Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава 3. Методы определения источника обводнения скважины
3.1. Технические методы определения источника обводнения скважины
Наипростейший способ определения места притока воды, поступающей в скважину через дефекты в колонне, это спуск конуса [1]. Для этого в скважине предварительно снижают уровень жидкости значительно ниже места притока. Затем на канате спускают в скважину конус-ведро и, опуская его на различные глубины, определяют место притока по появлению воды в конусе. Данный способ применяют при небольших глубинах места слома колонны. Продавливание пробки, как и спуск конуса, применяют для определения места притока воды, поступающей в скважину через слом колонны, причем к этому способу прибегают только в том случае, когда жидкость свободно циркулирует (т.е. при наличии выхода воды, закачиваемой в обсадную колонну, через пространство за колонной) и фильтр скважины закрыт цементом. Данный способ заключается в следующем. Верхняя пробка продавливается как при сплошной заливке. Выше слома пробка беспрепятственно движется вниз вместе с закачиваемой водой, так как вода уходит через повреждение колонны в затрубное пространство. При достижении поврежденного метода пробка перекрывает его и перестает двигаться вниз. Вследствие этого давление резко возрастает, что и указывает на достижение пробкой места повреждения в колонне. Для определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны на промыслах также применяется метод поинтервальной опрессовки с использованием пакера, высоковязкой жидкости и газообразного агента [22]. Пакер применяют в тех случаях, когда интервал негерметичности поглощает закачиваемую жидкость при испытании на приемистость. В зависимости от конкретных условий скважины (глубины, высоты подъема цемента, предполагаемого интервала негерметичности и т.д.) при спуске НКТ пакер устанавливают через определенную глубину (до 500 м) и затем колонну опрессовывают (при этом интервал перфорации временно перекрыт цементным мостом). Если при очередной опрессовке поглощение жидкости не наблюдается, то это указывает на негерметичность колонны в интервале между последними двумя глубинами установки пакера. Более точное местонахождение негерметичности колонны устанавливают, увеличивая частоту установки пакера (например, при подъеме НКТ с пакером). При использовании высоковязкой жидкости (например, КМЦ, ПАА, и т.д.) вначале колонну опресовывают, закачивая обычную промывочную жидкость и фиксируя величину падения давления. Затем в НКТ закачивают высоковязкую и продавочную (промывочную) жидкости из расчета вытеснения высоковязкой жидкости из НКТ. Далее, при закрытом затрубном пространстве продолжают закачивать промывочную жидкость до создания давления, допускаемого для данной эксплуатационной колонны. Вновь фиксируют величину падения давления. Сравнивают величины падения давления при закачивании промывочной и высоковязкой жидкостей. При отсутствии изменений в величинах падения давления открывается затрубное пространство, высоковязкая жидкость продавливается выше и опрессовывается следующий интервал. Продавливания и опрессовки продолжаются до резкого снижения величины падения давления, что характеризует достижение высоковязкой жидкостью интервала негерметичности колонны. Рекомендуется, чтобы объем высоковязкой жидкости был не менее 1 м3, а количество продавочной жидкости для перемещения высоковязкой жидкости не превышало 80 % от ее объема. При использовании газообразного агента на скважине необходимо иметь или автомобильную газификационную установку (АГУ) со сжиженным азотом, или паропроизводительную установку (ППУ), или компрессор УКП-80. Газообразный агент подают в затрубное пространство. При этом замеряют количество жидкости, вытесняемой из НКТ, для определения уровня жидкости в колонне. После снижения уровня в колонне на 50 – 100 м закрывают кран на НКТ. Подача газообразного агента продолжается до тех пор, пока давление в затрубном пространстве не достигнет величены давления в затрубном пространстве на устье работающей скважины. После этого подачу газообразного агента прекращают, кран на НКТ закрывают. Скважина остается под давлением на время восстановления давления в межколонном пространстве на устье. Если давление в межколонном пространстве не увеличивается, то подачу газообразного агента в затрубное пространство продолжают из расчета снижения уровня в нем еще на 50 –100 м, и повторяется вышеописанный цикл. Опрессовки колонны продолжают до тех пор, пока не будет обнаружено повышение давления в межколонном пространстве, указывающее на негерметичность колонны в последнем интервале снижения уровня жидкости в затрубном пространстве (50 - 100 м).
