- •Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений
- •Содержание
- •Предисловие
- •1. Основные понятия о нефтегазовых месторождений
- •2. Методические и технические особенности применения гис при контроле
- •3. Цели и задачи контроля
- •4. Исследование процесса вытеснения нефти в пласте
- •5. Изучение эксплуатационных характеристик пласта
- •6. Изучение технического состояния скважин
- •7. Исследование скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования
- •8. Условия проведения промыслово-геофизических работ при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений
- •9. Современные представления о расположении углеводородов по высоте залежи
- •10. Вытеснение нефти водой и газом
- •11. Типовые комплексы промыслово-геофизических методов при контроле за разработкой
- •12. Изменения петрофизических характеристик горных пород в процессе эксплуатации (разработки) залежей углеводородов
- •13. Изменение физических свойств. Удельное электрическое сопротивление
- •14. Изменение физических свойств. Диэлектрическая проницаемость
- •15. Изменение физических свойств. Естественная электрохимическая активность
- •16. Изменение физических свойств. Вызванная электрохимическая активность
- •17. Изменение физических свойств. Естественная гамма-активность
- •18. Изменение физических свойств. Нейтронные характеристики
- •19. Изменение физических свойств. Акустические характеристики
- •20. Изменение физических свойств. Термические характеристики
- •21. Методы меченого вещества
- •22. Метод радиоактивных изотопов
- •23. Нейтронный метод меченого вещества
- •24. Механическая дебитометрия
- •25. Термокондуктивная расходометрия
- •26. Особенности интерпретации термокондуктивной расходометрии
- •27. Исследование состава смеси в стволе скважины с помощью резистивиметрии
- •28. Определение состава смеси с помощью гамма ‑ плотностеметрии
- •29. Кислородный нейтронный гамма-метод в комплексе работ по контролю (кангм)
- •30. Влагометрия при контроле за разработкой
- •31. Термометрия при контроле за разработкой
- •1 ‑ Контрольный замер температуры; 2, 3 ‑ замер температуры после закачки соответственно 18 и 36 м3 (а), 8 и 18 м3 (б) воды
- •32. Определение пластового давления
- •33. Определение первоначального положения водонефтяного контакта
- •На кривой семиэлектродного зонда внк соответствует точке, расположенной на расстоянии размера l0 зонда ниже точки среднего значения
- •34. Определение первоначального положения газоводного контакта
- •35. Определение первоначального положения газонефтяного контакта
- •6 ‑ Первоначальные положения гнк и внк, 7 ‑ текущие положения гнк и внк
- •36. Контроль за перемещением внк
- •37. Контроль перемещения гнк и гвк
- •38. Контроль перемещения газовой шапки и перемещения нефтяной оторочки при эксплуатации нефтегазовых месторождений
- •39. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных скважинах
- •40. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных неперфорированных скважинах
- •1 ‑ Интервал перфорации, 2 ‑ интервал затрубной циркуляции.
- •41. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах
- •42. Определение параметров выработки пластов
- •43. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в необсаженных скважинах
- •44. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах
- •45. Определение коэффициента текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений
- •46. Оценка коэффициента текущей и конечной нефтеотдачи по комплексу геофизических параметров
- •47. Оценка коэффициента текущей и конечной газоотдачи пластов по комплексу геофизических параметров
- •48. Особенности разработки, регулирования и контроля за эксплуатацией нефтегазовых залежей
- •49. Выделение интервалов притока пласта
- •II ‑ влагограмма
- •50. Определение продуктивности (приемистости) пласта
- •51. Определение работающей мощности пласта
- •1 ‑ Глина, 2 ‑ песчаник нефтеносный, 3 ‑ интервал перфорации,
- •4 ‑ Работающие мощности
- •52. Изучение технического состояния скважин. Общие положения
- •53. Оценка качества цементирования колонн по термометрии
- •54. Оценка качества цементирования колонн по методу радиоактивных изотопов
- •55. Оценка качества цементирования по гамма-гамма методу
- •56. Оценка качества цементирования по акустике
- •57. Выявление дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб
- •58. Выявление негерметичности обсадных колонн
- •I ‑ геотерма; II ‑ замер после снижения уровня жидкости в стволе скважины на 200 м;
- •1 ‑ Глина, 2 ‑ алевролит, 3 ‑ песчаник, 4 ‑ место притока воды
- •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
- •59. Выявление интервалов затрубной циркуляции флюидов
- •2 ‑ Направление движения флюида, 3 ‑ термограмма, 4 ‑ геотерма,
- •5 ‑ Линия, параллельная оси глубин
- •60. Выявление уровня жидкости, интервалов солевых и парафиновых отложений
- •61. Методы интенсификации притоков нефти
- •62. Интенсификация притока и приемистости пласта с помощью соляно-кислотной обработки
- •63. Интенсификация притока с помощью тепловых методов
- •64. Интенсификация притока с помощью внутрипластового горения
- •65. Контроль гидравлического разрыва пласта
- •66. Контроль за барохимическим воздействием на пласт
- •5 ‑ Интервал перфорации
- •67. Метод акустического и комбинированного воздействия на пласт
- •68. Электрообработка нефтяных скважин мощными импульсными источниками тока с целью повышения нефтеотдачи
- •69. Горизонтальные скважины
- •70. Задачи, решаемые геофизическими методами в горизонтальных скважинах
- •71. Геофизические исследования при строительстве гс и ргс
- •72. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе бурения
- •73. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения
- •74. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их освоения
- •75. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их испытания
- •76. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их эксплуатации
- •Методические рекомендации для преподавателя
- •Методические указания для студентов
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Дополнительный
30. Влагометрия при контроле за разработкой
Влагометрия – это метод определение содержания воды в жидкости, заполняющей ствол скважины. Влагометрия как самостоятельная часть науки существует более 100 лет, но именно в последние годы, когда с развитием информационных технологий возникла реальная возможность автоматизации многих производств, влагометрия получила интенсивное развитие. Особенно коснулось это тех областей влагометрии, которые способны предложить качественные и надежные средства технологического контроля. Одной из таких областей является микроволновая влагометрия. 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.
Метод применяется в основном при контроле за эксплуатацией нефтяных месторождений:
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.
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. Влагометры комплексирутюся с другими методами в рамках комплекса для оценки «притока-состава».
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 колонн.
Для этой цели применяется скважинный влагомер, основанный на измерении частоты генератора с С-контуром, между обкладками конденсатора которого находится исследуемая жидкость.
Емкость конденсатора, а следовательно, и частота генератора изменяются в зависимости от диэлектрических свойств жидкости. Поскольку диэлектрические свойства нефти и воды (пластовой или нагнетаемой) различны, удается определить положение водонефтяного раздела в стволе скважины и оценить содержание воды в водонефтяной смеси, поступающей из пласта.
Контрольные вопросы
Для каких целей применяется влагометрия?
На каком принципе работает влагомер?