Рис. 10.5. Диаграммы сопоставления промыслово-геофизических параметров по скв. 78 Лебяжинской площади.
Кривые каротажа: 1 — ÏÑ; 2 — ÊÑ; 3 — ÃÊ; 4 — ÍÃÊ; 5—8 – ÈÍÍÊ: 6 — интегральная кривая, 7 — задержка 1300 мс, 8 — задержка 800 мс; 9 – АК, интервальное время ∆t
газоносный пласт выделяется однозначно по максимальным показаниям одного зонда ИННК, то для скважин Лебяжинской площади одного зонда недостаточ- но. Применение в этих условиях двухзондовой методики ИННК (см. рис. 10.6) также не всегда эффективно.
Достоверность определений продуктивности пластов существенно увели- чится при дополнении комплекса промыслово-геофизических методов данными АК. Возможность применения АК для выделения газоносных коллекторов основывается на том, что породы, насыщенные газом, характеризуются заметным понижением скорости распространения продольных волн и значительным увеличением поглощения акустической энергии по сравнению с водонасыщенными и даже нефтенасыщенными породами.
На рис. 10.7 приведены ожидаемые кривые интервального времени ∆t и отношения амплитуд волн на двух каналах A2/A1 в модели разреза, состоящего из водоносного, газоносного и уплотненного песчаников, залегающих среди глин. Также схематично изображены кривые стандартного комплекса каротажа для данной модели разреза.
Следует отметить, что в реальных условиях большое затухание упругой волны, идущей по газонасыщенному коллектору, может приводить к срабатыванию регистрирующих устройств акустической аппаратуры не от первых вступлений волны, а от последующих — высокоамплитудных выступлений. Это мо-
809
Рис. 10.6. Диаграммы сопоставления промыслово-геофизических параметров по скв. 32 Лебяжинской площади.
Кривые каротажа: 1 — ÏÑ; 2 — ÊÑ; 3 — микрозонды; 4 — ÃÊ; 5 — ÍÃÊ; 6–12 – ÈÍÍÊ: 6–9 — база измерений 55 см; 10–11 — база измерений 32 см; 12 — плотность нейтронов во времени
Рис. 10.7. Ожидаемые кривые геофизических параметров для модели разреза скважины.
Кривые каротажа: 1 — ÍÃÊ; 2 — ÃÊ; 3 — ÊÑ; 4 — ÏÑ; 5–7 – ÀÊ: 5 — отношение амплитуд упругих волн на двух каналах À2/À1; 6 — интервальное время пробега упругой волны ∆t; 7 — кажущееся увеличение за счет пропуска цикла
жет вызвать кажущееся дополнительное увеличение времени пробега волны (см. рис. 10.7, кривая 7) и повысить соответствующий коэффициент дифференциации.
Совместное использование приведенных кривых (∆t, A2/A1) увеличивает достоверность выделения газоносных пластов, например, на фоне глин и уплотненных песчаников. Если регистрируется один акустический параметр, то соче- тание его с радиометрическими параметрами (НГК, ИННК) также увеличивает однозначность заключений (см. рис. 10.5).
Условия, подобные приведенным на рис. 10.7, встречены при исследованиях газовых коллекторов, приведенных ВИТРом и ИГиРГИ совместно с трестом «Мангышлакнефтегеофизика» на скважинах месторождения Узень.
На рис. 10.8 дано сопоставление диаграмм различных видов каротажа по скв. 109 в интервале 830–940 м.
Пласт песчаника, находящийся в интервале 875–890 м, является продуктивным. В кровле нижнего пласта песчаника отмечается уплотнение (903– 912 м).
Однозначное заключение о газоносности верхнего пласта сделано по данным акустического каротажа, произведенного аппаратурой АСКУ после обсадки скважины. Применение аппаратуры АСКУ в обсаженных скважинах обусловлено низкочастотным спектром акустических сигналов, возбуждаемых электрогидравлическим излучателем 6–8 кГц. Использование низких частот увеличивает также радиус исследования по сравнению с ультразвуковой аппаратурой (ЛАК, СПАК), что существенно при наличии зоны проникновения.