3.2. Геофизические методы определения источника обводнения скважины
В обсаженной скважине в отличие от открытого ствола возможности геофизических исследований ограничиваются металлической обсадной колонной и цементным камнем. При геофизическом контроле разработки нефтяных месторождений применяются методы, широко используемые и входящие в обязательный комплекс ГИС при исследованиях необсаженных и обсаженных скважин (КС, ПС, ИМ, кавернометрия, ГМ, НГМ, ННМ-Т и др.), а также специальные методы, изучающие эксплуатационные характеристики пластов, техническое состояние скважин и определяющие состав флюидов в стволе скважины (механическая и термокондуктивная расходометрия, высокочувствительная термометрия, манометрия, резистивиметрия, влагометрия, плотностеметрия, нейтронный активационный метод и др.) [23, 24, 25, 26, 27]. Кроме этого используются методы, входящие в комплекс дополнительных исследований скважин: диэлектрической проницаемости, импульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННМ) и импульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ), широкополосный акустический, гамма метод по радиогеохимическому эффекту. Однако для определения источника обводнения обсаженной и эксплуатируемой скважины не требуется применение всех имеющихся в арсенале промысловой геофизики методов, а некоторые из них просто неспособны решать данную задачу. Поэтому здесь будут рассмотрены только те методы, которые непосредственно используются для указанной выше цели. Более подробно все геофизические методы рассматриваются в специальной литературе [24, 25, 26, 27, 28]. Стационарные нейтронные методы. Использование нейтронных методов (НГМ - нейтронный гамма-метод, ННМ-Т - нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам) при выделении обводненных продуктивных пластов и определении ВНК, ГВК и ГНК основано на изменении нейтронных характеристик продуктивных пластов в процессе вытеснения из них нефти и газа. Против обводненного пласта происходит повышение показаний НГМ относительно нефтяного пласта, что связано с увеличением хлоросодержания в обводненном пласте. При переходе от обводненной части пласта к нефтенасыщенной показания ННМ-Т возрастают на 2-3 %. Дифференциация кривой ННМ-Т по хлоросодержанию связана с процессом осолонения цементного камня против водоносных или обводненных интервалов. Исходя из общих физических предпосылок, для выделения обводненных интервалов необходимо применять комплекс методов НГМ-ННМ-Т, что позволит избежать погрешностей в тех случаях, когда на показания методов оказывают влияние литология и неоднородность жидкости заполняющей ствол скважины. Принцип действия аппаратуры и методика скважинных исследований этими методами освещены в [28]. Стационарные нейтронные методы при контроле разработки месторождений нефти и газа уверенно позволяют определять ВНК и обводненные продуктивные пласты при высокой минерализации пластовых и нагнетаемых вод (СВ ? 150-200 г/л при k ? 20 %) и перемещения ГВК и ГНК независимо от минерализации обводняющих вод. Импульсные нейтронные методы. Более высокой чувствительностью к хлоросодержанию по сравнению со стационарными ядерными методами обладают импульсные ядерно-геофизические методы ИННМ и ИНГМ. В нефтеносных и водоносных пластах время ? жизни тепловых нейтронов по величине различается в 1,5 –2 раза. Это позволяет уверенно расчленять пласты по характеру насыщенности и, как показывает опыт, даже осолонение цемента в интервале затрубной циркуляции не является серьезной помехой для разделения нефтеносных и водоносных интервалов. Импульсные нейтронные методы позволяют решать следующие задачи при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений: 1) определять первоначальное и текущее положения ВНК и ГНК, ГВК; 2) выделять обводненные продуктивные пласты; 3) оценивать их текущую и остаточную нефте- и газонасыщенность. Диэлектрические методы. Использование диэлектрических методов при контроле за разработкой месторождений нефти базируется на резком различии относительной диэлектрической проницаемости нефти (єн= 2,0 ? 2,7) и воды (єв = 80). Диэлектрические методы основаны на изучении высокочастотного поля, ЭДС которого зависит от интенсивности токов смещения, обусловленных диэлектрической проницаемостью среды. Различают диэлектрический индукционный метод и волновой диэлектрический метод в зависимости от используемой частоты тока питания генераторной катушки и измеряемых параметров. В диэлектрическом индукционном методе (ДИМ) используется частота тока питания генераторной катушки 15-30 МГц и измеряется абсолютное значение амплитуды вторичного магнитного поля, ЭДС которой зависит от диэлектрической проницаемости и электропроводности пород. В волновом диэлектрическом методе (ВДМ) используется частота тока генераторной катушки 40-60 МГц и измеряется разность фаз ?? составляющих электромагнитного поля. Разность фаз зависит от диэлектрической проницаемости пород, определяется фазовым сдвигом на интервале ?z и не зависит от длины зонда и фазовых сдвигов на пути от источника поля до ближайшей из измерительных катушек. Волновой диэлектрический метод получил более широкое распространение. Он позволяет разделять флюиды по насыщающему их флюиду, определять коэффициенты нефтегазонасыщенности, выделять обводненные зоны в нефтяных и газовых скважинах, в том числе пробуренных на неводных растворах. Широкополосный акустический метод (ШАМ). Скорости и коэффициент ослабления (затухания) упругих волн при разработке залежей зависят от текущей нефтегазонасыщенности пород. Наибольший интерес представляет зависимость акустических характеристик от типа флюидов, насыщающих породы. В широкополосном акустическом методе используют низкочастотный диапазон колебаний, равный 5-15 кГц, который обеспечивает большую глубинность исследований, по сравнению с высоко- и среднечастотным методами. Это позволяет проводить исследования в необсаженных и обсаженных скважинах. Низкочастотный акустический метод позволяет при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений решать в комплексе с другими методами ГИС следующие задачи: 1) определять первоначальные и текущие положения ВНК, ГНК, ГВК; 2) выделять обводненные интервалы продуктивных пластов в необсаженных и обсаженных скважинах вне зависимости от минерализации пластовых и нагнетаемых вод. При исследованиях обсаженных скважин необходимо иметь данные о качестве цементирования скважины. Гамма-метод по радиогеохимическому эффекту (РГЭ) При разработке многих месторождений нефти и газа обнаружено существенное повышение показаний гамма-метода против обводненных пластов (радиогеохимический эффект). Исследованиями проведенными А.