книги / Геофизические исследования скважин

Рис. 202. Примеры дебитограмм,

зарегистрированных турбинным

(а) и термоэлектрическим (б) де­ битомерами.

1 — интегральная дебитограмма; 2 — дифференциальная дебитограмма

показаний на интегральной кривой делят на мощность интервала, в котором наблюдается соответствующее приращение.

Непрерывную регистрацию диаграмм изменения дебита с глубиной осуществляют беспакерными дебитомерами или дебитомерами с не­ полной пакеровкой. Замеры можно проводить как при подъеме, так и при спуске прибора в скважину. При обработке дебитограмм необхо­ дима вводить поправку на скорость движения прибора, так как из­ меряемая прибором скорость есть скорость относительного движения жидкости (газа) и прибора и отличается от истинной скорости потока на скорость движения прибора. Если прибор движется навстречу по­ току, чувствительность турбинных дебитомеров возрастает. Скорость движения: должна быть выше стартовой скорости вертушки (той ско­ рости потока, ниже которой он не в состоянии стронуть вертушку).

На рис. 202, б изображена схематическая дебитограмма, по­ лученная термодебитомером. При переходе через интервал, на ко­ тором в скважину поступает жидкость, следовательно, изменяется скорость движения потока, за счет изменения теплообмена изменя­ ется сопротивление чувствительного элемента. По этому изменению и выделяют отдающий интервал. Вследствие более сильного влия­ ния потока жидкости, перпендикулярного к оси прибора (радиаль­ ного потока), по сравнению с потоком вдоль оси скважины в кровле отдающих жидкость интервалов (но не всегда) наблюдается мини­ мум, выше которого отмечается некоторый рост показаний. Подошва интервала поступления жидкости в скважину отмечается по началу спада кривой (при движении прибора снизу вверх), а кровля — по минимуму или (при его отсутствии) по точке перегиба кривой. Коли­ чественное определение дебита проводят по разнице 5Т между показаниями ДТ ниже интервала и выше интервала притока (после прохождения указанного выше переходного участка непосредственно после минимума). Переход от значений 5Т к дебиту осущестляют по

351

градуировочной кривой. Поскольку теплопроводность нефти, газа и воды различна, приращение сопротивления для трех сред при од­ ной и той же скорости потока различна. Поэтому эталонировочная кривая должна быть получена для каждой из этих сред. Из-за разли­ чия теплопроводности сред термодебитомер показывает изменение показаний при переходе через раздел вода — нефть или вода — газ.

Аналогично производят построение интегрального и дифферен­ циального профилей по данным механической расходометрии. Ин­ тегральный профиль притока может быть описан формулой [7]:

К

Q = j q z d z

к

где hKhn — глубины залегания кровли и подошвы исследуемого ра­ ботающего интервала, qz— удельный расход. Если движение флюи­ да происходит вниз по стволу, то получаемый профиль расхода бу­ дет являться уже профилем приемистости. Зависимость расхода флюида от глубины описывается выражением

Qz = zJ<гА

К

дифференцирование которого дает профили расхода отдельных ин­ тервалов. Для г-го объекта дифференциальный профиль может быть построен по удельным расходам qt:

_ (Qtmax - Q r 1)

Чг A L

где Q™*, QJ™1 расходы в верхней и нижней точках изучаемого ин­ тервала глубин AL (рис. 203).

Чувствительность показаний к характеру флюида затрудняет выполнение количественной интерпретации термодебитограммы (расходограммы), если в скважине движется многофазная смесь, и часто дебитограммы (расходограммы) позволяют лишь выделять ин­ тервалы притока без количественного определения их дебитов. Но в комплексе с дебитограммой, полученной механическими дебитомерами, зависимость показаний от состава флюида часто позволяет су­ дить о его составе и может рассматриваться даже как преимущество. Надежное определение работающей толщины, коэффициентов ох­ вата и действующей толщины возможно по комплексу методов при­ тока и состава.

