WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 13 | 14 ||

«FOUNDATIONS OFGAS RECOVERY TECHNOLOGY ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ГАЗА A.Kh. Mirzadzhanzade O.L. Kuznetsov K.S.Basniev Z.S.Aliev FOUNDATIONS OF GAS RECOVERY TECHNOLOGY Ш Moscow NEDRA 2003 А.Х. ...»

-- [ Страница 15 ] --

10.4. КРИТЕРИИ ВЫЯВЛЕНИЯ ЗОН ПОВЫШЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПОРОД С ПОМОЩЬЮ ШИРОКОПОЛОСНОГО АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА Выявление в разрезах скважин горных пород, обладающих повышенной трещиноватостью, имеет важнейшее значение для решения многих задач разведочной и промысловой геофизики, инженерно-геологических изысканий, а также строительства глубоких скважин. При поисках и разведке нефтяных и газовых залежей трещинные коллекторы являются одним из наиболее сложных и малоизученных объектов. В рудных скважинах трещинные пласты нередко бывают приурочены к рудоконтролирующим зонам и могут служить одним из поисковых критериев при выделении последних. Сильно трещиноватые горные породы представляют собой потенциально опасные зоны при проходке глубоких скважин и шахт, так как к ним приурочены зоны повышенного поглощения бурового раствора и интервалы прихвата бурового инструмента. Опыт геофизических исследований показал, что наиболее перспективным методом выявления таких зон является акустический каротаж. Это связано, в первую очередь, с тем, что акустическое поле весьма чувствительно к изменению сплошности и геометрии пустотного пространства среды. Ранее зоны повышенной трещиноватости горных пород в разрезах скважин идентифицировались с помощью АК, осуществляемого серийной аппаратурой СПАК-2М, в комплексе с данными других методов скважинной геофизики. Так, коллектор является трещинным, если против него зарегистрировано повышенное затухание продольных волн, а значения пористости, найденные по АК и одному из радиоактивных методов - НГК или ГГК, совпадают. При этом наличие других факторов, также обусловливающих повышенное затухание продольных волн (глинистые и высокопористые газонасыщенные пласты, мелкое переслаивание), устанавливают по комплексу ГК, ПС, НГК, КС, микрозонды. К недостаткам такой методики, кроме неоднозначности определения пористости по АК и НГК в случаях загипсованности и доломитизации карбонатного разреза, а также сильного затухания упругих волн, не позволяющего получить истинное значение пористости по АК, следует отнести слабую чувствительность продольных волн к трещинам малой раскрытости (микротрещины), а также к трещинам, параллельным оси скважины. В последнее время проведена серия теоретических расчетов и эксперимен тальных исследований, направленных на установление количественных связей между параметрами упругих волн и характеристиками трещиноватости горных пород. Изучались скорости распространения poPiPo- и poSipo-волн в трещинной среде в зависимости от раскрытое™ трещин, густоты, типа их заполнителя и ориентировки по отношению к падающей волне. На рис. 10.14 приведена обобщенная схема изменения акустических параметров для карбонатного разреза, представленного чередованием пластов с различными типами порового пространства. Кроме вычисленных акустических параметров в схеме приведены также типичные звуковые образы пород в виде волновых картин и фазокорреляционных диаграмм. Анализ результатов расчетов и экспериментов, а также материалов, приведенных на рис. 10.14 показывает: наиболее чувствительными к трещиноватости являются динамические параметры (амплитуда, энергия, коэффициент затухания) поперечной волны;

трещиноватая среда вызывает изменение формы и спектра прошедшего акустического сигнала, что делает перспективным акустическую спектроскопию;

Тип карбонатного коллектора Высокопоровый V P ip As \ -6 78 - Вид ФКД ВидВК Ррр р s р - — 3~ 4 ~ - "111(11!

Низкопоровый Сильнотрещиноватый (трещиноватое гь хаотическая) Слаботрещиноватый (трещиноватость хаотическая) Сильнокавернозный Ка>10% Слабокавернозный АГ„<5% Трещиино-кавернозный (с преобладанием трещиноватости) Трещинно-кавернозный (с преобладанием кавернозное! и) 1 | № fgfjj мши ш\ ш\ iv—Ал— Рис. 10. Id. Обобщенная схема изменения акустических параметров в разрезе, представленном чередованием пластов с различными типами порового пространства: 1, 2, 3 - соответственно скорости продольной и поперечной волны и их отношение;

4, 5, 6 — амплитуды продольной и поперечной волны и их отношение;

7,8 — коэффициенты затухания продольной и поперечной волны;

9 — отношение коэффициентов затухания продольной и поперечной волны;

10 — амплитуда трубной волны (волны Лэмоа - Стоунли);

11 — фазокорреляционная диаграмма;

12 — волновая картина скорости р- и 5-волн в трещинной среде в основном зависят от общей пористости и незначительно зависят от геометрических факторов;

динамические параметры продольной волны являются чувствительными только при больших раскрытостях (> 0,1 мм) трещин;

существенное влияние на динамические параметры р- и s-волн оказывает тип порозаполнителя;

так, коэффициенты затухания волн минимальны в случае заполнения трещин кальцитом и глиной и максимальны в случае заполнения нефтью и газом;

наибольшее влияние на характеристику poPiPo-волн оказывает горизонтальная трещиноватость и минимальное — вертикальная;

наличие единичной трещины или их системы приводит к образованию многократно отраженных монотипных и обменных волн. Годографы этих волн в общем случае пересекаются с годографами головных волн;

это обстоятельство приводит к нарушению осей синфазностей основных волн;

весьма чувствительными к зонам повышенной трещиноватости (в связи с их высокой проницаемостью) должны быть также динамические параметры трубных волн Лэмба - Стоунли;

механизм распространения этих волн в скважине близок к гидравлическому удару в трубе с ответвлениями;

минимумы амплитуд и энергий этих волн должны соответствовать наиболее трещиноватым и проницаемым участкам. С появлением широкополосной аппаратуры ЗВУК-2 (АКН-1), обеспечивающей надежную регистрацию продольных, поперечных и других типов волн, появилась возможность проверки сделанных ранее выводов, применительно к условиям скважин. С этой целью были проведены специальные исследования на ряде месторождений стран СНГ, где развиты трещинные породы. Ниже рассмотрим конкретные примеры возможности выявления зон повышенной трещиноватости с помощью широкополосного АК. На рис. 10.15 показан пример выявления зон трещиноватостей в приповерхностной части карбонатного разреза на глубинах до 400 м. Тонкослоистые породы в этом разрезе находятся в условиях вечной мерзлоты и после их растепления. Из этого рисунка видно, что наиболее активная зона растепления находится на глубинах до 200 м. Эта зона отображается на фазокорреляционных диаграммах (ФКД) в виде участков с обрывками осей синфазности, из которых выходят годографы интенсивных отраженных волн Готр. В нижней части разреза трещинные зоны также выявляются на ФКД по появлению боковых отраженных и обменных волн, минимумов амплитуд поперечных волн и даже по понижению скорости р- и 5-волн. Используя значения скоростей упругих волн рассчитаны деформационно-упругие модули пород и величина горизонтального напряжения аг. При сравнении значений Е, G, v, стг в интервалах 200250 м, 250—255 м видно, что упруго-деформационные модули также весьма чувствительны к изменению трещиноватости среды. На рис. 10.16 представлены записи, полученные различными геофизическими методами в карбонатном разрезе одной из скважин ДнепровскоДонецкой впадины на участке с трещинными газонасыщенными коллекторами (интервалы глубин 3405-3420 и 3460-3490 м). Нетрудно видеть, что по другим геофизическим методам, в том числе и по акустическому каротажу (с регистрацией параметров только продольных волн), выполненному как с аппаратурой СПАК-2, так и АКН-1, трещинные коллекторы в указанных интервалах не выделяются. В некоторых случаях (например, на глубинах 3405-3420 м) напротив трещинных зон вместо уменьшения амплитуд продольных волн отмечается некоторое их увеличение, что, по-видимому, связано с более высокими диффе О Электрометрия Ом-м 26 Ом м 10 Рис. 10.15. Выделение зон трещиноватости по комплексу акустических и упругих параметров: 1 — термометрия;

2 — резистивиметрия;

3 — ПС;

4 — КС;

5 — амплитуда поперечной волны;

6 — фазокорреляционные диаграммы;

7,8 — скорости продольной и поперечной волны;

9 — модуль Юнга;

10 — модуль сдвига;

11 — коэффициент Пуассона;

12 — модуль всестороннего сжатия;

13 — горизонтальное напряжение;

14 — зона трещиноватости КП, ПС, кавернограмма A8M0,5N см Н, м 20 30 0 5100мм О Акустический СПАК-2м каротаж гк мкс/ч нгк А, усл. ед. лр 4 6 8Ъ0 2 4 д Б &1216B810I2 а.Б ФКД ЗВУК-2 ЗондНЧИ11,0И22,78П Интервальные скорости S Амплитуды "р 8 16 О 0, 1,0 0,5 0,51,0 м/с 5 км/с О 50 100 усл.ед.

Рис. 10.16. Выделение зон трещиноватости в карбонатном разрезе с использованием параметров поперечных волн. Кривые каротажа: 1 — КС;

2 — ПС;

3 — кавернограмма;

4 - ГК;

5 - НГК;

б, 7 — амплитуда и затухание продольной волны;

8 — фазокорреляционная диаграмма;

9, 10 — скорости поперечной и продольной волн;

11, 12 — амплитуды продольной и поперечной волн;

13 - зоны трещиноватости ренциальными давлениями на данных участках за счет наличия газа. Анализ фазокорреляционных диаграмм и амплитудной кривой поперечных волн As показывает, что напротив трещиноватых зон имеет место уменьшение амплитуды поперечных волн и наличие волн вторичного типа в виде коротких линий, секущих фазокорреляционную диаграмму под различными углами. Другой пример выделения трещинной зоны в терригенном разрезе по наличию на записях ФКД волн вторичного типа приведен на рис. 10.17. Запись получена в скважине Анастасьевской площади ДДВ, где в интервале глубин 4490-4500 м находится трещинная зона, представленная пластом аргиллита, трещины в котором, как показал анализ керна, преимущественно горизонтальные. Хорошо видно, что в отличие от записей ФКД, приведенных на рис. 10.16, здесь волны вторичного типа имеют четко выраженные оси синфазности, располагающиеся под определенными углами к оси скважины. Очевидно, данный факт свидетельствует о возможности оценки угла преимущественной ориентации трещин по характеру записей фазовых линий волн вторичного типа на ФКД. Применение широкополосного АК не только будет способствовать выявлению зон повышенной трещиноватости, но и позволит осуществлять контроль за изменением механической сплошности среды в результате различных видов воздействия на горную породу. Это положение иллюстрирует рис. 10.18, где показано сопоставление материалов АК до и после обсадки одной из скважин месторождения Узень.

Я, м КС, ПС A2M0,5N Ом м 0 5 10 0 25 Ом м ГК НГК АКН-1 ФКД П 2 1011,4,0 И, Н Ч ' 2,2 2,2 4,2 мс 0 4 8 12 мкс/ч 0 131619 усл.ед. 12 20 28 мкс/ч 19 25 57усл.ед. мс 4, Рис. 10.17. Выделение зоны трещиноватости в терригенном разрезе. Кривые каротажа: / - ПС;

2 — КС;

3 - ГК;

4 - НГК;

5 - фазокорреляционная диаграмма;

б зона трещиноватости БКЗ, ИК, кавернограмма Н, м N0,5M2A A2M0,5N 0 2 4 б Ом м,„ „ Омм 20 25 см 0 1020 30 2,23,44,810 мс Акустический каротаж ЗВУК-2 ФКД Зонд И,4,15П,0,47П до обсадки 2 1,1 U 2мс после обсадки ис2 1,11,1 2ш до обсадки г после обсадки усл. ед.

Рис. 10.18. Изучение напряженного состояния горных пород путем повторных замеров АК. Кривые каротажа: 1 — КС;

2 — индукционный каротаж;

3 — кавернограмма;

4, 5 — фазокорреляционные диаграммы, зарегистрированные до и после обсадки;

6,7— интеграл огибающей волнового пакета;

8 — зоны трещиноватости;

9 - зоны уплотнения после обсадки Анализ приведенных материалов показывает, что в ряде интервалов разреза скважины на фазокорреляционной диаграмме, полученной после обсадки скважины, отмечается значительное увеличение количества боковых и обменных отраженных волн. Этим же интервалам соответствует наибольшее ослабление энергии ррр-, psp-волн (кривая 7) по сравнению с энергией волн до обсадки (кривая 6). Отмечаются, однако, интервалы (например, 995-1005 м), на которых после обсадки произошло уплотнение среды, что отразилось в виде максимума на кривой 7 энергии сигнала, проинтегрированного в пределах временного окна, соответствующего р- и s-волнам. Во многих интервалах (965-995 м и др.) показания на ФКД и аналоговых кривых практически не изменились. Полученные результаты, по-видимому, связаны с изменениями напряженного состояния массива в приствольной зоне после обсадки скважины. Таким образом, критерии выявления зон трещиноватостей, вытекающие из данных расчетов и лабораторных наблюдений, подтверждаются материалами скважинных акустических исследований. Нам представляется перспективным применение широкополосного акустического каротажа (на базе АКН-1, ЗВУК-2) с регистрацией параметров ррр-, psp-волн не только для выявления трещинных зон, но и для контроля за изменением механической сплошности горных пород в прискважинной зоне.