Ф. Алексеевым, М.Х. Хуснуллиным и другими учеными на Ромашкинском нефтяном месторождении показали, что этот эффект обусловлен обогащением радием пластовых или закачиваемых вод на фронте вытеснения нефти водой. Способ выделения обводненных продуктивных пластов заключается в сравнении кривой фонового замера гамма-метода до обводнения пласта с кривыми повторных замеров ГМ в процессе обводнения. РГЭ считается установившимся, если интенсивность гамма-излучения, регистрируемая при повторном замере ГМ, превышает первичную на 10 %. Методики проведения эталонировки измерительной аппаратуры и скважинных исследований такие же, как и при обычном ГМ исследования нефтяных и газовых скважин [28]. Гамма-метод по радиогеохимическому эффекту позволяет в комплексе с другими методами ГИС уверенно выделять обводненные участки продуктивных пластов. Расходометрия предусматривает определение объемов жидкости или газа, поступающих из перфорированных пластов в скважину или закачиваемых в пласты, с помощью глубинных механических и термокондуктивных расходомеров [25, 28]. Механические расходомеры делятся на пакерные и беспакерные. Показания механических расходомеров в значительной степени зависят от характера движения флюидов в зонах их истечения (поглощения), физических характеристик потока (состава и физических свойств флюидов) и наличия в потоке механических примесей (песка). Результаты измерений механическими расходомерами позволяют: 1) выделять интервалы притока в эксплуатационных или приемистости в нагнетательных скважинах; 2) определять общий дебит или расход жидкости по пластам, разделенным неперфорированными интервалами; 3) получать профиль притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам; 4) выявлять перетоки между перфорированными пластами после остановки скважины; 5) осуществлять контроль за техническим состоянием скважин. Термокондуктивные расходомеры работают по принципу термоанемометра. В поток скважинной жидкости или газа помещается спираль, нагреваемая постоянным стабилизированным током до температуры, превышающей температуру окружающей ее среды. Эта же спираль–термосопротивление является датчиком расходомера. Набегающий поток флюида охлаждает спираль и тем самым изменяет ее активное сопротивление. Температура датчика колеблется в зависимости от скорости движения охлаждающей жидкости (газа). Результаты исследований термокондуктивной расходометрией позволяют: 1) определять интервалы притока или приемистости флюидов; 2) выявлять места негерметичности обсадных колонн в действующих скважинах; 3) устанавливать перетоки между перфорированными пластами в обсаженных скважинах. Обычная и высокочувствительная термометрия используются в процессе отбора нефти и газа из пластов или закачки в них воды. При этом контролируют изменение теплового режима залежи, сравнивая термограммы исследованной скважины с геотермой. Распределение температуры в действующей добывающей и нагнетательной скважине определяется в основном тремя факторами: 1) теплообменом восходящего или нисходящего потока флюидов с окружающими ствол скважины горными породами; 2) дроссельным эффектом; 3) калориметрическим смешиванием флюидов, движущихся в скважине и поступающих из пластов или в пласты с различной начальной температурой. При выделении интервалов притока и приемистости, определения местоположения отдающих пластов и установлении обводненных интервалов в добывающих скважинах, прослеживании температурного фронта закачиваемых вод применяют термометры с разрешающей способностью не менее 0,01 0С (высокочувствительная термометрия). При установлении естественного теплового фона, исследовании нагнетательных скважин, определении интервалов интенсивных перетоков, мест нарушения эксплуатационных колонн и лифтовых труб, контроле за внутрипластовым горением, паротепловым воздействием и термозаводнением применяют термометры с разрешающей способностью 0,1 – 0,3 0С (обычная термометрия). Данные обычной и высокочувствительной термометрии позволяют: 1) определять интервалы притока и приемистости пластов; 2) оценивать относительные дебиты и пластовые давления совместно эксплуатируемых отдающих пластов в интервалах смешивания для однофазных потоков однородных флюидов; 3) оценивать относительные приемистости отдельных поглощающих интервалов в нагнетательных скважинах; 4) выявлять межпластовые перетоки по стволу скважины в действующих и остановленных скважинах; 5) контролировать различные процессы в пластах (движение закачиваемой или отбираемой жидкости, газа; тепловое, термобарохимическое воздействие и др.); 6) выявлять заколонные перетоки флюидов; 7) исследовать герметичность обсадных колонн и фонтанных труб. Резистивиметрия. Метод резистивиметрии основан на измерении удельного электрического сопротивления (?) или электропроводности (?) флюида, заполняющего ствол скважин. Для этой цели используют одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе при измерении ? и бесконтактные индукционные резистивиметры при измерении ? [25, 26, 28]. Данные индукционной резистивиметрии используют для решения следующих задач: 1) определения положения водонефтяного и газаводяного разделов; 2) разделения смесей на гидрофильные и гидрофобные; 3) установления структуры потока гидрофильной смеси; 4) выделения притоков воды и нефти (газа) в гидрофильную смесь; 5) выделения инверсивного типа структуры потока. Диэлькометрическая влагометрия основана на изучении диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды на порядок выше диэлектрической проницаемости нефти и газа, то повышение содержания воды в нефти и газе существенно увеличивает диэлектрическую проницаемость смесей, поэтому имеется возможность оценивать их процентное содержание. Для измерения диэлектрической проницаемости используются скважинные влагомеры, представляющие LC-генератор, в колебательный контур которого включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная или водогазовая смесь, которая меняет емкость датчика, а измерения емкости преобразуются в сигналы разной частоты. Данные диэлькометрической влагометрии позволяют решать следующие задачи: 1) определять состав флюидов в стволе скважин; 2) выделять интервалы обводнения продуктивных пластов; 3) выявлять интервалы притока в скважину нефти, газа и воды; 4) устанавливать места негерметичности колонны; 5) совместно с данными расходометрии находить количество воды в нефти и газе. Гамма-гамма-плотностеметрия основана на изучении плотности флюидов в