Основные помехи при дебитометрии следующие: 1) неполнота пакеровки из-за нарушения пакера или неплотного прилегания его к трубе; 2) изменение внутреннего диаметра обсадных труб, обуслов­ ливающее погрешность в определении дебита при исследованиях с беспакерными приборами или с приборами с неполной пакеровкой; 3) нарушение герметичности цементного кольца, приводящее к тому, что часть жидкости (газа) движется по заколонному пространству; влияние этого фактора особенно велико при замерах пакерными при­ борами; 4) образование столба жидкости в забое, частично или пол-

352

_ 1 __________

Рис. 203. Профиль притока по расходометрии [по А.И. Ипатову, М.И. Кременецкому].

ностью перекрывающего интервалы поступления нефти или газа; влияние этого фактора особенно существенно для беспакерных дебитомеров. Наконец, скорость потока меняется в зависимости от поло­ жения прибора относительно стенки скважины. Эта зависимость осо­ бенно сильна для приборов малого диаметра, поэтому они должны снабжаться центрирующими фонарями.

Профили расхода, полученные при расходометрии, целесообраз­ но дополнять результатами обработки других методов, дающих ин­ формацию о заколонных и межколонных перетоках. Комплексный подход позволяет в ряде случаев обнаружить обводнение продук­ тивных пластов и образование техногенных залежей газа. Данные по профилю притока могут быть использованы для оценки работа­ ющей толщины пласта. Работающей считается та часть эффектив­ ной толщины пласта, в пределах которой происходит движение флюидов при разработке месторождения. Отношение суммарной работающей толщины к суммарной эффективной мощности назы­ вается коэффициентом охвата. Этот коэффициент используется для обоснования мероприятий по регулированию процесса вытеснения. Для сравнения работы пластов в разных скважинах или в разное время применяется коэффициент действующей толщины, равный отношению работающей толщины к эффективной толщине перфо­ рированного интервала. При герметичном затрубном пространстве и надежном гидродинамическом разобщении пластов этот коэффи­ циент определяется изменением проницаемости в пределах коллек­ тора.32

Определение интервалов притока и поглощения с помощью термометрии

Расширение газа при поступлении из пласта в скважину обычно сопровождается его охлаждением (эффект Джоуля-Томсона). В ре­ зультате против газоотдающих интервалов наблюдается темпера­ турная аномалия. Степень охлаждения газа при поступлении в сква­ жину растет с ростом перепада давления (депрессии) между плас­ том и скважиной, составляя обычно несколько сотых долей градуса на 1 МПа. Однако против газоотдающих интервалов (за исключени­ ем самого нижнего) температура изменяется меньше из-за смеше­ ния газа, поступающего из данного интервала, с газом, идущим сни­ зу и успевающим частично согреться за счет теплообмена со стенка­ ми скважины. Схематическая кривая изменения температуры в стволе скважины с тремя газоотдающими интервалами (I— III) по­ казана на рис. 204 (кривая 2). Кривой 1 на этом рисунке отмечено изменение с глубиной ненарушенной температуры горных пород до начала эксплуатации скважины.

Кривая 4, показывающая температуру газа, поступающего из пла­ стов, сдвинута относительно кривой 1 на величину АТ, равную ох­ лаждению газа из-за дроссельного эффекта. (На рис. 204 предпола­ гается, что эта величина, а следовательно, и депрессия для всех пла­ стов одна и та же). Кривая 4 против газоотдающих пластов показывает температуру газа, поступающего из пласта в скважину.

Характер кривой 2, описывающей изменение температуры газа по стволу действующей скважины, объясняется следующим обра­ зом. В подошве самого нижнего газоотдающего пласта температура в стволе скважины совпадает с температурой газа, поступающего из пласта (кривые 2 и 4 совпадают). Ниже этой точки температура при­ ближается к температуре горных пород, а выше она несколько сни-

Рис. 204. Схематические термограммы в действующих добыва­ ющей газовой (а) и нагнетатель­ ной (б) скважинах

3 5 4

жается за счет смешения газа с более холодным газом, поступающим из верхней части пласта. Выше нижнего газоотдающего пласта газ нагревается за счет теплообмена с более теплыми стенками скважины. Чем выше дебит нижнего пласта, тем медленнее происходит этот на­ грев.

В интервале второго газоотдающего пласта температура умень­ шается из-за смешения идущего снизу газа с газом, поступающим из второго пласта. Чем больше отношение дебитов второго и нижне­ го пластов, тем больше это снижение температуры против второго пласта.