10.5. ОЦЕНКА ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ СКВАЖИННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ НАБЛЮДЕНИЙ К настоящему времени накоплен значительный опыт геофизических измерений для раздельной оценки температуры, давления и насыщенности в системе скважина - пласт. Переход от свойств призабойной зоны к оценке и прогнозированию свойств остальной части пласта сопряжен со значительными сложностями. Ниже рассмотрены методы геофизических исследований, которые представляются наиболее перспективными с точки зрения правильной оценки термодинамических параметров пласта. Основным методом измерения температуры в скважине является термометрия. Температура жидкости в скважине может существенно отличаться от температуры в пласте. Распределение температуры по разрезу скважины в основном определяется теплофизическими свойствами горных пород и их плотностью. К теплофизическим свойствам пород относятся удельная теплопроводность X и теплоемкость сп. Локальный температурный градиент, измеренный в скважине напротив того или иного пласта, связан с этими свойствами, соотношением градиента температуры grad T ~ \/а, где а — температуропроводность пласта, определяемая из равенства а = Х/сп. Изучение полей температур в скважинах способствует решению многих геолого-геофизических и технологических задач. На стадии поисков к ним относится выявление температурных аномалий, связанных со структурногеологическими условиями залегания месторождений нефти и газа, на стадии проводки и крепления глубоких скважин — локализация интервалов, связанных с интенсивным водопротоком или с повышенным поглощением бурового раствора, а также определение высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве с использованием аномалии температуры за счет дополнительной теплоты, выделяющейся при экзотермической реакции твердения цементного раствора, на стадии разведки — выявление газоносных пластов на основе эффекта Джоуля - Томсона, а в процессе разработки месторождения — контроль за обводнением продуктивных пластов. Оценка и прогноз распределения температурного поля по скважинным измерениям возможны лишь на основе исследований стационарных состояний, которые обеспечиваются либо после длительной остановки скважины, либо длительным воздействием на пластовую подсистему в одном и том же режиме. Кривая распределения температуры, снятая в жидкости, заполняющей ствол скважины, при стационарных состояниях соответствует кривой распределения температуры в окружающих горных породах и, следовательно, является источником информации о температурном поле во вскрытом массиве пород. Момент наступления стационарного состояния устанавливается по выполаживанию температурной кривой во времени в пределах погрешности измерения. Факторы, влияющие на процесс изменения температуры в стволе скважины, и способы их аналитического учета подробно описаны в работе [24]. Практика геофизических исследований показала, что при выполнении измерений в стационарных состояниях термометрия в скважине является относительно простым способом оценки температуры пласта. Теплопроводность призабойной зоны пласта в скважине определяют, исходя из нестационарных методов решений для цилиндрического зонда. Для вывода расчетных зависимостей можно пользоваться решением Блэквелла, учитывающим размеры тепловой зоны, ее тепловые свойства и тепловое сопротивление между источником и нагреваемой средой. Допустим, что имеется тепловой цилиндрический источник радиусом г0 в скважиннои среде теплопроводностью Х.с. При т > 0 в нем выделяется количество теплоты в единицу времени на единицу длины q. Теплообмен между источником и средой в скважине соответствует закону Ньютона. Решение сформулированной задачи относительно температуры источника имеет вид 0(т) = Л1пт + Я + -|С1пт + О|, где Л =А ink ;

(10.5) B = ^-\\n±-2\nro 4itX|_ С 2Hr + r-'o)+ Xcr 0,809];

J (10.6) г - & I1 r » c - "*оРосо ]• 4пХ[2 X пХ | П V '' пХ ) ) + 0,8091 + ^ Согласно проведенным исследованиям Блэквелла, влияние осевых потоков тепла в нагревателе становится несущественным, когда удовлетворяется соотношение — >30, 2г (10.8) где / — длина нагревателя. Расчетная зависимость для коэффициента теплопроводности определяется из выражения для 0, если температуру измерять в моменты времени i! и т2 (т 2 >т,):

4«t5(..)r

это давление действует в направлении смыкания пустот между зернами коллекторов;

2) пластовым — поровым давлением ps, действующим в направлении размыкания зерен коллектора;

3) эффективным напряжением а = рт - hpa, где h - коэффициент разгрузки, по В.М. Добрынину и Фэтту 0 < h < 1;

4) значением эффективного коэффициента изотермической сжимаемости коллектора (Зи = \/V(dV/da), где V — объем среды;

(Зи зависит от геометрии пустотного пространства (поры, трещины, каверны), упругих свойств матрицы породы и ее порозаполнителя, термодинамических условий;

5) характером радиального изменения эффективного напряжения да/dR;

это изменение может иметь место в некоторых типах горных пород при кольцевой напряженной зоне вокруг цилиндрической выемки — скважины, в зоне проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и вытеснения пластового флюида, в зоне нарушений механической сплошности среды за счет взаимодействия породоразрушающего инструмента со стенкой скважины;

6) степенью вертикально-горизонтальной анизотропии физико-механических свойств и, в первую очередь, упруго-деформационных характеристик пласта-коллектора. Следует отметить, что некоторые из перечисленных факторов в ряде случаев действуют «в противофазе» и могут взаимно компенсироваться. Для оценки напряженного состояния призабойной зоны пласта и экстраполяции его на пласт в целом могут использоваться геофизические методы, основанные на прямых измерениях давления и напряжения в комплексе с методами, предназначенными для изучения упруго-деформационных характеристик и геометрии пустотного пространства пород. Следовательно, основными методами для этого будут дебитометрия, динамометрия и геоакустические исследования в скважинах и межскважинном массиве, а также определение пластовых давлений. Прямая оценка напряженного состояния массива пород является сложной технической задачей, так как связана с помещением в специальные зумпфы или горизонтальные отверстия в стволе скважины высокоточных датчиков смещения частиц горной породы и с различными способами создания (или снятия) механической нагрузки на призабойную зону пласта, например с помощью изменения ее диаметра. Наиболее перспективным методом оценки напряженного состояния призабойной зоны и пласта является геоакустический метод. Применение скважинной геоакустики для этой цели основано на том, что основные акустические параметры — скорости распространения vp, vs и коэффициенты затухания ар, as продольных и поперечных волн функционально связаны с упругодеформационными характеристиками пород (, v, ц), геометрией пустотного пространства и термодинамическими условиями их залегания. Из теории упругости следует, что для сцементированных горных пород с малыми коэффициентами затухания справедливы следующие соотношения, связывающие основные акустические и эффективные упруго-деформационные характеристики: (1 + у);

G = » = pv2s;

k = pv2p - 4/3pv2s;

(10.10) (10.11) где, G, ц, v, & — соответственно модули Юнга, сдвига, константа Ламэ, коэффициент Пуассона и объемый коэффициент упругости. Эффективный коэффициент адиабатической сжимаемости породы (3^ равен обратному объемному коэффициенту упругости:

Следует отметить, что все модули, вычисленные по материалам акустических измерений, являются адиабатическими, так как измеряются при быстром периодическом приложении напряжений и, строго говоря, количественно могут отличаться от изотермических модулей упругости ри, измеряемых медленными статическими деформациями. Переход от динамических модулей к статическим может осуществляться с использованием аналитических или стохастических связей. В общем случае эти коэффициенты связаны соотношением Р„ = (З^у, где для горных пород у » 1,1. Для раздельной оценки коэффициентов сжимаемости флюида порозаполнителя и скелета породы требуется комплексный подход, основанный на лабораторном изучении термодинамических свойств пластового флюида и исследовании в скважине этих же свойств для насыщенной пористой, трещинной или кавернозной породы с учетом геометрии ее пустот. Лабораторное изучение коэффициентов сжимаемости пластового флюида может быть проведено на специальных установках, моделирующих пластовые термодинамические условия. При этом адиабатические коэффициенты сжимаемости флюида оцениваются ультразвуковым методом на основе соотношения р^ = l/»j;

p. Изотермический коэффициент сжимаемости р и может быть оценен либо прямыми измерениями, либо с использованием показателя адиабаты у. Известно, что у = Р«/Рл ~ cp/cv. Для воды у » 1,01, для нефти у = 1,2, для ~ газа у = 1,3. Для корректной совместной оценки величин сжимаемости горной породы и ее эффективного напряжения следует оценить тип пустотного пространства породы, т.е. тип коллектора: поровый, трещиноватый, кавернозный, трещиновато-кавернозный и т.п. Критерии разделения коллекторов по типу пустотного пространства на основе стандартного комплекса геофизических методов акустики, электро- и радиометрии описаны в [49]. Добавим здесь лишь некоторые, существенные на наш взгляд, критерии акустического метода. Весьма информативными характеристиками трещиноватости являются: 1) значение параметра трещиноватости т = Vi/V0;

2) наличие минимума на кривых амплитуд поперечных poSiPo-волн (Ло) или максимума на кривой коэффициента затухания поперечных волн as (в случае больших раскрытостей трещин аналогичные аномалии отмечаются и для PoPtPo-волн);

3) наличие на фазокорреляционных диаграммах боковых волн, отраженных и дифрагированных на трещинах;

4) резкое ослабление амплитуды трубных поверхностных волн (Лэмба — Стоунли), действие которых близко к действию гидроудара. Характер радиального изменения напряженного состояния в прискважинной зоне может быть оценен частотным зондированием скважин на двух существенно различающихся разносах глубинного прибора. Различия в скоростях упругих волн, полученные на двух зондах, должны быть исправлены на влияние фильтрата бурового раствора, глубину проникновения которого в пласт оценивают боковым электрическим зондированием или другими методами. Для выявления интервалов пород, обладающих наибольшей сжимаемостью, целесообразно воспользоваться приемом измерений, предложенным ранее. Предлагается проводить повторные акустические измерения в процессе кратковременных гидродинамических воздействий на пласты. При этом строят поточечные кривые (дир/дрШ1) или (dvs/dplvl) для заданных моментов времени, а также кривые (dvp/dt)Ap при заданных градиентах давления Ар. Сравнение таких кривых позволяет выделять характерные зоны с повышенной сжимаемостью или проницаемостью. Коэффициенты сжимаемости вторичных пустот (каверн) и трещин могут быть оценены по формулам, предложенным В.М. Добрыниным и др., с использованием коэффициента пористости, определенного по данным НГК или ГГК. Например, для кавернозной породы 2(i_' а для трещиноватой породы:

2/ 5И »1, 4Р» где о — эффективное напряжение;

рал — пластовое давление. Анализ уравнений и результатов экспериментов, описывающих распространение упругих волн в горных породах, показывает, что скорости упругих волн и коэффициенты их затухания существенно зависят- от эффективного напряжения, под которым находится горная порода. В общем случае с повышением напряжения возрастают скорости распространения волн, и уменьшается их затухание. Экспериментальную оценку давления (напряжения) горных пород в условиях естественного залегания можно проводить только после изучения литоло гии пласта, определения типа коллектора, его пористости и коэффициентов адиабатической сжимаемости или упругости. Вид расчетных формул будет зависеть от типа коллектора. Например, для песчаного слабосцементированного пласта, зная скорости упругих волн, величину геодинамического давления стг можно приближенно оценить по следующим формулам <*г= [ (pvlР - х, ) ' ] ^ +прлл, (10.16) где "-М..Ы.-Цили аг= О0Л7) где р — плотность среды;

1,2 — индексы, относящиеся к флюиду и твердой фазе соответственно;

п — коэффициент разгрузки (п « 0,85);

B(kn) — коэффициент, связанный со структурой порового пространства. Напряженное состояние в изотропной горной породе определяется массой вышележащих пород. Вертикальное давление — напряжение при условии горизонтального залегания вышележащих пород может быть оценено по формуле Vz = р А где h — глубина изучаемого слоя. Горизонтальные напряжения ах, ау зависят от величины коэффициента бокового распора k горной породы. Следовательно, а г = сх = ау = kaz (уравнение справедливо для идеально упругой среды). Из уравнения для а2 видно, что для пород с высдким коэффициентом Пуассона (v « 0,5) компоненты вертикального и горизонтальных напряжений равны. В случае твердых горных пород горизонтальные напряжения, как правило, меньше, чем вертикальное напряжение. Изучение величины коэффициента Пуассона для точек, находящихся на различных удалениях от оси скважины, позволит экспериментально оценить изменение горизонтальных напряжений аг, а е в прискважинной зоне. Этого можно достигнуть акустическим зондированием горных пород излучателями и приемниками, расположенными в одной скважине. Весьма перспективным для этих целей может оказаться и межскважинное прозвучивание массива пород. Для экстраполяции величин напряжений, полученных экспериментально в призабойной зоне, на весь пласт в целом оптимальными являются акустические измерения в обсаженной и зацементированной скважине после расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и частичного снятия колонной избыточных радиальных напряжений.

10.6. ПЕРИОДИЧНОСТЬ КОНТРОЛЯ ЗА ПОКАЗАТЕЛЯМИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Основным источником, регламентирующим определения периодичности контроля отдельных параметров, являются «Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений», изданные в 1971 г. В дальнейшем во ВНИИГАЗе были подготовлены новые правила разработки, которые не были утверждены как нормативный документ. В этих правилах объемы исследовательских работ по контролю не обоснованы, они не учитывают особенности газовых и газонефтяных месторождений, а также возможности получения одних и тех же параметров различными методами. Эти правила не устанавливают продолжительность контроля отдельных параметров, не предусматривают возможность значительного сокращения работ по контролю за разработкой по этим параметрам после достоверного определения закономерности изменения последних. Частота измерения и контроля отдельных параметров и показателей разработки зависит от их изменчивости и важности. Число этих параметров, подлежащих контролю, зависит от метода проектирования. При приближенном методе прогнозирования число параметров, подлежащих контролю, значительно меньше, чем при прогнозировании путем создания геолого-математической модели залежи или ее фрагментов. При приближенном методе прогнозирования показателей разработки в процессе разработки контролируются: пластовое, забойное (или вместо забойного давления - депрессия на пласт) и устьевое давления;

потери давления в стволе скважины, шлейфах (коллекторах), в установках по подготовке газа;

дебиты скважин, режим работы скважин и его изменение, конструкция скважин;

годовые отборы;

число и сроки ввода скважин различного предназначения;

число и сроки ввода установок по подготовке газа;

образование и характер изменения депрессионных воронок;

изменение давления по толщине залежи;

изменение положения ГВК и ГНК по данным гидрогеологических, геофизических и лабораторных исследований;

изменение состава добываемой продукции, в том числе выход конденсата при установленных проектом термодинамических условиях сепарации газа;

изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления в результате изменения свойств пористой среды и газа, выпадения конденсата, подъема ГВК или ГНК;

запасы газа, режим залежи с учетом продвижения воды в залежь;

характер обводнения залежи;

измерение интенсивности коррозии оборудования;

возможность отложения солей при обводнении скважин;

взаимодействие участков с различной степенью истощенности;

необходимость и способы ингибирования скважин и УКПГ;

положение забоя и возможность образования жидких и песчаных пробок;

распределение притока, давления и температуры в интервале перфорации, а также другие параметры и показатели разработки. При численном методе прогнозирования показателей разработки кроме перечисленных выше контролю подлежат: изменение насыщенности газосодержащей среды подошвенной или контурной водой;

изменение фазовых проницаемостей по мере перемещения границы двухфазных (газ - вода, газ - нефть и нефть - вода) зон;

изменение дебитов газа, нефти и воды по мере продвижения нефтяной оторочки и подошвенной или контурной вод в газовую залежь;