стволе скважины с помощью гамма-гамма-метода в его селективной модификации по поглощению гамма-квантов. Определение плотности флюида базируется на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов. При ограничении энергии излучения сверху величиной 1 МэВ, а снизу величиной, при которой комптон эффект в среде на два порядка больше фотоэффекта, результаты измерений гамма-гамма-методом отражают плотностную характеристику среды. Используя данные гамма-гамма-плотностеметрии, решают следующие задачи: 1) определение состава жидкости в стволе скважины; 2) выявление интервалов и источников обводнения; 3) установление интервалов притока в скважину нефти, газа, воды в комплексе с методами расходометрии и термометрии при оценке эксплуатационных характеристик пласта; 4) изучение технического состояния скважин – выявление мест отложений парафина, солеотложений, участков пенообразования и др.; 5) определение положения элементов технологического оборудования – глубины установки пакера гидроперфоратора, муфтовых соединений, воронки лифтовых труб и т.д. Нейтронный активационный анализ основан на активации ядер натрия 23Na и кислорода 16O быстрыми нейтронами и последующей регистрации интенсивности жесткого гамма-излучения I??. В случае минерализованных пластовых вод ядра натрия активируют, применяя либо генератор нейтронов, либо ампульные источники нейтронов; при этом возникает реакция 23Na (n, ?) ? 24Na. Облучение жидкости и часть измерений необходимо проводить при остановке скважины. Наиболее распространен метод, основанный на активации нейтронами ядер кислорода, получивший название кислородный метод или иначе кислородно-активационный нейтронный гамма-метод (КАНГМ). КАНГМ имеет следующие преимущества перед методом наведенной активности по натрию: 1) позволяет изучать состав флюидов в работающей скважине без ее остановки, так как изотоп 16О обладает малым периодом полураспада (7,3 с), что дает возможность получать достаточную интенсивность гамма-излучения высокой энергии; 2) позволяет эффективно исследовать скважины с пресными или слабоминерализованными пластовыми водами. В результате ядерной реакции возникает излучение гамма-квантов высокой энергии (6,13 и 7,12 МэВ) в отличие от энергии (до 3 МэВ) естественного гамма-излучения и гамма-излучения других активированных радиоактивных изотопов. Оно позволяет определить содержание кислорода в окружающей среде. Достоинства кислородного каротажа- независимость результатов исследований от минерализации воды, возможность исследования состава смеси и выделения притоков воды в скважину при перекрытии исследуемого интервала лифтовыми трубами, а также комплексирования с ИНГМ. Однако малая глубинность метода, сильное влияние окружающей среды, сложная зависимость показаний метода от скорости и состава смеси жидкости в стволе скважины ограничивают его применение с целью выделения интервалов обводнения. Поэтому кислородный каротаж следует использовать для изучения состава смеси в стволе скважины, получения дополнительной информации при выделении интервалов обводнения. При применении кислородного метода используются скважинные установки двух типов – одно и двухзондовые. Положение водонефтянного или газоводяного раздела, места притоков воды в скважину могут быть достаточно надежно установлены по диаграмме кислородного метода, полученной одним зондом. Для оценки содержания воды и нефти (газа) в смеси и скорости движения флюида необходимы два замера – прямым и обращенными зондами. Данные КАНГ позволяют решать следующие задачи: 1) определять границы подвижной и застойной воды; 2) устанавливать водонефтянной и газоводяной разделы в стволе скважины; 3) выявлять интервалы притока воды в эксплуатационной скважине из перфорационных отверстий и мест негерметичности обсадных колонн; 4) устанавливать зоны затрубной циркуляции воды; 5) оценивать скорость движения воды по стволу скважины. Индукционная дефектометрия заключается в наведении в металлических трубах вторичных вихревых токов определенной частоты и измерении составляющих электромагнитного поля приемными катушками. Активная составляющая поля зависит от электропроводности трубы, неактивная составляющая поля определяется ее магнитной проницаемостью. Эти составляющие электромагнитного поля имеют разный фазовый сдвиг относительно фазы возбуждающего тока в генераторной катушке. Поскольку на электропроводность трубы влияют трещины, разрывы, а магнитная проницаемость связана с различием диаметров приемной катушки и колонны (смятия, вздутия), то измерения величин обеих составляющих позволяют судить о наличии локальных дефектов в обсадных трубах. На этом принципе - электромагнитной дефектоскопии – основана работа дефектомера скважинного индукционного (ДСИ) [25, 28]. Магнитная локация обсадных труб основана на изменении магнитной проницаемости обсадных труб вследствие нарушения их сплошности. При этом измеряют ЭДС, возникающую в цепи приемной катушки при ее движении. Величена сигнала зависит от степени нарушения сплошности колонны, ее диаметра, магнитной характеристики, скорости перемещения прибора и его конструкции. Скорость перемещения прибора при локации интервала перфорации 200-300 м/ч. Магнитный локатор применяют для установления положения муфтовых соединений колонны, точной привязки показаний других приборов к положению муфт, взаимной привязки показаний нескольких приборов, глубины спуска лифтовых труб, положения забоя, определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн. Состояние обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (разрывы, смятия), число и местонахождение перфорационных отверстий, а также муфтовых соединений могут быть установлены по результатам исследований скважинным акустическим телевизором (САТ) [25, 28]. Он предназначен для исследования скважин с помощью фотографий, получаемых с экрана кинескопа в виде изображения развертки стенки скважины. Его работа основана на получении отраженного акустического сигнала ультразвуковой частоты от стенки скважины. Вращающийся в горизонтальной плоскости акустический луч позволяет детально исследовать состояние поверхности стенки скважины. Амплитуда отраженного сигнала зависит от акустического волнового сопротивления стенки скважины и величены затухания сигнала в заполняющей скважину жидкости. Прибор позволяет проводить исследования в непрозрачной среде, заполненной нефтью, водой или глинистым раствором плотностью до 1,25 г/см3, и получать непрерывную картину состояния ствола скважины. Дефекты, перфорационные отверстия отмечаются на фотобумаге темными участками.
