Что такое коэффициент нефтенасыщенности

Определение водо- и нефтенасыщенности керна

Наиболее распространенным и вместе с тем точным способом определения водо- и нефтенасыщенности керна является способ, основанный на определении потери в весе исследуемого образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105–107°С и на определении объема отогнанной из него воды при кипячении в растворителе с точкой кипения 110°С. В качестве растворителей применяют бензол, спиртобензольную смесь, четыреххлористый углерод, хлороформ, толуол и т.д. Лучшими из них являются четыреххлористый углерод и хлороформ. При отгоне воды применяют растворитель с температурой кипения выше 100°С.

Аппарат Дина-Старка (рис. 3.1) предназначен для количественного определения флюидонасыщенности керна методом отгонки. Метод основан на растворении испытуемого вещества с последующей его перегонкой при определенной температуре конденсации паров.

Рис 3.1. Аппарат Дина- Старка для экстрагирования и

определения водонасыщенности керна

Нефтенасыщенностькерна определяется по разности веса образца керна до и после анализа.

Водонасыщенностьопределяется волюмометрически по градуировке приемной пробирки.

Расчет коэффициентов нефте-, водо- и

Газонасыщенности породы

Для подсчета запасов нефти и газа в пласте, текущего контроля за процессом разработки нефтяного месторождения необходимо иметь сведения о нефте-, водо- и газонасыщенности породы.

Объемы содержащейся в образцах породы воды и нефти определяются в лабораторных условиях при помощи аппаратов Закса, Дина-Старка. Используя эти данные, вычисляют коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности по следующим формулам:

коэффициент нефтенасыщенности (S_н):

;(3.7)

коэффициент водонасыщенности (S_в):

;(3.8)

коэффициент газонасыщенности (S_г):

,(3.9)

где V_н, V_в– соответственно объемы содержащейся в образце нефти и воды, м 3 ;

r_п– плотность породы, кг/м 3 ;

m – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

G – масса жидкости, содержащейся в образце, кг;

b_н, b_в– объемные коэффициенты нефти и воды соответственно, доли ед.

Типовая задача

Определить коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности породы.

Исходные данные представлены в таблице 3.1.

Решение:

Коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности определяются по формулам (3.7),(3.8),(3.9):

или 38,6%

или 34,8%

или 20%

Самостоятельные задания

V_н – объем нефти, см 3 ;

V_в – объем воды, см 3 ;

G –масса содержащейся в образце жидкости, г;

r_п – плотность породы, г/см 3 ;

m – коэффициент пористости, доли ед.;

b_н – объемный коэффициент нефти, доли ед.;

b_в –объемный коэффициент воды, доли ед.;

Исходные данные по вариантам представлены в таблице 3.2.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Коэффициент нефтенасыщения находится по данным лабораторных исследований образцов и результатам промыслово-геофизических исследований. Значение этого коэффициента зависит от литолого-физи-ческих свойств продуктивного пласта, свойств нефти, режима пласта, системы разработки и метода эксплуатации. Он определяется, как правило, эмпирическим путем по данным о разработке сходных истощенных месторождений. [1]

Коэффициент нефтенасыщения получают по данным лабораторных исследо ваний образцов и промыслово-геофизических исследований; он зависит от ли толого-физических свойств пласта, свойств нефти, а также режима работы пласт; и системы разработки залежи. [2]

Коэффициент нефтенасыщения р находят по данным лабораторных исследований образцов и результатам промыслово-геофи-зических исследований. [3]

Зона предельного нефтенасыщения характеризуется критическим значением коэффициента нефтенасыщения / с кр, величина которого не зависит от положения, например, зеркала свободной воды. Из этого участка залежи получают практически безводную нефть. Зона недонасыщения имеет коэффициент нефтенасыщения kH меньше критического, зависящий от высоты зоны над выбранным уровнем. Из этого участка залежи также получают безводную нефть. Переходная зона разделяет в пласте участки, из которых получают чистую нефть и чистую воду. В этой зоне присутствуют нефть и свободная вода. [5]

Определение в одной или нескольких скважинах ( в зависимости от размера залежи) коэффициента нефтенасыщения по данным исследования кернов, отобранных путем вскрытия пласта с применением безводных растворов после перекрытия обсадной колонной всех пластов, расположенных над изучаемым объектом. [6]

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Коэффициент нефтенасыщенности показывает, какая часть пор насыщена нефтью. Он находится как дополнение к единице от найденного значения связаной воды, которую легче определять лабораторным путем. [2]

Коэффициент нефтенасыщенности ( кн) является таким подсчетным параметром, точность определения которого зависит во многом не только от выбора способа расчета средней величины, но и надежности обоснования самого метода. [3]

Коэффициент нефтенасыщенности / гн определяется, как отмечалось выше ( гл. [4]

Коэффициент нефтенасыщенности кн является одним из основных параметров при подсчете запасов нефти. Он также используется при регулировании процессов разработки для обеспечения полноты извлечения нефти из продуктивных пластов. [5]