изменение распределения давления по толщине — по отдельным пропласткам и степени участия в разработке каждого пропластка;

изменение извлекаемых запасов газа по мере включения в разработку новых низкопроницаемых пропластков;

изменение потерь конденсата в результате зональных перетоков газа в зависимости от отбора газа из этих зон;

изменение темпа перетока в зависимости от темпа отбора газа из отдельных пропластков и параметра анизотропии;

изменение условий эксплуатации при освоении залежи системой горизонтальных скважин;

устойчивость показателей скважин после проведения в них работ по интенсификации;

изменение приемистости нагнетательных скважин при разработке газонефтяных месторождений с поддержанием пластового давления;

изменение положения контура перемещения закачиваемого агента, а также многие другие параметры и показатели разработки, определяемые только численным методом прогнозирования. Значительное число показателей, прогнозируемых только численным методом, подлежат контролю исключительно с помощью геолого-математических моделей залежи или ее фрагментов. Такой метод контроля связан, во-первых, с вводом в программу новых исходных данных, получаемых из новых скважин, и, во-вторых, адаптацией созданной модели с учетом ввода новых данных и повторным восстановлением истории разработки месторождения или его фрагментов. Больше половины из перечисленных параметров и показателей разработки не поддаются непосредственному контролю путем измерения определенных параметров. Так, например, для контроля за режимом залежи необходимо изучение: состава добываемой воды;

характера снижения уровня в пьезометрических скважинах;

темпа падения приведенного пластового давления p/z в зависимости от отбора газа из залежи или ее отдельных участков, наличия возможности межзональных и межпластовых перетоков газа и других процессов, происходящих в пласте. Сравнительно достоверно и не косвенным путем с соответствующей периодичностью могут быть контролированы: пластовое, устьевое и забойное давления - путем непосредственных замеров;

дебиты имеющихся и вводимых новых скважин, годовые отборы газа, нефти, конденсата и воды, число и сроки ввода новых скважин, коэффициенты фильтрационного сопротивления, запасы газа, составы добываемой продукции, положение ГВК и ГНК путем проведения специальных геофизических исследований;

текущее положение забоев скважин;

условия сепарации скважинной продукции, выход конденсата, депрессионные воронки, потери давления в стволе, шлейфах, на УКПГ и т.д. Главнейшими задачами контроля за разработкой месторождений являются определение важности контролируемого параметра, периодичности, необходимой и достаточной для качественного контроля за выбранными параметрами, и, наконец, оценка того, что произойдет при отсутствии качественного контроля по этим параметрам или по некоторым из них. Можно с уверенностью отметить, что практически во всех проектах объемы и частота контроля по большинству параметров неоправданно высоки и они проектировщиком используются не полностью из-за отсутствия необходимости в этом. В частности, согласно проектам разработки месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское практически каждая эксплуатационная скважина должна быть исследована методом установившихся отборов хотя бы 1 раз в год с целью оценки изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления этих скважин. Опыт первых лет работы этих месторождений и теоретические основы получения указанных коэффициентов показывают, что они изменяются на перечисленных месторождениях в основном за счет подъема ГВК и поэтому нет необходимости ежегодно исследовать каждую скважину на предмет контроля за изменением этих коэффициентов, учитывая, что за год подъем ГВК составляет небольшую величину. Идентичная необоснованная работа по контролю за выносом жидких и твердых примесей из скважин производится в десятках однотипных скважин без соблюдения соответствующих условий возможности выноса частиц. В частности, на Ямбургском месторождении в течение года проводились исследования на вынос твердых частиц в 50 скважинах. При этом создавались различные депрессии на пласт: 0,03 < Ар < 0,5 МПа. На каждом режиме (депрессии) исследуемая скважина работала 30 мин, из которых на стабилизацию режима для выбранной депрессии необходимо было не менее 20 мин. Это означает, что на стабильном, установившемся для данной депрессии режиме исследуемая скважина работала 0-10 мин. К отмеченному следует добавить и то, что конструкции большинства исследуемых на вынос песка скважин и профили притока газа к забою из перфорированного интервала не обеспечивали необходимую скорость потока для выноса примесей. Следовательно, все проведенные специальные исследования на предмет разрушения призабойной зоны и выноса примесей оказались некачественными, а их результаты - недостоверными, хотя на эти исследования были затрачены значительные средства. Такая некачественная работа по контролю за разработкой оказалась возможной потому, что в проекте не были указаны методы контроля за разрушением призабойной зоны и выносом продуктов разрушения на поверхность. Если проектировщик будет в дальнейшем исходить из результатов этих некачественных исследований, то запланированные дебиты скважин и годовые отборы из месторождения не будут обеспечены из-за образования песчаных пробок в интервале перфорации. Аналогичные принципиально неверные исследования были выполнены и по содержанию воды в продукции скважин. Исследования на вынос воды были проведены в необводненных пластовой водой скважинах. Однако авторы исследования представили результаты по содержанию воды в газе при депрессиях 0,03 < Ар < 0,5 МПа, согласно которым количество конденсационной воды в газе изменяется в несколько раз. Такое изменение количества конденсационной воды в газе в указанном диапазоне изменений депрессии невозможно, следовательно, результаты исследования ошибочны. Для определения количества конденсационной воды в необводненных скважинах нет необходимости исследовать 50 скважин в год. Если до ввода в разработку месторождения для из вестных пластового давления и пластовой температуры, состава газа и пластовой воды определено влагосодержание газа, то контролировать его величину в процессе разработки не следует. Частота измерений контролируемых параметров зависит от стадии разработки залежи, неоднородности пластов, темпа отбора газа и нефти из отдельных участков залежи, от количества скважин различного назначения. Количество скважин, в которых запланированы работы по контролю, зависит от типа, формы и размеров залежи, запасов газа, изменчивости термобарических параметров залежи и состава добываемой продукции, числа и амплитуды тектонических нарушений, гидродинамической связи между пропластками и т.д. На крупных газовых и газонефтяных месторождениях для контроля за разработкой требуются десятки наблюдательных и столько же пьезометрических скважин. Несмотря на это расстояние между этими скважинами исчисляется километрами, что затрудняет создание истинной геолого-математической модели залежи. Поэтому в совокупности с наблюдательными скважинами используются и эксплуатационные скважины для определения распределения пластового давления по площади и во времени. Такие данные весьма существенны для оценки степени расформирования нефтяной оторочки, глубины депрессионной воронки и т.д. Объемы и частота контроля отдельных параметров в процессе разработки существенно увеличиваются, если месторождение газоконденсатное или газонефтяное и оно разрабатывается с поддержанием пластового давления. При этом к параметрам и показателям разработки газовых месторождений добавляются дополнительные параметры, которые должны быть проконтролированы, если месторождение газонефтеконденсатное. К таким параметрам относятся: изменение свойств газоконденсатной смеси в процессе разработки;

изменение свойств нефти при различных давлениях в пласте;

изменение положения ГНК и НВК во времени;

изменение газонефтеводонасыщенности газо- и нефтеносной зон;

изменение фазовых проницаемостей в процессе разработки;

изменение пластового давления на участке между эксплуатационными и нагнетательными скважинами;

изменение дебитов газа и нефти с учетом образования конусов газа, нефти и воды в процессе эксплуатации скважин в зависимости от условий вскрытия пласта и создаваемых депрессий на пласт;

изменение приемистости нагнетательных скважин и многие другие параметры, связанные с геологическими особенностями газонефтяных месторождений. Согласно правилам разработки газоконденсатных месторождений необходимо 2 раза в год исследовать содержание конденсата в газе при принятых условиях сепарации газа по каждой скважине. Такие требования не оправданы, так как на большинстве газоконденсатных месторождений изменения содержаний конденсата незначительны. Такая работа должна быть выполнена только в отдельно взятых скважинах, отличающихся их расположением по площади залежи и вскрывших различные интервалы продуктивного разреза. Причем исследования изменения содержания конденсата должны проводиться не 2 раза в год, а эпизодически. Отметим, что исследования содержания конденсата должны сопровождаться изучением физических свойств конденсата, т.е. его плотности и молекулярной массы, фракционного и группового состава, коэффициента усадки и др. Контроль за изменением содержания конденсата в добываемом газе приобретает первостепенное значение, если газоконденсатное месторожде ние разрабатывается с поддержанием пластового давления путем обратной закачки отсепарированного газа. В этом случае контроль за составом добываемой продукции целесообразно установить по всем эксплуатационным скважинам.

10.7. ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В разделе проекта разработки по контролю, как правило, приводится перечень контролируемых параметров и частота выполнения работ по контролю. При этом предполагается, что газонефтедобывающие предприятия либо сами выполняют эти работы (в большинстве случаев частично), либо пользуются услугами других организаций. Численность и квалификация персонала газонефтедобывающего предприятия обычно не позволяет силами ЦНИЛов или ЦНИПРов выполнить все предусмотренные проектом исследования из-за многопрофильное™ запланированных работ. В целом для контроля за разработкой необходимо выполнение стандартных газогидродинамических исследований, газоконденсатных исследований в полевых и лабораторных условиях, геохимических и промыслово-геофизических исследований, контрольных замеров давления, дебитов, температуры для отдельных скважин и технологических линий на УКПГ, а также многих других параметров. Как правило, газоконденсатные исследования в лабораторных условиях выполняются работниками НИИ, промыслово-геофизические исследования специальными геофизическими организациями или партиями, а все остальные исследования - силами газонефтедобывающих предприятий. Полученные результаты исследований и наблюдений анализируются и обобщаются проектировщиком;

в зависимости от степени несоответствия фактических данных проектным вносятся коррективы в проект или (при значительных их отклонениях) составляется новый проект разработки. Оперативный контроль за разработкой залежи, выполняемый собственными силами добывающего предприятия, заключается в следующем: наблюдении за состоянием фонда скважин различного назначения, за изменением во времени рабочих дебитов скважин, устьевых давлений и температур газа, коэффициентов айв;

наблюдении за выносом воды, конденсата, твердых примесей, нефти (при наличии оторочки) при различных депрессиях;

изучении составов газа, конденсата, воды по скважинам и во времени;

проведении регулярных газогидродинамических, газоконденсатных (в промысловых условиях), гидрогеологических исследований в эксплуатационных, наблюдательных, пьезометрических и нагнетательных скважинах;

наблюдении за изменением параметров шлейфов, коллекторов, технологических установок;

проведении работ по интенсификации;

изучении состояния скважинного и промыслового оборудования;

наблюдении за состоянием КИП и систем автоматического измерения и регулирования отдельных параметров;

наблюдении за режимом работы сепарационных установок, систем регене рации ингибиторов и сорбентов, за расходами ингибиторов и ДЭГ, качеством подаваемого в магистральный газопровод газа, концентрацией регенерированных ингибиторов и сорбентов, их потерями, режимом теплообменников;

наблюдении за коррозией в основных узлах системы «скважина — начала газопровода»;

контроле за подаваемым в скважину и УКПГ количеством антигидратных, антикоррозионных и антисолевых ингибиторов;

наблюдении за состоянием забоя скважин, за положением ГНК и ГВК;

наблюдении о возможных перетоках между пластами при значительной неоднородности газонефтенасыщенных пропластков и наличии или отсутствии гидродинамической связи между ними;

наблюдении за входными параметрами ДКС;

наблюдении за характером изменения пластового давления по толщине и по площади залежи и текущих извлекаемых запасов газа (конденсата) в зависимости от ввода в разработку отдельных частей залежи и темпа отбора газа и нефти из этих участков;

изучении многих других параметров, фиксируемых на объектах промысла. Накопленная информация вместе с информацией, полученной в ходе лабораторных исследований в НИИ, а также в процессе промыслово-геофизических и специальных исследований, рассматривается геологическим отделом газонефтедобывающего предприятия и передается проектировщику для авторского контроля за разработкой месторождения. Непосредственные наблюдения значений контролируемых параметров и учет добываемой продукции персоналом добывающего предприятия в случае использования соответствующих требованиям Госгортехнадзора приборов и аппаратуры принимаются как достоверные и не требуют особых рекомендаций по выбранным методам их определения или измерения. Однако в перечне контролируемых параметров имеются такие, которые должны быть определены в соответствии с рекомендациями проекта, хотя в проектах рекомендации методического характера для определения отдельных параметров, как правило, отсутствуют. Такие рекомендации в проектах должны быть по двум причинам: 1) для качественного определения контролируемых параметров;

2) для определения этих параметров методами, обеспечивающими охрану окружающей среды и природных ресурсов углеводородов. Далее рекомендованы наиболее приемлемые методы контроля отдельных параметров и показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений.

