Скважинная плазменно-импульсная технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений

Комплекс методов состав / приток

Термометрия

Термометрия действующих скважин (высокочувствительная термометрия) отличается от традиционной термометрии (геометрия, метод закачки жидкости с контрастной температурой) тем, что измерения проводятся в процессе работы скважины и исследуются тепловые аномалии, обусловленные термодинамическими эффектами при движении флюидов в пласте и стволе скважины. Исследования сводятся к спуску термометра в продуктивный интервал и регистрации распределения температуры вдоль ствола скважины с обязательным перекрытием зумпфа и приема НКТ. Желательно, чтобы прием НКТ был поднят на 40-50 метров выше кровли верхнего перфорированного пласта. В действующей скважине с квацистационарным тепловым полем обязательно регистрируется повторная термограмма и несколько термограмм в остановленной скважине. Масштаб записи температуры 0.05 ⁰С/см.

Интерпретация термограмм заключается в выявлении и анализе температурных аномалий. Анализ начинают с зумпфа. При наличии участка ненарушенной геотермы (в действующей скважине обычно на расстоянии 10 м от подошвы нижнего работающего пласта) определяют градиент температуры. Корреляция градиентов температуры с разрезом свидетельствует об отсутствии движения жидкости в скважине и заколонном пространстве по данным термометрии. Заключение по результатам исследований скважины выдается по данным всего комплекса (локация муфт, плотнометрия, ГК, механическая и термокондуктивная дебитометрия, влагометрия, резистивиметрия).

o диагностика состояния насосно-подъемного оборудования;

o выявление обводненных интервалов по эффекту охлаждения пласта закачиваемыми водами;

o определение интрвалов разгазирования и поступления газа.

Термометрия позволяет получить информацию о пластах, перекрытых НКТ и о работе пластов, недоступных исследованию в действующей скважине (по измерениям в остановленной скважине после извлечения из нее оборудования). После регистрации термограмм, не поднимая прибор из интервала исследований проводится первичная оценка качества материала. В качестве критериев используются уровень случайных помех (не должен превышать 0.02 ⁰С) и качество воспроизведения аномалий на основной и повторной диаграммах (расхождение диаграмм не должно быть более 0.1 ⁰С по большинству точек, общий характер изменения температуры должен повторяться с высокой точностью). Может быть установлен масштаб записи термометрии в 0.02 ⁰С/см.

Измерение температуры в интервале продуктивных пластов проводится на спуске. Скорость движения термометра зависит от постоянной времени датчика. Поскольку постоянная времени, определенная в лабораторных условиях, не всегда совпадает с реальным значением в скважине, рекомендуется писать со скоростью не более 200 м/час. Распределение температуры по стволу добывающей скважины определяется следующими факторами:

o изменение температуры флюида при фильтрации в пласте (баротермический эффект);

o естественное тепловое поле Земли;

o эффект калориметрического смешивания восходящего по колонне потока с поступающим из пластов флюидом;

o теплообмен между потоком жидкости в стволе скважины и окружающими породами.

Кроме них, на распределение температуры влияют расход и состав флюида, структура и направление потока. К настоящему времени определялись следующие задачи, которые могут решаться высокочувствительной термометрией:

o выделение интервалов притока (приемистости), в том числе и слабоработающих перфорированных пластов;

o выявление заколонных перетоков из неперфорированных пластов;

o определение притоков в скважину из мест негерметичности обсадной колонны.

Барометрия

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

Применяют для определения абсолютных значений забойного или пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты, определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления, оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси (совместно с другими методами «притока-состава»).

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

Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией и дистанционные. Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные. Конструкция глубинных манометров должна обеспечивать измерение статической составляющей полного давления (за исключением интервалов интенсивного притока флюидов в ствол, где возможно влияние радиальных струй).

Гамма-каротаж

Принцип гамма-каротажа (ГК) основан на регистрации скважинными приборами естественной радиоактивности горных пород слагающих разрез скважины.

Естественной радиоактивностью называется самопроизвольный распад ядер некоторых химических элементов слагающих горные породы. Естественная радиоактивность слагается из способности горных пород испускать альфа-, бета- и гамма-излучение. Глубина проникновения альфа-излучения в горных породах составляет первые десятки микрон, бета-излучения - первые миллиметры, а гамма-излучения - от 30 до 40 см. Следовательно, с точки зрения изучения разрезов скважин только гамма-излучение представляет практический интерес.

Величина естественной радиоактивности горных пород определяется в основном содержанием в них трех основных химических элементов: урана, тория и изотопа калия-40.

Основная задача в добывающих и нагнетательных скважинах - корреляция разрезов скважин (привязка по глубине).

Влагометрия

Для выделения интервалов поступления воды в скважину, для определения состава флюидов в стволе скважины и установления мест негерметичности обсадной колонны широко применяются влагомеры. Материалы и теоретические расчеты показали, что верхний предел количественного определения влагосодержания ограничивается 50%. При обводнении свыше 50% аппаратура позволяет лишь качественно выделять водоотдающие интервалы. Существует две разновидности глубинных влагомеров, обладающих различными методическими возможностями: пакерные и беспакерные влагомеры. В беспакерном приборе через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, поэтому беспакерные влагомеры работают на качественном уровне. В пакерном влагомере через датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает эффективность прибора.

Основным недостатком всех влагомеров является зависимость их показаний от свойств нефти, воды и водонефтяных смесей, которые зависят от температуры, давления, газонасыщения и могут изменяться по площади и толщине даже одного нефтяного горизонта, что при качественной оценке компонентого состава смеси требует проведения больших тарировочных работ по построению градуировочных зависимостей с учетом всех мешающих факторов.