Коэффициент нефтенасыщенности пород с достаточной точностью определяется в лабораторных условиях и по данным промыслово-геофизических исследований, в частности по данным метода сопротивлений. [6]

Коэффициентом нефтенасыщенности называется отношение объема нефти в образце породы к суммарному объему пор в этом же образце. [7]

Коэффициентом нефтенасыщенности kr ( газонасыщенности kT) называется отношение объема нефти ( газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. Часть открытого пустотного пространства в зонах предельного насыщения нефтяных ( газовых) залежей занята остаточной водой. Ее доля в открытом пустотном пространстве оценивается коэффициентом остаточной водонасыщенности / сво. [8]

Коэффициентом нефтенасыщенности называется отношение объема нефти в образце породы к суммарному объему пор в этом же образце. [9]

Величины коэффициентов нефтенасыщенности и нефтеизвле-чения авторами проекта обоснованы лишь следующими соображениями. [10]

Определение коэффициента нефтенасыщенности пород методами промысловой геофизики имеет большие перспективы. С помощью геофизических методов можно довольно быстро определить коэффициент нефтенасыщенности для любого интервала пласта и в целом но всей его мощности. [12]

Определить раздельно коэффициент нефтенасыщенности и коэффициент газонасыщенности по данным каротажа не представляется возможным; с помощью-комплекса промысловых геофизических исследований, включающих нейтронный гамма-каротаж, можно лишь отделить газонасыщенную часть от нефте-и водонасыщенной частей пласта. [13]

Возможность оценки коэффициента нефтенасыщенности по геофизическим данным основана на связи удельного сопротивления с нефтенасыщенностью пород, выражающейся в том, что для одного и того же коллектора при прочих равных условиях с увеличением нефтенасыщенности пласта повышается и его удельное сопротивление. [15]

Источник

Определение коэффициента нефтенасыщенности кернов.

Насыщенность

Породы-коллекторы содержат нефть, газ и воду. Для характеристики их количественного содержания в породе используют коэффициенты соответственно нефте- (S_н), газо- (S_г) и водонасыщенности (S_в), которые определяются как отношение объема флюида к объему пустот коллектора, в которых этот флюид находится, или как количество флюида в единице объема пор:

S_н = , S_в = , S_{г =} .

Размерность нефте-, водо- и газонасыщенности – доли единицы (д.ед.) или проценты (%).

S_нн = — начальая нефтенасыщенность, д.ед.

S_нв = — начальая водонасыщенность, д.ед.

S_нг = — начальая газонасыщенность, д.ед.

V_нн, V_нв, V_нг –соответственно объемы начальной нефти, воды и газа.

S_он = — остаточная нефтенасыщенность, д.ед.

S_ов = — остаточная водонасыщенность, д.ед.

S_ог = — остаточная газонасыщенность, д.ед.

V_он, V_ов, V_ог –соответственно объемы остаточной нефти, воды и газа.

Наиболее распространенный и вместе с тем достаточно точный способ определения водонефтенасыщенности кернов основан на определении потери массы исследуемого образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105—107° С и на определении объема отогнанной из него или из смежного образца воды при кипячении его в растворителе с температурой кипения до 110° С.

При этом методе экстрагирование образцов проводят в аппарате Сокслета (рис. 1), а определение объема воды — в аппарате Дина и Старка (рис. 2) или в аппарате ЛП-4 (рис. 3), в котором экстрагирование и определение водонасыщенности совмещаются.

Рис. Аппарат Сокслета

Рис. 1. Аппарат Сокслета:

1 – образец горной породы; 2 – электроплитка; 3 – плоскодонная толстостенная колба с растворителем; 4 – газоотводная трубка;

5 – сифонная трубка; 6 – обратный холодильник; 7 – экстрактор.

Для определения пористости, абсолютной проницаемости, гранулометрического состава, карбонатности необходимо иметь сухой минеральный скелет образца, т.е. лишенный каких-либо следов присутствия нефти и воды. Удаление органического содержимого из пор породы лучше всего осуществляется экстрагированием образцов в аппарате Сокслета.

НАЗНАЧЕНИЕ И ПРИНЦИП РАБОТЫ ПРИБОРА:

Все три части аппарата должны быть хорошо пришлифованы друг к другу, и пришлифованные поверхности перед пуском его в работу смазаны тонким слоем вазелина.

При анализе кернов употребляют преимущественно аппараты Сокслета с широкими горловинами экстракторов (5…6 см) для помещения в них кернов диаметром 4…5 см.

При подогреве колбы пары кипящего в колбе растворителя (чаще всего четыреххлористого углерода или спиртобензольной смеси) поднимаются в верхнюю часть экстрактора по газоотводной трубке (4), которую в целях теплоизоляции рекомендуется покрыть слоем асбеста, а затем в холодильник (6), где они конденсируются. Конденсат, стекая в экстрактор, растворяет нефть, содержащую в образце, и после накопления уровня в экстракторе до верхней отметки сифонной трубки стекает обратно в колбу.

Экстрагирование образца считается законченным, когда после многих циклов сливающийся в колбу из экстрактора растворитель становится совершенно прозрачным и не окрашивает фильтрованной бумаги.