Таким образом, применение комплекса акустических и радиометрических параметров позволяет повысить достоверность выделения газоносных коллекторов в обсаженных скважинах.
Есть основания предполагать, что данный комплекс методов позволит выделить газоносные пласты и в разведочных необсаженных скважинах.
811
Рис. 10.8. Выделение газоносного коллектора в разрезе с использованием акустического каротажа в обсаженной скважине (скв. 109 площади Узень).
Кривые каротажа: 1 — ÊÑ; 2 — ÏÑ; 3–5 – ÀÊ: 3 — микрозонды; 4 — отношение амплитуд волн на двух каналах À2/À1; 5 — время пробега упругой волны, отнесенное к единице длины (t1/l1)
812
10.3. ТЕРМОАКУСТИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ
К настоящему времени проведены теоретические и промысловые исследования термоакустического метода воздействия на призабойную зону пласта. В основе применения метода лежат эффекты термодинамического взаимодействия акустического и теплового полей в нефтяных и газовых коллекторах.
В 1966 г. О.Л. Кузнецовым и др. был обнаружен эффект влияния акусти- ческого поля на теплопроводность насыщенных пористых сред.
Влияние акустического поля в диапазоне от 6 до 20 кГц на изменение эффективной теплопроводности изучали на насыпных песчаных и сцементированных синтетических образцах, а также на естественных кернах. Характеристики насыщающих жидкостей приведены в табл. 10.2.
Насыпные песчаные образцы изготавливали из сухого мелкозернистого кварцевого песка со средней окатанностью зерен диаметром 0,16–0,25. Синтетические образцы изготавливали из высокопористого керамического материала и известняков, образцы насыщали указанными жидкостями под вакуумом. Естественные керны отбирали из алевролитовых и известняковых пропластков месторождения Чикудук. Физические характеристики образцов приведены в табл. 10.3.
Подготовленные образцы загружали в калориметр, предназначенный для определения температуропроводности образцов методом регулярного режима первого рода. Акалориметр — медный цилиндрический стакан с внутренним диаметром 50, высотой 70 и толщиной стенок 1 мм.
Установка для определения теплопроводности состоит из акалориметра, термостата, хромельалюмелевой термопары и электронного потенциометра для записи температуры. На съемной крышке акалориметра смонтировали электроввод излучателя колебаний и карман для термопары. Последний впаивали в крышку под углом, но с таким расчетом, чтобы спай термопары находился в центре акалориметра.
Методика экспериментов заключалась в том, что акалориметp после заполнения его испытуемым образцом и ввода термопары подогревали в горячей воде до температуры 45–50 °С. Затем его помещали в термостат, где он охлаждался с одновременной записью изменения температуры во времени. Продолжительность охлаждения составляла 15–30 мин.
Аналогичные опыты проводили с теми же образцами при наложении звукового поля. Генератоp возбуждающих импульсов включали с момента помещения акалориметра в термостат, и на экране осциллографа фотографировали волновую картину, т.е. момент посылки и форму ультразвукового импульса, прошедшего через образец.
Ò à á ë è ö à 10.2
Жидкость |
Месторождение |
Плотность, |
Вязкость, |
||
ã/ñì3 |
ìÏà |
ñ |
|||
Нефть |
|
Павлова гора |
0,949 |
540 |
|
« |
|
Кирмакинское |
0,935 |
274 |
|
Керосин очищенный, |
— |
0,819 |
1,49 |
|
|
неполярный |
|
|
|
|
|
Модель нефти |
|
— |
0,877 |
138 |
|
Состоит из 50 % нефти Кирмакинского месторождения и 50 % керосина.