Аналогичная картина наблюдается в интервале третьего пласта. Снижение температуры здесь зависит от отношения его дебита к сум­ марному дебиту залегающих ниже пластов.

Итак, самый нижний газоотдающий пласт IV выделяется на тер­ мограмме 3 отрицательной температурной аномалией, причем амп­ литуда аномалии (относительно геотермы, т. е. ненарушенной тем­ пературы пласта) пропорциональна депрессии на пласт и не зависит от его дебита.

Против остальных пластов, кроме нижнего, наблюдается сниже­ ние температуры с градиентом, большим, чем для естественной тем­ пературы горных пород. Зная температуру газа, подходящего снизу (в подошве пласта), температуру смеси в кровле пласта и температуру газа, поступающего из пласта (рассчитывают по известной тем­ пературе пород и известному значению депрессии на пласт), можно получить относительные дебиты всех пластов, а этого (с учетом де­ бита всей скважины, измеряемого на устье) достаточно для опреде­ ления абсолютного дебита отдельных пластов. Однако практически точность этого определения не очень высока, поскольку депрессия на разные пласты обычно различна и бывает известна лишь прибли­ женно.

При длительной работе скважины прискважинная часть газоотда­ ющих пластов успевает охладиться практически до температуры по­ ступающего газа, т. е. до величины, соответствующей диаграмме 4. Поэтому после остановки скважины в течение значительного време­ ни против этих пластов наблюдается отрицательная аномалия темпе­ ратуры. Это позволяет их выделять также по термограмме, получен­ ной после остановки скважины (кривая 3 на рис. 204). Более того, пла­ сты с относительно малыми дебитами при этом могут выделяться даже четче, чем на термограмме действующей скважины.

Эффект Джоуля-Томсона наблюдается и при истечении жидко­ сти (нефти и воды). В отличие от газа эти жидкости при поступлении в скважину нагреваются. Однако величина эффекта здесь в несколько десятков раз ниже, чем для газа. Для его использования требуются более высокоточные термометры.

Термический метод для выделения газоотдающих пластов имеет следующие преимущества.

1. Возможность выделения пластов, перекрытых насосно-компр сорными трубами. Механическими дебитомерами такие пласты в на­

355

стоящее время не выделяются, поскольку спуск приборов в затрубье

вгазовых скважинах более сложен и пока не освоен. При выделении газоносных пластов термометр опускают через насосно-компрессор­ ные трубы, а скважину эксплуатируют по за трубному пространству. Как показывает опыт, колонны и трубы, находящиеся между термо­ метром и газовым потоком, почти не влияют на передачу тепла, а рас­ пределение температур внутри труб практически не отличается от распределения температур в потоке газа в затрубье.

2.Надежное выделение самого нижнего интервала притока неза­ висимо от дебита, поскольку величина аномалии зависит только от депрессии на пласт, а мешающего влияния эффекта смещения для нижнего интервала нет.

3.Возможность определения отдающих пластов в остановленных скважинах, поскольку температурная аномалия против них сохраня­ ется в течение некоторого времени и после остановки скважины. Это особенно важно в тех случаях, когда по каким-либо причинам не уда­ ется провести исследования в процессе работы скважины. Кроме того, некоторые пласты, из-за небольшой величины дебитов не выделяю­ щиеся в действующей скважине, могут отметиться четкой аномалией

востановленной скважине, когда нет помехи за счет смешения с пото­ ком газа, идущим из более мощных нижележащих интервалов.

Поглощающие пласты в нагнетательной скважине могут выде­

ляться по данным термических исследований в процессе ее работы или же после ее остановки (см. рис. 204, б).

При закачке с небольшой скоростью жидкость во время ее дви­ жения вниз по скважине нагревается. Хотя температура жидкости и отстает от температуры пород, постепенно градиент ее изменения становится близким к естественному градиенту температуры горных пород. Поскольку поглощающий пласт IV уже охлажден предыду­ щими порциями воды, жидкость при движении мимо этого пласта не меняет своей температуры и поглощающий пласт выделяется прак­ тически постоянной температурой (кривая 2 на рис. 204, б). Ниже по­ дошвы нижнего поглощающего пласта температура в скважине бы­ стро растет до температуры пород.

