способность твердой фазы породы. Величина Àòâ меняется в зависимости от содержания глинистой фракции или иных примесей и значение À может быть определено по формуле
À = Àñê(1 – m – Kãë) + ÀãëKãë + (ÀâSâ + ÀãSã)m. |
(10.38) |
Если химический состав твердой фазы исследуемых коллекторов постоянен, а следовательно, и Aòâ = const, но сами значения Àòâ èëè λòâ неизвестны, то при наличии в разрезе опорных водоносных пластов с известными значениями m поступают следующим образом.
По результатам ИНК против опорных пластов строят график сопоставления λ с m, а через полученное поле точек проводят прямую
λ = à + bm, |
(10.39) |
ãäå à è b — постоянные коэффициенты зависимости λ от m. Полученное зна- чение коэффициента à, т.е. значение λ при m = 0, равно λòâ, а коэффициент наклона b равен
b = (λâ – λòâ)/∆m. |
(10.40) |
Аналогичную зависимость можно построить между À è m, а затем найти
значения Àòâ è Àâ.
Если опорные пласты отсутствуют, значения Àòâ è Àâ (â ìñ–1) рассчитывают по известному химическому составу твердой фазы породы и воды, используя формулы
Àòâ = 10–3v∑Niσi, Àâ = 4,84 + 0,077Ñâ, |
(10.41) |
ãäå v — скорость тепловых нейтронов, (v = 2200 (Ò/273)0,5, ìñ; Ò — температура пласта); Ni — число атомов i-го элемента в единице объема породы, σi — ñå÷å-
ние поглощения нейтронов ядра атома i-го элемента, Ñâ — минерализация воды, кг/м3.
Значение Àã рассчитывается по формуле
Àã = 4,84Wã, |
(10.42) |
ãäå Wã определяется по формуле (10.21).
Точность определения Sã возрастает, если кроме водоносных пластов имеются опорные газоносные пласты с известными m è Sã, тогда на график сопоставления λ с m наносят также точки для газоносных пластов.
Если значение m исследуемого и опорных пластов одинаковы, то величи- ну Sã можно рассчитать по формуле
Sã = Sã. îï(À – Àòâ)/ (Àãë – Àâï) ≈ Sã. îï(λ – λâï)/ (λãë – λâï), |
(10.43) |
где индексы «гл» и «вп» относятся к опорным пластам с Sã = 0 è Sã. îï.
Åñëè Àòâ (λòâ) существенно изменяется за счет колебания содержания примесей (глинистости) Kãë, а значения Àñê è Àãë (λñê è λãë), т.е. химический состав скелета и глинистой фракции стабильны, то перед построениями и вычислениями из измеренного λ вычитается поправка:
∆λãë = Kãë(λãë – λñê) ≈ ∆À = Kãë(Àãë – Àñê). |
(10.44) |
Для определения λãë – λñê èëè Àãë – Àñê используются результаты измерений À или λ в ряде глинистых водоносных пластов с примесью, значения m è
858
Kãë в которых известны. По этим пластам вычисляют приближенные значения λòâ по формуле
λòâ = (λ – λâ m)/(1 – m) |
(10.45) |
и строят график зависимости λòâ îò Kãë. Пересечение средней линии этого графика с осью Kãë = 0 дает величину λòâ. Ордината продолжения этой линии до Kãë = 1 (100 %) равна λãë. Если отсутствуют данные для построения такого графика, λãë можно приближенно вычислить по измерениям в глинистых пластах с известной пористостью, используя формулу (10.45).
