Некоторое преимущество определения kГ по палетке kП,Н = f(kГ))при kГ = const — возможность внесения корректив за снижение плотности коллектора при газонасыщении в процессе составления палетки.

Преимуществом нейтронных методов является также возможность оценки коэффициента газонасыщения коллектора в обсаженных скважинах, что позволяет использовать эти методы для наблюдения за процессом выработки газовых залежей.

В необсаженных скважинах для получения наиболее точных сведений о коэффициенте газонасыщения рекомендуется комплексировать измерения нейтронными методами с измерениями гамма-гамма-методом в плотностном варианте. Коэффициент газонасыщения определяют по номограмме зависимостей kГ = f (δ) при kГ = const и kG = const, по характеру построения подобной приведенным на рис. 167 и им аналогичным.

Малая глубина исследования радиоактивными методами может обусловить снижение точности определения kГ, что является главным их недостатком.

§ 106. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОГО НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ И ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОГО НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ

Коэффициент остаточного нефтегазонасыщения kН,ПП оценивают по заводненным участкам залежи по параметру РН,ПП описанными выше способами. Но здесь существенно следующее обстоятельство.

На обводненных участках коллектора коэффициент kН,ПП обычно не превосходит 40 %.

Вэтой области значительно снижается точность определения kГ , что должно компенсироваться более достоверной оценкой ρП. Параметр РН,ПП наиболее надежно устанавливается для участков коллектора, расположенных вблизи первоначального водонефтяного контакта.

Коэффициент kН,ППt остаточного нефтегазонасыщения может быть рассчитан также по формуле

Вчастном случае при вытеснении нефти пластовыми водами (ρВ=ρВ,ПП , ПП,П = ПП,ПП)

Рис. 189. Зависимости kВ,ПП = f (kВ), kН,ПП =f(kН), kН,ИЗВЛ =Ф(kН),βВ= f(kВ) для различных значений

показателя степени а (шифр кривых) в уравнении

В газоносных коллекторах коэффициент остаточного газонасыщения может быть приближенно установлен по данным измерений In,∆Jny и In вблизи газоводяного контакта и путем по следующего определения kГ по зависимостям перечисленных параметров от kГ [43].

§ 107. ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Современный комплекс геофизических методов исследования скважин в процессе их освоения и эксплуатации используют для решения следующих задач:

258

а) прогнозирование вероятной максимальной продуктивности и расчет водонефтяного и водогазового факторов в начальный период эксплуатации скважины;

б) получение профиля дебита по разрезу эксплуатируемого коллектора; в) изучение состава флюида, поступающего в скважину из отдающих участков

коллекторов, и перетоков газа, нефти и воды из одного коллектора в другой.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕРОЯТНОЙ МАКСИМАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН, ВОДОНЕФТЯНОГО И ВОДОГАЗОВОГО ФАКТОРОВ

Методика определения вероятной максимальной продуктивности скважины, водонефтяного и водогазового факторов по геофизическим данным основывается на оценке по этим данным большинства параметров, входящих в формулу, определяющую продуктивность скважины Q (в т/сут)

в условиях радиального движения несжимаемой жидкости. В формуле (434) ∆р — разность между пластовым РП и забойным Рздавлениями, МПа; rД и гС — радиусы контура дренажа и скважины; µФ — вязкость фильтрующейся жидкости (Н-с/м2); kПР и kФ — коэффициенты физической (в фм2) и относительной (по изучаемому флюиду) проницаемостей; b — объемный коэффициент флюида в пластовых условиях; δФ — его плотность, кг/м3; В < 1 — коэффициент добротности вскрытия коллектора скважиной.

При знании параметров δФ, µФ , b можно, задавшись значениями В и rД и используя величины hЭФ,kПР и KФ, определенные геофизическими методами, рассчитать вероятное значение Q или, полагая В = 1, указать предельно возможную продуктивность скважины.

Ожидаемые водонефтяной ФВН (для нефтяной скважины) и водогазовый ФПР (для газовой скважины) факторы, определяющие объемные отношения воды к нефти и к газу в смесях, отбираемых из скважины, и объемное содержание VВ (в %) воды водонефтяной смеси, могут быть рассчитаны по формулам

где µВ, µН, µГ — вязкости воды, нефти и газа; bН,bГ - объемные коэффициенты последних. Значения КПР,В, КПР,Н, и КПР,Г, входящие в равенства (435) и (436), находят по формулам и палетке, приведенным в § 99 (см. также [3, 14]).

ИЗУЧЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ ДЕБИТА И СОСТАВА ЗАПОЛНИТЕЛЯ СКВАЖИНЫ

Профили дебита (отдачи) скважины определяют вертушечными и термоэлектрическими дебитомерами, показания которых пропорциональны нарастающему дебиту по исследуемому интервалу z:

где Нп — глубина залегания подошвы изучаемого интервала скважины. Дифференцирование QZ по z дает искомую кривую дебита скважины (рис. 190)

qZ = ∆Q/∆Z

которая нормируется по величине Q суммарного дебита

здесь HK — глубина залегания кровли изучаемого интервала скважины.