10.8. ПРИМЕНЕНИЕ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ Промыслово-геофизическими методами исследования определяется значительное число параметров, подлежащих контролю в процессе разработки. В проектах в разделе по контролю за разработкой обычно приводится только перечень параметров, а технология и методика их определения выбираются ис полнителем проекта разработки. В ряде случае из-за отсутствия конкретных рекомендаций методического характера исполнитель проекта выбирает методы, не обеспечивающие качественные результаты, используемые впоследствии для внесения в проект определенных коррективов. Значительное число параметров, подлежащих контролю только промыслово-геофизическими методами, могут быть определены с использованием: электромагнитной локации муфт (ЛМ);

электромагнитной дефектометрии многократных колонн (ЭМДК);

барометрии (БМ);

дифференциальной барометрии (БМГД);

диэлектрической влагометрии (ВЛД);

индукционной резистивиметрии (PC);

механической расходометрии жидкости (РМЖ);

механической расходометрии газа (РМГ);

термокондуктивной расходометрии жидкости (РТЖ);

термокондуктивной расходометрии газа (РТГ);

ультразвуковой расходометрии (РУЗ);

термометрии (ТМ);

дифференциальной термометрии (ТМГД);

канала температурной корректировки (ТК);

шумометрии, или пассивной акустики (Ш-н);

шумометрии высокочастотного канала (ШВЧ);

шумометрии низкочастотного канала (ШНЧ);

спектральной шумометрии (ШСП);

локации движения вод (Э-п);

спектральной локации движения вод (ЭСП);

плотностометрии (ПЛ);

гамма-каротажа (ГК);

нейтрон-нейтронного каротажа (ННК);

нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКТ);

нейтронного гамма-каротажа (НГК);

импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК);

импульсного нейтронного гамма каротажа (ИНГК);

кислородно-активационного нейтронного гамма-метода (КНАМ);

микрокавернометрии. Перечисленные методы в целом позволяют определить: 1) дефекты в колоннах и местах нахождения муфт;

2) распределение давления и градиента давления по стволу;

3) влажность газа;

4) расходы жидкости и газа (механическими и термокондуктивным методами);

5) распределение температуры и ее градиента по стволу;

6) профиль притока (термометрией, шумометрией);

7) движение вод (электромагнитным и спектральным методами);

8) изменения насыщения пор газом, нефтью и водой (радиоактивными методами);

9) диаметр ствола;

10) плотность газа и газожидкостной смеси. При выборе параметра, определяемого методами промысловой геофизики для контроля за разработкой, проектировщик должен исходить: из важности определяемого параметра для контроля за разработкой и на личия возможности определить этот параметр другими, менее трудоемкими методами;

из трудностей использования промыслово-геофизических методов, связанных с необходимостью спуска глубинных приборов на кабеле в работающие газовые скважины с большим устьевым давлением и в условиях отсутствия соответствующих лубрикаторов. Исходя из отмеченных особенностей проведения промыслово-геофизических исследований, при выборе метода определения перечисленных параметров следует максимально избежать проведения таких исследований. Наиболее важным среди перечисленных параметров, определяемых геофизическими исследованиями, являются: выяснение профиля притока в работающих скважинах одним из способов (или одновременно несколькими) термометрией, расходометрией (механической) шумометрией;

локация движения вод электромагнитным или спектральным способом и определение насыщенности коллекторов газом, нефтью и водой радиоактивными методами, а также изучение технического состояния скважин. Каждый из приведенных выше основных параметров, определяемых геофизическими методами исследования, позволяет вести наблюдения за ходом разработки месторождения. Следует подчеркнуть, что промыслово-геофизические исследования могут быть проведены на любой стадии разработки месторождений углеводородов. Эти методы являются основными при изучении и уточнении геологического строения залежи, оценке запасов газа, конденсата и нефти, продуктивности разреза, контроля за разработкой и оценки технического состояния скважин. В совокупности эти методы позволяют установить положение ГНК и ГВК и их изменение в процессе разработки, уточнить глубины залегания отдельных пропластков и определить их толщину, пористость, насыщенность, выделить границы интервалов и дебиты этих интервалов, установить эффективность работ по дополнительной перфорации, гидроразрыву, СКО и других видов интенсификации притоков, установить герметичность обсадных колонн и насосно-компрессорных труб, выявить места заколонного движения газа и жидкости и местонахождение газожидкостных разделов. Комплекс геофизических исследований выбирается исходя из поставленных проектом разработки задач с учетом геологического строения залежи, конструкции скважин на данном месторождении и режима их эксплуатации. К настоящему времени предложен [2] унифицированный комплекс геофизических исследований, который принят в качестве стандартного (типового). В этот комплекс входят: электромагнитная локация муфт, гамма-каротаж, термометрия, барометрия, влагометрия, расходометрия (механическая и термокондуктивная), плотностометрия. Причем в зависимости от поставленной проектом задачи эти исследования могут быть выполнены на двух - пяти режимах работы скважины при различных депрессиях на пласт. Однако следует подчеркнуть, что предложенный типовой комплекс геофизических исследований в большинстве случаев предусматривает лишнюю дополнительную работу. В частности, на газовых месторождениях и на газокон3 3 денсатных с незначительным содержанием конденсата (до 300 см /м газа) нет необходимости определять распределение давления, плотности и влажности газа по стволу, так же как и проводить работы по локации муфт и по распределению температуры газа по глубине, если при помощи термометрии не определяется профиль притока газа и жидкости к забою. Поэтому предложенный в проекте разработки комплекс геофизических исследований должен быть конкретизирован и обоснован. В ряде случаев типовой комплекс геофизических исследований должен быть составлен с учетом особенностей проектируемого месторождения и исследуемой скважины. В проекте разработки месторождения должны быть отражены условия применения геофизических исследований, задачи этих исследований с целью контроля за разработкой, их периодичность, распределение по площади залежи, по этажам продуктивного горизонта и типам скважин. Особые сложности для геофизических исследований возникают при их проведении в горизонтальных скважинах. При необходимости проектировщик обязан предусмотреть особые конструкции скважин с соответствующим скважинным оборудованием, позволяющим выполнить специальные геофизические исследования в таких скважинах;

например, скважины без перфорации колонны, с башмаком фонтанных труб выше контролируемых объектов и т.д. Достоверность информации, получаемой промыслово-геофизическими исследованиями, зависит от физических основ этих методов, технологии проведения и интерпретации результатов проведенных исследований. Качество получаемой информации может быть гарантировано при соблюдении определенных требований, изложенных в работах [24, 31, 97], а также в заводских инструкциях к геофизической аппаратуре. Учитывая, что вопросы измерения давления и температуры газа и нефти по стволу с передачей результатов измерения по кабелю на наземную аппаратуру не представляют особой трудности и такие работы выполняются и при газогидродинамических исследованиях скважин, остановимся на возможностях специфичных геофизических исследований. Целью изложения основ специальных геофизических исследований является ориентирование проектировщика на выбор метода контроля некоторых параметров, прогнозируемых показателей разработки. Это связано с тем, что, как правило, проект составляется или возглавляется разработчиком, являющимся гидрогазодинамиком, а не геофизиком. Гамма-каротаж (ГК). Этот метод используется для выделения обводняющихся интервалов и привязки к разрезу диаграмм других методов, оценки глинистости пород и введения поправок за влияние глинистости и естественной радиоактивности пород на показания нейтронных, акустических и других методов. Основой метода является регистрация гамма-излучения естественных радиоактивных элементов горных пород. Показания гамма-каротажа высокие в породах с повышенной радиоактивностью (глинах, калийных солях, глинистых и полимиктовых песчаниках, битуминозных породах). При разработке нефтяных и газовых месторождений часто наблюдается многократное повышение во времени показаний гамма-каротажа против некоторых интервалов - радиогеохимический эффект, связанный с обводнением пластов, а также с растворением конденсатом высокорадиоактивных битумов, выносом радия в скважину, сорбцией его в цементном кольце. Для проверки качества диаграмм гамма-каротажа и других радиоактивных методов обязательна контрольная (повторная) регистрация диаграмм ГК в одном-двух интервалах, включающих опорные пласты (с минимальными и максимальными показаниями и одинаковыми скважинными условиями). При наличии интервалов с радиохимическим эффектом основная запись должна охватить и интервалы без такого эффекта. При повторных замерах желательно использование одинаковых масштабов показаний. Если гамма-каротаж проводится в скважине с обсадной колонной, то применяются приборы ДРСТ-3 и СРК (диаметры приборов 90 мм, термостойкость до 120 °С, а баростойкость до 70 МПа). При проведении гамма-каротажа через насосно-компрессорные трубы используют приборы РКМ-4 и ТРС (диаметры приборов 42 мм, термостойкости соответственно 80 и 120 °С, а баростойкости до 35 и 60 МПа). Стационарный нейтронный каротаж (СНК). Метод применяют для контроля вытеснения газа в пласте жидкостью (показания уменьшаются) или жидкости газом, определения газожидкостного раздела в скважинах, обнаружения интервалов накопления газа в верхних отложениях или в кавернах заколонного пространства. Эффективность метода (достоверность определяемых параметров) наибольшая при высоких коэффициентах пористости т и низких пластовых давлениях. В отмеченных условиях по данным стационарного нейтронного каротажа можно определить и коэффициент текущего газонасыщения пород. Основой метода является облучение горных пород источником быстрых нейтронов и регистрация замедлившихся нейтронов (тепловых или надтепловых), у-квантов, регистрирующихся при поглощении медленных нейтронов. На этой же основе выделены модификации стационарного нейтронного каротажа: нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ);

нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКНТ);

нейтронный гамма-каротаж (НГК). Как правило, используют НГК с длиной зонда (расстояние между источником и детектором излучения) 60 или 70 см, реже 40-50 см. Показания всех модификаций стационарного нейтронного каротажа уменьшаются при увеличении водородосодержания пласта, т.е. водородного индекса — ВИ (W). Водородный индекс пресной воды W принят в нормальных условиях за единицу. Водородный индекс пласта определяется формулой: где т - пористость пласта в долях единицы;

W3n - водородный индекс заполнителя пор;

КТЛ - объемная доля глинистых и других минералов с химически связанной водой;

U^., - водородный индекс этих минералов (количественно 1УГЛ совпадает с содержанием в них Н2О, выраженным в кг/л). Значение W3n определяют по формуле W3n = SBWB + SHWH + SrWr, (10.20) где 5В, 5„ и ST — соответственно водо-, нефте- и газонасыщенность пород;

WB,WH и WT — водородные индексы воды, нефти и газа в пластовых условиях (в большинстве случаев можно принять Wt » Wn « WT » 1). Водородный индекс метана в пластовых условиях определяется по формуле ^СПА=РаяТ„/е23р„Ттгт, (10.21) где гпл — коэффициент сверхсжимаемости метана при рвл и Гпл, определяемый графическим или расчетным путем согласно [2]. Газонасыщение пласта уменьшает его водородный индекс и повышает показания всех модификаций стационарного нейтронного каротажа. При одинаковом водородном индексе с уменьшением плотности пород и при переходе от доломитов к известнякам и далее к песчаникам показания стационарного нейтронного каротажа несколько растут. Показания ННКТ иногда заметно уменьшаются при наличии микропримесей — аномальных поглотителей нейтронов: хлора, бора, калия и т.д. Показания НГК несколько растут с увеличением хлоросодержания пород, например: при увеличении минерализации пластовых вод. На результаты всех видов стационарного нейтронного каротажа существенно влияют: диаметр, конструкция скважин и среда, заполняющая их, а также давление газа. Увеличение диаметра ствола при заполнении скважины водой или нефтью уменьшает, а заполнение газом увеличивает показания стационарного нейтронного каротажа. Важнейшим условием замеров стационарного нейтронного каротажа для контроля за разработкой является регулярность проведения таких замеров с последующим сопоставлением результатов для определения насыщенности пластов. Этим обеспечивается наибольшая чувствительность метода, так как между замерами может меняться только насыщение пласта, а другие параметры, влияющие на показания, остаются практически неизменными. Эта особенность должна быть учтена в проекте при подготовке рекомендаций по контролю за разработкой месторождений нефти и газа. Импульсный нейтронный каротаж (ИНК). Метод применяется для определения начального и текущего газожидкостного и водонефтяного контактов, количественной оценки текущих коэффициентов газонефтенасыщенности пород, обнаружения (в комплексе со стационарным нейтронным каротажем) скоплений перетекшего газа в затрубном пространстве или в верхних отложениях. Основой метода является регистрация плотности тепловых нейтронов (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж) или у-квантов, испускаемых при поглощении тепловых нейтронов горной породой (импульсный нейтронный гамма-каротаж ИНГК) через некоторое время задержки после испускания быстрых нейтронов источником (генератором) нейтронов. Зависимость показаний в виде числа импульсов в одну минуту/, от времени задержки, имеет экспоненциальный характер и выражается формулой Ji «Joe"w, (10.22) где X — временной декремент поля нейтронов, обычно близкий к нейтронопоглощающей способности — активности горной породы;

t — среднее время жизни тепловых нейтронов в породе. Если обозначить через параметр А породы значение t в воде - А = \/t, то для продуктивных пластов получим А = 1А,о„ (10.23) где Л, — нейтронопоглощающая способность г-й компоненты, рассчитываемая обычно по известному химическому составу компоненты согласно примеру, приведенному далее (см. раздел 10.12). Значения At приведены в табл. 10.4.

Таблица 10. Среднее время жизни тепловых нейтронов f, и нейтронопоглощающая способность (активность) Л, = \/U для некоторых минералов, воды, нефти и метана при различных давлениях Компонент Кварц Кальцит Доломит Ангидрит Гипс Ортоклаз Альбит Анортит Каолинит Монтмориллонит (без железа) 28 — Плотность3 р, 10~ 3 кг/м 2,65 2,71 2,9 2,95 2,3 2,6 2,6 2,6 2,6 2, tj, МС Л, мс н 0,9 1,6 1,04 2,7 4,0 3,3 1,6 1,5 2,8 2, Компонент Вода пресная Вода пластовая (в зависимости от минерализации) Нефть (С,Мъ,) Метан при 10 МПа То же, при 30 МПа То же, при 50 МПа Плотность р, КГ3. кг/м ti, МС Аи МС 1,1 0,63 0,96 0,37 0,25 0,30 0,63 0,66 0,36 0, 0,207 4,83 1,0 1,0-1,2 0,04-0,2 4,83-25 0,85 0,073 0,22 0,37 0,21 1,31 0,44 0,26 4,75 0,78 2,34 3, Для коллекторов нефти и газа формулу (10.23) представим в виде А - Л с к ( 1 - «и - Ктл) + АТЛКГЛ + АЗВК1Л, (10.24) где Лск, Атл и Азп — нейтронопоглощающая способность скелета, глинистой фракции (в карбонатах - нерастворимого остатка) и заполнителя соответственно;

Ктл - коэффициент глинистости. Значение Азп определяется по формуле Аш - AJS, + A B S a + ATST, (10.25) где Ав, Аи и Ат - поглощающая способность воды, нефти и газа в пластовых условиях. Отличие X от А зависит от конструкции и заполнения скважины, длины. зонда, типа прибора и учитывается по данным соответствующих номограмм, приведенных в работах [4, 13, 18]. Если конструкция скважины и ее заполнение постоянны в некотором интервале разреза, то для любой пары пластов с условными индексами п и m в этой части разреза разность А-Х практически постоянна и, следовательно, K-Kn»An-Am. (10.26) Основными интерпретационными параметрами импульсного нейтронного каротажа являются значения А или t, а при качественном решении простых задач также показания (скорость счета) при достаточно больших t (обычно более 0,6-0,9 мс для ИННК и 0,4-0,7 мс для ИНТК). Преимущество ИНК по сравнению со стационарным нейтронным каротажем заключается: в охвате большего радиуса исследования (0,4-0,5 м вместо 0,2-0,35 м), более высокой эффективности при выделении газоносных и обводненных пластов в области высоких пластовых давлений, если минерализация пластовой воды достаточно велика (4-5 г/л), а также возможности определения коэффициента нефтенасыщенности 5„ в обсаженных скважинах только этим методом при минерализации до 15 г/л. Для проведения ИНК в обсаженной скважине применяют прибор ИГН-4 (диаметр прибора 90 мм, максимальная температура среды tmiX 120 °С, а максимальное давление ртах 60 МПа), а для аналогичной работы в скважине с фонтанными трубами - приборы ИГН-6 и ИГН-32 (диаметры приборов соответственно 42 и 32 мм, tm3X 120 °С, а ртлх 40 и 35 МПа соответственно).