Операция экстрагирования может длиться 6-24 часа, а для плотных мелкозернистых пород еще дольше.

Аппарат Дина и Старка и ЛП-4

Для отгона воды в аппарате Дина и Старка и ЛП-4 применяют растворитель с температурой кипения больше 100° С, в частности толуол, температура кипения которого равна 110° С. Для экстрагирования, кроме толуола, используют бензол, спиртобензольную смесь, четыреххлористый углерод, хлороформ и др.

Погрешность в определениях водонефтенасыщенности кернов методом перегонки при содержании в образце воды не менее 5 см 3 не превышает 2 %. Воспроизводимые результаты при этом получаются, если взята навеска образца не менее 25 г. В случае совпадения открытой емкости пустот с полной результаты определения водонефтенасыщенности не зависят от того, в размельченном состоянии используется керн в приборах или в виде куска.

Существенным недостатком рассматриваемого способа определения остаточной водонефтенасыщености кернов является значительная продолжительность процессов экстрагирования и перегонки воды. Так, перегонка воды в аппарате Дина и Старка составляет 7—8 ч, а в аппарате ЛП-4 30 ч и более; при этом после отгона воды в аппарате ЛП-4, как правило, требуется дополнительная экстракция керна в аппарате Сокслета, которая продолжается 16—50 ч, а иногда и больше.

Рис. 2. Прибор Дина и Старка и прибор Закса.

Рис. 3. Прибор Дина и Старка.

1 – холодильник; 2 – градуированная ловушка; 3 – колба.

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ:

Кусочки образца породы, освобожденного от парафина, общим весом желательно не менее 25 Г после очистки кисточкой взвешивают (с точностью до 0,01Г) и загружают в колбу аппарата Дина и Старка. Затем в колбу наливают 200 см 3 безводного толуола С₆ Н₅*СН₃ (уд. вес 0.867, t_кип=111 0 С) или же бензина прямой гонки, из которого отогнаны легкие фракции, кипящие до 95 0 С. Собирают аппарат, как показано на схеме (рис.1.2), для герметичности корковые пробки заливают коллодием.

Пускают воду в нижний боковой отвод холодильника, а из верхнего отвода воду направляют в канализацию. Затем включают электроплитку закрытого типа, постепенно подогревают колбу, поддерживая кипение растворителя так, чтобы из конца трубки холодильника падало 2-4 капли в секунду.

Процесс перегонки воды из образца считается законченным, когда увеличение объема воды в ловушке прекращается и находящийся над уровнем воды слой растворителя становится совершенно прозрачным.

Если в трубке холодильника под конец операции задерживаются капли воды, то их сталкивают в ловушку стеклянной палочкой, после чего отсчитывают объем воды V_в.

При точных исследованиях рекомендуется проверить градуировку каждой ловушки, пользуясь микробюреткой, и иметь, таким образом, составленную таблицу достоверных показаний объема воды в ловушке.

Определение коэффициента нефтенасыщенности кернов.

Коэффициентом нефтенасыщенности кернов называется отношение объема нефти в образце породы к суммарному объему пор в том же образце.

Для вычисления этого коэффициента необходимо иметь следующие величины:

g _н – удельный вес нефти (взятой из данной или соседней скважины) при температуре опыта, кг/м 3 ;

G ₁— вес образца, помещенного в колбу аппарата Дина и Старка или Закса;

V _н— объем нефти в образце весом G₁;

Коэффициент нефтенасыщенности керна.

Соответственно принятым обозначениям объем нефти V _н в образце весом G₁ определяется по формуле:

Заменяя в формуле (2) вес на массу m и удельный вес на плотность ρ по формулам:

Коэффициент нефтенасыщенности S _н (безразмерную величину, выраженную в долях единицы) определяется по формуле:

Найденный коэффициент нефтенасыщенности S_н показывает, какую часть порового пространства занимает нефть при атмосферном давлении и температуре 20 о С.

Дата добавления: 2020-11-27 ; просмотров: 353 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Тема 7.3. Определение нефтегазоводонасыщенности

1. Литологическое расчленение

2. Понятие о коэффициенте нефтенасыщенности

1. Литологическое расчленение

Литологическое расчленение осадочных пород в разрезах нефтяных и газовых скважин обычно проводят по следующей схеме.

По данным стандартной электрометрии (кривым КС и СП) в разрезе исследуемой скважины выделяют терригенные и карбонатно-хемогенные породы. Последние характеризуются повышенными кажущимися сопротивлениями и промежуточными, слабо дифференцированными значениями . В случае, если кривая СП отсутствует или плохо дифференцирована, карбонатно-хемогенные разности (кроме гипсов) выделяют по данным нейтронного гамма-метода. Такого состава породы характеризуются повышенными интенсивностями .