3.3. Определение обводнившихся пластов
Выделение обводненных пластов (интервалов) в обсаженных перфорированных скважинах – одна из наиболее важных задач при геофизическом контроле за разработкой месторождения, потому что результаты исследований таких пластов являются наиболее массовыми на месторождении и их обобщение дает возможность устанавливать характер и закономерности обводнения продуктивных пластов по площади и осуществлять оперативные решения по регулированию разработки залежей [25, 26, 27, 28]. Данную задачу приходится решать длительное время, так как период работы скважины с обводненной продукцией значительно больше безводного периода. Особенно важно знание источника обводнения скважины и точное определение интервала обводнения при проведении ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритока. Трудность выделения обводненных продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах объясняется тем, что в стволе скважины находится неоднородная по физическим свойствам жидкость, цементный камень может быть разрушен или осолонен, в том числе и против нефтеносной части пласта, меняется во времени минерализация вод, обводняющих продуктивный пласт. Кроме того, при выделении обводненных пластов обсаженные перфорированные скважины в момент их исследования геофизическими методами могут либо работать, либо быть остановленными. Все это требует применения специфического комплекса методов ГИС, технологии проведения геофизических исследований скважин и методики интерпретации данных ГИС при выделении обводненных продуктивных пластов. Основными методами выделения обводненных пластов в перфорированных обсаженных работающих скважинах являются методы изучения состава флюидов, высокочувствительная термометрия и расходометрия. Использование методов изучения состава флюидов в стволе скважины для выделения обводненных продуктивных пластов в перфорированных обсаженных скважинах основано на исследовании отдающего пласта и жидкости, находящейся против него в стволе скважины, в период их работы как единой гидродинамически связанной системы. Метод высокочувствительной термометрии позволяет выделять нефтеносные и водоносные пласты в остановленных скважинах за счет формирования температурных аномалий в работающих пластах до остановки скважин. По положительным аномалиям относительно геотермограммы выделяют нефтеносные интервалы, по отрицательным – водоносные. Обычно обводнение подошвы пласта подтверждается значительным дебитом по данным расходометрии. В вышележащих пластах обводнение фиксируется по участкам термограммы, где она теряет монотонный характер. Интервал обводнения расположен под этим участком. Достоверность интерпретации, особенно в сложных ситуациях, существенно повышается, если полученные результаты исследований сравнивать с предыдущими. На рис. 6 приведены данные ГИС при работе скважины в безводный I и обводненные II, III периоды. Сравнивая данные расходометрии, плотностеметрии, влагометрии и термометрии, можно установить интервал обводнения подошвы продуктивного пласта БС4 на глубине 2097 – 2100,4 м. Обводнение кровельной части продуктивного пласта показано на рис. 7. Интервал обводнения 2492,6 – 2500,4 м фиксируется данными расходометрии, влагометрии, плотностеметрии, высокочувствительной термометрии. Кривая расходомера ДГД-8 показывает, что на этот интервал приходится 31 % всего дебита. По данным влагометрии и плотностеметрии фиксируется четкий нефтеводораздел на глубине 2500,4 м увеличение содержания воды (по влагометрии) выше этой отметки. На термограмме в работающей скважине отмечается калориметрический эффект 0,06 0С и снижение температуры против верхнего интервала на 0,02 0С относительно вышележащего, что может быть объяснено лишь одним калориметрическим эффектом из-за близости соседнего работающего интервала. В комплексе с рассмотренными методами для выделения обводненых участков могут быть использованы также кислородный метод (КАНГМ), ИНГМ и данные опробывателей пластов на кабеле. Обводненный интервал в пласте устанавливается по данным ИНГМ, интервал притока – по КАНГМ, расходометрии и методам определения состава флюидов в стволе скважины. Рис. 6. Выделение обводненных и работающих интервалов и определение типа флюида в перфорированной скважине по комплексу ГИС: Замеры: I - на начало разработки; II, III - через 2 года 8 месяцев после ее начала; 1 –глина; 2 – алевролит, песчаник; 3 – нефтеносный; 4 – обводненный; 5 – работающие интервалы; запись кривых в скважинах: А – остановленной, Б – работающей; В, Г – соответственно точечные и непрерывные замеры Рис. 7. Определение источника обводнения в кровле пласта по комплексу ГИС: Замеры: I - основной; II – повторный (через 6 лет); 1 –глина; 2 – алевролит, песчаник; 3 – нефтеносный; 4 – обводненный; 5 – известняк; 6 – интервал перфорации; 7 – участки проявления РГЭ, установленные по ГМ; 8 - работающие интервалы Наиболее сложно выявить наличие обводнения при одновременной эксплуатации многопластовой залежи. Факт обводнения при этом можно установить, анализируя давления в пластах, которые определяются с помощью расходометрии и измерений манометрами на нескольких установившихся режимах работы скважин. Признаком обводнения пласта является повышенное в нем давление по сравнению с давлением в остальных пластах. Особые трудности возникают при выделении обводненных пластов с высоким содержанием воды (более 60 %) в продукции по данным ГИС, что вызвано следующим: 1) ухудшением условий притока нефти; 2) понижением информативности методов определения состава флюидов – диэлектрической влагометрии и гамма-плотностеметрии; 3) необходимостью проведения дополнительных исследований другими методами, повышающими эффективность решения