методичка. Введение. 2 Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений

• Название: Введение. 2 Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений
• Дата: 25.11.2022
• Размер: 0.63 Mb.
• Имя файла: методичка.doc
• Тип: Документы; #811242
• страница: 2 из 4

Компенсированный измерительный зонд ГГК содержит ампульный источник и два детектора гамма-излучения. Зонд располагают на выносном башмаке, который в процессе исследований прижимают к стенке скважины рабочей поверхностью, или в защитном кожухе скважинного прибора, когда к стенке скважины прижимают весь прибор.

Комплексируют в одном приборе с ГК, в сборке- с другими методами оценки «притока-состава».
1.9. Метод меченого вещества

Методом меченого вещества решаются следующие задачи:

• 
  выявление затрубных циркуляций, поглощающих (отдающих) пластов, нарушений герметичности колонн;
  
• 
  определение профиля приемистости и работающих мощностей с целью контроля за работой нагнетательных скважин, получения исходных данных и контроля за результатами воздействия на призабойную зону с целью интенсификации закачки воды или добычи нефти (гидроразрыв, кислотная или термическая обработка и т.д.);
  
• 
  выявление обводненных интервалов разрабатываемых нефтяных пластов, положения водонефтяного контакта и оценка остаточной нефтенасыщенности прискважинной части пласта;
  
• 
  выявление гидродинамической связи между отдельными пластами по площади месторождения;
  
• 
  определение скорости и направления движения закачиваемого флюида.
  

Физические основы метода

Сущность метода меченого вещества состоит в том, что в горные породы или в скважинный флюид вводятся вещества, обладающие различными аномальными физическими свойствами относительно окружающей среды, наличие которых надежно выделяется промыслово-геофизическими методами.

В качестве меченого вещества могут использоваться радиоактивные изотопы (метод радиоактивных изотопов) и вещества, обладающие аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов(нейтронный метод меченого вещества). В первом случае измерения в скважине проводят методом ГК, во втором случае – методом ИНК.

Метод меченого вещества является одним из наиболее трудоемких и дорогостоящих методов контроля за разработкой нефтяных месторождений. Его применение оправдано лишь в тех случаях, когда другими методами задача надежно не решается.

Аппаратура

В качестве радиоактивных изотопов используют элементы, дающие жесткое гамма-излучение, растворяющиеся в применяемой жидкости, характеризующиеся относительно небольшими периодами полураспада и обладающие необходимыми адсорбционными свойствами. Чаще всего используются следующие изотопы: ⁵⁹Fe, ⁹⁵Zr, ¹³¹I, ⁵¹Cr.

Измерительная аппаратура и методика проведения замеров в методе индикации радиоактивными изотопами не отличаются от применяющихся в гамма-методе.

Применение радиоактивных изотопов для исследования скважин связано с опасностью облучения. Это препятствие может быть устранено, если в качестве меченой жидкости использовать не радиоактивные элементы, а элементы с аномальными нейтронными характеристиками. Такими элементами являются хлор, бор и кадмий, активно поглощающие тепловые нейтроны(большое сечение захвата) и обладающие высокой гамма-активностью(эффективной эмиссирующей способностью) радиационного захвата нейтронов(особенно хлор).
1.10. Метод электромагнитной локации муфт.

Метод электромагнитной локации муфт 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.
  

Физические основы метода

Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ) основан на регистрации изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности.
Аппаратура

Детектор (датчик) локатора муфт представляет собой дифференциальную магнитную систему, которая состоит из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, создающих в катушке и вокруг нее постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование ЭДС в измерительной катушке.

Активный локатор муфт содержит две катушки, каждая из которых имеет возбуждающую и приемную обмотки. Под воздействием переменного магнитного поля, генерируемого подачей переменного напряжения на возбуждающие обмотки, в приемных обмотках возникает переменное напряжение, которое зависит от магнитных свойств окружающей среды. Информативным параметром служит разность напряжений на приемных обмотках, которая зависит от сплошности среды.
1.11. Метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии.
Задачами исследований являются

• 
  выявление местоположения башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещенной за колонной, в которой ведутся исследования;
  
• 
  определения толщины стенок обсадных труб;
  
• 
  выявления положения и размеров продольных и поперечных дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;
  
• 
  оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах.
  

Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных зондов для труб различного диаметра.
Физические основы метода

Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия основаны на изучении характеристик вихревого электромагнитного поля, возбуждаемого в обсадной колонне генераторной катушкой прибора.
Аппаратура

В аппаратуре ЭМДСТ-МП используется 17 параметров дефектоскопа и 2 параметра термометра. Конкретный набор параметров определяется задачей при исследовании скважины и конструкцией скважины.