Литологическое расчленение карбонатно-хемогенной толщи проводят главным образом по данным радиометрии скважин и кавернограммам. На кривых ГМ хемогенные осадки (кроме калиевых солей) отмечаются минимальными значениями ; отложения каменной соли и калийных солей выделяются на кавернограмме по увеличенному диаметру скважины. На кривых НГМ этим породам соответствует высокая интенсивность ; гипсы характеризуются аномально низкими значениями , а ангидриты, как правило, более высокими, чем у карбонатных разностей, значениями и . Расчленение карбонатной толщи на известняки и доломиты по данным промысловой геофизики затруднительно. Решение этой задачи возможно только после предварительного изучения геолого-геофизической характеристики исследуемого района

1. Понятие о коэффициенте нефтенасыщенности

Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.

С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н), величины, выраженные в долях или в процентах.

Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях):

. (1.5)

Численное значение удельных сопротивлений нефтенасыщенного или газонасыщенного пластов определяют по боковому электрическому зондированию или с помощью другого метода, имеющего большую глубину исследования. Величину удельного сопротивления того же пласта при 100% заполнении его пор пластовой водой рассчитывают по формуле:

(29)

где Рп определяют из зависимости Рп = / (Лп) по известному значению коэффициента пористости пласта. Иногда, при отсутствии сведений о пористости пласта, значение определяют как среднее по всему пласту, используя значение удельного сопротивления исследуемого пласта по законтурным скважинам. Второй способ менее точный.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте–, газо– и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н).

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (S_в.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа (см. ниже). Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других.

Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (S_Н), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от «созревания» пласта, считается хорошим показателем.

Однако, эта закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и др.

В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность (S_В) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (S_Н) и газонасыщенности (S_Г):

, (1.40)

где V_В, V_Н, V_Г – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (V_пор) породы.

От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (П_ст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:

В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (П_дин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

Для газонефтяных месторождений соответственно:

На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.

1. Цель литологического расчленения разрезов скважин?

2. Что такое коэффициент нефтенасыщенности?

Тема 8.1.Комплекс ГИС при подземном ремонте скважин и ликвидации осложнений и аварий

План

1.Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости

2. Определение положения водонефтяного и газожидкостного контактов и контроль за обводнением скважин

3. Определение газонефтяного контакта ГНК

1.Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости

При нарушении герметичности обсадных колонн в скважину может поступать вода, осложняющая ее дальнейшее бурение или эксплуатацию. Если место притока и очаг обводнения не совпадают по глубине, то вода из-за некачественного цементирования перед­вигается по затрубному пространству и затем через нарушение в обсадной колонне или перфорационные отверстия попадает в сква­жину. В этом случае для успешной борьбы с обводнением требуется определить не только место притока воды в скважину, но и устано­вить местоположение очага обводнения, т. е. определить интервал затрубного движения воды.

В процессе бурения скважин возможны также поглощения промывочной жидкости, вызывающие полную или частичную потерю ее циркуляции. Оперативное определение зон поглощения промы­вочной жидкости и принятие мер по восстановлению полной циркуляции — одно из важных условий успешного бурения скважин. Решение перечисленных задач осуществляется различными методами: резистивиметрией, термометрией, путем закачки радиоактивных изотопов и др.

Определение места притока воды в сква­жину. Для установления места притока воды в скважину наибо­лее часто применяются электрические и термические методы.

При способе оттартывания скважину промывают до получения однородного раствора по всему стволу, сопротивление которого должно отличаться от сопротивления пластовых вод. Столб жидко­сти в скважине должен обеспечить давление, превышающее пласто­вое. После промывки производят первый контрольный замер, подтверждающий однородность раствора по удельному сопротив­лению в интервале всего ствола. Затем постепенно снижают стати­ческий уровень жидкости в скважине путем ее оттартывания. После некоторого восстановления уровня, что является признаком поступления воды в скважину, измерение сопротивления жидкости в стволе повторяют. Появление притока отмечается на фоне контрольной кривой понижением или повышением сопротивлений против притока. Серия таких замеров резистивиметром вдоль ствола позволяет достаточно точно определить нижнюю границу интервала притока.

Способ задавливания обычно применяют при газировании скважины и наличии опасности выброса. Описанный принцип измерений резистивиметром используется и при определении зон поглощения промывочной жидкости в процессе бурения скважины для оперативного восстановления ее циркуляции.

При способе продавливания после контрольного замера в скважину закачивают определенные объемы воды (глинистого раствора), температура которой значительно отличается от температуры жидкости в стволе с последующим измерением температуры. На глубине по­глощения (место нарушения герметичности обсадной колон­ны) закономерность изменения температуры резко изменяется.

Определение затрубного движения воды.

Работы в скважине выполняют обычно в указанной последовательности: проводят измерение естественной гамма-активности в скважине и получают диаграмму ГК₁; через насосно-компрессорные трубы в скважину закачивают активированную жидкость; производят 2—3 раза промывку скважины для очистки ее от загрязнения активированной жидкостью с последующим измерением гамма-активности.

Метод радиоактивных изотопов может применяться и в тех случаях, когда очаг обводне­ния по глубине совпадает с местом притока.