Если имеется фоновый замер ИНК (λô) при известных значениях нейтронопоглощающей способности воды Àâô, ãàçà Àãô и газонасыщенности пласта Sãô к моменту фонового замера, то значение Sã к моменту текущего замера λ определяется по формуле
Sã = [(λ – λô)/m + Sãô(Àãô – Àâô) + Àâô – Àâ]/ (Àã – Àâ), |
(10.46) |
ãäå Àã è Àâ — параметры, относящиеся к текущему времени по газу и воде; Àâô— параметры для смеси фильтрата и остаточной воды к фоновому замеру. После начала обводнения пласта Àâ можно принять равной нейтронопоглощающей способности пластовой воды. Признаком начала обводнения является изменение λ относительно λô на величину, превышающую удвоенную погрешность измерения λ. Если Àâô = Àâ (практически достаточно Àâô – À < 0,2 ìñ–1), а пластовое давление к моменту фонового замера отличается от давления при текущем замере менее чем на 3 и 10 МПа (при минерализации воды 0 и 200 кг/м3 соответственно), то формула для определения газонасыщенности Sã примет вид
Sã = (λ – λô)/m(Àã – Àâ) + Sãô. |
(10.47) |
10.13.ТЕРМОМЕТРИЯ И ДЕБИТОМЕТРИЯ
Âнаблюдательных, геофизических и пьезометрических скважинах изучается естественное распределение температуры. Величина температуры при этом
обусловливается потоком тепла из недр Земли. В бурящихся и эксплуатируемых скважинах регистрируется нарушение естественной температуры под влиянием движения жидкости и газа по стволу и в пластах, а также под влиянием дроссельного, адиабатического и других термодинамических эффектов. При термометрии в остановленных и работающих скважинах регистрируются изменение температуры и ее градиенты по стволу.
Термометрия используется для выделения газоотдающих интервалов, оценки дебита отдельных пропластков, определения состава притекающего в ствол флюида, контроля работ по интенсификации добычи и изучения техниче- ского состояния скважин. Данный метод позволяет установить работающие интервалы, перекрытые фонтанными трубами. При интерпретации термограмм используются расчетные зависимости, отражающие закономерности формирования теплового поля. Информацию о тепловых свойствах заполнителей ствола скважины и окружающих пород можно получить из таблицы, приведенной в работе [85].
859
К специфическим особенностям термометрии относится повышенная чувствительность к условиям в скважине в процессе измерения применяемых дифференциальных термометров с комплектующей аппаратурой. Качество получаемых при термометрии результатов зависит от структуры и параметров продуктивного разреза, состава и свойств газа, депрессии на пласт, конструкции скважин, режима их работы, технологических операций, предшествующих термометрии. Большое количество факторов, одновременно влияющих на термограммы, в ряде случаев затрудняет интерпретацию результатов измерения. Поэтому данные термометрии всегда обрабатываются в комплексе с материалами других методов геофизических исследований. Пример использования результатов термометрии будет приведен далее.
Под дебитометрией подразумевается совокупность методов определения скорости жидкости и газа в стволе скважины, которые используются для выделения границ работающих интервалов, оценки дебитов этих интервалов, коэффициентов фильтрационного сопротивления, изучения межпластовых перетоков газа.
Результаты измерения скорости в стволе используются для оценки расходов жидкости и газа. В частности, дебит газа Q при стандартных условиях и известной скорости движения v определяется формулой
Q = 193,03 103pd2v/Tz, |
(10.48) |
ãäå p – давление в скважине, МПа; d – внутренний диаметр обсадных (или фонтанных) труб, м; T – температура газа, К; z – коэффициент сверхсжимаемости газа при p è T.
Если поток не гомогенный, в частности газожидкостный, то на регистрируемую скорость влияет фазовое состояние смеси и структура потока, что затрудняет интерпретацию результатов дебитометрии.
Если между фазами отсутствует непрерывная граница раздела, то показания дебитомера отражают перемещения включений отдельных фаз. Если в скважине движется дисперсная смесь, то показания дебитомера связаны с массовыми скоростями жидкой и газовой фаз и истинным газосодержанием флюида в стволе.
При исследовании скважин с целью определения дебита в интервале перфорации используются три способа: тахометрический, термокондуктивный и акустический.
Тахометрический принцип измерения дебита. Данный принцип основан на зависимости частоты вращения датчика расходомера (турбинки) от скорости потока газа (жидкости), движущегося в камере датчика. Если плотность газа в процессе исследований не меняется, то частота вращения F практически линейно связана со скоростью потока v. Для тахометрических датчиков типа «Метан» значения v è Q связаны с частотой вращения F формулами
v = 0,25 F |
è Q = 0,48 105Fpd2/Tz |
(10.49) |
для турбинки первого диапазона скорости v = 0,1–0,3 ì/ñ è |
|
|
v = 0,075 F |
è Q = 0,144 105Fpd2/Tz |
(10.50) |
для турбинки второго диапазона скорости v = 0,25–10,0 ì/ñ.