Резистивиметрия

Применение резистивиметров основано на измерении электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины, позволяющих выделить гидрофильную (нефть в воде) и гидрофобную (вода в нефти) составляющие и устанавливать положение водонефтяного раздела в скважинах (ВНР).

Исследования индукционным резистивиметром позволяют определить удельную проводимость среды в колонне, положение нефтеводораздела границу перехода гидрофильной среды в гидрофобную, границы зон гидрофильных водонефтяных смесей с различной концентрацией нефти в воде, границы изменения минерализации воды в колонне. Полученная информация обеспечивает выделение слабых притоков нефти в скважину при содержании воды в колонне более 50% и определение мест поступления воды в колонну различной минерализации. Учитывая высокую чувствительность метода к небольшим притокам нефти, индукционный резистивиметр следует применять как метод для выявления слабых притоков нефти через «застойную» воду, как индикатор типа эмульсии.

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

Расходометрия

Расходометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. При контроле разработки нефтяных месторождений применяются две модификации метода - гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследования действующих скважин.

Механическая расходометрия предусматривает определения скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Применяют как основной метод для:

- выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах;

- оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах;

- определения поинтервальных и суммарных дебитов;

- выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины.

Выполняют в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах.

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижение точности измерений при многофазном притоке и многокомпанентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений.

Каждый комплект расходомера должен быть снабжен градуировочной характеристикой, представляющей собой зависимость показаний прибора от объемного расхода жидкости (мі/сут). Градуировка расходомера производится на воде, на специальном гидродинамическом стенде. Одновременно определяется коэффициент пакеровки прибора и его стабильность. Стабильность характеристик прибора и их соответствие градуировочному графику контролируется в промысловых условиях по результатам сопоставления суммарных дебитов (расходов) скважин, определенным по данным расходомера и в замерном устройстве на поверхности. Расхождение между ними не должно быть более 20%. При этом дебит (расход скважины), измеренный на поверхности, должен быть приведен к забойным условиям и погрешность его определения не должна превышать 10%. Если расхождения в суммарных дебитах превышают 20%, необходима повторная градуировка расходомера на гидродинамическом стенде.

Программа работ для установления распределения суммарного дебита по пластам предусматривает точечные измерения и запись непрерывной кривой. В начале проводятся точечные измерения в перемычках между исследованными пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации. Число точек в каждом интервале исследований должно быть не менее 5, расстояние между ними 0.2-2 м. Расхождения между измерениями в одной точке в перфорированном участке не должны превышать 5%.

Для определения отдающих (принимающих) интервалов перфорированного пласта записывается непрерывная диаграмма в интервалах перфорации и в 10-20 м участках ствола, прилегающих к ним.

В скважинах, дающих чистую нефть или только воду, результаты измерения дебитом являются достаточными для установления места притока жидкости в скважину и характера насыщения соответствующих интервалов в случае, когда нет затрубной циркуляции, прорыва нагнетаемых вод и целостность колонны установлена.

В скважинах, дающих нефть с водой, исследования расходомерами не решают задачу по разделению на нефте- и водоотдающие интервалы, для этих целей должен применяться более расширенный комплекс геофизических методов. Эффективность использования расходометрии при исследовании скважин зависят от ее технического состояния в интервале перфорации. Расходограммы, полученные в скважинах, где продуктивный интервал был вскрыт перфораторами ПК-103, легко интерпретируются в интервалах перфорации - по ним можно построить профили отдачи или приемистости по всему отдающему или принимающему интервалу при условии целостности цементного камня за колонной.

Контроль за выработкой пласта предусматривает учет объема закачиваемой и добываемой жидкости из него, а также поинтервальное распределение отдачи и приемистости по толщине перфорированного интервала на количественном уровне.

Термокондуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюида термоанемометра с прямым или косвенным подогревом. Применяют для выявления:

- интервалов притоков или приемистости флюидов;

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

- для оценки разделов фаз в стволе скважины.

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

К достоинствам термокондуктивных расходомеров следует отнести:

- высокую чувствительность в диапазоне низких (менее 1 мі/сут) и средних дебитов, что позволяет выделить притоки жидкости, не фиксируемые гидродинамическими расходомерами.

- простота конструкции, что повышает его эксплуатационные качества.

Акустическая шумометрия

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

Применяют для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами; интервалов заколонных перетоков газа; выявления типа флюидов, поступающих из пласта.

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

Акустический шумомер является индикаторным прибором и не подлежит строгой калибровке. Его данные не пригодны для количественных определений.

Локатор муфт

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

Применяют для:

- установления положения замковых соединений прихваченных бурильных труб;

- определения положений муфтовых соединений обсадной колонны;

- точной привязки показаний других приборов к положению муфт;

- взаимной привязки показаний нескольких приборов;

- уточнения глубины спуска насосно-компрессорных труб;

- определения текущего забоя скважины;

- в благоприятных условиях - для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.

В локаторе муфтовых соединений обсадной колонны (ЛМ) для того, чтобы определить местонахождение муфты, используется принцип индукции. Локатор состоит из двух постоянных магнитов, разделенных измерительной катушкой, навитой на стальной сердечник. Два магнита располагаются обращенными друг к другу одноименными полюсами.

