- •Комплексная интерпретация геофизических данных на основе типовых диаграмм
- •Основные категории скважин и решаемые задачи
- •2. Физические основы методов исследования эксплуатационных скважин
- •2.1. Термометрия
- •2.4. Шумометрия
- •2.5. Методы состава
- •2.6. Контрольные вопросы
- •Добывающие скважины
- •3.2. Типовые диаграммы геофизических методов
- •Термометрия
- •Резистивиметрия
- •Определение состава притекающей жидкости в ствол скважины
- •Расходомер механический. Термокондуктивный индикатор притока
- •Расходомер механический. Термокондуктивный индикатор притока
- •Типовые кривые комплекса методов для решения задачи определения зкц в зумпфе скважины:
- •Увеличенный уровень показаний расходомера по всей глубине зумпфа
- •. Примеры решения задач
- •3.3.1. Определение интервалов притоков
- •3.3.2. Определение мест нарушения герметичности колонны и забоя
- •3.3.3. Выявление заколонных перетоков жидкости
- •3.3.4. Выявление интервалов поступления воды и оценка депрессии в пластах
- •3.4. Контрольные вопросы
- •4. Нагнетательные скважины
- •4.1. Основные признаки решения задач
- •4.2. Типовые диаграммы методов исследования
- •При ненарушенной и нарушенной колонне.
- •Расходометрия
- •Расходограммы: 1 – интегральная, 2 – дифференциальная.
- •Т ермометрия
- •Перфорации по шумометрии
- •4.3. Примеры решения задач
- •4.3.1. Выделение работающих (принимающих) интервалов
- •4.3.2. Определение зкц в зумпфе
- •4.3.3. Выявление зкц вверх
- •4.3.4. Определение техсостояния колонны
- •4.4. Контрольные вопросы
- •Осваиваемые скважины
- •5.1. Основные признаки решения задач
- •5.2. Типовые диаграммы
- •Нарушение колонны в зумпфе
- •Герметичности колонны
- •5.3. Примеры решения задач
- •5.3.1. Выделение работающих пластов
- •5.3.2. Определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и негерметичности забоя скважины
- •5.3.3 Выявление интервалов заколонных перетоков жидкости
- •Контрольные вопросы
2.4. Шумометрия
Метод шумометрии обычно используется для
общей диагностики состояния скважины;
определения мест нарушения герметичности колонны,
определения притоков жидкости и газа в скважину;
выявления интервалов заколонных перетоков жидкости.
Сущность метода сводится к регистрации собственных шумов, наблюдаемых в скважине и околоскважинном пространстве. По результатам анализа регистрируемых шумов делается заключение об их источнике и о техническом состоянии скважины.
Гидродинамическим источником акустических колебаний в скважине является движение жидкости в процессе эксплуатации месторождения по различным типам каналов. Например, движение по пласту с выходом в скважину через перфорационные отверстия. При этом поток жидкости под действием перепада давления, преодолевая гидродинамическое сопротивление в пласте и на перфорационных отверстиях, устремляется в скважину, возбуждая акустические колебания. Интенсивность и спектр акустических шумов зависят от состава притока, градиента давления, формы канала и акустических свойств окружающей среды.
2.5. Методы состава
Поток в стволе скважины, как правило, неоднороден: поступающие в скважину смеси различаются по плотности (диапазон значений =[0,11,4] г/см3), удельному электрического сопротивлению ( =[0,01] Омм) и диэлектрической проницаемости (=[180] отн.ед ). Определение одного из физических свойств смеси положено в основу методов изучения ее состава в стволе скважины.
Методы состава решают следующие задачи:
определение нефте-газо-водопритоков в скважину;
определение глубины динамического уровня жидкости и НВР в скважине;
определение глубины начала и интервалов разгазирования в скважине;
определение структуры потока в скважине;
определение положения забоя и наличия осадка в зумпфе скважины;
определение интервала гравитационной конвекции в зумпфе;
оценка обводненности продукции скважины.
В настоящее время в нефтепромысловой практике для исследования состава смеси наиболее широко используются резистивиметрия, влагометрия, гамма-гамма плотнометрия.
Резистивиметрия.
Позволяет различать в стволе скважины нефть, газ, воду и их смеси по величине удельного электрического сопротивления (или электропроводности =1/). Различаются смеси гидрофильные (сопротивление смеси стремится к сопротивлению воды) и гидрофобные (сопротивление смеси стремится к сопротивлению нефти).
Существует две разновидности метода: индукционная и токовая резистивиметрия. Резистивиметр индукционный предназначен для бесконтактного измерения удельной электрической проводимости флюида в колонне и НКТ. Достоинством метода является чувствительность к изменению минерализации и к небольшим каплям нефти в потоке. Вид типовых диаграмм обусловливается типами флюидов и их смесями в колонне. Данные индукционной резистивиметрии позволяют определять тип смеси и структуру потока. Резистивиметр токовый представляет собой одноэлектродный резистивиметр на постоянном токе при измерении удельного электрического сопротивления. Главное назначение одноэлектродной резистивиметрии - установление положения водонефтяного раздела по резкому увеличению удельного сопротивления при переходе прибора от воды к нефти. Данные одноэлектродной резистивиметрии служат для распознавания типа движущейся в стволе скважины смеси – гидрофильной или гидрофобной.
Влагометрия.
Метод основан на различии диэлектрической проницаемости воды и нефти: в=5080, н=2. Один из типов скважинного влагомера - это два генератора синусоидальных колебаний, в один из которых включен измерительный конденсатор проточного типа, а другой является опорным. Изменение емкости конденсатора приводит к изменению разностной частоты, которая фиксируется на кривой. Увеличение частоты, регистрируемой на поверхности, отвечает увеличению диэлектрической постоянной. При интерпретации данных используется параметр f1=(f-fн)/(fв-fн), где f, fн, fв - частоты, регистрируемые в среде, нефти и воде; величина f1 пропорциональна содержанию воды (регистрирует содержание воды от 0 до 60%).
Существуют пакерные и беспакерные влагомеры. Беспакерные влагомеры используют для качественной оценки состава флюидов; пакерные - для количественных определений содержания воды и нефти.
Плотностной гамма-гамма метод (ГГП).
Гамма-гамма метод основан на изучении плотности флюидов в стволе скважины. Состав притекающей жидкости определяется по различию плотности:
у воды (в зависимости от минерализации) – от 1 000 до 1200 кг/м3;
у нефти - от 700 до 900 кг/м3;
у газа – от 1 до 1,2 кг/м3.
При исследовании состава флюида гамма-гамма плотномером регистрируется интенсивность проходящего через скважинную среду излучения от ампульного изотопного гамма-источника. Интенсивность регистрируемого излучения определяется поглощающими свойствами скважинной среды и находится в обратной зависимости от плотности смеси в стволе скважины. Результаты измерений гамма– гамма метода отражают плотностную характеристику среды.
Существуют две модификации метода: по просвечиванию -квантами слоя флюида, находящегося между источником и детектором (ГГП-П) и по рассеянию -квантов окружающим прибор флюидом (ГГП-Р).