№ 54. Контроль за изменением положения контактов газ-нефть-вода в эксплуатационных скважинах: физические основы и необходимые условия применения.

Изменение положения водонефтяного ВНК и газожидкостного ГЖК контактов, а также возникновение избирательного обводнения плас­тов в процессе разработки залежей нефти и газа могут контролироваться электрическими методами при бурении новых эксплуатацион­ных скважин в той части залежи, где предполагается текущее поло­жение контакта. В пластах, в которых нефть и газ вытеснены пласто­вой водой, значительно уменьшается электрическое сопротивление.

При замещении нефти пресной водой, закачиваемой при закон­турном или внутриконтурном заводнении пластов, определить кон­такт по изменению сопротивления не удается; но иногда обводнение пласта удается обнаружить по изменению аномалий U_СП. При обводнении пласта, залегающего среди глин, по всей мощности форма кривых U_СП зависит от соотношения электрических удельных сопротивлений пресной воды ρ_ПР и фильтрата бурового раствора ρ_Ф. Если ρ_ПР < ρ_Ф, аномалия U_СП против пласта отрицательная (относитель­но линии глин), а при ρ_пр > ρ_ф — положительная. Потенциал U_СП во вме­щающих глинах (линия глин) при этом одинаков. Если обводняется лишь подошвенная (кровельная) часть од­нородного пласта, примыкающего к глинам, потенциал U_СП против всего пласта одинаков, но наблюдается смещение линии глин относительно опресненной части пласта в отрицательную сторону. Форма аномалии кривой U_СП против однородного пласта с несколь­кими обводняющими слоями определяется лишь тем, какая вода на­ходится на контактах с вмещающими глинами. Характер обводне­ния внутренних прослоев мало влияет на форму аномалии U_СП.

Число новых бурящихся на месторождении в течение года скважин, в которых можно следить за контактом электрическими методами, сравнительно невелико, а после их крепления стальными колоннами дальнейшее наблюдение за перемещением контактов электрически­ми методами становится невозможным. Правда, эти наблюдения воз­можны при креплении скважин не проводящими электрический ток колоннами и применении индукционного и диэлектрического методов, однако такие обсадные колонны в настоящее время не имеют массово­го применения. Наконец, положение газонефтяного контакта электри­ческими методами определить не удается. Основными методами кон­троля за перемещением ГЖК и ВНК в обсаженных интервалах в на­стоящее время являются нейтронные методы.

Определение ВНК в большинстве модификаций нейтронных методов основано на аномальных нейтронных свойствах хлора, содержащегося в пластовых водах. Различие в показаниях ней­тронных методов против нефтеносного и водоносного пластов умень­шается с уменьшением хлоросодержания, т. е. с уменьшением пористо­сти пласта или минерализации пластовой воды. Достаточно надежно определить водонефтяной контакт по данным ННМ-Т и НГМ можно лишь в высокопористых коллекторах (k_П > 15 – 20 %) при минерализации вод не менее 150 — 200 г/л. При этом приме­нять лишь один НГМ (или один ННМ-Т) можно только в пластах, од­нородных по пористости и глинистости. В этом случае эффект на водонефтяном контакте, обусловленный различием содержания хлора, не маскируется колебаниями показаний за счет изменения водородосодержания (пористости и глинистости) пород. Совместное примене­ние НГМ и ННМ-Т позволяет выделить водонефтяной контакт в бо­лее неоднородных пластах. Это связано с тем, что изменение водоро-досодержания вызывает на диаграммах НГМ и ННМ-Т изменение одного знака, тогда как цри изменении содержания в породах хлора изменение на диаграммах может быть разного знака.

Другой способ учета и исключения влияния колебаний пористости или глинистости пласта на показания – это сравнение кривой НГМ (или ННМ-Т), зарегистрированных в разное время. Поскольку пори­стость и глинистость пород в процессе разработки месторождения не меняются, то правильно проэталонированные диаграммы, заре­гистрированные в разное время, расходятся лишь против интерва­лов, которые обводнились за время между двумя замерами. Если кривые не эталонированы в сопоставимых единицах; их совмещают против явно непродуктивного интервала путем изменения масшта­ба и смещения одной из кривых. Пример выделения обводнявшихся интервалов таким способом приведен на рис. 2, б, где совмещены два замера НГМ с двухлетним интервалом. В промежутке между дву­мя замерами обводнился интервал 1815 – 1817,5 м.