Это особое размещение магнитов (их полюсов) генерирует очень сильное магнитное поле. Так как ЛМ двигается в обсадной колонне, силовые линии магнитного потока остаются постоянными до тех пор, пока зонд не войдет в зоны, где резко изменяется толщина стенки трубы (муфта). Эта разность влияет на показания измерительной катушки, в которой индуцируется дополнительный ток. Ответный сигнал этого тока посылается на поверхность.

Этот эффект измерения магнитного поля применяют для обследования труб и локации местоположения муфтовых соединений.

Применяемая аппаратура и оборудование

Аппаратурный комплекс МЕГА-К (Рис. 4.3.) предназначен для проведения термогидродинамических исследований в действующих скважинах в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений.

Комплекс МЕГА-К обеспечивает проведение исследований в скважинах при температуре окружающей среды до 100С и гидростатическом давлении до 60 МПа с компьютеризованной каротажной станцией «МЕГА» и одножильным грузонесущем геофизическим кабелем до 5000 м.

В конструкцию аппаратуры заложен блочный принцип построения узлов механики и электронных схем.

Аппаратура представляет собой три блока (РАСХОД; СОСТАВ; ИНТЕРВАЛ), допускающих их сборку в различном сочетании и любой последовательности, электрически соединенных центральной транзитной жилой кабеля, кроме блока РАСХОД который в любом варианте сборки является конечным.

Аппаратура в полном составе сборки блоков имеет объединенное питание, подаваемое по кабелю и объединённую информационную сеть, сформированную на той же жиле кабеля.

В каждом блоке сборки аппаратуры установлена плата телеметрической системы. При включении питания аппаратуры все блоки объединяются в единую телеметрическую сеть и автоматически переходят в режим поочерёдной передачи данных.

Модуль «ИНТЕРВАЛ» предназначен для привязки интервалов либо выполнения комплекса в нагнетательных скважинах (при подключении модуля механического расходомера) и включает в себя следующий набор датчиков:

- датчик термометра - чувствительный термометрический элемент (терморезистор). Действие основано на изменении сопротивления металлического проводника с изменением температуры;

- датчик давления - мостовой тензопреобразователь Д100-2;

- локатор муфт, состоящий из двух постоянных магнитов и катушки, расположенной между ними, собранный на каркасе из немагнитного материала. Информационным параметром при осевой магнитной неоднородности колонны труб выступает наведённая ЭДС самоиндукции в катушке датчика ЛМ;

- датчик уровня естественного гамма-излучения - сцинтилляционный кристаллический детектор NaJ(Tl) СДН17 размером 18х160 с фотоэлектронным умножителем ФЭУ-102. Принцип работы электронной части прибора совместно с датчиком ГК основан на преобразовании квантов гамма-излучения в электрические импульсы с помощью сцинтилляционного детектора и далее преобразовании средней частоты этих импульсов в код.

Для проведения полного комплекса исследований по контролю за разработкой производят сборку модуля «ИНТЕРВАЛ» с модулем «СОСТАВ», включающего в себя:

- датчик влагомера представляет собой RC - генератор, в колебательный контур которого включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты;

- электромагнитный датчик резистивиметра представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух - возбуждающей и приемной - тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика. В датчике используется трансформаторный метод измерения электропроводности жидкости;

- датчик термокондуктивного расходомера СТД - чувствительный термометрический элемент с нагревателем работает по принципу термоанемометра. В нём установлен термочувствительный элемент (терморезистор) и резистор нагревателя. Сопротивление терморезистора в однородной среде обратно пропорционально средней линейной скорости потока, что позволяет в благоприятных условиях оценивать скорость потока и строить профиль притока или поглощения флюида;

- датчик уровня акустических шумов - пьезокерамический элемент, выполненный в форме втулки, жестко соединенный с корпусом блока. Пьезокерамический элемент работает в качестве приемника упругих волн звукового диапазона.

Конструкция обоих модулей предусматривает подключение к себе одного из модуля «РАСХОД» (механический беспакерный расходомер), предназначен для измерения расхода жидкости - состоит из корпуса с крыльчаткой, нижней штанги с грузом, фонаря (центратора), преобразователя с мостом (или приборной головкой). В преобразователе установлена электронная часть блока.

Крыльчатка установлена в корпусе на керновых опорах, состоящих из корундового конического подпятника типа ПКК 2,5хх0,15 и керна с радиусом сферы 0,05 мм. В верхней части корпуса установлены два магниточувствительных датчика, выводы которых соединены с платой, установленной в головке. В утолщенной части оси крыльчатки установлены два миниатюрных постоянных магнита. При вращении крыльчатки поля магнитов воздействуют на датчики, сигналы с которых поступают в электронной часть, установленную в преобразователе.

Принцип работы расходомера основан на определении скорости потока жидкости в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Измерение производится при спуске или подъеме в исследуемых интервалах, а также поточечно. Величина расхода флюида в данном сечении скважины (колонна диаметром 5 дюймов) определяется по зависимости частоты вращения аксиальной крыльчатки от расхода соосного с ней потока жидкости.

