Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами

    Ограничения заключаются в недостаточной  чувствительности в области малых  скоростей потока, зависимости пороговой  чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора скважине из-за наличия пакера или сужений. 

Физические  основы метода 

    Программа работ для установления распределения  суммарного дебита по пластам предусматривает  запись непрерывной кривой и измерения на точках.

    Непрерывная диаграмма записывается в интервалах перфорации и прилегающих к ним 10-20 метровых участках ствола.

    Точечные  измерения проводятся в перемычках между исследуемыми пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации, на участках, характеризующихся постоянством показаний прибора на непрерывной кривой.

    Дифференциальная  дебитограмма, характеризующая распределение дебитов по отдельным интервалам притока (приемистости), представляется в виде ступенчатой кривой – гистограммы, получаемой путем перестройки интегральной дебитограммы.

    При исследованиях скважины на нескольких установившихся режимах строят индикаторные кривые в виде зависимости дебитов (расходов) пластов в м³/сут от величины забойного давления.

    По  результатам изучения скважины в  период восстановления пластового давления строят кривые спада дебита: по оси абсцисс откладывают время замера после закрытия скважины в с, по оси ординат – величину дебита в см³/с или в м³/сут (т/сут). 

Аппаратура 

    Из  механических дебитомеров-расходомеров на практике применяются в основном приборы с датчиками турбинного типа – свободно вращающейся вертушки. Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы. Скорость вращения вертушки пропорциональна объемному расходу смеси.

    Используют  беспакерные и пакерные расходомеры, последние – только для измерения  потоков жидкости. Пакер служит для  перекрытия сечения скважины и направления  потока через измерительную камеру, в которую помещена турбинка.

    Комплексируют с термокондуктивной расходометрией и другими методами изучения «притока-состава». 
 

    1.3. Метод влагометрии  (диэлькометрия). 

    Метод влагометрии 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. 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. 

Физические  основы метода 

Использование диэлькометрической влагометрии для  исследования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости.

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. 

Аппаратура 

    Глубинные диэлькометрические 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.

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

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

    1.4. Метод индукционной  резистивиметрии 

    Индукционная  резистивиметрия применяется:

• для определения состава флюидов в стволе скважины;
• выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое;
• установления мест негерметичности колонны;
• разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий;
• определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси.

    Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов  водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости. 

Физические  основы метода. 

    Резистивиметрия основана на использовании электрических  свойств водонефтяной смеси в  стволе скважины: удельного электрического сопротивления или проводимости. 

Аппаратура. 

    Скважинный  индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух – возбуждающей и приемной – тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи  образуется черех жидкость, находящуюся вокруг датчика.

    Существуют  две модификации резистивиметров:

    а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназначенные для измерения удельной проводимости;

    б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

    Прибор  комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке «притока-состава». 

    1.5. Метод термокондуктивной  резистивиметрии

Метод термокондуктивной  дебитометрии применяют:

• для выявления интервалов притоков или приемистости флюидов;
• установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;
• для оценки разделов фаз в стволе скважины.

    Недостатки  метода связаны с ненадежностью  количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения (повышенная чувствительность к радиальной составляющей потока), температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока. 

Физические  основы метода 

    Сущность  метода заключается в измерении  температуры перегретого относительно окружающей среды датчика. При изменении  относительной скорости датчика  и потока жидкости увеличивается теплоотдача от датчика в окружающую среду и соответственно уменьшается температура регистрации. По мере охлаждения чувствительность к притокам ослабевает, поэтому оптимальный интервал записи не должен превышать 100м. Лучше всего по СТИ отбивается нижний работающий пласт. Перегрев в современных датчиках 5?, но для четкого определения работающих интервалов д.б. около 25?.

    На  показания метода оказывает влияние  и состав жидкости работающего пласта.

    Поскольку коэффициент теплоотдачи от датчика  в воде в 2 раза меньше, чем в нефти, то при переходе из воды в нефть происходит разогрев, на термодебитограмме можно увидеть границу перехода воды к нефти. (В случае, если в подошве пласта вода; если в пласте смесь – ступеньки не увидим).

    Измеряемая  величина – электрическое сопротивление, единица измерения – Омм. 

Аппаратура 

    Термокондуктивный дебитомер представляет собой один из видов термоанемометров – термокондуктивный  анемометр, работающий в режиме постоянного тока. Термодатчиком в приборе служит резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Величина приращения температуры термодатчика, позволяющая судить о скорости потока, определяется по измерениям приращения либо сопротивления датчика (прибор СТД-2), либо частоты, когда, датчик включен в частотно-зависимую схему (прибор ТЭД-2). 

    1.6. Метод барометрии 

    Метод барометрии применяют:

• для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты;
• определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления;
• оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси.

    Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры  среды, структуры газожидкостного  потока. 

Физические  основы метода 

    Барометрия  основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени. 

Аппаратура 

    Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией, которые опускают на скребковой проволоке, геофизическом кабеле (с последующим оставлением на якоре в заданном интервале) или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие на геофизическом кабеле.

    Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные.

    Прибор  барометрии применяют в сборке приборов «притока-состава». 

    1.7. Метод шумометрии 

    Метод акустической шумометрии применяют:

• для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами;
• интервалов заколонных перетоков газа;
• выявления типа флюидов, поступающих из пласта.

    Ограничения связаны с шумами, возникающими при  движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида. 

Физические  основы метода 

    Акустическая  шумометрия основана на регистрации  интенсивности шумов, возникающих  в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды. 

Аппаратура 

    Чувствительным  элементом акустической шумометрии является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), расположенный в отдельном модуле сборки «притока-состава» или конструктивно совмещённый с одним из приёмников акустической цементометрии (в последнем случае измерения проводят отдельной спускоподъёмной операцией при выключенном излучателе).