задачи, например индукционной резистивиметрией, пакерной влагометрией и др. Данная задача увереннее решается при достаточно высоких дебитах (более 40 т/сут) обводненных скважин или при значительном охвате заводнением по мощности пласта. В этих условиях удается выделять интервалы, отдающие нефть [26]. В силу недостаточного надежного технического обеспечения наиболее неблагоприятны для определения интервалов обводнителей исследования структуры и характера потока низкодебитные скважины, фонд которых обычно составляет значительную часть от всех эксплуатационных скважин, особенно на более поздних стадиях разработки месторождения. Низкодебитные скважины работают менее устойчиво, часто в пульсирующем режиме. В этой ситуации ухудшаются условия для выноса воды, затрудняется определение работающих интервалов пласта, менее достоверной получается информация о составе флюида в стволе скважины, снижается дифференциация и повторяемость кривых ГИС. Если имеются геофизические данные о работе низкодебитных скважин на ранней стадии эксплуатации, т.е. когда они работали при высоких дебитах, то целесообразно результаты геофизических исследований интерпретировать совместно с результатами, получаемыми после перехода скважин в разряд низкодебитных. Это повышает достоверность интерпретации геофизических исследований, что подтверждается результатами исследований (рис. 8) на скважине, которая исследовалась на двух режимах - (I и II). Скважина работает с обводненносью продукции 11 %. В ней перфорирован пласт БС10 в интервале 2560 – 2571 м. В первом режиме скважина работала с дебитом 100 т/сут и по дебитограмме (СТД-2) достаточно уверенно выделяются работающие пропластки суммарной толщины 4,2 м при общей эффективной перфорированной мощности 6,2 м. По плотностеграмме (ГГП) до глубины 2571 м фиксируется вода (?в = 1 г/см3), выше эмульсия (?Э = 0,9 г/см3) с содержанием воды 47 %. Над глинистой перемычкой наблюдается поступление нефти в ствол скважины. Показания влагомера интерпретируются аналогично. Термограмма отмечает ступенчатое нарастание температуры, характерное для обводнения в подошве пласта. Следовательно, пласт в интервале 2568,2 – 2570 м обводнен. Картина работы этой же скважины резко меняется при другом режиме ее работы при дебите 40 т/сут. Сумма работающих интервалов по дебитограмме составляет только 3 м, причем интервалы выделены по данным основного (кривая А) и повторного (кривая Б) замеров. Методы изучения состава флюида дают в целом ту же информацию, что и при первом режиме, но она кажется менее достоверной, особенно если рассматривать ее вне связи с первым режимом. И только термограмма полностью аналогичная первой, поскольку отражает температуру не столько ствола скважины, сколько пластов. Выделение обводненных пластов в перфорированных обсаженных остановленных скважинах осуществляется методами радиометрии (НГМ, ННМ-Т, ИНМ, ИНГМ), высокочувствительной термометрии, при кратковременном возбуждении – методами расходометрии и меченых атомов. Методы радиометрии в неработающих скважинах применяются лишь в благоприятных случаях, т.е. когда продуктивные пласты обводнены высокоминерализованными водами и отсутствует проникновение жидкости в пласты при глушении скважины. Последнее возможно при подборе плотности раствора в скважине. По данным метода меченых атомов в модификациях индикации радиоактивными изотопами (ММА-И) или индикации элементами с аномальными нейтронными свойствами (ММА-Н) выявляются отдающие и неотдающие меченую воду пропластки. Неотдающие интерпретируются как нефтеносные, отдающие как водоносные. Такой подход к интерпретации данных метода меченых атомов справедлив в случае примерного равенства давлений в нефтеносных и обводненных интервалах, в противном случае распределение меченой жидкости в пластах может дать ложную картину. Обводненные участки выявляют, сравнивая два замера, проведенные до и после закачки меченой жидкости, в ММА-И методом естественной радиоактивности ГМ, в ММА-Н – нейтронными методами в стационарном или импульсном варианте (рис. 9) Рис. 9. Определение обводненных интервалов в остановленной скважине по комплексу ГИС: Замеры: I – до обводнения пласта; II – до закачки изотопов; III – после закачки изотопов; 1 –глина; 2 – алевролит, песчаник; 3 – водоносный; 4 – нефтеносный; 5 – обводненный; 6 – известняк; 7 – интервал перфорации; время жизни тепловых нейтронов: 8 - в нефтеносных пластах, 9 – в глинах, 10 - в водоносных и обводненных нефтеносных пластах В скважине перфорирован пласт БС1 в интервале 2076 – 2087 м. На момент исследований скважина была остановлена и задавлена соленой водой плотностью 1,17 г/см3. Для изоляции притока воды в ствол скважины необходимо установить обводненный интервал. По данным ИННМ видно, что наибольшее поглощение соленой воды произошло в подошве пласта (интервал 2084 – 2087 м); времена жизни тепловых нейтронов составляют 130-135 мкс. Этот же интервал характеризуется и как обводнитель и по данным ММА-И. Интервал 2084 – 2087 м после закачки активированной жидкости отмечается максимальными показаниями ГМ. Нефтеносная часть пласта в интервале 2076 – 2084 м отмечается положительной аномалией ?Т. Обводненный интервал 2084 - 2087 м фиксируется резким снижением температуры и отмечается на термограмме посередине аномалии ?