813
Ò à á ë è ö à 10.3
|
|
|
|
|
|
Теплопроводность, |
Относительное |
|
Компоненты (содержание насы- |
Пористость, |
Плотность, |
1,163 Âò/(ì Ê) |
увеличение теп- |
||||
|
|
лопроводности в |
||||||
щающей среды, % от объема пор) |
% |
ã/ñì |
3 |
естествен- |
в акусти- |
|||
|
акустическом |
|||||||
|
|
|
|
|
|
íàÿ |
ческом |
ïîëå |
|
|
|
|
|
|
ïîëå |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Песок + вода (60) |
|
39,5 |
1,84 |
1,7 |
1,91 |
1,12 |
||
Òî æå |
|
|
39,5 |
1,95 |
1,72 |
2,14 |
1,24 |
|
Песок + вода (100) |
|
34 |
2,00 |
1,93 |
3,09 |
1,6 |
||
Песок сухой |
|
34 |
1,60 |
0,24 |
0,31 |
1,29 |
||
Песок + керосин (100) |
34 |
1,87 |
0,29 |
0,35 |
1,2 |
|||
Песок + нефть Кирмакинского |
34 |
2,08 |
0,27 |
0,35 |
0,35 |
|||
месторождения (100) |
|
|
|
|
|
|
||
Песок + керосин (50) + нефть |
34 |
1,77 |
0,87 |
0,93 |
1,07 |
|||
Кирмакинского месторождения |
|
|
|
|
|
|
||
(50) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Песок + нефть Зырянского ме- |
35 |
1,91 |
0,89 |
1,103 |
1,27 |
|||
сторождения (100) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Песок + нефть месторождения |
35 |
1,66 |
0,70 |
0,902 |
1,29 |
|||
Павлова гора (16) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Песок + нефть месторождения |
35 |
1,94 |
0,8 |
1,04 |
1,3 |
|||
Павлова гора (100) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Синтетический образец из кера- |
62 |
1,87 |
0,072 |
0,083 |
1,15 |
|||
мики, сухой |
|
|
|
|
|
|
|
|
Синтетический образец из кера- |
62 |
2,49 |
0,269 |
0,57 |
2,1 |
|||
ìèêè + âîäà (100) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Синтетический образец из кера- |
62 |
2,35 |
0,119 |
0,184 |
1,54 |
|||
мики + нефть Кирмакинского |
|
|
|
|
|
|
||
месторождения (100) |
|
|
|
|
|
|
||
Синтетический образец из из- |
12,5 |
2,63 |
0,4 |
0,51 |
1,28 |
|||
вестняка, сухой |
|
|
|
|
|
|
|
|
Синтетический образец из из- |
12,5 |
2,76 |
0,85 |
1,10 |
1,30 |
|||
вестняка + вода (100) |
|
|
|
|
|
|
||
Синтетический образец из из- |
12,5 |
2,75 |
0,71 |
0,83 |
1,17 |
|||
вестняка + нефть Кирмакинского |
|
|
|
|
|
|
||
месторождения (100) |
|
|
|
|
|
|
||
Êåðí |
алевролита |
месторождения |
15 |
2,35 |
1,02 |
1,17 |
1,15 |
|
Чикудук, сухой |
|
|
|
|
|
|
|
|
Êåðí |
алевролита |
месторождения |
15 |
2,41 |
1,08 |
1,31 |
1,21 |
|
Чикудук + нефть (43) |
|
|
|
|
|
|
||
Êåðí |
известняка |
месторождения |
14 |
2,69 |
1,15 |
1,28 |
1,11 |
|
Чикудук, сухой |
|
|
|
|
|
|
|
|
Êåðí |
известняка |
месторождения |
14 |
2,77 |
1,36 |
1,74 |
1,28 |
|
Чикудук + нефть (60) |
|
|
|
|
|
|
||
Êåðí |
известняка |
месторождения |
14 |
2,73 |
1,31 |
2,00 |
1,52 |
|
Чикудук + нефть (29) |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Из полученных результатов (см. табл. 10.3) видно, что эффективная теплопроводность увеличивается как в насыпных, так и в сцементированных средах. Наибольшее увеличение наблюдали в водонасыщенных средах, наименьшее – в сухих. Если определить степень сцементированности сред произведением сжимаемости зерен на модуль объемной упругости скелета, то наибольший эффект наблюдали в менее сцементированных образцах. Отмечено, что чем выше пористость образцов, тем больше относительное увеличение эффективной теплопроводности.
