Метод индукционной резистивиметрии

Индукционная резистивиметрия применяется:

- для определения состава флюидов в стволе скважины;

- выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое;

- установления мест негерметичности колонны;

- разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий;

- определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси.

Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости.

Физические основы метода.

Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного электрического сопротивления или проводимости.

Аппаратура.

Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух – возбуждающей и приемной – тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика.

Существуют две модификации резистивиметров:

а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназначенные для измерения удельной проводимости;

б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

Прибор комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке

«приток – состава».

 

Метод термокондуктивной дебитометрии

Метод термокондуктивной дебитометрии применяют:

- для выявления интервалов притоков или приемистости флюидов;

- установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;

- для оценки разделов фаз в стволе скважины.

Недостатки метода связаны с ненадежностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения (повышенная чувствительность к радиальной составляющей потока), температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока.

Физические основы метода

Сущность метода заключается в измерении температуры перегретого относительно окружающей среды датчика. При изменении относительной скорости датчика и потока жидкости увеличивается теплоотдача от датчика в окружающую среду и соответственно уменьшается электрическое сопротивление датчика. По мере охлаждения чувствительность к притокам ослабевает, поэтому оптимальный интервал записи по глубине не должен превышать 100м. Лучше всего по СТИ отбивается нижний работающий пласт. Перегрев в современных датчиках составляет 5 градусов, но для четкого определения работающих интервалов перегрев датчика должен быть около 25 градусов. На показания метода оказывает влияние состав жидкости работающего пласта.

Поскольку коэффициент теплоотдачи от датчика в воде в 2 раза меньше, чем в нефти, то при переходе из воды в нефть происходит разогрев, на термодебитограмме можно увидеть границу перехода воды к нефти. В случае, если в подошве пласта - вода или смесь с водой – ступеньки нет).

Измеряемая величина – электрическое сопротивление, единица измерения – Ом.

Аппаратура

Термокондуктивный дебитомер представляет собой один из видов термоанемометров – термокондуктивный анемометр, работающий в режиме постоянного тока. Термодатчиком в приборе служит резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Величина приращения температуры термодатчика, позволяющая судить о скорости потока, определяется по измерениям приращения либо сопротивления датчика (прибор СТД-2), либо частоты, когда, датчик включен в частотно-зависимую схему (прибор ТЭД-2).

Метод барометрии

Метод барометрии применяют:

- для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты;

- определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления;

- оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси.

Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока.

Физические основы метода

Барометрия основана на изучении влияния давления или градиента давления по стволу скважины или во времени.

Аппаратура

Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией, которые опускают в скважину на скребковой проволоке или геофизическом кабеле (с последующей установкой в заданном интервале) или в составе пластоиспытателя и дистанционные с передачей данных измерений по геофизическому кабелю.

Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные.

Прибор барометрии применяют в сборке приборов «прито – состав».

Метод шумометрии

Метод акустической шумометрии применяют:

- для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами;

- определять интервалы заколонных перетоков газа;

- для выявления флюидов, поступающих из пласта.

Ограничения связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.

Физические основы метода

Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды.

Аппаратура

Чувствительным элементом акустической шумометрии является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), расположенный в отдельном модуле сборки «приток - состав» или конструктивно совмещённый с одним из приёмников акустической цементометрии (в последнем случае измерения проводят отдельной спускоподъёмной операцией при выключенном излучателе).

Метод плотностнометрии

Плотностной гамма-каротаж применяют:

- для определения состава жидкости в стволе скважины;

- выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения метода заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины.

Физические основы метода

Гамма-гамма-плотностнометрия основана на регистрации интенсивности проходящего через скважинную среду излучения от ампульного изотопного гамма-источника. Интенсивность регистрируемого излучения определяется поглощающими свойствами скважинной среды и находится в обратной зависимости от плотности смеси в стволе скважины.

Аппаратура

Измерительный зонд ГГК содержит ампульный источник и детектор гамма-излучения. Зонд в процессе исследований плотности потока в скважине – центрируется.

Комплексируют в одном приборе с ГК, в сборке - с другими методами оценки «приток –состав».

Метод меченого вещества

Методом меченого вещества решаются следующие задачи:

- выявление затрубных циркуляций, поглощающих (отдающих) пластов, нарушений герметичности колонн;

- определение профиля приемистости и работающих мощностей с целью контроля за работой нагнетательных скважин, получения исходных данных и контроля за результатами воздействия на призабойную зону с целью интенсификации закачки воды или добычи нефти (гидроразрыв, кислотная или термическая обработка и т.д.);

- выявление обводненных интервалов разрабатываемых нефтяных пластов, положения водонефтяного контакта и оценка остаточной нефтенасыщенности прискважинной части пласта;

- выявление гидродинамической связи между отдельными пластами по площади месторождения;

- определение скорости и направления движения закачиваемого флюида.

Физические основы метода

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

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

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

Аппаратура

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

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

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