Т/2. Дополнительной информацией при установлении интервалов обводнения продуктивных пластов в работающих и остановленных скважинах обсаженных перфорированных скважинах служит наличие радиогеохимического эффекта. Несмотря на различную природу возникновения радиогеохимического эффекта (РГЭ), в большинстве случаев наличие аномалии РГЭ связано с обводнением интервалов продуктивного пласта или характеризует его активную выработку и последующее обводнение пласта (интервала). К сложным случаям следует отнести исследования скважин, осваиваемых компрессорным способом. Как правило, это высокообводненные скважины, работающие с невысоким и не всегда устойчивым дебитом. Общепринятой методики для исследования таких скважин в настоящее время не существует. Изучать их приходится стандартными методами, рассмотренными выше, применяя лишь методику временных замеров в процессе возбуждения скважины для получения дополнительной информации. Эффективность геофизических исследований скважин при возбуждении компрессором существенно ниже, чем при возбуждении их другими способами. 3.4. Оценка технического состояния скважины К числу дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб относятся непостоянство диаметров и толщины стенок, наличие в них отверстий, трещин, разрывов, вмятин, раздутий. Эти дефекты возникают в трубах под влиянием неравномерных механических напряжений, коррозии и прострелочно-взрывных работ. Кроме специальных геофизических методов контроля технического состояния труб могут быть использованы также обычные методы ГИС при длине дефектного участка, превышающего разрешающую способность метода по вертикали [25, 26, 27, 28]. Так на рис. 10 показано обнаружение интервала разрыва обсадной колонны по данным ННМ-Т, ГМ, ИМ и АМ и магнитного локатора. Разрыв колонны протяженностью 15,6 м зафиксирован в интервале 1374,4 – 1390,0 м повышенными показаниями ННМ-Т и ГМ, увеличением эффективного сопротивления на кривой ИМ на фоне нулевого значения ?Э в колонне, нулевой амплитудой Ак упругих колебаний по АМ и изменением магнитного поля на кривой локатора муфт. Изменение толщины стенок труб, появление раздутий колонны в результате ее перфорации, интервалы разрыва и коррозионного износа достаточно уверенно фиксируются по гамма-гамма-толщинограмме (рис. 11). Шкала толщины стенок труб hк наносится на диаграмму по градуировочным кривым, полученным в эталонировочном устройстве. Определение среднего внутреннего диаметра колонн, их овальность, смятие, выявление желобов можно осуществлять по данным измерений трубными профилемерами. Пример выявления вмятины в колонне в интервале 238,6 – 239,3 м и ее разрыва на глубине 240 м по данным скважинного акустического телевизора САТ-1, микрокаверномера (калибромера) и магнитного локатора приведен на рис. 12. Рис. 10. Определение интервала разрыва колонны по данным комплекса ГИС Интервал перфорации может быть не установлен по данным магнитного локатора в случае изменения толщины стенки колонны за счет коррозии и разной степени ее намагниченности, при этом кривые локации муфт будут схожи с кривыми для перфорированных интервалов. Результаты исследований дефектометрией обсадных колонн и НКТ необходимы при интерпретации данных расходометрии, установлении мест негерметичности труб и выявления затрубной циркуляции флюидов. Места негерметичности обсадных колонн, связанные с притоками и поглощениями флюидов, устанавливаются с помощью методов резистивиметрии, влагометрии, плотностеметрии, термометрии, изотопов, кислородного и расходометрии. Рис. 11. Определение технического состояния обсадных колонн по гамма-толщинограмме 1 – нарушение колонны в интервале перфорации, 2 – муфта колонны, 3 – центрирующие фонари, 4 – разрыв колонны, 5 – интервалы коррозионного износа Рис. 12. Определение нарушения колонны акустическим телевизором, микрокаверномером и магнитным локатором Негерметичность обсадной колонны с помощью резистивиметрии определяется по притоку или поглощению воды, отличающейся по удельному электрическому сопротивлению от промывочной жидкости. Приток воды в скважину вызывается методом оттартывания. Место притока воды на кривой сопротивления отмечается повышением или понижением показаний ? в зависимости от величены удельного сопротивления поступающей в скважину воды. Интервал негерметичности колонны, связанный с притоком жидкости, отмечается резким изменением показаний на кривой сопротивления. Поглощение воды затрубным пространством из скважины через место негерметичности в колонне вызывается методом продавливания. С этой целью в ствол скважины закачивают порцию воды, резко отличающейся по удельному сопротивлению от воды, заполняющей скважину, и попутно с продавливанием жидкости производят измерения резистивиметром. Интервал негерметичности колонны, связанный с поглощением жидкости, фиксируется по прекращению изменений сопротивления в стволе скважины. В случае сильных нефтегазопроявлений при определении мест негерметичности колонны и лифтовых труб следует использовать метод продавливания жидкости. Данные влагометрии позволяют установить места негерметичности колонны по притокам флюидов с диэлектрической проницаемостью, отличающейся от єОТН смеси в стволе скважины. Места негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб успешно определяют по данным обычной и высокочувствительной термометрии. В случае хорошей приемистости скважины измерения термометрией проводятся с применением закачки в нее под давлением, в случае низкой приемистости – после снижения уровня жидкости в скважине. В первом и во втором случаях проводятся: 1) контрольный замер термометром в остановленной скважине; 2) замер термометром после закачки воды в скважину или после снижения уровня жидкости в ней. Определение негерметичности колонны с помощью снижения уровня жидкости в скважине позволяет установить место поступления флюида по величине дроссельного эффекта на кривой термометрии (рис. 13). В случае притока воды или нефти эффект положительный, в случае притока газа – отрицательный. В приведенном примере фиксируется поступление воды через негерметичное муфтовое соединение на глубине 1350 м. На кривой резистивиметра