Для повышения надежности выделения пластов, изменивших свое насыщение между двумя замерами, проводят графическое сопостав­ление показаний двух замеров. По совокупности 20 — 30 то­чек для пластов с существенно различными показаниями НГМ и ННМ-Т и явно одинаковым насыщением проводят среднюю линию I и подсчитывают среднеквадратическое отклонение точек от нее о. Ниже и выше средней линии на расстоянии двух значений о прово­дят еще две линии II и III. Если точка для исследуемого пласта ле­жит в полосе между линиями II и III, то считается, что его насыще­ние между двумя линиями II и III, то считается, что его насыщение между двумя разновременными из­мерениями не изменилось. Если точ­ки для них лежат выше (для НГМ) или ниже (для ННМ-Т) этой поло­сы, то с вероятностью 95% пласт считается обводненным.

Импульсные нейтронные методы обладают большей чувствитель­ностью к содержанию хлора в поро­да и позволяют определять ВНК при минерализации пластовых вод вы­ше 40 — 50 г/л, а в благоприятных условиях — даже при минерализа­ции 20— 30 г/л. Положение контак­та четко отме­чается как по кажущемуся средне­му времени жизни нейтронов т, так и непосредственно по показаниям ИННМ при большом времени задер­жки (1,1 мс). Однако показания 1пп больше, чем , подвержены влия­нию изменений «ближней зоны » и литологии пласта.

При больших колебаниях пористости или глинистости пород ИННМ комплексируют с методами НГМ и ННМ-Т (или ГМ и СП). Так, при резких изменениях k_П его значения по данным ННМ, ГГМ или другого метода ГИС сопоставляют с декрементом затухания плотности поля тепловых нейтронов λ. По совокупности точек для пластов с известным насыщением проводят линию λ, раз­деляющую продуктивные и водонос­ные пласты. Менее точно такую линию можно провести и теоретически, рас­считав зависимость λ_ВП = f (k_П) для водо­носных пластов и отклонение Δλ, – за счет изменения состава скелета и погрешностей измерений.

Для выделения пластов, обводняе­мых пресной водой (ниже 20 г/л при k_П = 30% и 50 — 70 г/л при k_П ≈ 10%), опи­санные способы непригодны. Такие пласты могут быть обнаружены путем закачки активированных растворов, избирательно проникающих в водонос­ную и нефтеносную части пласта.

В пластах, обводненных пресной водой, фильтрат соленого раство­ра, контактирующий с пресной пластовой водой, опресняется быст­рее по сравнению с нефтеносными пластами, в которых соленая вода в зоне проникновения сохраняется гораздо дольше. Поэтому, прово­дя измерения ИННМ или ИНГМ через время, достаточное для оп­реснения зоны проникновения в обводненных пластах, можно выде­лять нефтеносные части пласта по обратному эффекту, т. е. по более низкому значению среднего времени жизни нейтронов по сравнению с обводненными пластами.

Определение газонефтяного и газоводяного контактов нейтрон­ными методами основано на меньшем содержании водорода в газе по сравнению с водой и нефтью. Благодаря этому на диаграммах всех нейтронных методов газоносный пласт отмечается повышенными по­казаниями по сравнению с нефтеносными или водоносным пластами. Однако повышенными показаниями на диаграммах нейт­ронных методов отмечаются также и низкопористые (плотные) по­роды. Чтобы отличить их от более пористых газонасыщенных кол­лекторов, можно использовать данные других методов, зависящие от пористости (ГГМ-П или AM).

№ 12. Физические основы метода потенциалов собственной поляризации пород. Причины, обусловливающие возникновение потенциалов собственной поляризации в скважинах: диффузионно-адсорбционные потенциалы, их возникновение и зависимость от различных факторов, статические и наблюденные амплитуды СП. Фильтрационные и окислительно-восстановительные потенциалы.

Изучаются естественные электрические поля, возникающие в результате физико-химических процессов диффузии солей в растворах электролитов (потенциал диффузии – главная роль в формировании полей в скважинах на РВО), фильтрации жидкости (потенциал течения), окислительно-восстановительных реакций (ОВ-потенциал). Регистрируется диаграмма разности потенциалов между перемещаемым электродом M и находящимся на поверхности N.

Диффузионная ЭДС. При контакте электролитов с разной концентрацией – в результате диффузии ионов на границе возникает двойной электрический слой с разностью потенциалов: , R – газовая постоянная, n – валентность электролита, F – число Фарадея, u и v – подвижность катионов и анионов; K_Д – коэффициент диффузионной ЭДС (для NaCl при t = 20˚C K_Д = -11,6мВ). Формула определяет потенциал раствора «2» по отношению к раствору «1». Если подставить константы, T = 293K, n = 1 и перейти к десятичному логарифму: .