Влияние вязкости насыщающего флюида µ на теплопроводность пористой среды показано зависимостью относительного увеличения теплопроводности для песка, насыщенного смесью нефти с керосином и отдельными компонентами смеси. С возрастанием вязкости относительная теплопроводность λàê/λ возрастает (рис. 10.9).
Проведенные исследования указывают на увеличение эффективной теп-
814
Рис. 10.9. Влияние вязкости насыщающей среды на эффективную теплопроводность в акустическом поле λàê/λ
лопроводности различных коллекторов в акустическом поле. Причем степень увеличения зависит от вязкости, теплосодержания и типа насыщающей жидкости.
ВЛИЯНИЕ ТЕПЛОВОГО И АКУСТИЧЕСКОГО ПОЛЕЙ НА НЕФТЕПРОНИЦАЕМОСТЬ
Влияние теплового и акустического полей на проницаемость песчаной среды, насыщенной парафином или глинистым раствором, изучали на установке, которая состояла из модели пласта диаметром 500 мм со скважиной диаметром 6 мм, расположенной в центре.
В скважине устанавливали нагреватель, совмещенный с акустическим излучателем.
Толщина пласта – 200 мм. Пласт моделировали промытым и просеянным песком: фракции 0,2–0,4 мм, пористость 37 %, проницаемость 3 мкм2. Кровлей и подошвой пласта служили слои бентонитовой глины толщиной до 130 мм. Проницаемость глины была близкой к нулю, пористость – около 5 %.
В пласте вокруг скважины создавали кольцевую зону шириной 25 мм, полностью насыщенную парафином или глинистым раствором, который готовили тщательным перемешиванием дистиллированной воды с 5 % бентонитовой порошковой глины. Остальную часть пласта полностью насыщали трансформаторным маслом.
Проницаемость зон до воздействия была равна нулю.
Были проведены три серии экспериментов, в процессе которых осуществляли:
прогрев коллектора; при этом ухудшенную по проницаемости зону нагревали до температуры выше 60 °С в течение 2 ч;
акустическое воздействие на коллектор в течение 2 ч; совместное тепловое и акустическое воздействие в течение 2 ч.
После каждого опыта замеряли проницаемость ухудшенной зоны. Для этого после воздействия пласт вскрывали, ухудшенную зону осматривали и исследовали ее проницаемость.
Средняя проницаемость ухудшенной зоны (мкм2) в зависимости от вида воздействия приведена ниже:
815
|
|
Çîíà |
|
парафинизации |
глинизации |
Акустическое воздействие........................................................................ |
0 |
0 |
Тепловое воздействие................................................................................. |
0,6 |
0,45 |
Совместное – тепловое и акустическое воздействие ................ |
1,2 |
0,98 |
То же с большей интенсивностью....................................................... |
1,46 |
1,12 |
Осмотр ухудшенных по проницаемости зон после каждого вида воздействия показал, что в результате акустического воздействия (без прогрева) изменений формы и проницаемости не наблюдали.
После прогрева зоны парафинизации верхняя часть пористой среды практически полностью освобождалась от парафина, который перетекал под действием силы тяжести в нижнюю часть пласта. При этом проницаемость ухудшенной зоны частично восстанавливалась и составляла 0,6 мкм2.
При прогреве заглинизированной зоны процессы, происходящие в ней, носили аналогичный характер, однако увеличение проницаемости было несколько меньшим.
