Геофизические методы контроля за разработкой. Геофизические методы контроля за разработкой.. Целью данной работы является уточнение геологической модели строения
 Скачать 2.21 Mb.
|
2.1 Комплексные геофизические исследованияЦели и задачи проектированияПовышение извлекаемых запасов углеводородов является одной из самых актуальных и важных задач в нефтедобывающей промышленности. Продление срока службы скважины является также важной задачей, потому что эксплуатационная нефтяная скважина является очень дорогим и технически сложным сооружением. Блок добывающих скважин Малгобек-Вознесенское-Алхазово месторождения, согласно данным по разработке имеет низкий дебит флюида – менее 10 т/сут и высокую обводненность – более 90%. Эксплуатация скважин с дебитом менее 10 т/сут не рентабельна, для увеличения извлекаемых запасов и продления срока службы скважин необходимо провести – геофизические исследования комплексом состав / приток и комплексом ГИС для определения текущего характера насыщения пластов-коллекторов, после чего выполнить интенсификацию притока пластового флюида методом упругого воздействия на пласт аппаратурой «Приток – 1М». ПГР необходимо выполнить по части блока в 6 скважинах. Применение ПИТ планируется выполнить в 2-х из 6 скважин, т.к. радиус действия рассмотренной ниже аппаратуры увеличения притока составляет около 600 метров. Работы буду проводиться с помощью передвижной каротажной станции на базе шасси автомобиля КамАЗ (рис.2), на которой установлен блок управления «МЕГА»(рис.3)  Рисунок 2. Станция-подъёмник на базе шасси КаМАЗ  Рисунок.3 Каротажная стойка (пульт оператора) 2.1 Обоснование выбора комплекса методовОпределение точных количественных параметров, таких как: дебит флюида, температура и давление возможно лишь при проведении необходимого комплекса ГИС. Выбор комплекса ГИС зависит от поставленной задачи: определить дебит флюида, обводненность, и контрольные параметры скважин (температура, давление). Таким образом комплекс ГИС должен включать в себя следующие методы: Термометрии. Барометрии. Фонового гамма-каротажа. Механической расходометрии. Термокондуктивой расходометрии. Влагометрии. Резистивиметрии. Локатор муфт. Шумометрии. Термометрия и барометрия проводятся для измерения контрольных параметров, таких как температура и давление соответственно, для каждой скважины существуют определенные значения данных величин, следовательно, при значительном отклонении от контрольного значения прогнозируется вероятность неоптимального режима работы скважины. Фоновый гамма-каротаж проводится для увязки по глубине данных всех видов ГИС. Механическая расходометрия проводится с целью определения общего дебита жидкости в стволе скважины. Влагометрия и резистивиметрия проводятся с целью определения соотношения вода / нефть в скважине, это необходимо для дальнейших расчетов дебита скважины. Локатор муфт служит для привязки выше рассмотренных методов. Также для определения положения ВНК, заводненных интервалов пласта и текущего нефтенасыщения перед проведением работ по повышению нефтеотдачи комплекс ГИС должен включать ИННК и С/О каротаж. 2.2 Описание методов, входящих в геофизические исследованияКомплекс методов состав / притокТермометрия Термометрия действующих скважин (высокочувствительная термометрия) отличается от традиционной термометрии (геометрия, метод закачки жидкости с контрастной температурой) тем, что измерения проводятся в процессе работы скважины и исследуются тепловые аномалии, обусловленные термодинамическими эффектами при движении флюидов в пласте и стволе скважины. Исследования сводятся к спуску термометра в продуктивный интервал и регистрации распределения температуры вдоль ствола скважины с обязательным перекрытием зумпфа и приема НКТ. Желательно, чтобы прием НКТ был поднят на 40–50 метров выше кровли верхнего перфорированного пласта. В действующей скважине с квацистационарным тепловым полем обязательно регистрируется повторная термограмма и несколько термограмм в остановленной скважине. Масштаб записи температуры 0.050С/см. Интерпретация термограмм заключается в выявлении и анализе температурных аномалий. Анализ начинают с зумпфа. При наличии участка ненарушенной геотермы (в действующей скважине обычно на расстоянии 10 м от подошвы нижнего работающего пласта) определяют градиент температуры. Корреляция градиентов температуры с разрезом свидетельствует об отсутствии движения жидкости в скважине и заколонном пространстве по данным термометрии. Заключение по результатам исследований скважины выдается по данным всего комплекса (локация муфт, плотнометрия, ГК, механическая и термокондуктивная дебитометрия, влагометрия, резистивиметрия). диагностика состояния насосно-подъемного оборудования; выявление обводненных интервалов по эффекту охлаждения пласта закачиваемыми водами; определение интрвалов разгазирования и поступления газа. Термометрия позволяет получить информацию о пластах, перекрытых НКТ и о работе пластов, недоступных исследованию в действующей скважине (по измерениям в остановленной скважине после извлечения из нее оборудования). После регистрации термограмм, не поднимая прибор из интервала исследований проводится первичная оценка качества материала. В качестве критериев используются уровень случайных помех (не должен превышать 0.020С) и качество воспроизведения