигается при проведении изме­ рений в действующей скважине (см. Главу 11 § 3).

Надежность разделения продуктивных и обводненных зон повы­ шается, если диаграмму, полученную в действующей скважине, срав­ нить с диаграммой, зарегистрированной в той ж е задавленной сква­ жине.

На рис. 199 показан пример диаграмм НГМ, зарегистрированных в задавленной и действующей скважинах. Сравнение двух диаграмм позволяет выявить относительное понижение показаний в интерва­ лах 1618— 1625,5 м и 1630— 1636,5 м, обусловленное вытеснением нефтью соленой воды из зоны проникновения. Обводненная часть пласта (1625,5 — 1630 м) выделяется относительно повышенными по­ казаниями НГМ.

Рис. 199. Выделение обводненногоинтервала (1625— 1629 м)путем сопостав­

ления диаграмм НГМ, зарегистрированных в скважине задавленной водой (1), и после возбуждения ее компрессором (2) (по И.Л. Дворкину)

345

§ 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИТОКА И ПОГЛОЩ ЕНИЯ Ж И Д КОСТИ И ГА З А В ЭКСП ЛУАТАЦИ ОН НЫ Х И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖ И Н АХ

Для уточнения положения, мощности и вертикальной неоднород­ ности коллекторов, определения эффективности перфорации, гид­ роразрыва, солянокислотной обработки, оценки коэффициента про­ дуктивности отдельных прослоев, а также для решения других за­ дач в разрезе, вскрытом эксплуатационной скважиной, необходимо выделить интервалы, отдающие жидкость, определить дебит из каж ­ дого пласта. В нагнетательных скважинах соответственно необходи­ мо выделить интервалы, принимающие жидкость, и определить объем жидкости, поглощаемой, каждым интервалом.

Аналогичные исследования необходимо проводить также до и пос­ ле мероприятий по интенсификации пластов (солянокислотной об­ работки, гидроразрыва, дополнительной перфорации, и т. п.) с целью выяснения эффективности обработки.

В результате исследований получают график изменения сум­ марного (для всех пластов ниже заданной глубины) или поинтервального дебитов по глубине скважины, называемых профилями прито­ ка (поглощения) жидкости или газа.

Профили притока получают следующими методами: 1) измере­ нием скорости движения жидкости в стволе скважины с по специ­ альных приборов, называемых дебитомерами и расходомерами (пер­ вые предназначены для исследования эксплуатационных скважин, вторые — нагнетательных); 2) определением скорости движения по стволу скважины некоторой «метки » , например радиоактивных изо­ топов, нагретой воды: и т. п., добавленных в поток флюида, или части флюида, отличающейся радиоактивностью, температурой или дру­ гими свойствами; 3) изучением изменений температуры флюида в месте его истечения (эффект Джоуля-Томсона).

Для выделения поглощающих интервалов в нагнетательных сква­ жинах может быть использован также эффект поглощения пласта­ ми радиоактивных или иных индикаторов. Поглощение индикатора приводит к изменению их радиоактивности, температуры (при за­ качке воды с низкой или высокой температурой) или нейтронных свойств (при закачке жидкостей, меченных соединениями хлора, бора, кадмия и т. п.).

Определение интервалов притока и поглощения скважинными дебитомерами (расходомерами)

Скважинный дебитомер или расходомер состоит из следующих основных узлов: датчика, воспринимающего движение флюида и вы­ рабатывающего электрический сигнал, величина которого функци­ онально связана со скоростью потока; пакера, перекрывающего про­ странство между дебитомером и колонной труб (стенками скважи­ ны) для направления всего потока флюида через канал, в котором расположен датчик; механизма управления пакером, служащего для

346

дистанционного раскрытия и закрытия пакера после спуска прибора на заданную глубину.

Дебитомеры и расходомеры могут быть с местной регистрацией и дистанционные. В приборах с местной регистрацией измеренная ве­ личина регистрируется устройством, помещенным в самом скважин­ ном снаряде. Их пакеры обычно раскрываются однократно с помо­ щью спускового механизма, также размещенного в скважинном сна­ ряде. В дистанционных приборах измеряемая в виде электрического сигнала величина передается на поверхность по кабелю и там регис­ трируется обычными регистраторами станций.

