книги / Геофизические исследования скважин

б=105 • A p/l= 105grad p,

где l = H2~H 1— расстояние между точками определения давления. В принципе для определения плотности можно использовать из­ мерения давления на различных глубинах обычными манометрами. Однако точность таких определений невысока. Более точные данные дает непосредственное определение разности показаний двух чув­ ствительных элементов, удаленных на небольшое расстояние (0,5—

1 м). Такие приборы называются градиент-манометрами (рис. 208). Два датчика давления б и 7, размещенные на разных глубинах, присоединены соответственно к измерительному датчику 5 и к изо­

завышается вследствие сжатия нижне­ го датчика, а при движении вверх — занижается. Поэтому необхо­

димо вводить небольшую поправку за скорость движения прибора. На рис. 207 показаны примеры выделения обводненных интерва­ лов и решения ряда задач с помощью методов определения влажно­

сти и плотности флюида в комплексе с дебитометрией.

По данным дебитограмм на рис. 207, а выделяются четыре интер­ вала с притоком. Из них верхний и два нижних отдают нефть, а чет­ вертый — воду. Высокая влажность ниже глубины 1658 м связана с накоплением воды в зумпфе. Приток чистой нефти из двух нижних интервалов надежно устанавливается практически нулевой влаж­ ностью флюида против них (в действующей скважине).

3 6 1

На рис. 207, б дебитограмма (кривая II) показывает наличие прито­ ков жидкости в интервалах глубин 1751 — 1756 и 1764— 1768 м. По данным плотномера (кривая IV) в нижней части последнего интерва­ ла плотность флюида (8=1,18 г/см3) практически совпадает с плотно­ стью соленой пластовой воды. Эта часть разреза отдает воду, что вид­ но также по увеличению наведенной активности кислорода на глуби­ не 1768 м (кривая VI). Прикровельная часть нижнего интервала отдает воду с нефтью, что приводит к некоторому росту показании плотно­ мера; на глубине 1764 м они соответствуют плотности 1,11 г/см3, про­ межуточной между плотностью нефти и пластовой воды.

Интервал 1751— 1756 м отдает нефть, благодаря чему показания плотномера растут до значений, соответствующ их плотности 0,9 г/см3, а показания метода наведенной активности резко умень­ шаются. Диаграмма резистивиметра показывает изменение фазового состояния флюида на глубине 1756 м. Ниже этой глубины его прово­ димость высокая вследствие нахождения нефти в виде изолирован­ ных капель в воде. Выше глубины 1756 м, наоборот, жидкость в сква­ жине представляет собой нефть с каплями воды, поэтому имеет вы­ сокое сопротивление. Очень низкие показания плотномера ниже глубины 1774 м (плотность 1,5 г/см3) связаны с наличием осадка на забое скважины.

Следует отметить, что для количественной, а иногда и каче­ ственной оценки обводнения продукции пласта данных плотностеметрии или влагометрии недостаточно. Для этого названные методы следует комплексировать с дебитометрией.

Такое комплексирование в принципе позволяет определять от­ дельно объемы воды QB и нефти QH, отдаваемые каждым интерва­ лом. Пусть Bj и В2 — доля воды в скважинном флюиде в подошве и кровле исследуемого интервала, a и Q2— суммарный дебит сква­ жины на тех же глубинах. Пусть далее В — доля воды в продукции исследуемого интервала. Тогда соотношения для балансов нефти и воды приводят к уравнению

= Ql®l B(Q2 —Qj)'

Отсюда доля воды в продукции данного интервала

^ _ (Q2B2~ )

(Q2-Q I) ’

объем воды отдаваемый данным интервалом,

QB= ®(Q2~ Q l ) >

а объем нефти —

QH=(1-B )(Q 2- Q 1).

К сожалению, точность определения величин Q1( Q2, В; и В2 в на­ стоящее время недостаточно высокая, и поэтому удовлетворитель­ ное определение QBи QHвозможно лишь, когда они сравнимы с вели­ чиной дебита Q2 нижележащих интервалов.