аномалий на основной и повторной диаграммах (расхождение диаграмм не должно быть более 0.10С по большинству точек, общий характер изменения температуры должен повторяться с высокой точностью). Может быть установлен масштаб записи термометрии в 0.020С/см. Измерение температуры в интервале продуктивных пластов проводится на спуске. Скорость движения термометра зависит от постоянной времени датчика. Поскольку постоянная времени, определенная в лабораторных условиях, не всегда совпадает с реальным значением в скважине, рекомендуется писать со скоростью не более 200 м/час. Распределение температуры по стволу добывающей скважины определяется следующими факторами: изменение температуры флюида при фильтрации в пласте (баротермический эффект); естественное тепловое поле Земли; эффект калориметрического смешивания восходящего по колонне потока с поступающим из пластов флюидом; теплообмен между потоком жидкости в стволе скважины и окружающими породами. Кроме них, на распределение температуры влияют расход и состав флюида, структура и направление потока. К настоящему времени определялись следующие задачи, которые могут решаться высокочувствительной термометрией: выделение интервалов притока (приемистости), в том числе и слабоработающих перфорированных пластов; выявление заколонных перетоков из неперфорированных пластов; определение притоков в скважину из мест негерметичности обсадной колонны. Барометрия Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени. Применяют для определения абсолютных значений забойного или 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 (совместно с другими методами «притока-состава»). Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока. Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией и дистанционные. Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные. Конструкция глубинных манометров должна обеспечивать измерение статической составляющей полного давления (за исключением интервалов интенсивного притока флюидов в ствол, где возможно влияние радиальных струй). Гамма-каротаж Принцип гамма-каротажа (ГК) основан на регистрации скважинными приборами естественной радиоактивности горных пород слагающих разрез скважины. Естественной радиоактивностью называется самопроизвольный распад ядер некоторых химических элементов слагающих горные породы. Естественная радиоактивность слагается из способности горных пород испускать альфа-, бета- и гамма-излучение. Глубина проникновения альфа-излучения в горных породах составляет первые десятки микрон, бета-излучения – первые миллиметры, а гамма-излучения – от 30 до 40 см. Следовательно, с точки зрения изучения разрезов скважин только гамма-излучение представляет практический интерес. Величина естественной радиоактивности горных пород определяется в основном содержанием в них трех основных химических элементов: урана, тория и изотопа калия-40. Основная задача в добывающих и нагнетательных скважинах – корреляция разрезов скважин (привязка по глубине). Влагометрия Для выделения интервалов поступления воды в скважину, для определения состава флюидов в стволе скважины и установления мест негерметичности обсадной колонны широко применяются влагомеры. Материалы и теоретические расчеты показали, что верхний предел количественного определения влагосодержания ограничивается 50%. При обводнении свыше 50% аппаратура позволяет лишь качественно выделять водоотдающие интервалы. Существует две разновидности глубинных влагомеров, обладающих различными методическими возможностями: пакерные и беспакерные влагомеры. В беспакерном приборе через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, поэтому беспакерные влагомеры работают на качественном уровне. В пакерном влагомере через датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает эффективность прибора. Основным недостатком всех влагомеров является зависимость их показаний от свойств нефти, воды и водонефтяных смесей, которые зависят от температуры, давления, газонасыщения и могут изменяться по площади и толщине даже одного нефтяного горизонта, что при качественной оценке компонентого состава смеси требует проведения больших тарировочных работ по построению градуировочных зависимостей с учетом всех мешающих факторов. Резистивиметрия Применение резистивиметров основано на измерении электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины, позволяющих выделить гидрофильную (нефть в воде) и гидрофобную (вода в нефти) составляющие и устанавливать положение водонефтяного раздела в скважинах (ВНР). Исследования индукционным резистивиметром позволяют определить удельную проводимость среды в колонне, положение нефтеводораздела границу перехода гидрофильной среды в гидрофобную, границы зон гидрофильных водонефтяных смесей с различной концентрацией нефти в воде, границы изменения минерализации воды в колонне. Полученная информация обеспечивает выделение слабых притоков нефти в скважину при содержании воды в колонне более 50% и определение мест поступления воды в колонну различной минерализации. Учитывая высокую чувствительность метода к небольшим притокам нефти, индукционный резистивиметр следует применять как метод для выявления слабых притоков нефти через «застойную» воду, как индикатор типа эмульсии. 