Д1-Д25 – первичные данные по которым определяются локальные дефекты из который автоматически выбираются необходимые значения для расчета стенок труб в зависимости от конструкции скважины.

Т– измеритель абсолютной температуры в цифровом значении.

дТ– высокочувствительный индикатор температуры с возможностью регистрации в одном из 4-х режимов: 0.25С; 0.5С; 1.0С; 2.0С на шкалу. Использование этого параметра позволяет выявлять интервалы негерметичности колонн и интервалы заколонных перетоков.
1.12. Метод гамма-гамма цементометрии.

Гамма-гамма-метод позволяет:

• 
  установить высоту подъема цемента;
  
• 
  определить наличие цемента и характер его распреде­ления в интервале цементации;
  
• 
  фиксировать наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гель-цемент);
  
• 
  выявить в цементном камне небольшие раковины и каналы;
  
• 
  определить эксцентриситет колонны.
  

Физические основы метода

Этот метод контроля за качеством цементирования обсадных колонн основан на регистрации рассеянного гамма-излучения при прохождении гамма-квантов через изучаемые среды различной плотности. Поскольку цементный камень и промывочная жидкость значительно различаются по плотности, а интенсивность вторичного гамма-излучения находится в обратной зависимости от плот­ности, то на регистрируемой кривой ГГМ достаточно четко выде­ляются участки с цементом и без него.
Аппаратура

Для контроля качества цементирования обсадных колонн может применяться одноканальная аппаратура с регистрацией одной кривой ГГМ, трехканальная с регистрацией трех кривых ГГМ (три индикатора расположены под углом 120°), четырехканальная с реги­страцией четырех кривых ГГМ (четыре индикатора расположены под углом 90°) и одноканальная с зондом, коллимированным по ра­диальному углу в пределах 30—50° и вращающимся в процессе измерений с заданной угловой скоростью при подъеме прибора.
1.13. Метод акустической цементометрии.
Метод акустической цементометрии (АКЦ) применяют:

• 
  для установления высоты подъема цемента;
  
• 
  определения степени заполнения затрубного пространства цементом;
  
• 
  количественной оценки сцепления цемента с обсадной колонной и качественной оценки сцепления цемента в горной породой.
  

Ограничения этого метода связаны с исследованиями высокоскоростных разрезов (V>5300 м/с), в которых первые вступления при хорошем и удовлетворительном цементировании относятся к волне, распространяющейся в породе; при скользящем контакте цементного камня с колонной, когда волна распространяется преимущественно по колонне; низкой чувствительности к отдельным дефектам цементного кольца.
Физические основы метода

Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником с частотой излучения 20-30 кГц, распространяющихся в колонне, цементном камне и горных породах. В качестве информации используют:

• 
  амплитуды или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне, положение которого определяется значением интервального времени распространения волны в колонне, равного 185-187 мкс/м;
  
• 
  интервальное время и амплитуды или затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;
  
• 
  фазокорреляционные диаграммы.
  

Аппаратура

В приборах акустической цементометрии используются короткие трехэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшим излучателем и приемником от 0.7 до 1.5 м и базой зондов (расстояние между приемниками)- в пределах 0.3-0.6 м.

Скважинный прибор центрируется.

Модуль цементометрии комплексируют с модулями ГК,ЛМ,термометрии, гамма-гамма-цементометрии и толщинометрии.
1.14. Метод интегрального гамма-каротажа .

Гамма каротаж применяют для решения следующих задач:

• 
  выделения в разрезах скважин местоположения полезных ископаемых, отличающихся повышенной или пониженной гамма-активностью;
  
• 
  литологического расчленения и корреляции разрезов осадочных пород;
  
• 
  выделения коллекторов;
  
• 
  оценки глинистости пород;
  
• 
  массовых поисков радиоактивного сырья;
  
• 
  в обсаженных скважинах – для выявления радиогеохимических аномалий, образующихся в процессе вытеснения нефти водой;
  
• 
  увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.
  

Гамма–каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.
Физические основы метода

Интегральный гамма-каротаж основан на измерении естественного гамма-излучения горных пород. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин). Основная расчетная величина – мощность экспозиционной дозы в микрорентгенах в час (МЭД, мкР\час).
Аппаратура

Измерительная установка ГК состоит из детектора(ов) гамма-квантов и электронной схемы. Точкой записи является середина детектора.

