Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

отдельных  интервалов,  в  случае  многофазного  потока.  Поэтому  при  исследовании

добывающих  скважин  они  применяются  в  качестве  индикаторов  притока,  позволяющих

выделить работающие интервалы без их количественной оценки. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 39

К  достоинствам  термокондуктивных  расходомеров  следует отнести:  высокую

чувствительность  в  диапазоне  низких (менее 1м3

/сут)  и средних дебитов,  что позволяет

выделить  притоки  жидкости,  не  фиксируемые  гидродинамическими  расходомерами;

простота  конструкции,  что  повышает  его  эксплуатационные  качества;  возможность

создания приборов малого диаметра (до 16-20 мм).

Данные  термокондуктивной  расходометрии используются  для решения следующих

задач:

-  выделение  интервалов притока или приемистости, а  также выявление мест

негерметичности  обсадной  колонны при исследовании  действующих

скважин;

-  выявление   перетоков  между перфорированными  пластами  при

исследовании остановленных скважин;

-  установление  положения искусственного забоя;

-  оценка типа  среды, заполняющей рабочий интервал;

-  установление  глубины  спуска  НКТ  при   приеме  насоса  в  насосных

скважинах (когда нефте-водораздел выше приема насоса);

-  оценка,  а  иногда  и  определение   притоков  из  отдельных работающих

интервалов на  количественном  уровне  в  случаях  стабильного однофазного

или  однородного  потока,  большой  толщины  перемычек,  разделяющих

соседние  работающие  интервалы (более  3  метров),  удаленном  окончании

НКТ (более  3  метров)  и  чистом  зумпфе  по  качественной  дебитограмме  с

повышенной дифференциацией.

В  применении  термокондуктивных   расходомеров  имеются ограничения.  Наличие

близкого  зумпфа  существенно  осложняет  выявление  интервалов  притока,  особенно  при

отсутствии четко выраженных и повторенных максимумов кривой, расположенных выше

зумпфа.  При  исследовании  таких  скважин  возможна  неоднозначность  в  определении

нижней  границы  работающего интервала. В непосредственной  близости от  забоя (точки

отрыва  прибора)  диаграмма  имеет  форму,  аналогичную  форме,  соответствующей

отдающему  интервалу.  Такая  форма  диаграммы  объясняется  резким  изменением

(снижением)  сопротивления  датчика  из-за  его  охлаждения,  происходящего   при  сдвиге

прибора.  Поэтому  это  необходимо  иметь  ввиду,  при  выделении  подошвы  отдающих

интервалов,  устанавливаемой  по  началу  роста сопротивления.  После того,  как прибор

оторвался  от  забоя,  подобные  явления  не  имеют  места.  Поэтому  в  этих  условиях  для

контроля необходимо, кроме записи “снизу - вверх”, проводить  запись “сверху - вниз”. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 40

При наличии  против работающего интервала нефтеводораздела или поступлении из

пласта  вместе  с  жидкостью  свободного  газа (скважина  работает  при  Рзаб<Рнас)  на

плотномере может наблюдаться наличие “застойной” воды (среда гидрофильная), которая

интенсивно выносится  радиальным потоком нефти (среда  становится гидрофобной). При

движении  прибора от  первого ко  второму интервалу за  счет  нарастания

непосредственного  контакта  нефти  или  газа  с  датчиком  СТД,  происходит  резкий  рост

измеряемого  сигнала  на  границе  вода  –  нефть (нефть  имеет  низкий  коэффициент

теплопроводности),  вызывая  тем  самым  переход   диаграмм  СТД  из  одной  формы  в

другую  и границы работающего (особенно  верхнего)  интервала однозначно  выделить

нельзя. Поэтому  данные СТД по  таким скважинам  могут быть использованы  только для

ответа  работает  или  не  работает  интервал  без  выделения  его  границ,  ибо  в  противном

случае работающая толщина интервала будет определена с большой погрешностью.

Учитывая  особенности  и  преимущества  каждого  из  рассмотренных  расходомеров

можно  сделать  вывод  о  необходимости  их  комплексного  применения,  как

гидродинамического,  позволяющего  получить  количественную  оценку  притоков  из

отдельных  перфорированных  пластов  и  в  целом  из  пласта,  так  и  термокондуктивного,

обладающего  высокой  чувствительностью  в  низких  дебитах,  там  где существующие

гидродинамические  расходомеры  не  дают  необходимой  информации.  В  качестве

основного  типа  дебитомера  в комплексе измерений,  для выявления интервалов

обводнения  пластов,  должен  использоваться  расходомер  с  количественной  оценкой

дебита из отдельных  пропластков и пластов в целом.

Термокондуктивный расходомер должен удовлетворять следующим требованиям:

-  верхний  предел изиерения дебита не менее 150 м3

/сут;

-  погрешность  определения приращения температур  не более ± 0.20

С;

-  тепловая  инерция датчика – не более  10с;

-  скорость  измерения не более 200 м/ч;

-  запись ведется  как по точкам, так и непрерывно.