362

§ 4. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ М ЕТО Д Ы КОНТРОЛЯ РЕЖ И М А РАБОТЫ СКВАЖ ИНЫ И П РОЦЕССОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТОВ

Для повышения проницаемости призабойной части пласта при­ меняют гидравлический разрыв пластов, солянокислотную или гли­ нистокислотную обработки, обработку поверхностно-активными ве­ ществами, акустическое воздействие, торпедирование и другие ме­ тоды воздействия на пласт.

В результате воздействия на пласт происходит изменение упру­ гих характеристик пород, которое проявляется в параметрах упру­ гих волн. Анализ замеров волновой акустики, выполненных до и после воздействия на пласт дает комплексную характеристику результа­ тов обработки. В частности, определяется фактический интервал

Рис. 209. Акустический контроль по воздействию на пласты ( по В.М. Добры­

нину, А.В. Городнову, В.Н. Черноглазову)

I — глина; Я — алеврит; III — песчаник

363

воздействия, характер изменения свойств пород, техническое состо­ яние колонны и цемента. На рис. 209 приведены данные по скважи­ не, где был применен пороховой генератор давления с последующей обработкой интервала горюче-окислительной смесью. До и после воз­ действия выполнены замеры волновым акустическим методом (ВАК). Показателем гидродинамической сообщаемости пласта со скважи­ ной является уменьшение интервального времени пробега волны Лэмба-Стоуна — ДТ£. По сопоставлению данных двух замеров ВАК (ATL1 и ATL2) выделены интервалы улучшения сообщаемости пласта со скважиной 2617 — 2652 м (ATL1>ATL2), а также интервалы, где произошло уплотнение породы в результате проведенного воздей­ ствия 2600— 2606 м (AT£1<ATL2).

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в создании трещин в пласте под действием высокого давления на забое, возни­ кающего при закачке вязких жидкостей. Жидкость при фильтрации в пласт при высоком давлении создает перенапряжение в породе, расш иряет сущ ествую щ ие и образует новые трещины. Чтобы образующиеся при этом трещины остались открытыми после сня­ тия давления, в них вместе с жидкостью-песконосителем нагнетают крупнозернистый песок.

Для обнаружения возникших трещин и для выяснения других осо­ бенностей гидроразрыва пластов применяют методику контроля про­ цесса гидроразрыва с использованием изотопов (метод меченых ато­ мов). Сущность его состоит в следующем. Последние порции песка (200 — 250 кг), закачиваемого в трещины, равномерно смешивают с небольшим количеством (2— 5 кг) песка, активированного радиоак­ тивным изотопом — излучателем гамма-квантов. До и после гидрав­ лического разрыва проводят измерения в скважине гамма-методом. На второй диаграмме против трещин, поглотивших активированный песок, будет наблюдаться повышение гамма-активности по сравнению с активностью на диаграмме, зарегистрированной до гидроразрыва.

Для активации песка обычно используют радиоактивный изотоп железа 59Fe. Раствор изотопа смешивают с песком и затем прокалива­ ют при температуре 200— 300 'С. При этом на поверхности песчинок образуется несмываемая пленка гидрата окиси активированного ж е­ леза. Активность песка выбирают равной 75— 100 МБк на 1 кг песка.

Для активации песка могут быть использованы также некоторые другие изотопы (цирконий-95, цинк-65, иридий-92 и др.), хорошо сор­ бирующиеся на поверхности песка. Равномерное добавление акти­ вированного песка к последней порции обычного песка осуществля­ ют с помощью небольшого бачка с диафрагмой подвешенного над сме­ сителем, в котором песок смешивают с жидкостью-песконосителем. Для исключения ложных аномалий создаваемых песком, остающимся в стволе скважины, его остатки перед проведением повторного из­ мерения гамма-активности удаляют из скважины путем тщатель­ ной промывки.