Зонд (модуль) применяют в качестве самостоятельного прибора или включают в состав комплексных приборов, реализующих несколько методов ГИС. Комплекс ГК комплексируется с другими модулями без ограничений.
1.15. Методы нейтронного каротажа.
Нейтронный каротаж применяются в необсаженных и обсаженных скважинах и используется для решения следующих задач:

• 
  с целью литологического расчленения разрезов;
  
• 
  определение положения текущего газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва газа, перетока, разгазирования нефти в пласте и оценки газонасыщенности;
  
• 
  определение положения водонефтяного контакта ВНК в скважинах с высокой минерализацией пластовых вод.
  

В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам – ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам – ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж – НГК.

Областями эффективного применения нейтронного каротажа при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении газонасыщенности являются:

• 
  для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм.
  
• 
  Для ННК-Т – породы с водородосодержанием более 10% при диаметре скважины, не превышающем 250 мм.
  
• 
  Для НГК – породы с водородосодержанием не менее 20%.
  

Физические основы метода

Нейтронный каротаж основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин); расчетная величина – водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах.

Переход от скорости счета к геофизическим характеристикам пород и их геологическим параметрам осуществляют с использованием зависимостей между показаниями скважинных приборов и указанными характеристиками или параметрами, установленными на моделях пород, пересеченных скважиной, или методами математического моделирования.
Аппаратура

Измерительный зонд нейтронного каротажа содержит ампульный источник нейтронов и один или два (и более) детектора нейтронов (надтепловых или тепловых) или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов. ННК-НТ и ННК-Т выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов; НГК – однозондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один детектор гамма-излучения.

Наиболее важными эксплуатационными и метрологическими характеристиками приборов РК являются:

• 
  диапазоны измерения геофизических характеристик;
  
• 
  предел допускаемой основной погрешности измерений;
  
• 
  допускаемые максимальные скорости счета;
  
• 
  нестабильность скорости счета при непрерывной работе прибора;
  
• 
  максимальные значения температуры и давления в скважине;
  
• 
  максимальное и минимальное значения внутреннего диаметра исследуемых скважин (обсадных колонн, НКТ);
  
• 
  вертикальное разрешение метода и глубинность исследований.
  

Значения этих характеристик и допускаемые отклонения от них регламентируются требованиями эксплуатационной документации на конкретные приборы.

Модуль НК комплексируется с другими модулями без ограничений.
1.16. Методы импульсного нейтронного каротажа.
Импульсный нейтронный каротаж применяют в обсаженных скважинах для:

• 
  литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов;
  
• 
  выявления водо- и нефтегазонасыщенных пластов;
  
• 
  определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами;
  
• 
  определения газожидкостных контактов;
  
• 
  оценки пористости пород;
  
• 
  количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности;
  
• 
  контроля за процессом испытания и освоения скважин.
  

Наиболее эффективный способ применения ИНК – выполнение повторных измерений во времени в процессе изменения насыщенности коллекторов. Такие изменения могут быть вызваны естественным расформированием зоны проникновения, обводнением пластов в ходе их выработки, целенаправленными технологическими операциями, включающими в себя закачку в породы растворов веществ с аномальными нейтронно-поглощающими свойствами.

Физические основы метода

Импульсный нейтронный каротаж в интегральной модификации основан на облучении скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении распределения во времени интегральной плотности тепловых нейтронов или гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. В зависимости от регистрируемого излучения различают: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). Для обоих видов каротажа измеряемыми величинами являются скорости счета во временных окнах, основными расчетными- макросечение захвата тепловых нейтронов в единицах захвата, равных 10^-3 см^-1 , и водонасыщенная пористость пород, в процентах.

Количественная оценка насыщенности коллекторов по данным ИННК базируется на зависимости среднего времени жизни тепловых нейтронов в породах от характера и содержания насыщающих флюидов. Уменьшение плотности тепловых нейтронов во времени в однородной среде происходит по экспоненциальному закону с интенсивностью, определяемой нейтронопоглощающими свойствами среды.

Определение коэффициентов газонасыщенности по материалам ИННК основано на различии декрементов затухания в газе и в воде. Указанное различие, а, следовательно, эффективность методики увеличивается с ростом минерализации воды и уменьшением пластового давления.
Аппаратура
Измерительный зонд (ИНК) содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов – середина расстояния между детекторами.

Нормируемыми метрологическими характеристиками являются макросечение захвата тепловых нейтронов и коэффициент водонасыщенной пористости, который рассчитывают по измеренным скоростям счета импульсов.

Модуль ИНК обычно комплексируют с модулями ГК и ЛМ.