Наиболее распространены дебитомеры и расходомеры с ди­ станционной передачей показаний. Их преимущества перед при­ борами с местной регистрацией параметров заключаются в воз­ можности непосредственного наблюдения за результатами ис­ следования. Они позволяют осуществлять многократное раскрытие и закрытие пакера, а следовательно, проводить за один спуск иссле­ дования на различных глубинах и в разных интервалах.

Преимущество дебитомеров с местной регистрацией — простота конструкций; они не требуют специального оборудования (каротаж­ ных станций). Измерения с ними обычно выполняет персонал про­ мыслов.

Дебитомеры различаются также способом пакеровки. Дебитоме­ ры с абсолютной пакеровкой обеспечивают проход всего потока че­ рез измерительный канал. Дебитомеры с пакерами зонтичного типа лишь частично перекрывают пространство между стенкой скважи­ ны и дебитомером.

Для лучшего перекрытия зазора между дебитомером и стенками обсадной колонны материал абсолютного пакера должен быть эла­ стичным. Его обычно делают из маслостойкой резины или специ­ альной эластичной ткани. Он имеет форму цилиндрической трубки с продольными гофрами, концы которой плотно крепятся к корпу­ су прибора. При движении прибора по скважине пакер складыва­ ется так, что его диаметр не превышает диаметра остальной части скважинного прибора. Для раскрытия пакера внутрь его насосом закачивают буровой раствор; пакер раздувается и, приобретая овальную форму, прижимается к колонне. В некоторых дебитомерах пакер управляется электромеханическим приводом. Пакер рас­ крывается за счет сгибания нескольких пар пластин, к которым прикреплена ткань пакера.

Зонтичные пакеры не полностью перекрывают зазор между при­ бором и колонной. Их преимущество — более простая система рас­ крытия. Зонтичные пакеры раскрываются с помощью специального микродвигателя, питаемого током по кабелю. В дебитомерах с мест­ ной регистрацией пакеры раскрываются с помощью спускового ме­ ханизма и реле времени.

Существуют также более простые дебитомеры без пакеров. Их применение целесообразно при измерении больших расходов жид­ кости или газа, а также при стационарной установке прибора в сква-

347

жине, когда доля флюида, проходящего через датчик, остается при­ мерно постоянной. Введение пакеров в конструкцию дебитомеров вызывает значительное усложнение их конструкции, но в то же вре­ мя повышается точность определения дебитов.

По принципу действия основного элемента — датчика наиболее распространенные скважинные дебитомеры и расходомеры относят­ ся к одному из двух типов: турбинным (вертушечным) или термо­ электрическим.

На рис. 200, а изображен деби- томер-расходомер первого типа. Измерительным элементом слу­ ж ит разгруж ен н ая гидромет­ рическая турбинка. Поток жидко­ сти, проходя через окна 8 и 11, вращает турбинку 9, на общей оси с которой установлен постоянный П-образный магнит 7. Этот магнит через стенку герметичной каме­ ры (из немагнитного материала) управляет установленным в ка­ мере магнитным прерывателем тока 6. Принцип действия преры­ вателя следующий (рис. 200, б). При вращении магнита 7, укреп­ ленного на турбинке, магнитная стрелка 12 соверш ает колеба­ тельные движения вокруг оси 16, замыкая и размыкая электричес­ кую цепь через подвижный кон­ такт 15. Таким образом, в цепи, подключенной к кабелю 1, возни­ кают электрические импульсы, число которых, очевидно, совпа­ дает с числом оборотов турбинки.

Рис. 200. Принципиальная схема де- Амплитуда колебаний стрелки

контакте. Преимущество магнитного прерывателя — незначитель­ ная мощность, требуемая для его работы, а отсюда весьма неболь­ шое тормозящее действие на турбинку.