10.9. КОНТРОЛЬ ЗА ОБВОДНЕНИЕМ ЗАЛЕЖИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДОВ ГЕОФИЗИКИ Контроль за положением газожидкостного контакта и выявление интервалов, в которых произошло изменение коэффициента газонасыщенности 5Г по сравнению с начальным, осуществляются методами электрического сопротивления в бурящихся скважинах и повторными замерами с использованием одного из стационарных нейтронных методов (в неперфорированных интервалах экс плуатационных скважин и особенно надежно в специальных геофизических наблюдательных скважинах с перфорированной колонной). По данным комплекса «приток - состав» (т.е. механическая и термометрия, дебито-, влаго- и шумометрия) с непривлечением данных нейтронного каротажа в действующих и остановленных скважинах определяют интервалы поступления воды, газа и нефти в перфорированный интервал. Оценка характера насыщения пластов, в том числе и определение положения ГВК и текущего коэффициента газонасыщенности 5 Г по данным методов электросопротивления в бурящихся скважинах (БК, ИК, при толщине коллекторов более 4 м и Б К З ) осуществляют по методикам, разработанным применительно к поискам и разведке газовых и газоконденсатных месторождений. Чтобы выделить интервалы, газонасыщенность которых понизилась по сравнению с начальной, текущий коэффициент газонасыщенности сравнивают с начальным 5 ГН. Значение начальной газонасыщенности 5Г.„ находят по ее корреляционным связям с другими характеристиками пластов, например, коэффициентами глинистости и пористости. Удовлетворительная точность для 5Г.„ получается в терригенных коллекторах. Положение газонефтяного контакта по удельному электрическому сопротивлению пластов не определяется. В необсаженных скважинах для определения газожидкостного контакта до или в начальный период разработки месторождения может быть использован гидродинамический каротаж с приборами АИПД, ГДК-1 и др. После крепления скважины и расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости газожидкостный контакт может быть определен по данным СНК и ИНК, а водонефтяной контакт - по данным ИНК при минерализации пластовых вод более 4 г/л. Стационарный нейтронный каротаж для определения газожидкостного контакта можно применять при пластовых давлениях до 40 МПа в зависимости от точности замеров, глинистости коллекторов и газонасыщенности. При минерализации пластовой воды более 15 г/л ИНК эффективнее, чем СНК. Контроль перемещения газожидкостного и водонефтяного контактов и выделение интервалов с пониженной газонасыщенностью в наблюдательных (геофизических) скважинах с глухой колонной, заполненной жидкостью, осуществляются по данным повторных замеров нейтронными методами. Выбор модификаций нейтронного каротажа производится по критериям, изложенным выше. Достоверность контроля за изменением (снижением) газонасыщенности отдельных интервалов повышается при наличии «фоновых» замеров нейтронного каротажа, полученных после расформирования зоны проникновения фильтрата, но до начала снижения газонасыщенности коллекторов. Для получения надежных «фоновых» замеров необходимо проведение повторных замеров после обсадки скважины и до расформирования зоны в важнейших интервалах, подлежащих контролю. На завершение расформирования зоны указывает стабилизация показаний нейтронного каротажа по двум-трем замерам на уровне, близком к показаниям, соответствующим газонасыщенному пласту с известным 5Г. При этом первый замер для изучения расформирования зоны проникновения фильтрата проводится через 2-5 сут после обсадки, в дальнейшем время до очередного измерения увеличивается интенсивно до тех пор, пока не достигнет 6—10 мес. В неперфорированных интервалах эксплуатационных скважин контроль за перемещением газожидкостного и водонефтяного контактов и выделение обводненных интервалов осуществляется так же, как и в геофизических скважи.

нах. Заполнение скважины в исследуемом интервале при всех повторных замерах должно быть одинаковым. При геофизических радиоактивных методах исследования скважин под газом эффективность СНК, особенно нейтронного гамма-каротажа, ниже, чем в скважинах, заполненных жидкостью. Некоторое улучшение эффективности исследований можно добиться путем увеличения размера зонда, применив НКГ-70. Оценка характера насыщения пласта по единичному замеру, полученному после расформирования зоны проникновения промывочной жидкости, когда нет других замеров или они проведены до расформирования зоны проникновения промывочной жидкости в исследуемые пласты, возможна, если имеется информация о других свойствах пласта, оказывающих на показания метода — пористости, глинистости, содержании нерастворимого остатка и т.д. Оценка характера насыщения пласта в перфорированных скважинах по данным нейтронного каротажа возможна, если отсутствует зона проникновения воды из скважины в пласт, например, пласт находится выше минимальной глубины водонефтяного раздела для различных режимов работы скважины или замеры нейтронного каротажа проведены в действующей скважине и контролируемый пласт работает. Уровень жидкости при различных режимах работы скважины определяется по данным нескольких методов: резистиви-, влагометрии, гамма-гамма плотнометрии, а также по распределению давления по глубине. Работающие интервалы определяют по данным дебито-, термо- и шумометрии. Интерпретация результатов нейтронного каротажа для таких пластов, т.е. для пластов без зоны проникновения, осуществляется согласно рекомендациям, приведенным в работе [2]. Однако в перфорированных интервалах интерпретация результатов менее определенна, чем в неперфорированных, поэтому результаты НК должны контролироваться данными других методов. В таких случаях помимо нейтронного каротажа используется радиогеохимический эффект, а также комплекс «приток - состав».

10.10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТЕКУЩЕЙ И ОСТАТОЧНОЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ Значения коэффициентов текущей 5ГТ и остаточной 5ГО газонасыщенности могут быть определены в необсаженных и обсаженных интервалах скважин. Необсаженные интервалы исследуются в скважинах, выходящих из бурения, или в эксплуатационных и наблюдательных (геофизических) скважинах с открытым забоем. Последние могут находиться под газом или заполнены жидкостью - водой, промывочной жидкостью и т.д. Определение 5 ГТ и Sr0 в необсаженных интервалах осуществляют по данным электрических методов, использованных при разведке данного месторождения. Если скважина находится под газом, то применимы только индукционный и диэлектрический методы. В разрезах обсаженных скважин значения 5ГТ и 5ГО оценивают по результатам СНК и ИНК в основном в неперфорированных интервалах только при отсутствии зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Определение газонасыщенности по данным СНК основано на различии концентраций водорода в воде и газе. Точность определения газонасыщенности снижается с увеличением пластового давления и глинистости, с уменьшением пористости и газонасыщенности пластов. При типичной точности замеров СНК газонасыщенность 5 Г определяется с погрешностью менее 10 % при больших пластовых давлениях и 20-30 % если рал < 25 МПа и коэффициенте пористости т » 10 %. К типичной точности относятся случаи, когда пласты неглинистые и газонасыщенность равна 60-80 %. Если пористость пласта т < 10 %, а газонасыщенность составляет 40-50 %, то точность определения 5 Г резко ухудшается. Определение газонасыщенности 5 Г по данным ИНК основано на зависимости нейтронопоглощающей способности А для газоносного и водоносного пластов, поэтому точность определения 5Г снижается при увеличении рпл и КТЛ, уменьшении минерализации вод, пористости и газонасыщенности. При высокоточных измерениях А (относительная погрешность ЬА < 2,5 %) определение 5 г с точностью 10 % ( в области 5 Г « 60-80 %) возможно: 1) в условиях пресных пластовых вод (когда минерализация вод меньше 10 г/л) — лишь в области рал < 10 МПа, если m = 25 %, и р п л < 20 МПа, если m = 35 %;

2) при минерализации вод 50 г/л — для рпл < 20 МПа, если m = 15 %, и РПЛ < 40 МПа, если m = 20 %;

3) при минерализации вод 200 г/л — для р п л < 40 МПа, если m = 10 %, и независимо от рал, если тп > 15 %. Если минерализация пластовых вод и промывочной жидкости существенно отличается, то содержание солей в связанной воде не восстановится и после восстановления газонасыщенности пластов в зоне проникновения. В таких случаях оценка газонасыщенности пласта ST возможна только при наличии способа определения минерализации связанной воды к моменту проведения замеров ИНК, например, по корреляционным зависимостям коэффициента смешения воды и фильтрата от параметров пластов, оцененных по результатам геофизических исследований. После начала обводнения пласта минерализация связанной воды восстанавливается до минерализации пластовой, и отмеченная выше трудность при определении текущей газонасыщенности не возникает. Из-за недостаточной точности номограммы для учета влияния скважины на временной декремент поля нейтронов X, определение 5 Г обычно основывается на использовании опорных газо- и водоносных пластов, коллекторские параметры и состав твердой фазы которых близки к соответствующим характеристикам исследуемых пластов. Если опорные пласты отсутствуют, то значения 5 Г определяют по значению А. Поправка X - А для некоторых случаев приводится в работах [2, 13, 18]. Потребность в опорных пластах возникает часто и при использовании СНК из-за недостатков в эталонировании аппаратуры и потребностей в установлении масштабов записи, нулевой линии диаграмм и т.д. Для количественного определения 5Г необходимо знать: 1) при ИНК: временной декремент поля нейтронов в пласте X и в компонентах пласта - в скелете Хск, глинистой фракции Х.гл и примесях Х.пр, пластовой воде ^ в, газе в пластовых условиях Хт, коэффициенты пористости m и глинистости Кгл;

2) при СНК: показания метода J (см. следующий раздел) или определяемые по ним значения кажущейся пористости пгк или эффективного водородного индекса пласта W3$, коэффициента пористости m и глинистости Ктл. При использовании методики опорных пластов аналогичная информация нужна и по этим пластам. 10.11. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ СНК Интерпретация результатов замеров при определении газонасыщенности 5Г пластов по данным СНК в основном аналогична методике определения пористости, приведенной в работах [2, 49]. Полностью аналогичны операции выделения пластов, введения поправок на влияние интегрирующей ячейки и нелинейность аппаратуры, а также учет фона естественного гамма-излучения при НГК. Этапы интерпретации, специфические для определения 5Г, не входящие в методику определения пористости т, различаются в зависимости от вида, используемых опорных пластов и параметров, для которых построены палетки определения водородного индекса пласта или непосредственно 5Г. Имеются методики, применяемые при совпадении некоторых параметров опорных и исследуемых пластов или же разработанные для конкретных условий отдельного месторождения. Универсальная методика, пригодная в различных условиях, но более сложная, чем частные методики, приведена в работе [2]. Наиболее простым способом определения газонасыщенности 5Г является способ, когда в разрезах скважин имеется по одному газоносному и водоносному опорному пласту, пористость и глинистость которых практически такие же, как и у исследуемых пластов. В этом случае газонасыщенность определяется по формуле А/ = lg(l - 5r)/lg(l - 5Г. оп ) = lgSB/lg5B.оп, где 5Г.о п и 5В. о п - газо- и водонасыщенность опорного пласта. (10.27) 4/ - U - Л оп)/ ( Л о - Л оп), п (10.28) где /, J r. о п и ув. оп - показания (число импульсов в одну минуту) метода (скорость счета) соответственно против исследуемого, газоносного и водоносного опорных пластов. Формула (10.27) представлена в виде графической палетки (рис. 10.19) А/ 0, 5Г Рис. 10.19. Зависимость газонасыщенности пласта 5Г от показания метода скорости счета Д/ при различных коэффициентах пористости т от lg 5Г. Отметим, что при 5 В = 1 - 5 Г = 1 ЛУ = О и при 5В. о п = 1 - 5Г. о п А/ = 1. Приведенная зависимость остается неизменной при синхронном изменении пористости тп всех трех пластов в интервале 10-30 %, а также при изменении длины зонда, мощности источника, чувствительности детектора. Способ газоносного и глинистого опорных пластов применим независимо от соотношения коэффициентов пористости опорных пластов. В этом случае газонасыщенность 5 Г определяется по формуле -а-Лл (10.29) где у г л и у г о п — показания (скорость счета) против опорного пласта глин и газоносного опорного пласта с параметрами пористости и газонасыщенности опорного пласта тоа и 5Г. о п. или из графика, показанного на рис. 10.20. Зависимость А/ от 5 Г на рис. 10.20 показана для различных пористостей 10,0 < т < < 35,0 % на примере месторождения Газли со следующими параметрами: рил = = 6,0 МПа, для опорных пластов (неразмытые глины и газоносный пласт) т = 25 % и 5 Г = 95 %;

диаметр скважины d = 0,192 м. Приведенная палетка применима при 0,14 < d < 0,25 м и р п л < 20,0 МПа. При определении 5 Г в области 5 Г > 50 % вместо опорного пласта неразмытых глин можно использовать и размытые глины независимо от их минерального состава. Палетки для условий, выходящих за указанные пределы, можно рассчитать на основании формул и приемов универсальной методики, приведенной в работе [2]. Если свойства опорного газоносного пласта иные, чем для пласта, использованного при построении палетки, приведенной на рис. 10.21, то показания Уг о п для таких опорных пластов определяют по формуле Уг. on = Угл + ( У - Угл)/Д ]', (Ю.ЗО) где У'— показания против «нестандартного» опорного пласта с параметрами т' и S'T;

А У — ордината палетки для пласта с т = т' и 5 r = S[. Если палетку, построенную для неглинистых пластов, необходимо исполь Рис. 10.20. Зависимость газонасыщенности пласта ST от показания метода скорости счета AJ при различных коэффициентах пористости m AWW,, % 10,0 г 90 80 70 50 5,0 / / /,, % 90 80 70 SO \ 5,0 30 5 1 ф =10 % h S+=i 2, 1, III/ ll —и \ 2, 0, J/ \//У / II f a /I /\ II A 1, 0, У // •10 0/ ' % 0, ll \i/ 7/гЫ^ (// LM I / Л/ / /V /\ / \ w 0, w /V /A\ i/f /// V I/ r /Л\ 0, 0, " T -\ /%-iov» 1 /5% /6 50 m, % О 50 ш, % Рис. 10.21. Номофамма для определения газонасыщенности 5Г в зависимости от пористости т, влажности 4W ra и фиктивной пористости т ф (6] зовать для глинистых пластов, то значение 5 Г приближенно можно определить по формуле. (10.31) В формуле (10.31) все параметры даны в долях единицы и использованы следующие обозначения: 5„ Ф = т + Кгл, (10.32) где Кгл — коэффициент глинистости;