259

Рис. 190. Примеры изучения профилей дебита скважин.

I — дебитограмма Q = f (z); II — дифференциальный график дебита qZ ; III— влагограмма; 1 — песчаник, 2 — глины. 3 — участки перфорации колонны

Притоки жидкостей и газов определяют также термическим методом, основанным на эффектах Джоуля—Томсона и калори метрическом эффекте (см. §68).

При течении по стволу скважины газов и жидкостей, изменивших температуру в процессе дросселирования, их темпера тура постепенно восстанавливается до значения t, определяемого средней величиной геотермического градиента в районе нахождения скважины.

Согласно теории наблюдаемого явления, между объемной скоростью V = dQ/dz газа, поступающего в скважину, и длиной L, подкасательной на участке термограммы, в пределах которого происходит восстановление температуры, существует линейная связь [11].

Для подсчета долей газа, поступающих из отдельных газоносных объектов при совместной их эксплуатации, определяют длины под касательных L1, L2, L3 и т. д. для каждого из изучаемых объектов, следуя снизу вверх. Долю Q; газа, поступающего из каждого I -го объекта, рассчитывают по формуле

Qi=(Li-Li-1)/Ln

где через Ln ,Li, и Li-1 обозначены длины подкасательных для наиболее верхнего, изучаемого и расположенного под ним эксплуатационных объектов.

Калориметрический метод требует установившегося процесса, при котором дроссельный эффект пренебрежимо мал.

Состав жидкостей и газов, поступающих из пласта в скважину, устанавливают гаммаплотностемером, дифференциальным манометром, диэлектрическим и электрическим влагомерами [57]. Интерпретация диаграмм гамма-плотностемера основана на об ратной зависимости интенсивности /т счета гамма-квантов от плотности среды, в которой находится гамма-плотностемер.

При определении плотности среды, заполняющей скважину, градиент-манометром исходят из пропорциональности приращения ∆р давления в скважине плотности среды δС, находящейся между датчиками, измеряющими это приращение:

∆р = g δC ∆z	(442)
где ∆z— расстояние между датчиками и, следовательно,
δC = ∆р/g ∆z	(443)
Использование диэлектрического влагомера	основано на значительном различии в

диэлектрической проницаемости воды ев = (50-80) ε0, нефти εн = (2ч-3) е0 и газа εг = ε0 (ε0 — электрическая постоянная, равная 8,85-l0-12 Ф/м). Как следствие этого, с повышением содержания воды в смеси существенно изменяется ее диэлектрическая проницаемость.

Принцип действия электрического влагомера основан на различной электропроводности воды, нефти и газа. Несмотря на большое различие электрических сопротивлений воды, нефти и газа по сравнению с диэлектрической проницаемостью, этот способ имеет ряд недостатков, затрудняющих его использование при количественном определении воды в смеси. На рис. 190 приведены диаграммы плотностемера и влагомера, интерпретация этих кривых базируется на сопоставлении полу чаемых данных о плотности

260

изучаемой среды и ее составе с данными о плотностях и электрических свойствах компонент

[44, 57].

ИЗУЧЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ ПОГЛОЩЕНИЯ

Профиль поглощения скважины определяют по дебитограммам, а также методами изотопов и термометрии. Участки поглощения выделяются на дебитограммах так же, как и участки притоков (показания дебитомеров не зависят от направления потоков жидкостей и газов).

Участки поглощения методом изотопов устанавливают способами: 1) закачки радиоактивного раствора в скважину; 2) инжекции радиоактивной жидкости; 3) инжекции радиоактивных зерен.

Места поглощения радиоактивного раствора отмечаются стабилизирующимися по глубине аномалиями интенсивности гамма-излучения и изменением скорости дальнейшего продвижения радиоактивного раствора [57].

Одним из преимуществ определения мест поглощения радио активными изотопами является возможность попутной оценки герметичности затрубного пространства. Участок нарушения герметичности, заполненный активизированным раствором, отмечается четкой аномалией на кривой I..

При термическом способе определения мест поглощения раствора в коллектор закачивают воду иной температуры по сравнению с температурой коллектора. При этом на термограмме возникает аномалия амплитуды ∆t, находящейся в прямой зависимости от количества воды, поступившей в коллектор. Термический способ рекомендуют для ориентировочного подсчета долей воды, поступающей в объекты, выделяющиеся на термограмме самостоятельными аномалиями ∆t. Эти доли определяются отношением площадей Ωi,j- аномалий, созданных каждым изучаемым объектом, к суммарной площади ΣΩi,j всех аномалий в пределах водопоглощающего участка скважины [2, 3]. Участки затрубной циркуляции вод обычно устанавливают по зонам достаточно постоянных температур.

261