Одной из важных задач, решаемых при помощи радиоактивных изотопов, является контроль за гидроразрывом пласта. Для установления участков пласта, в которых произошел гидроразрыв и образовались зоны трещиноватости, в него задавливается активиро­ванный изотопами песок. Участки пласта, в которых произошел гидроразрыв, определяются по повышенным показаниям на кривой ГК₂, зарегистрированной после проведения гидроразрыва и за­качки в пласт активированного песка.

2. Определение положения водонефтяного и газожидкостного контактов и контроль за обводнением скважин

Определение водонефтяного контакта стационарными нейтронными методами возможно при высокой (свыше 100—150 г/л) хлоронасыщенности однородных нефтеносных песчаных пластов. Показания НГК против водоносной части пласта завышаются при этом в среднем на 15—20 %, а показания НК-Т — занижаются на ту же величину. Однако эти методы малоэффективны при определении положения ВНК в скважинах, не обсаженных колонной или только что вышедших из бурения, из-за проникновения в пласт фильтрата пресного глинистого раствора; в пластах, вскрытых перфорацией,— вследствие перемешивания воды с глинистым раствором, находящимся в скважине, из-за наличия конусов обводнения.

Импульсный нейтронный каротаж по сравнению со стационарными нейтронными методами является более результативным при определении’ местоположения ВНК и контроле за его продвижением. Различия в показаниях ИНК против нефтеносной и водоносной частей пласта почти в 10 раз больше, чем на диаграммах НГК и НК-Т. В высокопористых и однородных пластах импульс-методом возможно контролировать перемещение ВНК даже относительно невысокой (30—35 г/л) минерализации пластовых вод, что недоступно для стационарных нейтронных методов. Импульсные методы нейтронного каротажа находят в настоящее самое широкое применение при контроле за разработкой месторождений.

Основные задачи, решаемые этими методами, заключаются в изучении изменений во времени характера насыщения неперфорированных и перфорированных пластов. Импульсные нейтронные методы в комплексе с другими исследованиями используются также для определения затрубного движения воды, ревизии скважин старого фонда, контроля за выработкой основных объектов эксплуатации и поисков пропущенных нефтеносных пластов. В неперфорированных пластах определение ВНК после расформирования зоны проникновения и сохранения цементного кольца отсутствие циркуляции жидкости за колонной не вызывает затруднений

Контроль за разработкой перфорированных пластов с подошвенной водой заключается в определении текущего положения ВНК и в выяснении причин обводнения. Обводнение скважин через перфорационные отверстия возможно по следующим причинам: естественный подъем ВНК в процессе эксплуатации и достижением перфорационных отверстий, 2) подтягивание конуса подошвенной воды, 3) приток воды по прискважинной части коллектора через некачественное цементное кольцо, 4) вытеснение нефти вдоль напластования водой по наиболее проницаемым прослоям. Эти случаи поддаются изучению импульсными методами.

Обводнение нефтяных пластов опресненной водой существенно снижает эффективность разделения нефтеносных и водоносных пластов импульсными методами. При законтурном и внутриконтурном обводнении возможно горизонтальное перемещение нефти и пластовой воды. Это характерно в первую очередь для литологически неоднородных пластов. В результате ранее водоносные или обводненные пласты могут оказаться нефтенасыщенными, а высокоминерализованные пластовые воды — замещенными пресными. На диаграммах ИНК нефтеносные пласты, как и насыщенные преснойводой, будут отмечаться практически одинаковыми высокими показаниями.

Для решения этой задачи применяют различные приемы. Одни из них основаны на свойствах цементного камня аккумулировать хлор из пластовых вод и сохранять повышенное осолонение после замещения пластовой воды нефтью (отсутствие десорбции ионов хлора). При замещении пластовых минерализованных вод пресными происходит вымывание солей из цементного камня, что вызывает его опреснение. Сохранение осолоненного цемента против нефтеносного пласта при используемых задержках t_a мало влияет на показания ИНК, и пласт отмечается максимальными значениями. Слой цемента имеет превалирующее влияние на показания НГК и НК-Т из-за малого радиуса исследования, и его осолонение приведет к тому, что независимо от характера насыщенности пласт зафиксируется как водоносный. Это различие в показаниях стационарных и импульсных методов положено в основу как для оценки характера насыщенности, так и выявления наличия затрубного движения воды.

Решение этой задачи возможно также путем комплексирования импульсных нейтронных методов с другими геофизическими исследованиями (термометрией, дебитометрией, плотнометрией, влагометрией, резистивиметрией и т. п.).

По данным гамма-каротажа возможно получить дополнительную информацию о характере обводнения нефтегазоносного пласта и об источнике обводнения как в случае отсутствия поддержания пластового давления нагнетанием воды в пласт, так и при поддержании пластового давления водой любой минерализации. Использование данных гамма-каротажа для решения этих задач базируется на том, что подошвенные и приконтурные воды нефтяных залежей, как правило, обладают повышенной радиоактивностью. В этих водах содержание радия на два-три порядка выше, чем в водах пе­риферийных водоносных пластов и в нефтях. Однако концентрация радия в подошвенных водах не настолько высока, чтобы оказать заметное влияние на естественную радиоактивность горной породы. В связи с этим общая радиоактивность горной породы, фиксируемая по диаграмме гамма-каротажа, мало зависит от радиоактивно­сти флюида и в основном определяется радиоактивностью твердой фазы породы.