Пакер 10 рассматриваемого прибора представляет собой чехол из ткани, натянутой между парами пластинчатых пружин. Раскрытие пакера осуществляется электрическим приводом, состоящим из электродвигателя и ходового винта 3. Винт с, ввинчиваясь в травер­ су 4, двигает подвижную трубу 5 относительно корпуса 2 вниз. При этом труба 5, нажимая на пластинки пакера, выгибает их наружу, и, расправляя ткань пакера, перекрывает кольцевое пространство меж-

348

ду дебитомером и колонной. Одновременно с этим окно 8 на трубе 5 совмещается с соответствующим окном в корпусе 2, открывая путь для движения всего потока жидкости через струенаправляющую трубу дебитомера, где установлена турбинка. При обратном направ­ лении вращения ходового винта 3 пластинки пакера распрямляются и ткань складывается вокруг прибора.

Импульсы тока от прерывателя 6 по кабелю передаются на по­ верхность, специальным блоком частотомера преобразуются в по­ стоянный ток, который пропорционален числу импульсов (аналогично интеграторам радиометров, см. гл. И, § 6) и регистрируется регист­ ратором геофизической станции. Частота вращения турбины пропор­ циональна скорости потока. Коэффициент пропорциональности оп­ ределяется градуировкой прибора на специальных стендах или не­ посредственно на скважине.

Термоэлектрический скважинный дебитомер СТД работает по принципу термоанемометра. На рис. 201 показана упрощенная элек­

349

странство в трубке заливают металлическим сплавом с температу­ рой плавления 80— 130 °С.

Исследования дебитомерами, как правило, проводят в дей­ ствующих скважинах. Лишь при необходимости установления меж­ пластовых перетоков иногда исследуют остановленные скважины.

В скважинах, эксплуатируемых фонтанным или компрессорным способом, а также в наблюдательных скважинах приборы опускают через специальное устройство — лубрикатор (см. гл. 11 § 3), позволя­ ющее проводить работы без остановки скважины при буферном дав­ лении на устье.

Исследование дебитомерами, опускаемыми через насосно-комп­ рессорные трубы (НКТ), возможно лишь в части разреза, располо­ женной ниже НКТ. В скважинах, эксплуатируемых глубинными на­ сосами, дебитомеры можно спускать в межтрубье (см. гл. 11 § 3). Спуск приборов через лубрикатор, особенно при высоком буферном давле­ нии, относится к числу опасных работ и должен проводиться соглас­ но специальным инструкциям для каждого типа лубрикатора.

Исследования могут проводиться при непрерывном движении прибора в скважине либо «по точкам», т. е. на отдельных глубинах при неподвижном приборе. Последний способ наиболее типичен для пакерных дебитомеров с абсолютным пакером. При обработке ре­ зультатов, используя данные эталонировки прибора, от импульсов в минуту переходят к абсолютным величинам — дебиту в кубичес­ ких метрах в сутки. При отсутствии градуировочного графика де­ бит выражают в относительных величинах — долях от полного де­ бита выше интервала перфорации или фильтра. Рассчитанные та­ ким образом величины откладывают по абсциссе диаграммной бумаги против соответствующих отметок глубины. Обычно из-за не­ устойчивости потока, различных помех и погрешностей измерений точки на графике имеют некоторый разброс, поэтому через них проводят усредняющую кривую. Крупные погрешности, связанные с засорением турбинки и т. п., исключают путем повторных иссле­ дований.

Полученная кривая, показывающая количество (долю) жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах, на­ зывается интегральной дебитограммой (рис. 202, а, кривая 1). Она по­ казывает суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже дан­ ной глубины. В интервалах притока на такой дебитограмме наблю­ дается рост показаний, а в интервалах поглощения — их уменьшение. Приращение показаний в определенном интервале пропорциональ­ но количеству жидкости, отдаваемой (поглощаемой) этим интерва­ лом. Так, на рис. 202 притоки жидкости наблюдаются в четырех ин­ тервалах, отмеченных стрелками, причем наибольшая часть прито­ ка (7 м3/су т, или около 40%) связана с верхним интервалом (1529— 1539 м). Далее по интегральной дебитограмме строят диф ф еренциальную дебитограмму (см. рис. 202, а, кривая 2), показывающую интенсивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта. Для получения абсцисс этой кривой приращения

350