Д иффузионно-адсорбционная ЭДС. Растворы разделены пористой перегородкой. Если в перегородке крупные поры, то толщина d двойного слоя на поверхности поры пренебрежимо мала по сравнению с радиусом канала r (d/r ≈ 0) канала – то n_К и n_A (числа переноса катионов и анионов) такие же, как и при непосредственном контакте растворов. При уменьшении размера пор r стремимся к d/r→1, n_К→1, n_A→0: E_ДА = 58·lgC₁/C₂ = K_ДА·lgC₁/C₂. Для NaCl при t = 20˚C коэффициент -11,6мВ< K_ДА <58мВ.

Ёмкость обмена: q_П = σ · S/k_П, где σ – количество активных центров на 1 см² поверхности твёрдой фазы минерального скелета, S – удельная поверхность адсорбции, см^-1, k_П – коэффициент пористости. Характеризует концентрацию катионов в 1 см³ объёма пор, поглощённых поверхностью породы.

Рисунок показывает: зависимость E_ДА(lgC₂) при C₁=const. Шифр кривых q_П.

Электрохимические поля диффузионного происхождения. Рассмотрим на примере:

1 – вмещающие породы (глины); 2 – песчаник; 3 – двойные электрические слои на границах скважина-глина, глина-песчаник, песчаник-скважина; 4 – замкнутый электрический контур – эквивалентная электрическая схема поля СП в скважине; 5 – график E_S; 6 – график U_СП.

Справедлив закон Кирхгофа: E_{Р ГЛ}+E_{ГЛ П}+E_{П Р} = i(R_ГЛ+R_П+R_C). Статическая амплитуда аномалии U_СП, которая была бы зарегистрирована при перемещении электрода M как скачок разности потенциалов при отсутствии тока в цепи, есть E_S = E_{Р ГЛ}+E_{ГЛ П}+E_{П Р}. Однако в скважине регистрируется скачок потенциала ΔU_СП = iR_С = E_S-i(R_ГЛ-R_П), который определяется падением напряжения, создаваемым при прохождении тока i на участке цепи, представленной скважиной. В качестве условной нулевой линии на диаграммах используют «линию глин», проводя её по значениям ΔU_СП в глинистых породах.

Фильтрационный потенциал. При течении жидкости через горные породы возникают потенциалы фильтрации, происхождение которых также связано с наличием двойного электрического слоя и, в частности, его подвижной диффузной части. Поскольку ионы диффузного слоя подвижны, протекающая через капилляр жидкость увлекает часть ионов диффузного слоя, в результате чего сам капилляр заряжается положительно. В той его части, где за счёт смещения диффузного слоя отрицательный заряд оказался некомпенсированным, возникает отрицательный потенциал. При течении жидкости в пласт, в скважине возникает отрицательный потенциал, при течении из пласта – положительный. Методы ПС, основанные на фильтрационной активности, применяют в гидрогеологических скважинах с целью выделения участков притока или поглощения жидкости.

Электродные потенциалы (они же, наверное, окислительно-восстановительные). Катионы пород, обладающих электронной проводимостью (сульфидные руды, графит, антрацит), взаимодействуя с полярными молекулами воды, переходят в раствор. Поверхность пород заряжается при этом отрицательно, а раствор – положительно. Возникающую разность потенциалов называют электродной.

№ 41. Зонды методов КС: основы теории зондов, их классификация, обозначение, наименование, точки записи, длина зонда (вывод выражения для потенциала электрического поля точечного источника в однородной среде; вывод выражения для коэффициента обычного зонда метода КС).

Потенциал зонды: расстояние между парными электродами больше.

1 – последовательный (кровельный) зонд (парные ниже непарных).

2 – обращённый (подошвенный) зонд (парные выше непарных).

Точка записи – середина AM.

Длина зонда – расстояние L между удалённым электродом и точкой записи.

Радиус исследования – двойной размер зонда.

Градиент зонды: расстояние между парными электродами меньше.

1 – последовательный (кровельный) зонд (парные ниже непарных).

2 – обращённый (подошвенный) зонд (парные выше непарных).

Радиус исследования – размер зонда.

Поле точечного источника в однородной изотропной среде.

Т очечный электрод A излучает постоянный ток I в среде с удельным сопротивлением ρ. Электрод B удалён на бесконечность. Среда однородна, условия для протекания тока во всех направлениях одинаковы и плотность тока: j = I / 4πr². Падение напряжения на элементарном участке dr: . Потенциал электрического поля в М, расположенной на расстоянии AM, найдём интегрированием: . Аналогично для N: . Тогда разность потенциалов: . Также, в случае однородной изотропной среды напряжённость электрического поля E можно определить: , где r и AO – расстояние от источника до точки, где определяем E.

Итого, из всего вышенаписанного можем получить: . На практике измерить потенциал в одной точке сложнее, чем разность потенциалов. Поэтому используют четырёхполюсные установки AMNB, которые измеряют разность потенциалов электрического поля.

Коэффициент зонда .