5 г ф — это значение 5Г> определяемое по палетке, приведенной в работе [31], используя кривую с шифром 5 п ф. Универсальный способ в принципе наиболее полно учитывает особенности исследуемых и опорных пластов и условий измерений. Определение газонасыщенности пластов 5 Г проводится в такой последовательности: по палеткам пористости определяется кажущаяся «нейтронная» пористость пласта - «эффективная влажность»;

вводятся поправки на «мешающие факторы»: отклонение скважинных условий, минерального состава пласта, температуры (и т.д.) от стандартных, при нятых при построении палеток пористости. В результате определяется величина исправленной кажущейся пористости т;

вычисляется 5 Г по формулам или номограммам. На рис. 10.21 показан наиболее простой и точный при низких пластовых давлениях (< 25 МПа) вариант такой номограммы. Обозначения 5 п ф и 5 г ф, приведенные на рисунке, связаны со следующими аспектами. Величина 5 г ф связана с 5 Г через зависимость 5 Г = 5 г ф /(1 - Wr), где Wr — водородный индекс газа в пластовых условиях. В глинистых пластах величина 5 Г определяется по зависимости ST - 5 гф 5 пф //п(1 - Wr). (10.34) В неглинистых пластах 5 п ф = т, в глинистых 5 п ф определяется из зависимости 5 0 + = m + XraWr.,. (10.35) По номограмме, показанной на рис. 10.21, при известных т и 5 п ф находят 5 г ф и далее, используя формулу (10.33), величину 5Г. (10.33) 10.12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ ИНК Временное уменьшение поля нейтронов X, использующееся для определения газонасыщенности пластов, рассчитывается с помощью формулы X = [In У, - \nJ2]/(t2 - tO, (10.36) где У! nj2 — показанная (скорость счета) в двух дифференциальных каналах с временами задержки t\ и 2- Для повышения точности определения X проводят измерения J, на точках при шести - восьми значениях,, превышающих асимптотическое значение 4, равное обычно 0,6-0,8 мс;

строят график зависимости lg Ji от tit а значение X находят по наклону этой зависимости. Величина т = X"1 - это время, в течение которого J уменьшается в «е» раз. Определения ST по ИНК проводятся по разному в зависимости от наличия фонового замера в момент времени, когда ST исследуемых пластов был известен по данным керна, электрометрии или других источников. Роль фонового замера может выполнять и замер при наличии в исследуемом пласте зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости более 0,2-0,3 м с практически нулевой или известной газонасыщенностью, если минерализация заполнителя пор в зоне проникновения (смеси связанной воды и фильтрата) известна. При отсутствии фонового замера необходимо для исследуемых пластов знать пористость т, состав твердой фазы, воды и газа, рпЛ или непосредственные значения Х^ъ, Ап, Аю АТ в пластовых условиях. Тогда газонасыщенность 5 Г будет определена по формуле St-[AЛ„(1 -тп)-тп Ав]/тп(Ат - А.) (10.37) или по аналогичному уравнению через X. Здесь Л т а — нейтронопоглощающая способность твердой фазы породы. Величина Л т а меняется в зависимости от содержания глинистой фракции или иных примесей и значение А может быть определено по формуле А = Л „ ( 1 -тп- К г л ) + А1ЛК1Л + ( А Л + А&)т. (10.38) Если химический состав твердой фазы исследуемых коллекторов постоянен, а следовательно, и Атв = const, но сами значения Л т в или ХТВ неизвестны, то при наличии в разрезе опорных водоносных пластов с известными значениями т поступают следующим образом. По результатам ИНК против опорных пластов строят график сопоставления К с т, а через полученное поле точек проводят прямую Х = а + Ът, (10.39) где а и Ь — постоянные коэффициенты зависимости X от т. Полученное значение коэффициента а, т.е. значение X при т = 0, равно Х„, а коэффициент наклона Ь равен Ь = (ХЙ- Х^/Ьт. (10.40) Аналогичную зависимость можно построить между А и т, а затем найти значения А1В и Ав. Если опорные пласты отсутствуют, значения Л т в и Ав (в мс' 1 ) рассчитывают по известному химическому составу твердой фазы породы и воды, используя формулы А в = 4,84 + 0,077 Св, (10.41) где v — скорость тепловых нейтронов, (v = 2200 (Т/273) ', мс;

Т — температура пласта);

Л^ — число атомов г-го элемента в единице объема породы, ст, — сечение поглощения нейтронов ядра атома i-ro элемента, Св — минерализация воды, кг/м3. Значение Аг рассчитывается по формуле Л г = 4,84Wr, (10.42) где WT определяется по формуле (10.21). Точность определения 5Г возрастает, если кроме водоносных пластов имеются опорные газоносные пласты с известными тп и 5Г, тогда на график сопоставления Хеш наносят также точки для газоносных пластов. Если значение тп исследуемого и опорных пластов одинаковы, то величину 5Г можно рассчитать по формуле Sr = St. оа(А - Л „ ) / ( Л г л - АВп) « 5 Г.оа(Х - Хт)/ (Хтл - Хва), (10.43) где индексы «гл» и «вп» относятся к опорным пластам с 5Г = 0 и 5Г.о„. Если Л т в (XJB) существенно изменяется за счет колебания содержания примесей (глинистости) Ктл, а значения Л ск и Л г л (Хск и Хгл), т.е. химический состав скелета и глинистой фракции стабильны, то перед построениями и вычислениями из измеренного X вычитается поправка: А^л - ^гл^гл - ^ск) * ЬА - ХГл04гл - А»). (Ю.44) Для определения Хгл - Хск или Аш - Аск используются результаты измерений А или X в ряде глинистых водоносных пластов с примесью, значения тп и /Сгл в которых известны. По этим пластам вычисляют приближенные значения Х„ по формуле Хтв = {Х- Кт)/{\ - т) (10.45) и строят график зависимости Хп от КТЛ. Пересечение средней линии этого графика с осью Ктл = 0 дает величину Х^. Ордината продолжения этой линии до Кш - 1 (100 %) равна А.гл. Если отсутствуют данные для построения такого графика, Хгл можно приближенно вычислить по измерениям в глинистых пластах с известной пористостью, используя формулу (10.45). Если имеется фоновый замер ИНК (А.ф) при известных значениях нейтронопоглощающей способности воды Лвф, газа Л гф и газонасыщенности пласта 5 г ф к моменту фонового замера, то значение 5Г к моменту текущего замера X определяется по формуле 5Г = [(X - Х^/тп + 5 гф (Л гф - Л вф ) + Л в ф - А,]/ (Лг - А.), (10.46) где Лг и Лв — параметры, относящиеся к текущему времени по газу и воде;

Лвф— параметры для смеси фильтрата и остаточной воды к фоновому замеру. После начала обводнения пласта Лв можно принять равной нейтронопоглощающей способности пластовой воды. Признаком начала обводнения является изменение X относительно Хф на величину, превышающую удвоенную погрешность измерения X. Если Л в ф = Лв (практически достаточно Л в ф - Л < 0,2 мс~'), а пластовое давление к моменту фонового замера отличается от давления при текущем замере менее чем на 3 и 10 МПа (при минерализации воды 0 и 200 кг/м3 соответственно), то формула для определения газонасыщенности 5Г примет вид Sr = (X- Хф)/тп(Ат ~ Лв) +5гф. (10.47) 10.13. ТЕРМОМЕТРИЯ И ДЕБИТОМЕТРИЯ В наблюдательных, геофизических и пьезометрических скважинах изучается естественное распределение температуры. Величина температуры при этом обусловливается потоком тепла из недр Земли. В бурящихся и эксплуатируемых скважинах регистрируется нарушение естественной температуры под влиянием движения жидкости и газа по стволу и в пластах, а также под влиянием дроссельного, адиабатического и других термодинамических эффектов. При термометрии в остановленных и работающих скважинах регистрируются изменение температуры и ее градиенты по стволу. Термометрия используется для выделения газоотдающих интервалов, оценки дебита отдельных пропластков, определения состава притекающего в ствол флюида, контроля работ по интенсификации добычи и изучения технического состояния скважин. Данный метод позволяет установить работающие интервалы, перекрытые фонтанными трубами. При интерпретации термограмм используются расчетные зависимости, отражающие закономерности формирования теплового поля. Информацию о тепловых свойствах заполнителей ствола скважины и окружающих пород можно получить из таблицы, приведенной в работе [85]. К специфическим особенностям термометрии относится повышенная чувствительность к условиям в скважине в процессе измерения применяемых дифференциальных термометров с комплектующей аппаратурой. Качество получаемых при термометрии результатов зависит от структуры и параметров продуктивного разреза, состава и свойств газа, депрессии на пласт, конструкции скважин, режима их работы, технологических операций, предшествующих термометрии. Большое количество факторов, одновременно влияющих на термограммы, в ряде случаев затрудняет интерпретацию результатов измерения. Поэтому данные термометрии всегда обрабатываются в комплексе с материалами других методов геофизических исследований. Пример использования результатов термометрии будет приведен далее. Под дебитометрией подразумевается совокупность методов определения скорости жидкости и газа в стволе скважины, которые используются для выделения границ работающих интервалов, оценки дебитов этих интервалов, коэффициентов фильтрационного сопротивления, изучения межпластовых перетоков газа. Результаты измерения скорости в стволе используются для оценки расходов жидкости и газа. В частности, дебит газа Q при стандартных условиях и известной скорости движения v определяется формулой Q = 193,03- \03pcfv/Tz, (10.48) где р - давление в скважине, МПа;

d - внутренний диаметр обсадных (или фонтанных) труб, м;

Т - температура газа, К;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа при р и Т. Если поток не гомогенный, в частности газожидкостный, то на регистрируемую скорость влияет фазовое состояние смеси и структура потока, что затрудняет интерпретацию результатов дебитометрии. Если между фазами отсутствует непрерывная граница раздела, то показания дебитомера отражают перемещения включений отдельных фаз. Если в скважине движется дисперсная смесь, то показания дебитомера связаны с массовыми скоростями жидкой и газовой фаз и истинным газосодержанием флюида в стволе. При исследовании скважин с целью определения дебита в интервале перфорации используются три способа: тахометрический, термокондуктивный и акустический. Тахометрический принцип измерения дебита. Данный принцип основан на зависимости частоты вращения датчика расходомера (турбинки) от скорости потока газа (жидкости), движущегося в камере датчика. Если плотность газа в процессе исследований не меняется, то частота вращения F практически линейно связана со скоростью потока v. Для тахометрических датчиков типа «Метан» значения v и Q связаны с частотой вращения F формулами v = 0,25 F и Q = 0,48-10 Fp//72 для турбинки первого диапазона скорости v = 0,1-0,3 м/с и v - 0,075 F и Q = 0,UAi0 Fp(f/Tz 5 (10.49) (10.50) для турбинки второго диапазона скорости v = 0,25-10,0 м/с. Повысить точность измерения дебитов можно путем сравнения с суммарным дебитом, измеренным на поверхности, или совместной обработкой серии замеров, отличающихся скоростями движения скважинного прибора. Термокондуктивный принцип измерения дебита. Принцип работы термокондуктивного датчика состоит в измерении разности температур стенки нагретого датчика и движущегося флюида. Для определения скорости потока с его помощью необходимо знать фазовый и компонентный состав флюида и учитывать структуры потока в стволе скважины. Чаще всего этот датчик используют для выявления работающих пластов, в том числе интервалов притока жидкости. Другие методы промысловой геофизики, используемые для контроля за разработкой залежи. Среди геофизических методов контроля за разработкой залежи ограниченное применение нашли: влагометрия, плотностометрия, барометрия, акустические методы и т.д. Причем влагометрия и плотностометрия являются косвенными методами оценки состава смеси в стволе, подвержены большему влиянию помех и на существующем уровне разработки являются индикаторами.

10.14. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ФЛЮИДОВ В СТВОЛ СКВАЖИНЫ Определение профиля притока флюида в ствол скважины специалисты по промыслово-геофизическим исследованиям считают одним из существенных достижений промысловой геофизики. Причем результаты этих исследований по изучению профиля притока в дальнейшем используются для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, фильтрационных параметров пласта в пределах фиксированных границ профиля притока, а также для оценки степени участия отдельных пропластков в разработке. В принципе, если при вскрытии продуктивного пласта призабойная зона не сильно загрязнена, то по данным полевой геофизики, получаемым в процессе бурения, нетрудно оценить степень участия каждого пропластка в суммарном притоке флюида. Как правило, результаты определения профиля притока по отношению величин коэффициентов фильтрационного сопротивления, фильтрационных параметров интервалов притока и степени участия отдельных пропластков интерпретируются не правильно. Искажение результатов профиля притока связано с незнанием геометрии дренируемой зоны и степени участия отдельных, сравнительно низкопроницаемых пропластков в дебите работающих интервалов через их вертикальную проницаемость. Выявление интервалов притока может быть произведено по данным дебитометрии, термометрии и шумометрии. На рис. 10.22 показаны результаты перечисленных выше методов, полученные в реальной скважине. В интервалах притока показания тахометрического дебитомера растут, термокондуктивного падают в направлении движения флюида в стволе и шумомера увеличиваются. Места поступления газа в скважину выделяются также локальным повышением интенсивности шума. Достоверность выявления интервалов притока возрастает, если совместно обрабатываются результаты измерений на нескольких режимах работы скважины. На термограммах приток выделяется по скачку температуры, обусловленному дроссельным эффектом в пласте и калориметрическим смешиванием в пределах ствола (рис. 10.23, кривая 1). Если в простаивающей скважине не наблюдаются межпластовые перетоки, на термограммах, полученных после оста Геофизические исследования Н, м 1,=4см Газотермодинамические исследования Термометрия Шумометрия 3 тыс. М /сут 0 200 400 600 800 100 102104 дБ Дебитометрия 49 51 S3 55 57 59 °С Г > )\ Рис. 10.22. Изменения показаний дебитометрии, термометрии и шумометрии в интервале притока, используемые для определения газоотдачи пластов соответственно с неперекрытым (f) и перекрытым (2) фонтанными трубами интервалом перфорации новки, фиксируются отрицательные аномалии, соответствующие работающим толщинам — следствие дросселирования газа в пластах при предшествующей эксплуатации (кривая 5 на рис. 10.23). При выявлении интервалов притока по термограмме ошибки допускаются из-за неучета влияния нестабилизации процессов распределения давления и температуры после смены режима работы скважины. В частности, после резкого уменьшения интенсивности отбора газа Масштабы записей 0 расходомера 8 16 24 32 40 48 дБ температуры 0,5 0, Н, м Рис. 10.23. Распределение температуры газа в работающей скважине в процессе стабилизации режима эксплуатации термограмма не сразу приобретает вид, характерный для работы пластов с малым дебитом (кривая 4 на рис. 10.23), а испытывает влияние предшествующего режима (кривые 2 и 3). Такое влияние максимально в подошве нижнего отдающего пласта. При отборе пласт и подстилающие породы охлаждаются дросселирующим газом. После уменьшения депрессии температура поступающего из пласта газа возрастает, пласт быстро прогревается, но нижележащий пласт остается охлажденным в течение нескольких часов (кривые 2, 3). По скачку температуры, соответствующей верхней границе охлажденного участка, уточняют положение подошвы отдающего пласта. Возможности выделения по термограммам работающих интервалов подтверждаются данными дебитометрии (кривая 6). Выявление интервалов притока жидкости в ствол скважины и обводнившихся пластов. Для случая, когда жидкость притекает из самого нижнего из совместно эксплуатируемых пластов, интервал притока фиксируется по положительной аномалии дросселирования (кривые 1 на рис. 10.24 и 10.25). Однако даже незначительное присутствие в жидкой продукции газовой фазы резко снижает достоверность определения, так как коэффициент дросселирования для газа на порядок выше, чем для жидкости. Поэтому приток газированной смеси чаще всего, как и газа, отличается отрицательной аномалией. Интервал поступления газожидкостного потока отмечается на спектре шумов максимумом в области низких частот.