Список регистрируемых параметров и краткая характеристика измерительных каналов для полной сборки приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Параметр	Шифр	Канал	Точка записи, мм	Характеристики канала
Температура	TEMP	0	1070	Диапазон измерения: +5 - +120°C Пределы допускаемой абсолютной погрешности: 0.6°C
Давление	PRES	1	1050	Диапазон измерения: 0.1 - 60 МПа Пределы допускаемой абсолютной погрешности: 0.6 Мпа
Локатор муфт	CCL	2	750	Амплитуда выходного сигнала локатора муфт к фону: не менее 5:1
Температурная коррекция датчика давления	T1K	4	1050	Используется при расчете давления.
Естественная гамма активность за 0.8 с.	GR	15	250	Диапазон измерения мощности экспозиционной дозы Гамма-излучения: 0 - 100 мкР/ч Пределы допускаемой абсолютной погрешности: 5 мкР/ч.
СТД	STD	6	1415	Позволяет выделять притоки со скоростью течения 1 -50 см/с
Резистивиметр	RB	7	1305	Диапазон измерения: 0.05 - 50 Смм Пределы допускаемой абсолютной погрешности: 10%.
Шум НЧ Шум СЧ Шум ВЧ	NSL NSM NSH	8 9 10	1600 1600 1600	0.5 - 5 кГц 5 - 12 кГц 12 -20 кГц
Влагомер	WM	12	1415	Диапазон измерения: 0 - 100%
Расходомер	SPIN	12	2345	Пределы измерения: 0.6 - 30 мі/ч Порог чувствительности: 0.4 мі/ч

Комплекс методов определения текущего насыщения продуктивных пластов

Известно, что, несмотря на экономическую привлекательность, операции по возврату скважины на вышезалегающие пласты сопровождаются серьезными финансовыми рисками, если нет достоверной оценки текущего насыщения объекта перевода до постановки бригады капитального ремонта.

Методами, позволяющими определить текущее насыщение неперфорированного пласта, являются нейтронные методы исследования скважин: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и углеродно-кислородный каротаж (С/О каротаж). Применяя какой-либо из этих методов или их комбинацию, можно определить через обсадную колонну, каким флюидом насыщено поровое пространство исследуемого пласта.

Импульсный нейтрон-нейтрон каротаж

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж основан на многомерной регистрации нестационарных потоков тепловых нейтронов одновременно на двух зондах в скважинах любых категорий. За счет применения импульсных генераторов нейтронов измеряется пространственно-временное распределение тепловых нейтронов в скважинах, в результате чего достигается повышенная достоверность и однозначность решения традиционных задач нефтепромысловой и нефтеразведочной геофизики.

В ИННК применяется измерительная скважинная установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии (длина зонда) от него детектора нейтронов.

Принцип действия аппаратуры основан на облучении горных пород импульсами быстрых нейтронов и анализе временного распределения плотности тепловых нейтронов в зависимости от характера насыщения и элементного состава горных пород.

Принцип работы скважинного генератора нейтронов следующий. Мишень, представляющая собой один из легких элементов (дейтерий, тритий, бериллий, литий и др.), бомбардируется потоком ускоренных заряженных реакций ²D (d, n) ³He и ³T (d, n) ⁴He бомбардировки потоком ионов дейтерия (дейтонов) или трития.

Основными конструктивными узлами генератора нейтронов являются ускорительная трубка и источник питания высокого напряжения. Ускорительная трубка представляет собой стеклянный баллон, заполненный дейтерием (изотопом водорода ²Н).

Регистрируемыми характеристиками полей излучений в скважине являются скорости счета импульсов в узких временных окнах (32 мкс) для двух детекторов тепловых нейтронов расположенных на разных расстояниях от импульсного источника нейтронов энергией 14 МэВ. Временная база регистрации 32-1984 мкс. Частота срабатывания излучателя нейтронов жестко задана и составляет 20 Гц.

Управление работой прибора происходит путем подачи в 1-ю жилу кабеля положительных импульсов, формируемых ADSP 350h, при помощи одного плеча схемы «Манчестер» БУСП.

По запросу с компьютера (ADSP) станции производится запуск генератора нейтронов. Каждый импульс запуска начинает измерительный цикл, длящийся 200 мс. Цикл начинается с запуска трубки генератора нейтронов. Генератор испускает в течение 2 мкс быстрые нейтроны с энергией 14 МэВ. Взаимодействуя с окружающей средой нейтроны, замедляются до уровня тепловых энергий. Два детектора ближний (малый зонд) и дальний (большой зонд), зондовые расстояния соответственно L1=380 мм и L2=670 мм, регистрируют тепловые нейтроны. Двухзондовая конструкция прибора обеспечивает компенсацию скважинных условий. Измерительный цикл заканчивается передачей на ADSP станции зарегистрированных временных спектров (число импульсов за время 2048 мкс) для двух нейтронных детекторов.

Непосредственно измеряемыми параметрами являются величины обратные декременту временного затухания скорости счета импульсов для двух зондов ₁ и ₂ в интегральном временном окне от заданной начальной задержки до конца временной базы регистрации (время жизни тепловых нейтронов) и скорости счета импульсов в том же временном окне (только для ручной настройки).

В станции МЕГА реализовано одновременно два варианта измерения:

1. Автоматическое определение параметров ₁ и ₂ с временными задержками 256 и 512 мкс.

Таблица 4.2

Шифр параметра		Задержка, мкс.	Зонд
TP11	1	256	Малый зонд
TP21	2	256	Большой зонд
TP12	1	512	Малый зонд
TP22	2	512	Большой зонд

2. Определение параметров ₁ (TP1) и ₂ (TP2) и скоростей счета INT1, INT2 в каналах малого и большого зондов с временными задержками, установленными оператором. Параметры SPC1 и SPC2 являются спектрами распределения импульсов во всем временном окне регистрации по малому и большому зонду.