3.1.7 Радиогеохимический метод

Этот метод  основан на использовании радиогеохимического эффекта, возникающего

при  разработке  нефтяных месторождений  в  процессе  вытеснения  нефти  закачиваемыми

водами (пресными,  морскими,  сбросовыми  и  т.д.).  При  нагнетании  воды  в  залежь  в

передней части  фронта вытеснения образуется буферная оторочка, представляющая собой

смесь  закачиваемой  воды  с  вытесняемыми  остаточными  водами  залежи.  Поскольку

считается,  что  радий  в нефтяной  залежи  сосредоточен  в остаточных  водах,  то  буферная

оторочка обогащается  радием, концентрация которого достигает 3.5-10 Бк/дм3

. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 44

Под влиянием поверхностных  сил капиллярных систем пластовая  вода приобретает

свойства низкополярных растворителей и ее растворяющая способность резко возрастает.

Поэтому  сульфаты  и  карбонаты  кальция,  бария,  радия,  выпадающие  в  осадок  в

нормальных  условиях,  в  капиллярной  системе  пласта  находятся  в  растворенном

состоянии.  Поступая  в скважину,  пластовая вода  восстанавливает свои  свойства

высокополярного  растворителя.  Сульфаты  и карбонаты кальция,  бария,  радия частично

осаждаются на цементном камне и стенках  фильтра в виде радиокальцита и радиобарита,

частично  выносятся  на поверхность. В  результате  возникают  РГХА  на  участках,  где  их

раньше  не  было,  то  есть  появление “свежих”  РГХА  связано  с  началом  обводнения  или

обводнением  скважины.  Однако  природа  РГХА  довольно  многообразна,  и  необходимо

осторожно подходить  к результатам интерпретации  ГК.

3.2 Идндикаторные методы с закачкой различных трассеров

Индикаторные  методы  основаны  на  том,  что  в  породы-коллектора  через скважину

вводят  флюид  или  иной  наполнитель,  который  обладает  аномальными  свойствами

относительно  окружающей среды.

Эти методы можно  разделить в зависимости от индикатора на методы:

-  радиоактивных  изотопов; 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 45

-  нейтронных  методов меченного вещества;

-  индикаторные  методы различного типа.

Задачи, решаемые индикаторными методами:

-  выявление   затрубной  циркуляции,  поглощающих (отдающих)  пластов,

нарушений герметичности  колонн;

-  определение   профиля  приемистости  и   работающих  толщин,  получение

исходных данных и контроль результатов интенсификации промытой  зоны

(ГРП, кислотная  или термическая обработка и  т.д.);

-  выявление   обводненных  интервалов,  ВНК,  остаточной

нефтегазонасыщенности в промытой зоне;

-  выявление   гидродинамической  связи   между  отдельными  пластами  по

площади;

-  определение  скорости и направления фильтрации  закачиваемого раствора.

3.2.1 Метод радиоактивных изотопов

Для обнаружения  радиоактивного изотопа проводят регистрацию  кривых ГК. Выбор

изотопа определяется решаемой задачей, физико-химическими  свойствами этих изотопов

и  их  соединений. Учитывая,  что  работа  с  радиоактивными  изотопами  опасна,  особенно

при  закачке  с  поверхности,  то  их  применяют  только  в  случае,  если  другими  методами

задача не решается. Для ввода изотопов используются глубинные инжекторы. Для работы

выбираются  короткоживущие  изотопы (радон,  натрий,  йод-131,  тритий),  которые  не

адсорбируются породой. Перед закачкой в скважине обязательно делается фоновый замер

ГК.

Наиболее  привлекательным  является  несорбирующий  гамма-излучающий  изотоп

иод-131.  Однако  он  имеет  ограничения  по  периоду  полураспада  –  8.1  суток.  Малая

продолжительность жизни лимитирует время исследования 2 – 3 месяца.

Наиболее  широко  опробован  тритий,  который  имеет  достаточно  большой  период

полураспада  (12.46 года), не сорбируется породой, но энергия гамма-распада очень мала

(0.019  Мэв),  что позволяет фиксировать тритий  только  в лабораторных  условиях  на

специальных установках.

3.2.2 Нейтронные методы меченного вещества

Нейтронные  методы меченного  вещества  основаны  на  закачке в пласт вещества  с

высоким  поглощением  тепловых  нейтронов.  Обычно  это  растворы  солей  бария (бура),

обладающие аномально высокими нейтронными характеристиками. Замеры выполняются

методом  импульсного  нейтронного  каротажа  или  нейтронного  каротажа.  В  качестве

вещества  с  большим (аномально  высоким)  сечением  поглощения  используются 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 46

соединения  таких  элементов  как  хлор,  бор,  кадмий,  редкоземельные  элементы. Однако,

одних  данных  по  распределению  тепловых  нейтронов  для  решения  задачи  выделения

заводненных  участков  и  охвата  пластов  разработкой  недостаточно,  поэтому  в  этой

методике используются данные о фазовых проницаемостях.

Первый  контрольный  замер  генератором  проводится  в  открытом  стволе  при