Рис. 10.24. Распределение температуры газа и давления в работающей скважине, вскрывшей многопластовую (I-V) залежь НГК Дебитометрия Н, м 0,61,0 1,4 1,8 0 4 8 362, l I I I I I 362, Термометрия 362,7 363, т, К 363, с 2970 ЗОЮ Рис. 10.25. Изменение показаний НГК, дебитометрии и термометрии (1, 2) при наличии жидкости в пределах продуктивного разреза Косвенную информацию о местонахождении работающих пластов можно получить с помощью измерения давления путем оценки изменения с глубиной плотности флюида в стволе, по которой судят о распределении по стволу жидкой фазы. Характер изменения давления по стволу показан на рис. 10.24, из которого видно, что в остановленной скважине ствол в пределах перфорированного интервала заполнен водой, а ниже подошвы — осадком бурового раствора. На кривой изменения давления 2 в действующей скважине выделяются приуроченные к интервалам притока участки пониженной плотности, связанные с разгазированием поступающей в ствол жидкости. Кривая 2 на рис. 10.24 фиксирует уровень жидкости в интервале пласта III, скопление газожидкостной смеси между пластами III и IV. Интервалы поступления воды могут быть выделены по значительному несовпадению дебитов из них, определенных по тахометрической и термокондуктивной дебитометрии. Если обводнение пластов сопровождается радиохимическим эффектом, то обводняющийся пласт определяется по несоответствию значений гамма-каротажа на текущем и более раннем фоновом замерах. Часть аномалий гамма-каротажа может возникнуть за счет сорбции внутри колонны радиоактивных веществ, поступающих из обводняющихся пластов. Поэтому данные гамма-каротажа необходимо сопоставлять с данными других методов, по которым возможно выделение интервалов коллекторов. Однозначным признаком аномалии радиогеохимического эффекта является несогласованность между интервалами коллекторов и участками повышенных показаний гаммакаротажа. При определении интервалов притока жидкости высокоинформативным является серия термограмм при неустановившемся режиме работы скважины. Результаты термометрии в процессе освоения скважины компрессированием показаны на рис. 10.26, где кривая 1 - фоновая, зарегистрированная в заполненной жидкостью неработающей скважине и отражающая воздействие предшествующих циклов ее освоения. Термограмма 2 получена сразу после подключения компрессора, когда в стволе резко возросло давление и жидкость начала двигаться вниз, поглощаясь пластом I. В результате нисходящего движения жидкости температура в стволе уменьшилась. Термограмма 3 соответствует времени, когда вследствие снижения уровня жидкости в стволе из пласта I начался приток. Вынос из пласта более теплой жидкости повышает температуру в стволе. Термограмма 4 получена, когда уровень жидкости стабилизировался на уровне башмака НКТ и из пласта I наблюдается устойчивый приток. После отключения компрессора давление в стволе резко падает, депрессия на пласт увеличивается, что приводит к существенному росту температуры поступающей из пласта жидкости. Температура становится выше фоновой (кривая 5). Такое поведение термограмм показывает, что аномалия температуры в пласте I на заключительном этапе освоения формируется под воздействием дроссельного эффекта, и о наличии притока жидкости можно говорить уверенно. Определение дебитов эксплуатируемых пластов. I. В интервалах, не перекрытых фонтанными трубами, дебиты наиболее достоверно определяются по результатам тахометрических измерений, которые обрабатываются в такой последовательности: определяются показания датчиков выше продуктивной толщи (обычно в фонтанных трубах) и в интервалах выше и ниже газоотдающих пластов - /нкт, /.и/.;

по формулам (10.49) и (10.50) определяют скорости движения газа в фонтанных трубах, а также выше и ниже пластов vHKT, vB и vH;

если диаметр потока менее 0,200 м, то в полученные значения скорости вводится поправка а, учитывающая погрешность за перекрытие потока прибором:

КС ПС Н,м 0 5 10 Ом м 25 мВ Масштабы записей термометра 0,5 "С Рис. 10.26. Изменение температуры газа в процессе освоения скважин «/, = 0, ( 1 - о ), (10.51) где ст = dl? /d\;

dnp и da — соответственно диаметры прибора и потока (внутренний диаметр обсадной колонны или фонтанных труб);

по результатам измерений в фонтанных трубах по формуле (10.48) определяется суммарный дебит Qcyj,;

определяются доли каждого газоотдающего интервала а* в суммарном дебите, а затем Q, каждого пропластка — работающего интервала по формулам а, = ЙОу " K f. - o ^. R L. / см (Ю.52) где FB, FH и FHKT — площади сечения потока газа в точках обработки выше и ниже интервала притока и в фонтанных трубах (обсадной колонны, если фонтанные трубы не спущены). Если сечение потока не меняется с глубиной, а поправка а невелика, то вместо формулы (10.52) используется зависимость, (Ю.53) где/ сум - отсчет по дебитометрии в кровле продуктивной толщи. II. Поинтервальные дебиты по результатам термометрии оцениваются по формуле Qi - 0к Р (Г п о д, - Ткр,)/ (Г к р, - Тал,), (10.54) где Окр "" дебит у кровли пласта;

Г д о д, и Ткр, - соответственно отсчеты по термограмме в подошве и кровле г'-го пласта;

Тпл, - температура газа, поступающего из х-го пласта. Величину Гпл можно оценить (в случае отсутствия информации) по формуле Тпл = ТГ + DAPi, (10.55) где Гг - отсчет по геотермограмме в середине пласта;

Д - коэффициент Джоуля - Томсона в пластовых условиях;

Ар, - депрессия на i-й пласт. Если депрессии на совместно эксплуатируемые пласты близки, то величина AT - Тпл - Тт, соответствует аномалии температуры в подошве нижнего пласта. В противном случае величина Q, определяется совместным решением уравнений (10.54) и (10.55) при условии, что величина Ар, должна быть найдена из уравнения притока газа к скважине. С учетом вышеизложенного дебит г'-го пласта будет определяться решением уравнения вида:

р [ ( T n o a i - Ткр0(Рпл i + Р*.)], (10.56) где р п л, и р 3 i — соответственно пластовое и забойное давления г-го пласта. Поинтервальные дебиты малодебитных скважин можно оценить, обрабатывая термограммы на глубинах между работающими пластами. В основу такой оценки заложена зависимость температуры в скважине от параметра Ь, пропорционального дебиту. Порядок обработки термограмм для малодебитных скважин следующий: между работающими пластами выбираются интервалы протяженностью не менее 10-20 м. в пределах каждого из интервалов определяется площадь между термограммой и геотермограммой F и берутся отсчеты по термограмме на границах интервала 7\ и Т2;

поинтервально рассчитывают значение Ь по формуле Ь= затем с помощью формулы (10.48) определяют расход флюида;

по величинам Q определяют расход Q,, соответствующий г-му пласту. Предлагаемая методика оценки должна быть использована в случае, если 3 дебит газа не превышает я-10 тыс. м /сут.

- т2), (10.57) 10.15. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ Фильтрационно-емкостные свойства отдельных пластов рассчитываются согласно работе [85] с использованием результатов определения поинтервальных дебитов по дебитометрии и давления в стволе скважины. Многопластовые месторождения, вскрытые единым фильтром, при отсутствии площадной гидродинамической связи между пластами истощаются неравномерно, что приводит к межпластовым перетокам через ствол скважины. Характер перетоков зависит от соотношения пластовых давлений эксплуатируемых совместно интервалов и режима работы скважины. На рис. 10.27 поКавернометрия О Дебитометрия ими/мин 7200 О 250 50 100 не Ом м Профили притока газа в скважину тыс. м3/сут 0 200 400 Рис. 10.27. Изменения показаний дебитомера, используемые для определения межпластовых перетоков, при различных режимах работы скважины казан характер изменения перетоков в зависимости от режима эксплуатации скважин. Величина перетока становится максимальной при остановке скважины (кривые 1). При работе скважины с малым дебитом переток сохраняется, но интенсивность его снижается (кривая 2). Увеличив отбор из скважины, т.е. существенно снизив забойное давление, можно добиться прекращения работы поглощающего пласта (кривая 3). Если продолжить увеличение дебита скважины, то приток газа будет иметь место и у поглощающего пропластка (кривые 4). Аналогичным образом воздействие перетока отражается и на термометрии. Ее преимущество заключается в возможности фиксации незначительных перетоков, а также перетоков газожидкостной смеси, не надежно определяемых дебитомером. Недостатком термометрии является неоднозначность интерпретации термограмм при наличии в разрезе скважины нескольких газоотдающих и поглощающих пропластков. При интерпретации термограмм в остановленной скважине необходимо учитывать возможность влияния предшествующего режима эксплуатации. Влияние будет максимальным непосредственно после остановки скважины и уменьшается со временем. Длительность простоя скважины, необходимая для исключения влияния эксплуатации, зависит от величины температурных аномалий в действующей скважине, интенсивности перетока. Она может меняться от нескольких часов до нескольких суток и уточняется при регистрации в скважине серии термограмм во времени. На рис. 10.28 показаны серии термограмм (3 - б), где термограмма 4 испытывает влияние предшествующего режима, а тепловое поле перетока стаби Масштабы записей термометра расходомера 0 0,25 0,5"С 0 24 6Гц Рис. 10.28. Изменение температуры газа, используемое для определения перетока газа в остановленной скважине лизируется только спустя 12 ч (кривые 5, 6). Достоверность заключения о перетоке в остановленной скважине существенно выше, если в ней зарегистрированы не единичные замеры, а серии термограмм, позволяющие проследить характер изменения теплового поля во времени. Косвенным признаком перетока является характер восстановления давления и температуры по прекращению эксплуатации, отражающийся на кривых восстановления давления и температуры. В отсутствии перетока давление восстанавливается до пластового. Если переток возникает непосредственно после остановки скважины, характер восстановления давления качественно не меняется, но давление восстанавливается не до первоначального, давления, а до некоторого меньшего значения. Ввиду возможного влияния других факторов, результаты измерений анализируются только в комплексе с данными других геофизических и гидродинамических исследований.

10.16. ИЗУЧЕНИЕ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ Признаком заколонного перетока являются аномалии температуры на термограммах в неперфорированных интервалах, обусловленные переносом теплоты движущимися за колонной флюидом и его дросселированием. Причиной аномалии могут быть и другие факторы. Поэтому заключение о перетоке должно быть подтверждено данными о наличии и насыщении коллекторов за пределами перфорированной продуктивной толщи, состоянии цементного камня за колонной и т.д. Для этого используются результаты радиоактивного и акустического каротажа и геолого-промысловых исследований. Перетоки в действующей скважине ниже работающих пластов выявляются по аномалиям температуры в неперфорированных интервалах, характерным для движения газа внутри колонны. Если канал перетока имеет выход в интервал перфорации, то величина и форма аномалий меняется в зависимости от депрессии на пласт. Тогда перетоки обнаруживаются по несовпадению аномалий, полученных при работе скважины с разными дебитами. Тепловое воздействие перетока выше работающих пластов экранируется движением газа по стволу. Заколонное движение можно обнаружить по уменьшению градиента температуры, когда скорости газа внутри и за колонной сравнимы, а дебит скважины не превышает 100 тыс. м3/сут. Переток в остановленной скважине ниже работающих пластов выявляется на основе тех же критериев, что и в действующей. Если после остановки скважины переток прекращается, то связанные с ним аномалии температуры уменьшаются по величине со временем. Это позволяет фиксировать существование перетока по несовпадению термограмм, отличающихся временем простоя скважины, или термограмм в действующей и остановленной скважине. После прекращения эксплуатации ослабевает экранирующее влияние движения газа по стволу, что повышает возможность выявления по термограммам перетоков выше перфорированных пластов. Аномалии перетока в этом случае формируются на фоне изменения температуры со временем, обусловленного восстановлением естественного теплового режима скважины, поэтому их очень сложно выявить при анализе одиночной термограммы. Информативна только серия термограмм, позволяющая выявить переток по характерным осо бенностям скважинах избежание полняться поведения температуры во времени. Перетоки в неэксплуатируемых выявляются по отличию температуры в стволе от естественной. Во ошибок при интерпретации термограмм, исследования должны выв скважинах, время простоя которых в несколько раз больше, чем Масштабы записей расходомера температуры манометра 20 60 100 дБ 0,4 0,4 "С 0,05 МПа нгк /усл. ед Рис. 10.29. Изменение показаний глубинного расходомера (I, 4), термометра (2, 5), манометра (3, 6) и НГК (7) в интервалах сужения проходного сечения ствола (местах установок пакера, клапанов и т.д.) длительность предшествующих технологических операций (промывки, подземного ремонта и т.д.)- Это гарантирует установление вне интервалов перетока естественного распределения температуры. Ошибки наиболее часты в глинистых пластах, кавернах, интервалах поглощения, где восстановление нарушенного естественного теплового режима происходит аномально медленно (от 10 сут до двух лет). Кроме того, нужно также учитывать, что локальные нарушения естественной температуры в пластах возможны вследствие их эксплуатации соседними скважинами. Недостатком термометрии является невозможность отличить перетоки, происходящие в период исследований, и перетоки, существовавшие ранее, но прекратившиеся к моменту проведения термометрии. Достоверность заключений по термометрии возрастает, если наблюдения в скважине проводятся периодически и динамику изменения температурных аномалий можно связать с технологическими параметрами залежи. Например, наблюдается связь величины аномалии с колебаниями давления в пласте для хранения газа в период закачки и отбора. Изучение дефектов в конструкции скважин. Изменение проходного сечения труб вызывает аномалии на термограммах, кривые изменения давления и дебитограммах. Эти аномалии используются для выявления нарушений в конструкции скважин. Особенно часто встречаются случаи нарушения конструкции скважин, происходящие в период падающей добычи газа, когда пластовое давление становится значительно ниже гидродинамического давления пласта. На рис. 10.29 показаны особенности изменения кривых газодинамических параметров в интервалах изменения проходного сечения по глубине (местах установки пакера, расположения башмака фонтанных труб). Показания дебитомера изменяются обратно пропорционально квадрату диаметра потока, резко возрастая при сужении проходного сечения (кривые 1, 4). Причина изменения температуры связана с нагревом газа при его сжатии при входе в сужения (кривые 2, 5). На кривых изменения давления фиксируется локальный рост давления при входе в сужения за счет перекрытия части проходного сечения прискважинным прибором с грузами и повышения градиента давления в интервалах возрастания скорости потока газа (кривые 3, 6). Перечисленные особенности изменения фиксируемых параметров проявляются более существенно с ростом дебита газа. Влияние конструкции скважинного оборудования фиксируется также на диаграмме нейтронного гаммакаротажа (кривая 7).