Дифференциация пород, определение нефтенасыщенности и пористости осуществляется по основным нейтронным параметрам среднему времени жизни и коэффициенту диффузии тепловых нейтронов. Как известно, нефть и пресная вода обладают близкими значениями времени жизни тепловых нейтронов ( _н = 206 мкс, _в = 204 мкс), но с увеличением концентрации NaCl, в пластовых водах до 50 г./л среднее время жизни нейтронов в воде уменьшается до 100 мкс [16], на этом различии нейтронных параметров основана методика определения нефтенасыщенности ИННК. Оценка коэффициента нефтенасыщенности К_н пластов методом ИННК возможна, по оценкам различных авторов, при выполнении следующих условий:

· минерализация пластовой воды не менее 3070 г./л NaCl; с уменьшением минерализации вод точность определения Кн уменьшается;

· отсутствие зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости и восстановление минерализации пластовой воды в этой зоне до первоначального или до известного значения.

Уровень минерализации пластовой воды по NaCl является определяющим фактором достоверной оценки насыщенности пластов. По данным различных источников определение Кн методами ИННК осуществляется при Кп=1015% (если С_в=200ч250 г./л NaCl) и Кп=1520% (если С_в=100ч150 г./л NaCl). В неглинистых высокопористых коллекторах оценка Кн возможна при минерализации С_в=30ч70 г./л NaCl.

Для Западной Сибири характерны как раз низко минерализованные пластовые воды, что ограничивает применение ИННК с целью разделения нефти и воды. Однако ИННК весьма отчетливо позволяет определить газонасыщенные интервалы пластов-коллекторов. Многие залежи нефти в Западной Сибири, в том числе на Приобском месторождении, имеют газовые шапки, кроме того, нефть имеет высокий газовый фактор. В процессе эксплуатации пластовое давление залежи снижается, и растворенный газ выделяется в свободную фазу, образуя тем самым техногенные газовые залежи. Так как при эксплуатации нефтяного пласта прорыв в скважину газа из вышерасположенных интервалов осложняет процесс добычи и крайне нежелательно, то применение ИННК весьма целесообразно при исследовании объектов с вероятностью наличия газонасыщенных прослоев.

Краткие технические характеристики прибора АИНК-43:

- длина, мм 3200

- диаметр, мм 43

- максимальное раб давление, МПа 100

- диапазон раб температур +5…+120С

- масса скважинного прибора, кг 15

- длина секции излучателя нейтронов 1800 мм

- длина секции блока регистрации 1725 мм

Углеродно-кислородный каротаж

Как известно, при облучении горных пород быстрыми нейтронами последние испытывают различные взаимодействия с ядрами вещества, передавая им часть своей энергии. В процессе замедления до энергии теплового движения атомов (Е1·10 ^-2 эВ), происходят упругие и неупругие рассеяния нейтронов на ядрах атомов, кроме того, тепловые нейтроны участвуют в процессах термализации, процессах диффузии и, наконец, поглощаются ядрами.

В результате первых соударений (1-2 акта) наиболее вероятным взаимодействием является неупругое рассеяние, при этом нейтроны замедляются до энергии ~1 МэВ, передавая большую часть энергии на возбуждение ядра-мишени. Вероятность неупругого рассеяния тем выше, чем выше энергия нейтронов. Возврат ядра-мишени из возбуждённого состояния происходит за 10^-14 с и сопровождается вторичным гамма-излучением, которое называется гамма-излучением неупругого рассеяния (ГИНР). Спектр ГИНР является индивидуальной характеристикой ядра.

Дальнейшее замедление нейтронов происходит в процессе упругого рассеяния, при котором кинетическая энергия нейтрона до соударения переходит в кинетическую энергию нейтрона и ядра-отдачи после соударения, эти процессы продолжаются до достижения нейтроном тепловой энергии. Наибольшим сечением упругого рассеяния обладает водород, его присутствие в окружающей среде играет основную роль в процессе замедления. Упругое рассеяние не сопровождается гамма-излучением.

Замедлившись до тепловой энергии, нейтроны захватываются ядрами элементов горных пород. Последствием радиационного захвата теплового нейтрона почти всегда является немедленное (10^-23 с) излучение гамма-квантов (ГИРЗ).

Спектр ГИРЗ также является индивидуальной характеристикой ядра. Реже захват тепловых нейтронов приводит к активации ядра оно становится радиоактивным с некоторым периодом полураспада.

Энергия связи большинства породообразующих элементов составляет 78 МэВ, следовательно, при радиационном захвате тепловых нейтронов возникает жесткое гамма-излучение. При поглощении одного теплового нейтрона испускаются 34 гамма-кванта.

Процесс замедления быстрых нейтронов в результате упругих и неупругих взаимодействий длится порядка нескольких первых микросекунд, таким образом, через несколько микросекунд после облучения вещества быстрыми нейтронами (вспышка) возникает излучение радиационного захвата. Время жизни тепловых нейтронов в типичных разрезах нефтегазовых скважин колеблется от 100 до 500 мкс, следовательно, во время вспышки тепловые нейтроны от предыдущих вспышек, а также те нейтроны, энергия которых приблизилась к энергии теплового движения во время вспышки, продолжают генерировать гамма-излучение захвата. При регистрации спектров ГИНР гамма-излучение радиационного захвата является фоновым. Фоновую составляющую спектров измеряют при выключенном генераторе нейтронов («фоновая пауза»). Таким образом, для получения «чистых» спектров ГИНР необходимо регистрировать спектр ГИРЗ и вычитать его из измеренных спектров ГИНР.

Ввиду сложности спектров ГИНР и ГИРЗ ограничимся рассмотрением тех элементов горных пород и насыщающих их флюидов, присутствие которых имеет основное значение для решения поставленной задачи, в первую очередь элементы С, О для определения присутствия углеводородов, и Ca, Si как основные элементы, характеризующие состав горных пород (известняк, песчаник). Для основных породообразующих элементов в таблице 4.3 приведены: энергии порога неупругого рассеяния E_пор, а также наиболее характерные энергетические линии ГИНР и ГИРЗ.