Более активное проявление повышенной радиоактивности вод продуктивных горизонтов возможно при обводнении скважины в результате затрубной их фильтрации между цементом и колонной или по трещинам цементного камня. Цементный камень обладает большой ионной емкостью и содержит в своем составе сильные сорбенты — окислы железа, алюминия и кремния. Радий, как и его химический аналог барий, обладая высокой адсорбцион­ной активностью, способен адсорбироваться на поверхности це­мента в виде радиобарита при контакте с ним радиоактивных вод. В результате удельная концентрация радия в цементе на интер­вале передвижения пластовой воды по затрубному пространству отмечается радиогидрохимической аномалией, которая фикси­руется повышенными показаниями на диаграмме ГК.

3. Определение газонефтяного контакта ГНК

Определение газонефтяного контакта ГНК (услов­ной границы, выше которой при эксплуатации получают нефть со сво­бодным газом, ниже — нефть без свободного газа) осуществляется в неперфорированном интервале пласта по кривым радиоактивного ка­ротажа (НГК, НК-Т, ГГК, ИНК). Наиболее часто для этой цели при­меняются стационарные методы нейтронного каротажа НГК, НК-Т. Газоносный пласт отличается от нефтеносного и водоносного, заполненного пресной водой, меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью. Это приводит к повышению показаний НГК, НК-Т и ГГК против газоносной части пласта и способствует контролю за продвижением ГНК.

На кривой ИНК газонасыщенная часть пласта отмечается повышением показаний (увеличением времени жизни тепловых нейтронов) по сравнению с показаниями против нефтенасыщенной или водонасыщенной (независимо от концентрации соли в воде) частей пласта. Положение ГНК устанавливают сравнением двух измерений НГК, НК-Т, ГГК или ИНК, выполненных в разное время. По смещению одной кривой относительно другой судят об изменении положений ГНК во времени. Более надежные результаты при этом получают в обсаженных скважинах после истечения времени, достаточного для расформирования зоны проникновения и установления в пласте естественного режима распределения флюида.

Уменьшение пластового давления ниже давления насыщения газом, как и прорыв газа из газовой шапки, сопровождается резким увеличениемгазового фактора добываемой нефти на уровне интер­вала перфорации. Для определения места прорыва газа сравнивают кривые НГК или НК-Т, зарегистрированные в действующей сква­жине, с этими же кривыми, полученными в период ввода скважины в эксплуатацию

1. Какие используются мероприятия ГИС по обнаружении аварий?

2. Цель определения ГНК?

Тема 9.1.Организация геофизических исследований.

1. Организация геофизических исследований

2. Промыслово-геофизическое оборудование

3. Определение глубин

4.Автоматические каротажные станции

5. Проведение спуско-подъемных операций

1. Организация геофизических исследований

Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин производят по заказам геологических служб контор бурения и промыслов. Рациональный комплекс этих исследований для каждого района по представлению геофизического предприятия утверждает соответствующая геологическая служба.

Результаты геофизических исследований представляются заказчику в виде диаграмм электрометрии, микрозондирования, радиометрии, кавернометрии и т. п.; результаты измерений кривизны скважины — в виде таблиц инклинограмм.

При определении высоты подъема цемента, мест притока или поглощения жидкости, мест затрубной циркуляции, положения ВНК, а также при контроле гидравлического разрыва и солянокислотной обработки и при определении температуры в скважине геологической службе представляются комплект диаграмм, или наиболее характерные диаграммы, и объяснительная записка. Результаты бокового электрического зондирования выдаются в виде комплекта диаграмм и письменного заключения. После интерпретации геофизических материалов по каждой скважине представляется письменное заключение, содержащее: сведения о коллекторах, выделенных в разрезах скважин; оценку их нефтегазоносности; рекомендации по отбору грунтов грунтоносами и рекомендации по опробованию пластов. Заключение по боковому электрическому зондированию дается вместе с общим заключением.

Качество геофизических измерений определяют по величине расхождения полученных данных, по сравнению с данными, полученными при повторных измерениях с другой аппаратурой или при повторных выездах. Данные наблюдений можно сопоставлять при сохранении условий измерений и измеряемых величин. Половина величины расхождений принимается за погрешность измерений.

Допустимы следующие значения погрешностей **:

а) при измерениях кажущихся сопротивлений — менее 5% от измеряемой величины; при этом максимальное смещение нулевой линии кривой или ее отдельных участков не должно быть более 1 мм, а смещение по глубине между отдельными кривыми электрических методов не должно превышать 1 мм в масштабе диаграмм;

б) при записи кривой СП — менее 5% от максимальной амплитуды СП; при этом смещение условной нулевой линии кривой СП за счет поляризации электродов не должно превышать 10 мв на 100 м разреза скважины;

в) при проведении радиоактивных исследований — менее 5% от измеряемой величины и менее 3% от максимальной амплитуды отклонения кривой; максимальное смещение нулевой линии или отдельных ее участков не должно быть больше 2 мм,

г) при измерениях диаметра скважины — менее 1,5 см;

д) при измерениях угла и азимута искривления скважин — меньше погрешностей, указанных в таблице:

е) при определении абсолютного значения температур по термограммам — менее 0,5° С и относительного значения температур — менее 0,1° С; при определениях по термограммам ОЦК погрешности удваиваются.