После остановки скважины температура в стволе скважины уве­ личивается за счет тепла, идущего от пластов, причем в охлажденном поглощенным флюидом пласте этот рост значительно отстает. В ре­ зультате против поглощающего пласта через некоторое время обра­ зуется аномалия относительно низких (по сравнению с подстилаю­ щими и перекрывающ ими пластами) температур (кривая 3 на рис. 204, б). Существенно, что аномалия образуется непосредственно против пластов, поглотивших воду, а не против интервалов ухода жидкости из колонны.

На рис. 205 показан пример использования данных термометрии в комплексе с расходо- и влагометрией (см. § 3) для определения про­ филя притока с учётом заколонного перетока воды [7].

Недостатки метода: 1) сложность количественной интерпретации результатов; 2) малая точность определения дебитов отдельных про-

3 5 6

Рис. 205. Определение профиля притока с учетом заколонного перетока воды [по А.И.Ипатову, М.И.Кременецкому]

слоев; 3) невозможность надежного выделения пропластков с малым дебитом (за исключением случаев, когда такой пласт является са­ мым нижним или когда исследования проводятся в остановленной скважине); 4) низкая вертикальная разреш аю щ ая способность, вследствие чего близко расположенные пласты не расчленяются и выделяются как один более мощный пласт.

Все современные электротермометры имеют частотный выход. Сигнал достаточно стабилен и может обеспечить высокую точность регистрации. Основные потери информации происходят в процессе ее преобразования в аналоговую форму. Для повышения точности термограмм аналоговые записи термометров ТЭГ-36, ТЭГ-60, ТР-7 и т.п. дублируются отсчетами по цифровому периодомеру в задан­ ных опорных точках. Принцип регистрации электротермометров со­ временных комплексных приборов (АГДК, Глубина, Напор) — циф­ рово-аналоговый [7].

§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ФЛЮИДА В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

Комплекс ГИС для оценки состава флюидов в стволе действую­ щей или простаивающей скважины включает: резистивиметрию (см. Гл. III, § 4), влагометрию, метод активации кислорода нейтронами, гамма-плотномер, барометрию.

При эксплуатации объектов большой мощности часто встречаются с избирательным обводнением отдельных прослоев. В этих случаях интервалы поступления воды в скважину могут быть часто (при от­ сутствии заколонной циркуляции) обнаружены по изменению состава флюида в стволе скважины. Для изучения таких изменений разра­ ботаны приборы, основанные на различных принципах работы: вла­ гомеры, плотномеры и др. Весьма важно то, что интервалы обводне-

357

ния этими приборами определяют в перфорированных пластах, где их установление нейтронными методами часто затруднено, особен­ но в случае пресных вод.

К определению соотношения воды, нефти и газа в скважинном флюиде сводится также ряд других промысловых задач, как-то: оп­ ределение нефтеводоразделов, интервалов разгазирования, мест поступления воды через дефекты в колонне, наличие осадка на за­ бое и т. п.

Влагомерами определяют процентное содержание воды во флю­ иде, заполняющем ствол скважины. Их чувствительным элементом является проточный конденсатор, между обкладками которого при движении прибора по скважине протекает исследуемый флюид. По­ скольку диэлектрическая проницаемость воды (е = 81) гораздо боль­ ше, чем нефти (е = 2) и газа (значение еблизко к единице), то емкость конденсатора растет с ростом содержания воды в продукции сква­ жины.

358

мена флюида приводит к изменению выходной частоты генератора. Второй аналогичный генератор ОГ является опорным. Разность час­ тот двух генераторов усиливается двухкаскадным усилителем-сме­ сителем СУ на транзисторах и подается на поверхность по кабелю. Приборы описанного типа позволяют определять содержание воды в нефти в пределах от нуля до 60%.

Пример диаграммы влагомера показан на рис. 207, а. Искажения диаграмм влагомеров обусловлены чаще всего наличием водяного столба на забое скважины. Если обводняющийся пласт находится выше малодебитных пластов, отдающих чистую нефть с водой, то против последних образуется столб жидкости с гораздо большим со­ держанием воды, чем в продукции, отдаваемой пластами, залегаю­ щими в этом интервале. Некоторое искажение вносится также при отсутствии пакера или при недостаточно полной пакеровке, так как состав жидкости, движущейся по центру скважины, часто не совпа­ дает с составом жидкости у стенки колонны.