Данные, приведённые в таблице 4.3, позволяют сделать следующие выводы:

· характерные энергетические линии ГИНР и ГИРЗ основных породообразующих элементов лежат в пределах 18 МэВ это позволяет ограничить диапазон регистрируемых энергий шкалой до 10 МэВ;

· пороговая энергия ГИНР для углерода и кислорода составляет 4.8 и 6.44 МэВ, следовательно, для возбуждения реакции неупругого рассеяния необходимо применение излучателя нейтронов с энергией более 6.44 МэВ.

Таблица 4.3. Основные породообразующие элементы и их характеристики гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов

Элемент	Среднее содержание в горных породах, %	Eпор, МэВ	Энергия ГИНР, МэВ	Энергия ГИРЗ, МэВ
12C	0.02298	4.80	4.43	4.95, 3.68 1.26
16O	46.89	6.44	6.13 7.12	2.18, 1.09 3.27
40Ca	2.87	4.55	3.73 3.90	1.94, 6.42 4.42
28Si	28.54	1.90	1.78 2.84	3.54, 4.93 1.27
56Fe	4.26	0.86	1.24 2.61	7. 63,7.65 5.9
1Н	0.99985	-	-	2.23

Основой выбора методики углеродно-кислородного каротажа служит различие содержания углерода и кислорода в нефти и воде. Содержание «С» в различных нефтях колеблется от 82 до 87%, О от 0.02 до 1.65%. Содержание «О» в воде по массе составляет 85.82%, при определении нейтронно-активационным анализом проб пластовых вод присутствия углерода обнаружено не было.

Таким образом, основа метода углеродно-кислородного каротажа состоит в том, что энергия ГИНР и ГИРЗ характерна для каждого элемента, содержащегося в скважине. В результате неупругих рассеяний на ядрах углерода (С) образуется ГИНР с энергией 4.8 МэВ, на ядрах кислорода 6.44 МэВ. Вместе с тем, количество гамма-квантов, зарегистрированных детектором в определенных энергетических областях, пропорционально концентрации элементов, испускающих данные гамма-кванты. Следовательно, измерение скоростей счета в различных, характерных для каждого элемента энергетических областях, даёт возможность определения относительного содержания элементов в горных породах.

Измерительный зонд содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов и один - два детектора гамма-излучения. Длина зонда 0,4 - 0,6 м, точка записи - середина зонда. Калибровки проводят на трех стандартных образцах, воспроизводящих значения насыщенности пласта. Одним из стандартных образцов является емкость с пресной водой не менее 1,5 м в диаметре и 2 м по высоте (для исключения влияния среды за стенами емкости). Рекомендуемая скорость каротажа - 40-50 м/ч.

В прибор С/О-каротажа (АИМС-ОАО НПЦ «Тверьгеофизика») генератор нейтронов производит короткий (длительностью 5-8 мкс) выброс нейтронов каждые 50 мкс. Гамма-лучи, возникающие в породе в результате неупругого рассеивания и захвата нейтронов, регистрируются (с измерением их энергии) системой кристаллический детектор - многоканальный анализатор. Система ведет запись времени прихода гамма-квантов (256 временных каналов) и спектральной энергии гамма-квантов неупругого рассеивания (256 каналов) и захвата (еще 256 каналов).

Отношение С/О зависит от пористости, литологии, характера насыщения пластов, заполнения скважины, но практически не зависит от минерализации пластовых флюидов, что является достоинством метода. Для учета влияния вещественного состава пород по спектрам ГИНР и ГИРЗ рассчитываются отношения кальция и кремния (Ca/Si). Интерпретационным параметром метода является разность отношений углерода-кислорода (R_С/О), и кальция-кремния (R_Сa/Si). Кажущееся объемное содержание нефти в породе (k_н,к) определяется с помощью зависимостей вида:

k_н,к = а (R_С/О - b R_Сa/Si) + с, где a, b, с - константы. (4.1)

По спектрам неупругого рассеивания вычисляется содержание в породе Са, Si, С и О (или отношение С/О), а по спектрам захвата - содержание Са, Cl (отношение Ca/Si определяется также и по «неупругим» спектрам). Коэффициент пористости рассчитывают по соотношению спектров захвата и упругого рассеивания. Спектр данных времени прихода гамма-квантов используют для независимого расчета и пористости. Отношение С/О используют для расчета нефте-водонасыщения за обсадной колонной.

При контроле за разработкой нефтегазовых месторождений применение данного метода позволяет решать следующие геолого-промысловые задачи: отслеживание продвижения водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов и закачиваемых вод в неперфорированных пластах, оценка степени заводнения перфорированных пластов независимо от минерализации пластовых вод. При контроле испытаний в колонне локализация притока и установление характера насыщения приточных прослоев в перфорированном пласте. Кроме этого, подтверждена перспективность изучения разрезов скважин старого фонда методом С/О с целью выявления и оценки пропущенных залежей. Также метод применяется для сопровождения процесса интенсификации нефтеотдачи коллекторов.

4.3 Методика проведения полевых работ

нефтяной месторождение пласт геофизический

Работа со станцией на скважине включает следующие этапы:

1. Монтаж вращающегося ролика на устье скважины

2. Установка передвижной каротажной станции (ПКС) параллельно ролику на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

3. Заземление ПКС и установка «башмаков» под колёса.