2. Промыслово-геофизическое оборудование

Для выполнения геофизических исследований скважин и опреде­ления глубин залегания объектов производственные партии осна­щены специальным оборудованием: каротажными станциями, состоящими из подъемника и лаборатории каротажно-перфораторными самоходными подъемниками; каротажным кабелем; источниками тока и др.

Грузонесущие геофизические кабели рассчитаны на номиналь­ное переменное напряжение до 660 В и предназначены для геофи­зических исследований и прострелочно-взрывных работ в скважи­нах, бурящихся на нефть, газ, руду, уголь и другие полезные ис­копаемые. Они служат для спуска в скважину глубинных при­боров и обеспечения их связи с наземной аппаратурой, неся при этом механическую нагрузку.

Для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин в настоящее время наибольшее распространение получили бронированные кабели. Они позволяют выполнять все виды геофизиче­ских работ в самых различных скважинных условиях. В одножиль­ном бронированном кабеле медные и стальные проволоки малого диаметра скручены в одну жилу и покрыты резиновой (фторопла­стовой, полиэтиленовой) изоляцией и хлопчатобумажной оплеткой.

В многожильных бронированных кабелях (трехжильном, семи­жильном) изолированные жилы скручены вместе и запрессованы в резиновый шланг, поверх которого наложена броня из двух по-вивов стальной проволоки.

Бронированные кабели имеют следующие существенные преи­мущества по сравнению с оплеточными и шланговыми: меньший диаметр при равном усилии на разрыв, большую плотность и лучшую проходимость в скважинах с промывочной жидкостью большой плотности и вязкости; более длительный срок эксплуатации и меньшую стоимость изготовления и др. К числу недостатков бронированных кабелей относятся трудность его ремонта (отыска­ние мест нарушения изоляции и сращивание кусков кабеля).

ЗОНДЫ, ЭЛЕКТРОДЫ, ГРУЗЫ

Под зондом электрического каротажа понимается измерительное устройство, опускаемое в скважину, при проведении электрического каротажа, содержащее измерительные и токовые элек­троды. Их число и расстояние между ними в многоэлектродном зонде определяются комплектом зондов, используемых при выпол­нении записей с комплексным скважинным прибором. Верхний конец многоэлектродного зонда соединяется с кабелем, нижний— вводится в глубинный прибор (прибор КСП или коробку БКЗ). Механическое и электрическое соединение зонда с кабелем осущест­вляется с помощью стандартных кабельных наконечников и зондовых головок, которые могут быть двух типов: для бронированных и небронированных кабелей.

Электроды изготавливаются из свинцового провода диа­метром 5—6 мм с сердцевиной из стальных проволок, служащих для увеличения прочности. Свинец обеспечивает более устойчи­вую электродную разность потенциалов на контакте с промывоч­ной жидкостью по сравнению с другими металлами (медь, латунь, железо).

Грузы подвешиваются к зонду или к легким глубинным при­борам для обеспечения надежности их спуска в скважину. Приме­няют грузы свинцовые и чугунные, которые поддаются разрушению в случае оставления их на забое. Свинцовый груз представляет со­бой цилиндрическую болванку, внутри которой имеется каркас, выполненный из фасонного стержня или металлической трубы с отверстиями. Чугунные грузы состоят из фасонных колец, собранных на центральном стержне. Если при спуске кабеля в сква­жину одного груза окажется недостаточным, присоединяют не­сколько грузов.

Блок-баланс служит для направления кабеля в скважину, с его помощью горизонтальное движение кабеля преобразуется в вертикальное. При исследовании скважин с необорудо­ванным устьем применяются блок-балансы, которые могут кре­питься к фланцу обсадной колонны или к муфте бурильных труб. С осью ролика через шестерни связаны датчик глубин и механиче­ский счетчик оборотов, устанавливаемые на щеках блок-баланса.

Для контроля за натяжением кабеля на блок-балансе устанавливается датчик натяжения — пружинный, тензометрический или индуктивно-пружинный динамометр, связанный с индикатором натяжения, шкала которого градуируется в единицах силы (кН). Блок-баланс устанавливают над устьем скважины так, чтобы ка­бель, проходя по желобу ролика, попадал в центр устья скважины. Спуск и подъем кабеля в скважину производится с помощью лебедки. Основными ее частями являются рама, барабан, на который наматывается кабель, привод барабана, тормоз, коллектор и кабелеукладчик. Барабан выполнен из немагнитной стали и состоит из цилиндра и двух щек. На одной щеке смонтировано колесо цепной передачи, на другой — храповое колесо, фиксирующее ба­рабан с помощью собачки при остановках лебедки. Вращение ба­рабана обычно производится от ходового двигателя автомобиля че­рез коробку отбора мощности и двухскоростной редуктор.