10.17. ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ЗАЛЕЖИ Методами подземной газогидродинамики, трубной гидравлики и газовой динамики контролируются: характеры изменения пластового и забойного (устьевого) давлений, потери давления в стволе, шлейфах (коллекторах) и элементах УКПГ;

режим работы скважин, конструкция скважин;

образование и характер изменения депрессионных воронок, изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления в процессе разработки, свойств газа, нефти, конденсата и воды, необходимость ингибирования скважин и т.д. Основой газогидродинамических методов контроля за отдельными параметрами разработки являются уравнения состояния газа, материального баланса, движения флюида по трубам и фильтрации в пористой среде. Точность контролируемых параметров разработки методами подземной и трубной гидрогазодинамики значительно выше точности промыслово-геофизических методов. Объемы работ, выполняемых по контролю за разработкой методами гидрогазодинамики, гораздо больше, чем работ по контролю методами геофизики. Эти работы менее трудоемкие, чем геофизические работы по контролю за разработкой. Однако, как было отмечено выше, виды и частота выполнения работ по контролю за разработкой методами гидрогазодинамики не должны быть неоправданно большими, и эти работы должны быть необходимыми и достаточными для данного месторождения. Объемы газогидродинамических методов контроля за разработкой должны быть строго обоснованы в зависимости от особенностей проектируемого месторождения. Перечисленные выше параметры, контролируемые методами подземной и трубной гидрогазодинамики представляют интерес только после анализа и обобщения полученных результатов. Частично эти параметры могут быть прогнозированы достаточно точно расчетным путем в зависимости от изменения пластового давления во времени. Поэтому контроль таких параметров (например, коэффициентов фильтрационного сопротивления, свойств газа, дебита скважин, изменения температуры и т.д.) должен носить эпизодический характер. Проектировщик обязан указать конкретную методику определения каждого параметра в зависимости от требуемой точности его определения, экологичности и трудоемкости метода. Он должен стремиться избежать контроля параметра с помощью глубинных измерений, по возможности установить по каждому контролируемому параметру погрешности при отказе от трудоемких и опасных работ, связанных со спуском глубинных приборов и комплексов. В данной главе не приводятся формулы для определения давлений, температур, дебитов и других параметров методами гидрогазодинамики. Здесь следует только отметить то, что некоторые контролируемые в процессе разработки параметры газогидродинамическими методами могут быть с очень высокой точностью определены численно. Информация о программах по численному определению некоторых параметров дана в работе [85].

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА ЕГО РАЗРАБОТКОЙ Одним из основных источников информации является ежедневные замеры дебита, производимые на промысле пообъектно (т.е. на скважинах, пунктах замера давления), на установках по подготовке газа, на регенерационных установках, на ДКС и т.д. Эти данные являются основополагающими для контроля за режимом работы скважин, систем сбора и подготовки газа, годовыми отбо рами по скважинам, зонам, дренируемым скважинами отдельных УКПГ, режимом работы технологических линий по подготовке газа, конденсата и нефти, выходом примесей и конденсата;

текущими запасами по отдельным скважинам и участкам залежи и т.д. На основе ежедневных замеров давлений, температур и дебитов (газа, нефти, конденсата и воды), проводимых в эксплуатационных (нагнетательных) скважинах, уровня жидкости в пьезометрических скважинах (замеры проводятся периодически) оценивается продвижение воды в залежь, зональные и межпластовые перетоки, техническое состояние скважин. Придавая первостепенное значение информации, получаемой ежедневно по отдельным звеньям системы «скважина - газопровод», проектировщик должен обоснованно рекомендовать перечень параметров, фиксируемых ежедневно.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Абутатев Э.Б., Закиров С.Н. Об учете сил инерции в задачах подземной газодинамики// Вопросы вычислительной математики. - Ташкент: изд. АН УзССР, 1963. 2. Автоматизированная регистрация и обработка материалов ГИС - Контроль в системе «ГЕККОН-4,0»/М.И. Кременецкий, А.И. Ипатов, И.А. Кульгавый и др. - М.: изд. Ин-т геофизики при ГАНГ им. И.М. Губкина, 1995. 3. Адлер Н.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условии. - М.: Наука, 1971. 4. Айзерман М.А., Браверман Э.М., Розоноэр Л.И. Метод потенциальных функций. - М.: Наука, 1970. 5. Алиев З.С. Определение параметра анизотропии газонефтеводоносных пластов ООП. - М.: изд. МИНГ им. И.М. Губкина, 1989. 6. Алиев З.С, Бондаренко В.В. Руководство по проектированию газовых и газонефтяных месторождений. - Печора: Печорское время, 2002. 7. Алиев З.С, Басниев К.С., Сомов Б.Е. Новые методы подсчета извлекаемых запасов газа. М.: изд. И Р Ц Газпром, 1999. 8. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Карагаев Ж.Г. Влияние степени вскрытия пологообразных неоднородных пластов на производительность горизонтальных скважин//Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Ч. 2. - М.: ВНИИГаз, 1996. 9. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Рогачев СА. Определение оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. - М.: Техника, 2001. 10. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. - М.: Техника, 2001. 11. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Черных В.В. Продуктивность многоствольной скважины в условиях обводнения//Газовая пром-сть. - 1999. 12. Алиев З.С, Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. - М.: Недра, 1995. 13. Альбом номограмм и палеток для интерпретации промыслово-геофизических данных. М.: Недра, 1984. 14. Андерсен Т. Введение в многомерный статистический анализ. - М.: Физматгиз, 1970. 15. Ахмедов З.М., Асадов А.Ш., Гукасян АЛ. Экспериментальное исследование фильтрации газа через глинизированную пористую среду, содержащую остаточную нефть//Изв. вузов. Нефть и газ. - 1975. - № 5. - С. 57-60. 16. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. - М.: Недра, 1972. 17. Бендат Д., Пирсон А. Измерение и анализ случайных процессов. - М.: Мир, 1974. 18. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. - М.: Недра, 1972. 19. Бокс Д., Дженкинс Г. Анализ временных рядов. Прогноз и управление. - М.: Мир, 1974. Т. 1-2. 20. Болотов А.А., Мирзаджанзаде А.Х., Нестеров ИМ. Реологические свойства растворов газов в жидкости в области давления насыщения//Изв. АН СССР. МЖГ. - № 1. - 1988. 21. Бондарев Э.А., Гуревич Г.Р. Оценка размера переходной зоны при вытеснении жирного газа сухим//Газовая пром-сть. - 1970. - № 9. - С. 3—5. 22. Бузинов С.Н., Николаев В.А., Тер-Саркисов P.M. О влиянии пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных систем//Нефтепромысловое дело. - 1974. - № 1. - С. 12-15. 23. Вазан М. Стохастическая аппроксимация. - М., 1972. 24. Baxumoe ГГ., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. - М.: Недра, 1978. 25. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. - М.: Недра, 1976. 26. Временная инструкция по кислотной обработке газоносных пластов/В.И. Ермилов, В.А. Киреев, Л.А. Ковалева и др. - М.: изд. ВНИИЭгазпром, 1970. 27. Временная инструкция по поинтервальной обработке пласта при освоении и эксплуатации Оренбургского месторождения/В.А. Киреев, Л.А. Ковалева, В.М. Назеров и др. - М.: изд. ВНИИГаз, 1976. 28. Временное методическое руководство по анализу и диагностированию взаимодействия скважин. - Уфа: изд. БашНИПИнефть, 1986.

29. Выбор режима работ горизонтальной скважины/К.С. Басниев, З.С. Алиев, Б.Е. Сомов и др.//Газовая пром-сть. - Янв. - 1999. 30. Гаскаров Д.В., Шаповалов В.И. Малая выборка. - М: Статистика, 1978. 31. Геофизические методы исследования скважин: Справ. геофизика/Под ред. Б.М. Запорожца. - М.: Недра. 1983. 32. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. - М.: Недра, 1976. 33. Девидзон М.И. О действии магнитного поля на слабопроводящие водные системы//Изв. вузов. Физика. - 1983. - № 4. 34. Дильман ВВ., Полянин АД. Методы модельных уравнений и аналогий. - М.: Химия, 1988. 35. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1970. 36. Желтое Ю.В., Латоное В.В. Оценка влияния пористой среды на давление начала конденсации//Газовое дело. - 1971. - № 2. - С. 4—7. 37. Зотов Г.А. Расчет фильтрационных сопротивлений скважин, несовершенной по степени вскрытия пласта, при нелинейном режиме фильтрации//Тр. ВНИИГаза. - 1963. - Вып. 18/26. 38. Ивахненко А.Г, Зайцев Ю.П., Дмитров В.Д. Принятие решений на основе самоорганизации. - М.: Сов. радио, 1976. 39. Импульсный нейтронный каротаж: Методические указания по проведению измерений и интерпретации результатов МУ-41-06-026-83/Я.Н. Басин и др. - М.: изд. ВНИИЯГ, 1984. 40. Интерпретация геофизических исследований скважин: Справочник геофизика/Под ред. В.М. Добрынина. - М.: Недра, 1987. 41. Исследование влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин/К.С. Басниев, З.С. Алиев, С.Л. Критская и др. 42. Катц Д.А., Корнелл Д., Кабаяши Р. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа: Пер. с англ. - М.: Недра, 1965. 43. Классификация ресурсов и запасов нефти и газа (совершенствование классификации ресурсов и запасов нефти и газа)/ В.А. Двуреченский, Н.Н. Лисовский и др. - М.: изд. ГАНГ им. И.М. Губкина, 1994. 44. Коллинз Р. Течение жидкости через пористые материалы. - М.: Мир, 1963. 45. Кондрат P.M., Мартос В.Н. Исследование вытеснения газа водой из слоистых пористых сред//Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1971. - № 8. С. 9-17. 46. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. - М.: Недра, 1968. 47. Коротаев Ю.П. Исследования и режим эксплуатационных скважин//Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: изд. ОИ ВНИИЭГазпром, 1991. 48. Крамбейн У., Кауфман М., Мак-Кеммон Р. Модели геологических процессов. - М.: Мир, 1973. 49. Кузнецов О.Л. Интегрированный системный анализ многоуровневой геологической, геофизической и геохимической информации//Тр. ВНИИЯГ, 1986. 50. Кузнецов ОЛ., Петросят Л.Г. Перспективы использования акустического каротажа обсаженных скважин при доразведке месторождений нефти и газа//Тр. ВНИИЯГ, 1986. 51. Кулъбак С. Теория информации и статистика. - М.: Наука, 1967. 52. Кэндэл М.Д. Ранговые корреляции. - М.: Статистика, 1975. 53. Лапук Б.Б., Абуталиев Э.Б., Закиров С.Н. Неустановившееся движение газа в пористой среде при нелинейном законе фильтрации//Вопросы вычислительной математики. - Ташкент: изд. АН УзССР, 1963. 54. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. - М.: Гостехиздат, 1947. 55. Липатов Л.Н. Типовые процессы химической технологии как объекты управления. - М.: Химия, 1973. 56. Лисовский Н.Н. и др. Совершенствование классификации ресурсов и запасов нефти и газа. - М.: изд. ГАНГ им. И.М. Губкина, 1994. 57. Лифшиц НА., Пугачев B.C. Вероятностный анализ систем автоматического регулирования. - М.: Советское радио, 1963. 58. Магара К. Уплотнение пород и фильтрация флюидов. - М.: Недра, 1982. 59. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1953. 60. Методика определения забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважине с учетом наличия в потоке газа жидкости/Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев и др. М.: изд. ИРЦ Газпром, 1998. 61. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах/ Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев и др. - М.: изд. ИРЦ Газпром, 1997. 62. Методическое руководство по анализу технологических процессов при разработке морских нефтяных, газовых и газокондеснатных месторождений. - Баку: изд. АзИНЕФТЕХИМ, 1983. 63. Миллионщиков М.Д. Гидравлический анализ некоторых способов эксплуатации нефтяных скважин: Дис. д-ра техн. наук. - М., 1954. 64. Минский Е.М. О турбулентной фильтрации газа в пористых средах. - М.: Гостоптехиздат, 1951. 65. Мирзаджанзаде А.Х. Нелинейные эффекты при фильтрации газов и нефтей. 66. Мирзаджанзаде А.Х. Принятое решение в газодобыче. - М.: изд. Минтефтепром, 1987.

67. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. - М.: Недра, 1977. 68. Намиот А.Ю. Влияние капиллярных сил на фазовые равновесия в коллекторах нефтяных и газовых залежей//Геория и практика добычи нефти. - М.;

Pages:     | 1 |   ...   | 13 | 14 ||



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.