После совместного теплового и акустического воздействия наблюдали четко выраженный кольцевой участок шириной до 10—15 мм вокруг скважины, полностью свободный от парафина или глинистого раствора. Однако эти вещества перемещались в глубь пласта и располагались вокруг освобожденной зоны в виде кольца шириной до 50 мм с проницаемостью соответственно 1,4–1,5 или 1,1–1,2 мкм2. Полученные результаты интерпретируются следующим образом.
Повышение температуры приводило к плавлению парафина в порах коллектора. При наложении акустического поля на тепловое расплавленная среда под действием акустического давления, направленного в пласт, начинает перемещаться в глубь пласта, освобождая зону вблизи скважины.
Таким образом, проведенные исследования показали, что совместное тепловое и акустическое воздействие на парафинизированную или заглинизированную пористые среды приводит к восстановлению проницаемости на 40— 50 % от первоначальной.
Влияние акустического поля на перемещения связанной воды исследовали, измеряя потенциал собственной поляризации в акустическом поле. Возникновение потенциала собственной поляризации обусловлено движением связанной воды. В связи с этим целью исследований было выявление возможности перемещения связанной воды в акустическом поле.
Исследования проводили на установке, в которой источник акустических колебаний, помещенный в модель песчаного пласта, представлял собой пьезокерамический цилиндрический излучатель типа ЦТС-19, экранированный медной фольгой и изолированный от среды слоем эпоксидной смолы. Акустическое излучение в породе регистрировали прямоугольным пьезокерамическим датчиком акустических колебаний типа ЦТС, подсоединенным к осциллографу типа С1-19. Модель пласта – это прямоугольная призма размером 60×40×25 см, покрытая слоем звукопоглощающей резины и заполненная утрамбованным песком. Моделирующей средой служил промытый песок Люберецкого карьера (фракции 0,2–0,4 мм) со средней окатанностью зерен и пористостью 36 %, насыщенный водой соленостью 0,005N. Потенциал собственной поляризации (СП) регистрировали контактным способом платиновыми сеточными электродами размером 45×45 мм, размещенными на расстояниях 150 и 200 мм от акустического источника. Электроды соединяли с чувствительным самопишущим потенциометром МК-54, экранированным кабелем типа РК.
816
Нуль прибора устанавливали перед началом эксперимента коротким замыканием клемм, а затем подключали электроды.
Âквазистационарном режиме включали источник акустических колебаний
èодновременно вели запись показаний СП до выхода кривой на новый квазистационарный режим. Вслед за этим источник акустических колебаний отклю- чали и записывали спад кривой СП. Потенциал регистрировали при различных интенсивностях акустического поля.
Время установления потенциала СП в акустическом поле равнялось 10– 15 мин, что согласуется с теоретическими представлениями о продолжительно-
сти установления акустических потоков в жидкостях. Величина потенциала зависела от количества связанной воды и интенсивности акустического поля.
Проведенные исследования указывали на принципиальную возможность использования совместного теплового и акустического полей для удаления из призабойной зоны связанной воды с целью восстановления нефтепроницаемости коллектора.
ВЛИЯНИЕ ТЕПЛОВОГО И АКУСТИЧЕСКОГО ПОЛЕЙ НА РАЗЛОЖЕНИЕ ГИДРАТНОГО ГАЗА
Вопрос о совместном тепловом и акустическом воздействии на газ, находящийся в твердом состоянии, имеет важное значение для разработки и разведки месторождений гидратного газа и для борьбы с гидратообразованием в призабойной зоне. Для проведения исследований в стеклянную крестовину, рассчитанную на рабочее давление 0,6 МПа, были встроены излучающий и приемный акустические преобразователи, а также электронагреватель, мощность которого измеряли ваттметром и регулировали ЛАТРом. Крестовину на три четверти объема заполняли водой, вакуумировали, а в оставшийся объем подавали из баллона при давлении 0,19–0,2 МПа газообразный пропан. Давление в системе измеряли образцовым манометром. Крестовина постепенно охлаждалась до 0 °С. Температуру в рабочей камере регистрировали термопарой и самопишущим потенциометром. При появлении кристаллов льда на стенке крестовины прекращали охлаждение и поднимали давление до 0,49 МПа, непрерывно перемешивали смесь качанием крестовины в горизонтальной плоскости с помощью вибратора с числом колебаний 2–4 в секунду, в результате чего образовывался слой гидратов.