Пример контроля за гидроразрывом методом радиоактивных изо­ топов показан на рис. 210. На нем представлены диаграммы ГМ заре-

364

гистрированные до и после гидро­ разрыва. Для разрыва песчаника на глубине 1620— 1640 м было за­ качано 23 т неактивированного песка, а затем 0,2 т песка, смешан­ ного с 5кг активированного песка, с общей активностью 300 МБк. Сравнение кривых Iy (I и II а), за­ регистрированных соответствен­ но до и после гидроразрыва в раз­ ных масштабах), показывает на­ личие трещин, поглотивших ак­ тивированный песок, на глубинах 1631 и 1635 м.

Для выяснения направления трещин (горизонтальное или вер­ тикальное) применяют приборы с несколькими счетчиками, экра­ нированными друг от друга, и об­ ращенными в разные стороны. Можно применять, например, приборы с расположением детек­ торов, как у цементомеров.

В примере, приведенном на рис. 210, кривые Iy (II а— II б), полу­ ченные двумя счетчиками (обращенными в противоположные сто­ роны), идентичны, что указывает на горизонтальность трещин.

Для более точного определения глубины трещин и особенно раз­ деления аномалий в случае близко расположенных трещий необхо­ димо пользоваться детекторами небольшого размера, например сцинтилляционными счетчиками.

Помехи при контроле гидроразрыва пласта методом радио­ активных индикаторов могут создаваться вследствие наличия каверн за колонной (в породе или цементном кольце), заполненных активи­ рованным песком. Для их учета необходимо проводить исследования цементомерами.

Для контроля за результатами гидроразрыва иногда используют также и термометрию. Если температура жидкости гидроразрыва зна­ чительно отличается от температуры пластов, то против трещин, по­ глотивших значительное количество жидкости, в течение некоторого времени после гидроразрыва будет наблюдаться температурная ано­ малия (отклонение от геотермы). Преимущество термометрии в этом случае — простота методики и безопасность работ, но она значитель­ но уступает методу изотопов по своей разрешающей способности.

Для контроля гидроразрыва полезно также проведение двукратных замеров дебитомерами. Образовавшиеся трещины при повторных за­ мерах отмечаются ростом дебита на соответствующей глубине.

Солянокислотную обработку в скважинах применяют для повы­ шения проницаемости прискважинной части коллекторов, сложен­

365

ных известняками и доломитами или песчаниками с карбонатным цементом, для растворения отложений солей или парафино-смоли­ стых веществ.

При действии соляной кислоты карбонатный скелет или цемент породы растворяется, а образующиеся при этом растворимые хло­ риды кальция и магния легко удаляются из пласта. В результате про­ исходит расширение фильтрующих каналов в горной породе и по­ вышается ее проницаемость.

Процесс солянокислотной обработки заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты специальными насосами. Если же пластовое давление низкое, то соляная кислота поступает самоте­ ком через насосно-компрессорные трубы. После продавливания кис­ лоты в пласт скважину на несколько часов оставляют в покое для реагирования кислоты с породой. Обычно на каждый метр мощности пласта закачивают 0,4— 1,5 м3 раствора соляной кислоты с концент­ рацией 8— 15 %. В раствор, кроме того, добавляют различные веще­ ства, предназначенные для уменьшения воздействия кислоты на обо­ рудование и обсадных колонн и облегчения удаления продуктов вза­ имодействия кислоты с породой.

Для контроля процессов солянокислотной обработки в раствор, закачиваемый в пласт, добавляют некоторое количество радиоак­ тивного изотопа, например, йода-131. Повторные замеры гамма-ме­ тодом до и после закачки активированной кислоты позволяют оп­ ределить интервалы разрыва, в которые она проникла. Широкий выбор изотопов (в виде химических соединений) с разной энергией гамма-квантов делает целесообразным использование гамма-спек­ трометрии для этих целей. Набор различных радиоактивных изо­ топов позволяет раздельно «метить » рабочий флюид, расклинива­ ющий агент и закачиваемую жидкость и, посредством ГМ-С раз­ дельно определять места их концентрации в обрабатываемом пласте и скважине. Оборудование спектрометра вращающимися коллима­ торами позволяет сканировать стенки скважин и получать ориен­ тированные по странам света изображения мест концентрации ра­ диоактивных изотопов.