Скорость вращения барабана лебедки регулируется при помощи коробки передач, редуктора и числом оборотов двигателя. Лебедка снабжена ленточными тормозами, включающимися с помощью ры­чага и тяги. Коллектор служит для подключения измерительной схемы каротажной станции к жилам и бронированной оплетке кабеля, намотанного на барабан.

3. Определение глубин

Определение глубин залегания изучаемых объектов (местопо­ложения зонда, прибора, аппарата) при геофизических исследова­ниях скважин производится по длине спущенного кабеля. Точное измерение длины кабеля, спущенного в скважину, осуществляется путем нанесения на него через определенные расстояния (10—40 м) магнитных меток.

Кабель в скважине испытывает натяжение, под действием которого его длина увеличивается. Величина этого натяжения зависит от собственного веса кабеля и скорости его движения, веса при­бора, плотности и вязкости промывочной жидкости и др.

В связи с этим разметку кабеля и проверку положения меток необходимо выполнять при условиях, близких к условиям работы кабеля в скважине. Наиболее часто кабель размечают с помощью автоматической разметочной установки в стационарных условиях. Стационарная разметочная установка состоит из перемоточной лебедки, динамометра для определения натяжения и собственно разметочного устройства. Разметочное устройство включает электромагнит для нанесения меток, меткоуловитель, стирающую го­ловку и электронное устройство для управления их работой.

Мерная база установки (расстояние между электромагнитом и меткоуловителем) составляет 20 м и промеряется мерной стальной лентой с погрешностью ± 0,02 %. Если кабель не находился в экс­плуатации, то перед разметкой его несколько раз опускают в сква­жину с тяжелым грузом, чтобы свести до минимума искажение глу­бин за счет необратимого удлинения (необратимое удлинение но­вого кабеля может достигать 2—3 м на 1 км).

Более точные результаты получают при автоматической раз­метке кабеля во время его движения в скважине. В этом случае магнитные метки наносятся на кабель в процессе его спуска или подъема (в зависимости от вида работ) при фактически действующих натяжениях.

Разметка кабеля оформляется соответствующим актом. Длина спущенного в скважину кабеля (глубина положения зонда, прибора) отсчитывается от точки отсчета глубин. При исследованиях нефтяных и газовых скважин за точку отсчета глу­бин обычно принимают уровень стола ротора (реже пол буровой). Если на скважине отсутствует бурильный станок, то за точку от­счета можно принять уровень земной поверхности или фланца об­садной колонны.

Ориентировочная глубина положения зонда (прибора) в скважине определяется по показаниям механического счетчика глубин, на котором перед спуском кабеля устанавливают глубину, равную цене первой метки. Погрешность в определении глубин при каро­таже не должна превышать: для скважин глубиной до 1 км — 1м; от 1 до 2 км — 1,5 м; от 2 до 3 км — 2 м; от 3 до 4 км — 2,5 м; от 4 до 5 км — 3 м; от 5 до 6 км — 4 м и свыше 6 км — 5 м.

Величина фактической погрешности в определении глубин обычно оценивается как половина расхождения в глубинах по результатам повторных измерений.

Точность определения глубины спуска перфоратора (грунто­носа, торпеды) должна быть выше, чем при каротаже. Допустимая по­грешность в глубинах при перфорации и отборе грунтов 0,3 м на 1 км. Для обеспечения такой точности необходимо заведомо озна­комиться с условиями определения глубин, применять соответст­вующий кабель, тщательно измерять его длину с учетом натяже­ния при спуско-подъеме.

Для проверки подготовленности ствола скважины к простре-лочно-взрывным работам, оценки состояния и длины кабеля, его разметки, отбивки забоя, а также проверки работоспособности индикаторов, приборов подъемника и др. сначала производят проб­ный спуск кабеля с контрольным шаблоном. В процессе его подъема производят привязку индикаторных приборов к естественным или искусственным контрольным реперам в скважине, в качестве ко­торых в открытом стволе могут быть четко выраженные характер­ные показания на кривых ПС, ГК, а также радиоактивные пули, устанавливаемые в зоне отстрелов или взрывов. В колонне труб в качестве контрольных реперов обычно используются муфтовые соединения, магнитные метки, радиоактивные пули и характерные показания на кривых РК.

Номера меток, контрольные реперы и соответствующие им глубины по показаниям счетчиков указывают в Акте промера кабеля.

Для установки перфоратора (торпеды) на заданной глубине наиболее часто пользуются муфтами обсадной колонны или магнитными метками. В этом случае при пробном спуске производят одновременную регистрацию кривой радиоактивного каротажа и локатора муфт (магнитных меток). На полученных диаграммах отмечают интервал перфорации или глубину установки торпеды. Погрешность в установке перфоратора (грунтоноса, торпеды) на заданной глубине, таким образом, не превышает + 0,3—0,5 м и, что очень важно, не зависит от глубины проведения прострелочно-взрывных работ.

Источник