Повысить точность измерения дебитов можно путем сравнения с суммарным дебитом, измеренным на поверхности, или совместной обработкой серии замеров, отличающихся скоростями движения скважинного прибора.
860
Термокондуктивный принцип измерения дебита. Принцип работы термокондуктивного датчика состоит в измерении разности температур стенки нагретого датчика и движущегося флюида. Для определения скорости потока с его помощью необходимо знать фазовый и компонентный состав флюида и учитывать структуры потока в стволе скважины. Чаще всего этот датчик используют для выявления работающих пластов, в том числе интервалов притока жидкости.
Другие методы промысловой геофизики, используемые для контроля за разработкой залежи. Среди геофизических методов контроля за разработкой залежи ограниченное применение нашли: влагометрия, плотностометрия, барометрия, акустические методы и т.д. Причем влагометрия и плотностометрия являются косвенными методами оценки состава смеси в стволе, подвержены большему влиянию помех и на существующем уровне разработки являются индикаторами.
10.14. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ФЛЮИДОВ В СТВОЛ СКВАЖИНЫ
Определение профиля притока флюида в ствол скважины специалисты по промыслово-геофизическим исследованиям считают одним из существенных достижений промысловой геофизики. Причем результаты этих исследований по изучению профиля притока в дальнейшем используются для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, фильтрационных параметров пласта в пределах фиксированных границ профиля притока, а также для оценки степени участия отдельных пропластков в разработке. В принципе, если при вскрытии продуктивного пласта призабойная зона не сильно загрязнена, то по данным полевой геофизики, получаемым в процессе бурения, нетрудно оценить степень участия каждого пропластка в суммарном притоке флюида.
Как правило, результаты определения профиля притока по отношению величин коэффициентов фильтрационного сопротивления, фильтрационных параметров интервалов притока и степени участия отдельных пропластков интерпретируются не правильно. Искажение результатов профиля притока связано с незнанием геометрии дренируемой зоны и степени участия отдельных, сравнительно низкопроницаемых пропластков в дебите работающих интервалов через их вертикальную проницаемость.
Выявление интервалов притока может быть произведено по данным дебитометрии, термометрии и шумометрии. На рис. 10.22 показаны результаты перечисленных выше методов, полученные в реальной скважине. В интервалах притока показания тахометрического дебитомера растут, термокондуктивного падают в направлении движения флюида в стволе и шумомера увеличиваются. Места поступления газа в скважину выделяются также локальным повышением интенсивности шума. Достоверность выявления интервалов притока возрастает, если совместно обрабатываются результаты измерений на нескольких режимах работы скважины.
На термограммах приток выделяется по скачку температуры, обусловленному дроссельным эффектом в пласте и калориметрическим смешиванием в пределах ствола (рис. 10.23, кривая 1). Если в простаивающей скважине не наблюдаются межпластовые перетоки, на термограммах, полученных после оста-
861
Рис. 10.22. Изменения показаний дебитометрии, термометрии и шумометрии в интервале притока, используемые для определения газоотдачи пластов соответственно с неперекрытым (1) и перекрытым (2) фонтанными трубами интервалом перфорации
новки, фиксируются отрицательные аномалии, соответствующие работающим толщинам — следствие дросселирования газа в пластах при предшествующей эксплуатации (кривая 5 на рис. 10.23). При выявлении интервалов притока по термограмме ошибки допускаются из-за неучета влияния нестабилизации процессов распределения давления и температуры после смены режима работы скважины. В частности, после резкого уменьшения интенсивности отбора газа
Рис. 10.23. Распределение температуры газа в работающей скважине в процессе стабилизации режима эксплуатации
862
термограмма не сразу приобретает вид, характерный для работы пластов с малым дебитом (кривая 4 на рис. 10.23), а испытывает влияние предшествующего режима (кривые 2 è 3). Такое влияние максимально в подошве нижнего отдающего пласта. При отборе пласт и подстилающие породы охлаждаются дросселирующим газом. После уменьшения депрессии температура поступающего из пласта газа возрастает, пласт быстро прогревается, но нижележащий пласт остается охлажденным в течение нескольких часов (кривые 2, 3). По скачку температуры, соответствующей верхней границе охлажденного участка, уточняют положение подошвы отдающего пласта.
Возможности выделения по термограммам работающих интервалов подтверждаются данными дебитометрии (кривая 6).