Для снижения радиационной опасности контроль может осуще­ ствляться также повторными замерами импульсным нейтронным методом. Интервалы поглощения соляной кислоты отмечаются сни­ жением показаний повторных замеров по сравнению с фоновым за­ мером до начала солянокислотной обработки.

При проведении селективной солянокислотной обработки, выпол­ няемой с целью закачки кислоты в строго определенный пласт, не­ обходимо следить, чтобы положение границы раздела между кисло­ той (закачиваемой через трубы) и нефтью, заполняющей межтруб­ ное пространство выше уровня кислоты, оставалось постоянным во времени. Для этого положение уровня кислоты (предварительно ак­ тивированной радиоактивным изотопом) контролируют радиомет­ ром, спущенным внутрь насосно-компрессорных труб.

366

О результативности солянокислотной обработки можно судить путем сравнения дебитограмм, полученных в данной скважине до и после ее обработки соляной кислотой.

На рис. 211 представлен пример таких дебитограмм по одной из скважин Вуктыльского газоконденсатного месторождения. На рисун­ ке видно, что до солянокислотной обработки в исследованной части разреза приток газа регистрировался лишь в интервале глубин 3071 — 3079 м. После обработки появились притоки еще в интерва­ лах 3053— 3060 и 3089— 3091 м.

Методы промысловой гео­ физики применяют также для контроля режима работы от­ дельных скважин, эксплуати­ рующихся насосным способом. Так, например, для выбора оп­ тимального режима работы по­ гружных центробежных насо­ сов с помощью геофизических методов определяют динами­ ческий и статический уровни, а также структуру газожидко­ стной смеси в кольцевом про­ странстве между насосно-ком­ прессорными и обсадными тру­ бами. Для этого проводят ис­

следования нейтронными или гамма-гамма-методами со спуском при­ боров внутрь насосно-компрессорных труб.

Уровень жидкости за трубами отмечается резким изменением ди­ аграмм обоих методов (показания гораздо больше выше уровня). Из­ менения показаний ниже уровня зависят от количества свободного газа в смеси: чем больше пузырьков газа в флюиде, заполняющем меж­ трубное пространство, тем выше показания ГГМ и НГМ. Эти же мето­ ды позволяют определять также отложения парафина в межтрубном пространстве. Для этого измерения НГМ и ГГМ проводят после сни­ жения уровня жидкости в затрубье ниже интересующего интервала.

Чтобы учесть возможное влияние изменений свойств горных по­ род, необходимо эти замеры сравнить с диаграммами ГГМ и НГМ, зарегистрированными непосредственно после завершения бурения скважины.

Большую помощь геофизические методы оказывают также в оп­ ределении положения технологического оборудования: пакеров, муфтовых соединений, воронки лифтовых труб и т.п. Для решения этих задач чаще всего применяют гамма-гамма-метод.

Наконец, неотъемлемой частью контроля за разработкой место­ рождений является контроль технического состояния скважины, ме­ тоды которого рассматриваются в отдельной главе. Эти исследова­ ния состояния скважины важны не только сами по себе, но и как вспо­ могательное средство при определении ВНК и ГНК, интервалов

367

обводнения и т. п. Если качество цементирования обсадных колонн неизвестно и возможна затрубная циркуляция жидкости, интерпре­ тация указанных исследований часто становится неоднозначной.

§ 5. КОМПЛЕКСНЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

В настоящее время для исследований в эксплуатационных и на­ гнетательных скважинах используют не только отдельные измери­ тельные устройства, но и комплексные информационно-измеритель­ ные системы. В последнем случае скважинный прибор включает мо­ дуль для привязки диаграмм по глубине (гамма-метод, локатор муфт) и несколько специальных независимых модулей, направленных на решение определенной задачи (определение состава флюида в ство­ ле скважины, мест затрубной циркуляции и т.п.). В некоторых слу­ чаях глубинная аппаратура оснащена специальным оборудованием: центраторами, раскрывающимися пакерами и др. Наземная часть включает стандартную цифровую или аналоговую каротажную стан­ цию с набором специальных регистрирующих панелей для получе­ ния первичного материала. Ниже приведены измеряемые парамет­ ры и состав аппаратуры некоторых отечественных комплексных из­ мерительных систем [7].

Т а б л и ц а 18. Некоторые комплексные измерительные системы ГИС-кон- троля [по А Л . Ипатову, М Л . Кременецкому]

368

Условные обозначения — коды решаемых задач:

1 — привязка к разрезу; 2 — измерение давления и температуры в стволе; 3 — интервалы нарушения колонн, уточнение зон перфо­ рации; 4 — выявление негерметичности колонн, пакеров; 5 — оценка коллекторских свойств и качества вскрытия пластов; 6 — определе­ ние интервалов притока; 7 — определение дебитов (дифференциаль­ ных и суммарного); 8 — измерения индикаторных кривых; 9 — от-

бивка уровней воды/нефти/газа; 10 — оценка состава флюида в ство­ ле скважины; 11 — выявление интервалов притока воды в ствол; 12 — выявление заколонных перетоков.

§6. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ОБРАБОТКИ

ИИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС-КОНТРОЛЯ

При контроле за разработкой месторождений углеводородов опе­ рируют с большим объемом геолого-геофизической и промысловой информации. При этом отдельные виды деятельности могут быть ре­ ализованы с использованием ЭВМ. Методики обработки зависят от типа отложений, свойств пластового флюида, назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная, пьезометрическая и т. п.), особенностей конструкции скважины, подземного оборудова­ ния, обводнения скважины и других факторов. К середине 90-х го­ дов было разработано несколько систем автоматизированной интер­ претации, применяемых в промышленности.

В связи с разнообразием геологических и технологических усло­ вий измерений, системы интерпретации должны обладать большой гибкостью и использовать разнообразные подходы. Так, например, в системе «Прайм», ориентированной на нефтяные месторождения, предусмотрены три варианта интерпретации:

—практически полностью автоматизированная интерпретация с пакетным режимом обработки информации,

—визуальная интерпретация, когда ЭВМ под контролем интерпре­ татора выполняет ряд технических операций (визуализация и преоб­ разование диаграмм, хранение данных, заполнение форм отчетности),

—использование экспертной подсистемы, осуществляющей ин­ терпретацию по признакам и правилам, соответствующим различ­ ным состоянием пласта и скважины.

Общие принципы организации автоматизированной обработки данных ГИС-контроль определяют следующие факторы [7]:

—большой объем информации, включающей, кроме интерпре­

тируемых диаграмм, другие геофизические, а также технологичес­ кие данные по скважине, по истории ее эксплуатации. Многократ­ ный рост информации происходит из-за необходимости выполнения периодических измерений на разных режимах работы скважины;

—комплексность решаемых информационно-измерительной си­ стемой задач: от хранения, преобразования и визуализации данных до собственно интерпретации, представления результатов и их вы­ вода на разнообразные внешние устройства (в формах, требуемом разными заказчиками);

—интерпретация непосредственно на скважине для немедлен­ ного использования промысловыми службами, например, для выбо­ ра мероприятий капитального ремонта скважины, перфорации ко­ лонн и т. п.

В связи с этим обрабатывающая система должна допускать ее ис­ пользование не только опытными интерпретаторами, но и персона­ лом производственных партий.

370