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. Расходометрия Расходометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. При контроле разработки нефтяных месторождений применяются две модификации метода – гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследования действующих скважин. Механическая расходометрия предусматривает определения скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты. Применяют как основной метод для: выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах; оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах; определения поинтервальных и суммарных дебитов; выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины. Выполняют в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах. Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижение точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений. Каждый комплект расходомера должен быть снабжен градуировочной характеристикой, представляющей собой зависимость показаний прибора от объемного расхода жидкости (м³/сут). Градуировка расходомера производится на воде, на специальном гидродинамическом стенде. Одновременно определяется коэффициент пакеровки прибора и его стабильность. Стабильность характеристик прибора и их соответствие градуировочному графику контролируется в промысловых условиях по результатам сопоставления суммарных дебитов (расходов) скважин, определенным по данным расходомера и в замерном устройстве на поверхности. Расхождение между ними не должно быть более 20%. При этом дебит (расход скважины), измеренный на поверхности, должен быть приведен к забойным условиям и погрешность его определения не должна превышать 10%. Если расхождения в суммарных дебитах превышают 20%, необходима повторная градуировка расходомера на гидродинамическом стенде. Программа работ для установления распределения суммарного дебита по пластам предусматривает точечные измерения и запись непрерывной кривой. В начале проводятся точечные измерения в перемычках между исследованными пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации. Число точек в каждом интервале исследований должно быть не менее 5, расстояние между ними 0.2–2 м. Расхождения между измерениями в одной точке в перфорированном участке не должны превышать 5%. Для определения отдающих (принимающих) интервалов перфорированного пласта записывается непрерывная диаграмма в интервалах перфорации и в 10–20 м участках ствола, прилегающих к ним. В скважинах, дающих чистую нефть или только воду, результаты измерения дебитом являются достаточными для установления места притока жидкости в скважину и характера насыщения соответствующих интервалов в случае, когда нет затрубной циркуляции, прорыва нагнетаемых вод и целостность колонны установлена. В скважинах, дающих нефть с водой, исследования расходомерами не решают задачу по разделению на нефте- и водоотдающие интервалы, для этих целей должен применяться более расширенный комплекс геофизических методов. Эффективность использования расходометрии при исследовании скважин зависят от ее технического состояния в интервале перфорации. Расходограммы, полученные в скважинах, где продуктивный интервал был вскрыт перфораторами ПК-103, легко интерпретируются в интервалах перфорации – по ним можно построить профили отдачи или приемистости по всему отдающему или принимающему интервалу при условии целостности цементного камня за колонной. Контроль за выработкой пласта предусматривает учет объема закачиваемой и добываемой жидкости из него, а также поинтервальное распределение отдачи и приемистости по толщине перфорированного интервала на количественном уровне. Термокондуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюида термоанемометра с прямым или косвенным подогревом. 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. К достоинствам термокондуктивных расходомеров следует отнести: – высокую чувствительность в диапазоне низких (менее 1 м³/сут) и средних дебитов, что позволяет выделить притоки жидкости, не фиксируемые гидродинамическими расходомерами. – простота конструкции, что повышает его эксплуатационные качества. Акустическая шумометрия Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды. 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. Акустический шумомер является индикаторным прибором и не подлежит строгой калибровке. Его данные не пригодны для количественных определений. Локатор муфт Метод электромагнитной локации муфт основан на регистрации изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их однородности. Применяют для: установления положения замковых соединений прихваченных бурильных труб; определения положений муфтовых соединений обсадной колонны; точной привязки показаний других приборов к положению муфт; взаимной привязки показаний нескольких приборов; уточнения глубины спуска насосно-компрессорных труб; определения текущего забоя скважины; в благоприятных условиях – для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн. В локаторе муфтовых соединений обсадной колонны (ЛМ) для того, чтобы определить местонахождение муфты, используется принцип индукции. Локатор состоит из двух постоянных магнитов, разделенных измерительной катушкой, навитой на стальной сердечник. Два магнита располагаются обращенными друг к другу одноименными полюсами. Это особое размещение магнитов (их полюсов) генерирует очень сильное магнитное поле. Так как ЛМ двигается в обсадной колонне, силовые линии магнитного потока остаются постоянными до тех пор, пока зонд не войдет в зоны, где резко изменяется толщина стенки трубы (муфта). Эта разность влияет на показания измерительной катушки, в которой индуцируется дополнительный ток. Ответный сигнал этого тока посылается на поверхность. Этот эффект измерения магнитного поля применяют для обследования труб и локации местоположения муфтовых соединений. Применяемая аппаратура и оборудование Аппаратурный комплекс МЕГА-К предназначен для проведения термогидродинамических исследований в действующих скважинах в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Комплекс МЕГА-К обеспечивает проведение исследований в скважинах при температуре окружающей среды до 100С и гидростатическом давлении до 60 МПа с компьютеризованной каротажной станцией «МЕГА» и одножильным грузонесущем геофизическим кабелем до 5000 м. В конструкцию аппаратуры заложен блочный принцип построения узлов механики и электронных схем. Аппаратура представляет собой три блока (РАСХОД; СОСТАВ; ИНТЕРВАЛ), допускающих их сборку в различном сочетании и любой последовательности, электрически соединенных центральной транзитной жилой кабеля, кроме блока РАСХОД который в любом варианте сборки является конечным. В каждом блоке сборки аппаратуры установлена плата телеметрической системы. При включении питания аппаратуры все блоки объединяются в единую телеметрическую сеть и автоматически переходят в режим поочерёдной передачи данных.  Рис. 4.3. Конструкция аппаратурного комплекса МЕГА-К Модуль «ИНТЕРВАЛ» предназначен для привязки интервалов либо выполнения комплекса в нагнетательных скважинах (при подключении модуля механического расходомера) и включает в себя следующий набор датчиков: датчик термометра – чувствительный термометрический элемент (терморезистор). Действие основано на изменении сопротивления металлического проводника с изменением температуры; датчик давления – мостовой тензопреобразователь Д100–2; локатор муфт, состоящий из двух постоянных магнитов и катушки, расположенной между ними, собранный на каркасе из немагнитного материала. Информационным параметром при осевой магнитной неоднородности колонны труб выступает наведённая ЭДС самоиндукции в катушке датчика ЛМ; датчик уровня естественного гамма-излучения – сцинтилляционный кристаллический детектор NaJ(Tl) СДН17 размером 18х160 с фотоэлектронным умножителем ФЭУ-102. Принцип работы электронной части прибора совместно с датчиком ГК основан на преобразовании квантов гамма-излучения в электрические импульсы с помощью сцинтилляционного детектора и далее преобразовании средней частоты этих импульсов в код. Для проведения полного комплекса исследований по контролю за разработкой производят сборку модуля «ИНТЕРВАЛ» с модулем «СОСТАВ», включающего в себя: датчик влагомера представляет собой RC – генератор, в колебательный контур которого 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; электромагнитный датчик резистивиметра представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух – возбуждающей и приемной – тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика. В датчике используется трансформаторный метод измерения электропроводности жидкости; датчик термокондуктивного расходомера СТД – чувствительный термометрический элемент с нагревателем работает по принципу термоанемометра. В нём установлен термочувствительный элемент (терморезистор) и резистор нагревателя. Сопротивление терморезистора в однородной среде обратно пропорционально средней линейной скорости потока, что позволяет в благоприятных условиях оценивать скорость потока и строить профиль притока или поглощения флюида; датчик уровня акустических шумов – пьезокерамический элемент, выполненный в форме втулки, жестко соединенный с корпусом блока. Пьезокерамический элемент работает в качестве приемника упругих волн звукового диапазона. Конструкция обоих модулей предусматривает подключение к себе одного из модуля «РАСХОД» (механический беспакерный расходомер), предназначен для измерения расхода жидкости – состоит из корпуса с крыльчаткой, нижней штанги с грузом, фонаря (центратора), преобразователя с мостом (или приборной головкой). В преобразователе установлена электронная часть блока. Крыльчатка установлена в корпусе на керновых опорах, состоящих из корундового конического подпятника типа ПКК 2,5х0,15 и керна с радиусом сферы 0,05 мм. В верхней части корпуса установлены два магниточувствительных датчика, выводы которых соединены с платой, установленной в головке. В утолщенной части оси крыльчатки установлены два миниатюрных постоянных магнита. При вращении крыльчатки поля магнитов воздействуют на датчики, сигналы с которых поступают в электронной часть, установленную в преобразователе. Принцип работы расходомера основан на определении скорости потока жидкости в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Измерение производится при спуске или подъеме в исследуемых интервалах, а также поточечно. Величина расхода флюида в данном сечении скважины (колонна диаметром 5 дюймов) определяется по зависимости частоты вращения аксиальной крыльчатки от расхода соосного с ней потока жидкости. Список регистрируемых параметров и краткая характеристика измерительных каналов для полной сборки приведены в таблице 4.1. Таблица 4.1
|