Выявление интервалов притока жидкости в ствол скважины и обводнившихся пластов. Для случая, когда жидкость притекает из самого нижнего из совместно эксплуатируемых пластов, интервал притока фиксируется по положительной аномалии дросселирования (кривые 1 на рис. 10.24 и 10.25). Однако даже незначительное присутствие в жидкой продукции газовой фазы резко снижает достоверность определения, так как коэффициент дросселирования для газа на порядок выше, чем для жидкости. Поэтому приток газированной смеси чаще всего, как и газа, отличается отрицательной аномалией.
Интервал поступления газожидкостного потока отмечается на спектре шумов максимумом в области низких частот.
Рис. 10.24. Распределение температуры газа и давления в работающей скважине, вскрывшей многопластовую (I–V) залежь
863
Рис. 10.25. Изменение показаний НГК, дебитометрии и термометрии (1, 2) при наличии жидкости в пределах продуктивного разреза
Косвенную информацию о местонахождении работающих пластов можно получить с помощью измерения давления путем оценки изменения с глубиной плотности флюида в стволе, по которой судят о распределении по стволу жидкой фазы. Характер изменения давления по стволу показан на рис. 10.24, из которого видно, что в остановленной скважине ствол в пределах перфорированного интервала заполнен водой, а ниже подошвы — осадком бурового раствора. На кривой изменения давления 2 в действующей скважине выделяются приуроченные к интервалам притока участки пониженной плотности, связанные с разгазированием поступающей в ствол жидкости. Кривая 2 на рис. 10.24 фиксирует уровень жидкости в интервале пласта III, скопление газожидкостной смеси между пластами III и IV.
Интервалы поступления воды могут быть выделены по значительному несовпадению дебитов из них, определенных по тахометрической и термокондуктивной дебитометрии. Если обводнение пластов сопровождается радиохимиче- ским эффектом, то обводняющийся пласт определяется по несоответствию зна- чений гамма-каротажа на текущем и более раннем фоновом замерах. Часть аномалий гамма-каротажа может возникнуть за счет сорбции внутри колонны радиоактивных веществ, поступающих из обводняющихся пластов. Поэтому данные гамма-каротажа необходимо сопоставлять с данными других методов, по которым возможно выделение интервалов коллекторов. Однозначным признаком аномалии радиогеохимического эффекта является несогласованность между интервалами коллекторов и участками повышенных показаний гаммакаротажа.
При определении интервалов притока жидкости высокоинформативным является серия термограмм при неустановившемся режиме работы скважины.
864
Результаты термометрии в процессе освоения скважины компрессированием показаны на рис. 10.26, где кривая 1 – фоновая, зарегистрированная в заполненной жидкостью неработающей скважине и отражающая воздействие предшествующих циклов ее освоения. Термограмма 2 получена сразу после подключе- ния компрессора, когда в стволе резко возросло давление и жидкость начала двигаться вниз, поглощаясь пластом I. В результате нисходящего движения жидкости температура в стволе уменьшилась. Термограмма 3 соответствует времени, когда вследствие снижения уровня жидкости в стволе из пласта I на- чался приток. Вынос из пласта более теплой жидкости повышает температуру в стволе. Термограмма 4 получена, когда уровень жидкости стабилизировался на уровне башмака НКТ и из пласта I наблюдается устойчивый приток. После отключения компрессора давление в стволе резко падает, депрессия на пласт увеличивается, что приводит к существенному росту температуры поступающей из пласта жидкости. Температура становится выше фоновой (кривая 5). Такое поведение термограмм показывает, что аномалия температуры в пласте I на заключительном этапе освоения формируется под воздействием дроссельного эффекта, и о наличии притока жидкости можно говорить уверенно.
Определение дебитов эксплуатируемых пластов.
