25.3 Гамма-гамма-плотнометрия

25.3.1 Гамма-гамма-плотнометрия (плотностеметрия) основана на измерении детектором потока «мягкого» гамма-излучения, распространяющегося через слой флюида от ампульного источника и связанного при неизменной базе измерения (расстояние между источником и детектором гамма-излучения) с плотностью флюида.

Применяют для определения состава жидкости в стволе скважины; выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины.

25.3.2 Чувствительным элементом скважинного прибора является сцинтилляционный или разрядный детектор гамма-излучения.

25.3.2.1 Плотномер должен удовлетворять следующим требованиям:

- диапазон измерения плотности — 0,7-1,2 г/см³ с погрешностью не более ±0,01 г/см³;

- обладать пакером для исследования низкодебитных нефтяных скважин.

25.3.2.2 Комплексируют в одном приборе с ГК, в сборке - с другими методами оценки «притока-состава».

25.3.3 Первичную и периодические калибровки выполняют на моделях скважин, заполненных флюидом с разной плотностью, построением градуировочной зависимости

J_х/J_в = f(_х, _в),

где J_x, J_в — показания в флюиде с плотностью _х и в пресной воде _в, плотность которой равна 1 г/см³.

25.3.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации.

Скорость каротажа при общих исследованиях 400-600 м/ч, при детальных - 50-100 м/ч.

25.3.5 Основные положения контроля качества измерений регламентированы разделом 6. Дополнительный критерий — расхождения основного и повторного измерений не должны превышать 3 %.

При неустойчивом режиме работы скважины (пульсирующий, с разделенными структурами многофазного потока) воспроизводимость измерений проверяют по записи в зумпфе скважины.

25.3.6 При первичной обработке привязку результатов измерений по глубине и учет естественного гамма-излучения пород проводят по кривой ГК, которую регистрируют отдельным каналом плотномера или сборки, включающей плотномер.

25.3.6.1 В случае значительного искажения показаний радиогеохимическими аномалиями результаты измерений плотности используют для качественной интерпретации.

25.3.6.2 Содержание нефти и воды в смеси определяют, исходя из соотношения _см = _в к_в + _н (1 - к_в), где _см, _в, _н — плотность смеси, воды и нефти соответственно, k_в — относительное содержание воды в жидкости.

25.3.6.3 При неизвестной или непостоянной минерализации воды, поступающей из пласта, интерпретацию проводят на качественном уровне.

25.3.7 Форма представления первичных данных и результатов интерпретации не регламентируется.

25.4 Диэлькометрическая влагометрия

25.4.1 Диэлькометрическая влагометрия (влагометрия) основана на изучении относительной диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины.

Применяют для: определения состава флюидов в стволе скважины; выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей: установления мест негерметичности обсадной колонны; при благоприятных условиях - для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.

Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока (существенные погрешности при разделенных структурах — кольцевой, пробковой) и с экспоненциальной формой градуировочной зависимости датчиков. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60 % метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.

25.4.2 Скважинные влагомеры представляют собой LC или RC-генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты.

25.4.2.1 В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные — для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры — беспакерные.

25.4.2.2 Пакерный влагомер должен удовлетворять следующим требованиям:

- фиксировать притоки нефти в гидрофильную водонефтяную смесь и обнаруживать обводненность нефти в скважинах с дебитом менее 100 м³/сут;

- нестабильность работы в течение 6 ч не должна превышать ±1 %;

- погрешность определения содержания воды в равномерно смешанной гидрофобной водонефтяной смеси не должна превышать ±3 %.

25.4.2.3 Комплексируется с другими методами в рамках комплекса для оценки «притока-состава».

25.4.3 Первичную и периодические калибровки выполняют в эталонировочном устройстве, содержащем дисперсные водонефтяные смеси (эмульсии) с объемным содержанием воды от 0 до 100 %, через каждые 10 %. Результатом калибровки является градуировочная зависимость относительного разностного параметра f = (f_в – f_см) / (f_в – f_н) от процентного содержания воды в дисперсной смеси, где f_см, f_в, f_н — показания прибора в водонефтяной смеси, в воде и нефти. Калибровку в газоводяных смесях не проводят из-за сложности эталонировочного устройства.

Полевую калибровку проводят с помощью генератора стандартных сигналов.

25.4.3.1 Не допускается линейная аппроксимация градуировочной зависимости влагомера в полном динамическом диапазоне (0-100 %).

25.4.3.2 При калибровке учитывают изменения показаний прибора в зависимости от температуры среды, так как при изменении температуры от 20 до 100 °С относительная диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 81 до 55.

25.4.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации.

25.4.4.1 Исследование интервала включает непрерывные и точечные измерения.

Для пакерных влагомеров непрерывные измерения выполняют с закрытым пакером при спуске прибора, точечные — при подъеме прибора, полностью открывая пакер. При перемещении прибора с точки на точку пакер прикрывают.

25.4.4.2 Непрерывные измерения выполняют в интервалах перфорированных пластов или предполагаемой негерметичности обсадной колонны, распространяя их на 20 м вниз и вверх исследуемого интервала.

Повторное измерение выполняют в том же интервале.

Скорость каротажа при общих исследованиях — не более 1000 м/ч, при детальных — 300 м/ч, дискретность записи данных по глубине 0,2; 0,1 и 0,05 м.

25.4.4.3 Точечные измерения выполняют в тех же точках, что и измерения расходомером, включая также аномальные участки, выделенные по результатам непрерывных измерений влагомером. На каждой точке проводят не менее трех измерений с последующим расчетом среднего значения.

25.4.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

25.4.6 Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока.

25.4.7 Результаты измерений представляют в виде исходных кривых (точечных показаний), а результаты первичной обработки—в виде отредактированных влагограмм.