Поскольку кислорода в углеводородах нефти и природного газа очень мало, то по его концентрации в продукции скважин можно су­ дить о содержании в ней воды. Содержание кислорода во флюиде определяют методом активации кислорода нейтронами по реакции 160(n, p)16N. Содержание кислорода в различных горных породах и цементном кольце меняется в очень узких пределах, поэтому актив­ ность образующегося при этом изотопа 16N определяется содержа­ нием кислорода в скважинном флюиде и увеличивается с ростом со­ держания в нем воды. Методика исследований принципиально не от­ личается от методик активационных исследований при изучении горных пород (см. гл. II, § 5). Есть отличия лишь в интерпретации

та Ш I

то ^0,90г/сЛ ж ж то ■

Js=i,u

то ш J

7 И й *

Рис. 207. Исследования добывающих скважин дебитомерами в комплексе с влагомером (а) и с гамма-плотномером (б).

Дебитограммы. I — интегральная, II — дифференциальная, диаграммы III — влаго­ мера; IV — гамма-плотномера, V — резистивиметра, VI — метода наведенной активно­ сти кислорода; интервалы, отдающие: 1— нефть; 2 — нефть с водой; 3 — воду

359

результатов, связанные с тем, что активируемая среда в действую­ щих скважинах движется вдоль скважины. В связи с этим необхо­ димо вносить поправку на скорость движения, которую находят по данным исследований дебитомерами.

Метод активационного анализа по кислороду (КАНГМ) позволя­ ет не только выявить скопление кислородосодержащих флюидов (воды) в стволе скважины и в затрубном пространстве, но и опреде­ лить направление и скорость их движения благодаря наличию в при­ боре прямого и обращенного измерительного зондов. Излучатель в двухзондовой аппаратуре помещается между датчиками и расхож­ дение в их показаниях характеризует скорость «уноса » активиро­ ванной жидкости. Установление факта и скорости движения воды в затрубном пространстве является основным достоинством метода.

Отношение показаний прямого и обращенного зондов в условиях движущейся среды связано с дебитом скважин. Это отношение нор­ мированное на аналогичное отношение в статичных условиях назы­ вается относительным параметром. Связь относительного парамет­ ра и дебита скважин в диапазоне малых расходов (до 50 м3/сут) близ­ ка к линейной.

О содержании воды в нефти или газе можно судить также по их плотности. Для измерения плотности используют в основном прибо­ ры двух типов: гамма-плотномеры, основанные на измерении интен­ сивности гамма-излучения, рассеянного флюидом или прошедшего через заданный объем флюида; дифференциальные манометры, оп­ ределяющие разность давлений в двух близких точках по оси сква­ жины.

Гамма-плотномер (ГГП) состоит из источника гамма-излучения (обычно тулий-170) и детектора излучения, расположенного внутри соответствующих коллиматоров. Между источником и детектором имеется камера с окнами для свободного протекания флюида, запол­ няющего скважину. Чем больше плотность флюида, тем меньше за­ регистрированная интенсивность излучения. Для количественного определения плотности требуется предварительное эталонирование прибора в среде с известной плотностью, например, в чистой воде. Выпускаемые промышленностью приборы типа ГГП-1 и ГГП-3 по­ зволяют определять плотность с точностью 10— 20 кг/м3.

Гамма-плотномер применяется в нефтяных скважинах для опре­ деления флюидальных контактов нефть-вода, вода-буровой раствор и для определения содержаний фаз (вода-нефть).

Другим прибором для измерения плотности флюидов является градиент-манометр. Можно видеть, что приращение давления Ар между глубиной Н1и Н2

ДР = Р2“ Р1=(Я2“ Я1)6Г5>

где 8 — плотность флюида; р 1 и р2 — давления на глубинах Ну и Н2, д — ускорение свободного падения.

Если выразить и Н2 в м; р 1 и р2 в МПа, то плотность флюида 8 (в кг/м3) может быть найдена по формуле

360