I. В интервалах, не перекрытых фонтанными трубами, дебиты наиболее достоверно определяются по результатам тахометрических измерений, которые обрабатываются в такой последовательности:
определяются показания датчиков выше продуктивной толщи (обычно в фонтанных трубах) и в интервалах выше и ниже газоотдающих пластов – fíêò,
fâ è fí;
по формулам (10.49) и (10.50) определяют скорости движения газа в фонтанных трубах, а также выше и ниже пластов víêò, vâ è ví;
если диаметр потока менее 0,200 м, то в полученные значения скорости вводится поправка σ, учитывающая погрешность за перекрытие потока прибором:
Рис. 10.26. Изменение температуры газа в процессе освоения скважин
865
v′i = vi (1 − σ), |
(10.51) |
ãäå σ = dïð2 / dï2 ; dïð è dï — соответственно диаметры прибора и потока (внут-
ренний диаметр обсадной колонны или фонтанных труб); по результатам измерений в фонтанных трубах по формуле (10.48) опре-
деляется суммарный дебит Qñóì;
определяются доли каждого газоотдающего интервала αi в суммарном дебите, а затем Qi каждого пропластка — работающего интервала по формулам
α |
= Q /Q |
ñóì |
= |
[ |
v′F |
− v′F |
v′ |
F |
íêò |
, |
(10.52) |
i |
i |
|
â â |
í í ] |
íêò |
|
|
|
ãäå Fâ, Fí è Fíêò — площади сечения потока газа в точках обработки выше и ниже интервала притока и в фонтанных трубах (обсадной колонны, если фонтанные трубы не спущены).
Если сечение потока не меняется с глубиной, а поправка σ невелика, то вместо формулы (10.52) используется зависимость
αi = (fâ – fí)/fñóì, |
(10.53) |
ãäå fñóì – отсчет по дебитометрии в кровле продуктивной толщи.
II. Поинтервальные дебиты по результатам термометрии оцениваются по формуле
Qi = Qêð(Tïîä i – Têð i)/ (Têð i – Tïë i), |
(10.54) |
ãäå Qêð – дебит у кровли пласта; Tïîä i è Têð i – соответственно отсчеты по термограмме в подошве и кровле i-го пласта; Tïë i – температура газа, поступающего из i-го пласта.
Величину Tïë можно оценить (в случае отсутствия информации) по фор-
ìóëå
Tïë = Tã + Di∆pi, |
(10.55) |
ãäå Tã – отсчет по геотермограмме в середине пласта; Di – коэффициент Джоуля – Томсона в пластовых условиях; ∆pi – депрессия на i-й пласт.
Если депрессии на совместно эксплуатируемые пласты близки, то вели- чина ∆T = Tïë – Tã, соответствует аномалии температуры в подошве нижнего пласта. В противном случае величина Qi определяется совместным решением уравнений (10.54) и (10.55) при условии, что величина ∆pi должна быть найдена из уравнения притока газа к скважине. С учетом вышеизложенного дебит i-го пласта будет определяться решением уравнения вида:
QiDi[aiQi + bi Qi2 ] + Qi[(Tïîä – Tã i)(pïë + pç i)] =
= ∑Qêð i[(Tïîä i – Têð i)(pïë i + pç i)], |
(10.56) |
ãäå pïë i è pç i — соответственно пластовое и забойное давления i-го пласта. Поинтервальные дебиты малодебитных скважин можно оценить, обрабаты-
вая термограммы на глубинах между работающими пластами. В основу такой оценки заложена зависимость температуры в скважине от параметра b, пропорционального дебиту.
Порядок обработки термограмм для малодебитных скважин следующий: между работающими пластами выбираются интервалы протяженностью не
менее 10–20 м.
866
в пределах каждого из интервалов определяется площадь между термограммой и геотермограммой F и берутся отсчеты по термограмме на границах
интервала T1 è T2;
поинтервально рассчитывают значение b по формуле
b = F/(T1 – T2), |
(10.57) |
затем с помощью формулы (10.48) определяют расход флюида;
по величинам Q определяют расход Qi, соответствующий i-му пласту. Предлагаемая методика оценки должна быть использована в случае, если
дебит газа не превышает n 10 òûñ. ì3/ñóò.
10.15. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ
Фильтрационно-емкостные свойства отдельных пластов рассчитываются согласно работе [85] с использованием результатов определения поинтервальных дебитов по дебитометрии и давления в стволе скважины. Многопластовые месторождения, вскрытые единым фильтром, при отсутствии площадной гидродинамической связи между пластами истощаются неравномерно, что приводит к межпластовым перетокам через ствол скважины.
Характер перетоков зависит от соотношения пластовых давлений эксплуатируемых совместно интервалов и режима работы скважины. На рис. 10.27 по-
Рис. 10.27. Изменения показаний дебитомера, используемые для определения межпластовых перетоков, при различных режимах работы скважины
867