отмечается изменение удельного сопротивления жидкости, что подтверждает вывод о месте негерметичности колонны. Места негерметичности обсадной колонны выше интервалов перфорации выделяются по увеличению градиента температур по сравнению с градиентами температур выше и ниже интервала негерметичности. При установлении мест негеметичности в интервалах между перфорированными пластами для более уверенной интерпретации следует привлекать результаты механической и термокондуктивной расходометрии. Характерными признаками негерметичности обсадной колонны в зумпфе по данным термометрии являются: 1) резкое увеличение температуры в перемычках между пластами; 2) резкое приращение температуры в интервалах пластов-коллекторов, не вскрытых перфорацией; 3) отсутствие проявления дроссельного эффекта в перфорированном пласте на термограмме действующей скважины; 4) нулевой градиент температуры в зумпфе (термограмма располагается параллельно оси глубин). Однако однозначно судить по этим признакам о негерметичности колонны нельзя, так как они являются и признаками затрубной циркуляции флюидов. Поэтому в таких случаях для выявления интервалов негерметичности колонны необходимо привлекать данные расходометрии и методов определения состава флюидов. Метод изотопов может быть использован для локализации мест негерметичности обсадных колонн в комплексе с другими методами ГИС. Рис. 13. Определение негерметичности колонны по данным термометрии и резистивиметрии
3.5. Выявление заколонных перетоков жидкости
Затрубная циркуляция флюидов может быть определена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов, кислородного. Наличие дефектов в цементном камне и обсадных колоннах, выявленных по результатам исследований цементометрии и дефектометрии характеризует вероятность возникновения затрубных циркуляций и межпластовых перетоков флюидов при заданных градиентах давлений [25, 26, 27, 28]. Признаками обводнения продукции в результате затрубной циркуляции воды или негерметичности колонны является ускоренный рост обводнения добываемой нефти и газа, изменение степени обводненности продукции при разных депрессиях на пласт, солевой состав воды в продукции, отличающийся от солевого состава нагнетаемой воды, отсутствие интервала обводнения в перфорированной части пласта по данным ИННМ, осолонение цементного камня в перемычках, прилегающих к пласту. Основным методом выявления затрубной циркуляции флюидов в эксплуатационной скважине является термометрия (рис. 14). Результаты термометрии наиболее надежны, если в скважине имеется зумпф глубиной около 10 м, так как имеется возможность определять циркуляцию флюида из нижележащего пласта. Исследования термометрией проводятся в интервалах, расположенных ниже участка перфорации и выше его. Признаками затрубной циркуляции флюидов из нижележащих пластов являются изменение температурного градиента по сравнению с нормальным для данного месторождения, проявление дроссельного эффекта в неперфорированном пласте, нулевой градиент температур в перемычке между исследованными пластами, отсутствие дроссельного эффекта в подошве перфорированного пласта. Затрубная циркуляция воды из нижележащего неперфорированного пласта отмечается резким снижением градиента температуры в интервале движения воды и возрастанием температуры ниже перфорированного пласта в работающей скважине, а против пласта – источника обводнения наблюдается положительная аномалия температуры в остановленной скважине. При небольшой величине зумпфа (2 – 3 м) и достаточно интенсивных перетоках воды (более 5 м3/сут) затрубная циркуляция может быть установлена по данным кислородного метода (рис. 14). Рис. 14. Выявление затрубной циркуляции воды в действующей скважине по данным ГИС: I – прямой зонд 50 см; II – обращенный зонд 25 см; 1 – цемент в затрубном пространстве; 2 – приток нефти; 3 – приток воды; 4 – песчаник водоносный; 5 – глина; 6 –алевролит; 7 – песчаник нефтеносный; 8 – известняк По данным расходометрии перетоки по затрубному пространству из соседних неперфорированных пластов отмечаются аномально высокими дебитами из крайних отверстий перфорации, ближайших к пласту – источнику затрубной циркуляции. Давление пласта в источнике перетока обычно значительно превышает давление в перфорированном пласте, поэтому перфорированный пласт может прекратить свою работу, а приток в скважину будет происходить за счет перетока из соседнего пласта. Рис. 15. Определение мест затрубной циркуляции пластовых флюидов по данным высокочувствительной термометрии: I – III – случаи затрубной циркуляции воды разной температуры; 1 – песчаник; 2 – направление движения флюида; 3 – термограмма; 4 – геотерма; 5 – линия параллельная оси глубин Метод изотопов в эксплуатационных скважинах для определения интервала затрубной циркуляции воды применяется лишь в крайнем случае при неоднозначности результатов измерений другими методами, так как в таких скважинах нежелательны длительные остановки, глушение и извлечение лифтовых труб. Интервал затрубной циркуляции отмечается повышенными показаниями I?и (рис. 15). Затрубную циркуляцию между перфорированными и неперфорированными пластами можно выявить также по индикаторным диаграммам, полученным для интервалов притока из кровельной и подошвенной частей интервала перфорации и для прилегающих к ним перфорированных участков пласта до непроницаемой перемычки. По этим диаграммам определяются давления в кровле и подошве перфорированного интервала и соседних с ними пропластках. Если давление в кровле и подошве интервала перфорации выше давления в прилегающих к ним частям пласта и соответствует давлению в соседнем неперфорированном пласте, то между ними вероятна затрубная циркуляция.

На главную страницу