В экспериментах давление в крестовине поддерживали постоянным и равным 0,49 МПа. Перемешивание продолжали до тех пор, пока не образовывался гидратный слой толщиной 35 мм, а температура при этом повышалась до 2,5 °С.
После образования гидратного слоя его подвергали одному из следующих воздействий: акустическому; тепловому интенсивностью до 84 Вт/см2; совместному тепловому и акустическому в тех же диапазонах параметров.
Полученные результаты показаны на рис. 10.10, из которого видно, что акустическое воздействие на гидратный слой приводит к его более интенсивному разложению, увеличивающемуся с ростом подаваемой на излучающий акустический преобразователь мощности. Совместное тепловое и акустическое воздействие на гидратный слой является наиболее эффективным. При этом время разложения гидратного слоя сокращается в 2 раза и более. Процесс разложения гидратов обычным прогревом менее эффективен.
В условиях совместного теплового и акустического воздействия повыше-
817
Рис. 10.10. Разложение гидратного газа в тепловом, акустическом и термоакусти- ческом полях:
1 — без воздействия; 2 — в акустическом поле; 3 — в тепловом поле; 4–5 – в совместном тепловом и акустическом полях с нарастающей интенсивностью
ние акустической мощности при неизменной суммарной мощности, затрачиваемой на оба поля, сопровождается более интенсивным разложением гидратов. Так, при увеличении акустической мощности на порядок (кривые 4 è 5) время разложения гидратного слоя сокращается с 5 до 2 мин. Таким образом, данный процесс протекает в 8,5 раза быстрее, чем при разложении гидратов без акусти- ческого воздействия.
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ПРИ ТЕРМОАКУСТИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ
Изучение вопроса о распределении температуры в пласте и окружающих породах проводили на лабораторной установке, состоящей из трехслойной цилиндрической модели пласта и окружающих пород, помещенной в тонкостенный стальной кожух, двух потенциометров типа ЭПП09М3, генератора, двух излучателей акустических колебаний различной интенсивности, электронагревателя, соединенного с ЛАТРом и ваттметром. Диаметр использованной модели равнялся 300 мм, а толщина – 400 мм. В центре модели по оси помещали медную трубку диаметром 10 мм, перфорированную в зоне пласта. Сверху и снизу пласта находились слои, моделирующие окружающую породу. Толщина слоев была: верхнего – 150 мм, нижнего — 130 мм, а толщина пласта – 120 мм. Трубку изолировали от корпуса специальными резиновыми уплотнителями, предотвращающими распространение акустических колебаний по корпусу модели. Акустический излучатель и электронагреватель размещали в трубке таким образом, чтобы излучение акустической энергии происходило равномерно по всей длине трубки. Электронагреватель устанавливали в интервале пласта. В пласте и окружающих породах размещали 15 термопар и присоединяли их к двум потенциометрам. Пласт состоял из тщательно промытого и просушенного кварцевого песка средней окатанности. Размеры частиц изменялись в диапазоне 0,2– 0,4 мм, а пористость составляла 34 %. Песок полностью насыщали трансформаторным маслом вязкостью 24 мПа с. Окружающие породы готовили из порошковой бентонитовой глины с дистиллированной водой. Эти породы имели пористость 5 %, плотность 1,442 г/см3, водонасыщенность 15,6 %.
818