4. Подсоединение каротажного модуля к головке кабеля.

5. Подключение ПКС к источнику переменного тока с напряжением 220-240 В либо (при отсутствии источника питания) к автономному генератору переменного тока с дизельным двигателем.

6. Запуск регистрирующей аппаратуры (каротажная стойка, блок контроля каротажа) и компьютера.

7. Регистрация.

После запуска регистрирующей аппаратуры и компьютера, открываем программу «Регистратор», находящуюся в меню пуск во вкладке программы (либо на рабочем столе).

В появившемся окне выбрать подтверждение или отказ от работы с выбранным планшетом в зависимости от типа используемого прибора.

Далее, после подтверждения / отказа автоматически осуществляется переход к панели выбора параметров работы конкретного прибора.

Выбор и загрузка планшета, необходимого для работы используемого прибора (нажатие кн. «Загрузка планшета»). В соответствующей директории выбирается планшет, название которого соответствует типу используемого прибора, и нажимается кн. «Открыть».

Осуществляется загрузка драйвера (нажатие кн. «Загрузка драйвера»), после чего включается питание прибора (нажатие кн. «Включить питание прибора»). В появившемся окне, установив напряжение и силу тока для конкретного модуля, нажать кн. «Включить питание» и «Сохранить параметры», затем закрыть окно питания.

Переход к режиму тестирования (нажатие кн. «Тест прибора»). В появившемся окне возможно установить и проверить следующие параметры: глубину, скорость, набег, а также правильность работы каналов АЦП по информации, поступающей на них.

Переход непосредственно к регистрации и записи данных (нажатие кн. «Начать регистрацию»). В появившемся окне производится выбор направления движения прибора, его скорости, задание глубины и др., а также отображаются кривые, записанные по данным скважинного прибора.

По окончании нужно выполнить команду «Регистрация» > «Конец записи». Каждая кривая будет сохранена в выбранной директории.

4.4 Обработка и интерпретация полученных данных

Комплекс методов состав / приток

Комплекс состав / приток решает следующие задачи (Рис. 4.12.):

- выделение работающих толщин пласта, в том числе интервалов притоков и поглощений;

- определение профиля притока в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных (Рис. 4.13.), оценку интервальных расходов;

- определение состава притоков из отдающих интервалов;

- количественную оценку интервальных дебитов по фазам и компонентам продукции (газ, жидкость, нефть, вода);

- определение гидродинамических параметров пластов - пластовых давлений и температуры

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж применяется для определения ГВК, ВНК; определения характера насыщения пластов; определение коэффициента текущей нефтенасыщенности пластов; определение пористости пластов.

Углеродно-кислородный каротаж

Решаемые задачи:

· оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности;

· определения интервалов обводнения продуктивных коллекторов независимо от минерализации пластовых вод;

· литологическое расчленение разреза;

· сопровождение процесса интенсификации нефтеотдачи коллекторов.

4.5 Метод плазменно-импульсного воздействия на пласт

Теоретические основы метода

Ток высокого напряжения - 3000-5000 В-от батареи накопительных конденсаторов подается на электроды, которые замыкаются калиброванным проводником, что приводит к его взрыву и образованию плазмы в замкнутом пространстве.

Во время взрыва происходит освобождение энергии, переходящей в состояние сильно нагретого газа с очень высоким давлением, который, в свою очередь, с большой силой воздействует на окружающую среду, вызывая ее движение.

При электрическом разряде в жидкости через калиброванный металлический проводник образуется плазменный канал. Сам проводник превращается в газ (пар), в котором происходит повышение давления, плотности и температуры среды, то есть образуется взрывная волна.

Резкий скачкообразный переход вещества из исходного состояния в состояние с очень высоким давлением и температурой представляет собой ударную волну, которая распространяется со сверхзвуковой скоростью.

Передний фронт ударной волны, имеющий избыточное давление, передает состояние движения от одного слоя к другому. В результате область, охваченная воздействием, быстро расширяется.

При взрыве в жидкой среде максимальное давление достигается в момент сжатия среды в ударной волне.

При распространении взрывной волны в твердых упругих средах ударный фронт сравнительно быстро исчезает, и взрывная волна превращается в ряд последовательных колебаний, распространяющихся со скоростью упругих волн.

Источник колебаний по техническим параметрам полностью соответствует характеристикам, присущим нелинейным системам - энергоемкий, выделяет значительное количество энергии с высокой температурой (25000-28000 ⁰С) за короткий промежуток времени (50-53 мкс), формирует ударную волну с избыточным давлением, многократно превышающим пластовое.

За счет технологических ограничений ударная волна распространяется направленно через перфорационные отверстия по профилю каналов.

Создаются вынужденные периодические колебания в окружающей среде (продуктивная залежь) со значительной амплитудой.

Плазменно-импульсное воздействие инициируется в естественных (реальных) геологических условиях без добавок химических реагентов при любой обводненности скважины, и способствует возникновению параметрического резонанса в целом в системе, при этом возмущенная среда не оказывает на источник колебаний никакого обратного воздействия.

Таким образом, генератор ПИВ является идеальным широкополосным (1-12000 Гц) нелинейным возбудителем.

Вызываемые в продуктивном пласте резонансные колебания позволяют очистить существующие и сформировать новые фильтрационные каналы на удалении более 1500 метров от очага воздействия.

Кроме масштабного воздействия создание плазмы позволяет решать и локальные задачи по очистке призабойной зоны скважин. Мгновенное расширение плазмы создает ударную волну и последующее охлаждение, а сжатие плазмы вызывает обратный приток в скважину через перфорационные отверстия, что на начальном этапе обработки скважины способствует выносу кольматирующих веществ в ствол скважины.

Основные преимущества плазменно-импульсного воздействия на пласт над другими методами увеличения нефтеотдачи

Наиболее распространенные методы воздействия на продуктивные пласты с целью интенсификации режима работы нефтегазовых скважин и месторождений и повышения извлекаемых запасов углеводородов приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4. Методы воздействия на продуктивные пласты

Метод	Реагент или способ воздействия
Закачка реагентов	Вода, газ, легкие фракции нефти
Тепловые	Горячая вода, пар, внутрипластовое горение, горючеокислительные смеси
Физико-химические	ПАВ, соляная кислота, щелочные растворы и другие химические реагенты
Волновые	Электромагнитные, вибрационные, сейсмоакустические, импульсные
Механические	Гидроразрыв пласта, разбуривание горизонтальными и горизонтально разветвлёнными скважинами
Микробиологические	Активация пластовой микрофлоры

Перечисленные методы воздействия на пласты дают определенный положительный эффект, хотя их эффективность в различных геолого-технических условиях различна и каждому из них присущи определенные ограничения и недостатки. Так, закачка больших объемов воды приводит к выпадению неорганических солей, парафинов в самих пластах и прискважинной зоне. Применение кислотной обработки, использование поверхностно-активных веществ (ПАВ), особенно органических добавок или углеводородов или их продуктов, экологически небезопасно и приводит к разрушению нефтепромыслового оборудования. Применение тепловых методов и особенно внутрипластового горения сопровождается усиленным разрушением продуктивных коллекторов и выносом песка, ростом агрессивности добываемой продукции за счет продуктов горения, образованием в пласте стойких водонефтяных эмульсий и т.п. Технология ГРП требует значительных затрат времени и средств, сложного компрессорного оборудования и при воздействии в зонах вблизи водонефтяного контакта (ВНК), в частично промытых зонах нередко в результате гидроразрыва пласта вместо нефти получают воду.

Особенностью предлагаемой технологии скважинного упругого воздействия является воздействие не только на призабойную зону, но и на пласт в целом, благодаря глубокому проникновению сейсмоакустической волны в пласт.

При этом в пласте происходят следующие процессы:

- разогрев прискважинной зоны;

- ускорение (до 1000 раз) гравитационной агрегации нефти и газа;

- увеличение относительный фазовых проницаемостей для нефти в большей степени, чем для воды;

- увеличение (в десятки раз) скорости и полноты капиллярного вытеснения нефти водой;

- возникновение сейсмоакустической эмиссии в породах коллектора, сопровождающейся образованием микротрещин;

изменение напряженного состояния горных пород коллектора и связанное с этим изменение структуры порового пространства.

Обработка скважин методом плазменно-импульсного электрогидравлического занимает всего 8-10 ч. Данная технология позволяет не только повысить в несколько раз или восстановить дебит добычных эксплуатационных скважин, но и за счет снижения поверхностного натяжения на границе фаз «нефть-вода» снизить водосодержание в продукции скважины, увеличить нефтеотдачу пласта.

Методика проведения работ

Обработка эксплуатационных скважин производится аппаратурой «Приток-1», спускаемой в скважину на стандартном трехжильном кабеле с помощью геофизической лебедки каротажного подъемника. По геофизическому кабелю осуществляется питание скважинной аппаратуры электрическим током, заряжающего накопительные конденсаторы, управление работой глубинного блока (заряд-разряд) и контроль режима работы аппаратуры и параметров импульсного воздействия. Время обработки и количество импульсов воздействия на пласт определяется мощностью и параметрами продуктивного интервала.

Ожидаемые результаты

Главным источником энергии пласта является энергия потока движущегося скважинного флюида усиленная вибрационными колебаниями, ускоряющие процесс капиллярной пропитки и способствующим образованию пузырьков газа, увеличивающих подвижность флюида.

Плазменно-импульсное воздействие способствует образованию микротрещин и изменению пористости и проницаемости горных пород. Согласно уравнению притока для вертикальной скважины можно представить:

(4.2)

- коэффициент проницаемости пласта;

- вязкость нефти;

R_П - радиус питания скважины, равный половине расстояния между скважинами;

z_c - радиус скважины;

Н_эф - толщина нефтенасыщенного пласта;

и - пластовое и забойное давления соответственно.

Из формулы (4.2) видно, что ПИ - технология воздействуя на призабойную зону пласта, очищает её от кольматантов, улучшает связь скважины с пластом.

Воздействие несколько повышает пористость и проницаемость коллектора за счёт этого увеличивается эффективная мощность пласта H_эфф, а резонансное возбуждение пласта, проникающее на глубину 200 - 1500 м способствует продвижению пластового флюида к скважине за счёт увеличивающейся проницаемости пласта к_пр и уменьшения вязкости флюида , его подвижности.

Это дало возможность рекомендовать ПИТ для решения задач ускоренного освоения и ввода вновь пробуренных скважин в эксплуатацию, повышения дебита эксплуатационных, добычных и увеличению приемистости нагнетательных скважин, а также при разработке месторождений тяжёлых и высоковязких нефтей, месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.

Обработка скважин нефтяных месторождений проводилась аппаратурой «Приток - 1» в различных районах России (Западная и Восточная Сибирь, Урало-Поволжье) и за рубежом (Казахстан, КНР) представленных терригенными и карбонатными коллекторами (Рис. 4.20. и Рис. 4.21.)