- •№ 1. Задачи, решаемые геофизическими методами исследования скважин, при поиске и разведке месторождений нефти и газа.
- •№ 2. Классификация геофизических методов исследования скважин.
- •№ 4. Удельное сопротивление горных пород и его зависимость от различных факторов: температуры, пористости, нефтегазоносности.
- •13. Поле точечного источника в однородной изотропной среде.
- •№14 . Боковое электрическое зондирование: его назначение, решаемые задачи. Типы кривых бокового электрического зондирования.
- •№ 9. Метод сопротивления заземления: физические основы, применяемые модификации (бк, мбк).
- •№ 11. Схема измерения трёхэлектродным экранированным зондом.
- •№ 13. Метод микрозондирования: физические основы, устройство скважинного прибора, решаемые задачи.
- •№ 14. Метод диэлектрической проницаемости: физические основы метода, принцип измерений в скважинах, область применения.
- •№ 15. Метод ядерно-магнитного резонанса: физические основы метода, аппаратура, решаемые задачи.
- •№ 16. Радиометрия скважин: классификация методов, специфические особенности и область применения.
- •№ 17. Виды радиоактивных излучений, основные процессы взаимодействия гамма-квантов с веществом.
- •№ 18. Гамма-метод: физические основы, принцип измерений в скважине, область применения.
- •№ 44,45,46,47,48. Гамма-гамма метод: физические основы, применяемые модификации, принцип измерения в скважинах, область применения.
- •№ 21. Нейтронные методы радиометрии скважин: физические основы, применяемые модификации, принцип измерения в скважине, область применения.
- •№ 22. Взаимодействие нейтронов с веществом. Нейтронные характеристики горных пород.
- •№ 34. Стационарные источники нейтронов.
- •№ 35. Нейтронный гамма-метод: физические основы, принцип измерения в скважине, область применения.
- •Дискриминатор.
- •№ 28. Импульсные нейтронные методы исследования скважин. Физические основы методов, проведение измерений в скважинах, область применения.
- •№ 29. Метод меченых атомов: применяемые модификации, физические основы, методика применения, область применения.
- •№ 30. Метод наведенной активности: физические основы, методика проведения, область применения.
- •№ 31. Акустические методы исследования скважины. Физические основы методов. Распространение упругих волн в скважине.
- •№ 32. Аппаратура акустики.
- •№ 73. Регистрация фазокорреляционных диаграмм и волновых картин при акустических исследованиях скважин.
- •№ 34. Метод естественного теплового поля: определение геотермического градиента; факторы, влияющие на величину геотермического градиента.
- •№ 35. Метод искусственного теплового поля и его использование для изучения разреза скважин.
- •№ 36. Геохимические методы исследования скважин: физические основы методов, решаемые задачи.
- •№ 37. Газометрия скважин: физические основы метода, технология проведения работ на скважине.
- •№ 38. Комплексные гис в процессе бурения. Станции гти.
- •39. Компонентный анализ при газометрии скважин. Принцип действия и устройство хроматографа.
- •№ 40. Скважинный электротермометр: устройство, электрическая схема.
- •№ 41. Каверномер: устройство, электрическая схема, изображение результатов исследования скважин.
- •№ 42. Инклинометр: устройство, электрическая схема, изображение результатов исследования скважин.
- •№ 43. Профилеметрия скважин: типы профилемеров, изображение результатов измерений, решаемые задачи.
- •№ 44. Литологическое расчленение разреза по данным гис.
- •№ 45. Выделение терригенных коллекторов в разрезе скважин.
- •№ 46. Проблемы изучения карбонатных коллекторов.
- •№ 47. Выделение трещиноватых коллекторов по материалам гис.
- •№ 48. Выделение продуктивных коллекторов в разрезе скважин методами промысловой геофизики.
- •№ 49. Определение глинистости коллекторов по данным методов гм и сп.
- •№ 50. Геофизические методы определения пористости горных пород.
- •Определение коэффициента пористости по данным акустического метода
- •№ 53. Вычисление коэффициента нефтегазонасыщения.
- •№ 54. Геофизические методы определения высоты подъема цемента и качества цементирования скважин: их сущность, достоинства и ограничения, истолкование результатов измерений.
- •№ 57. Геофизические методы исследования эксплуатационных скважин: их сущность и назначение.
- •№ 58. Использование данных промысловой геофизики для контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений.
- •№ 59. Контроль за изменением положения контактов газ-нефть-вода в эксплуатационных скважинах: физические основы и необходимые условия применения.
- •№ 60. Скважинные расходомеры и дебитомеры: назначение, устройство, применяемые типы.
- •№ 63. Методы определения состава флюида в стволе эксплуатационной скважины.
- •№ 64. Пластоиспытатели на кабеле: их устройство, решаемые задачи, интерпретация получаемых результатов.
- •№ 65. Отбор грунтов: принцип действия грунтоносов, устройство, технология проведения работ на скважине.
- •№ 66. Торпедирование скважин: назначение, конструкция торпеды.
№ 63. Методы определения состава флюида в стволе эксплуатационной скважины.
При эксплуатации объектов большой мощности часто встречаются с избирательным обводнением отдельных прослоев. В этих случаях интервалы поступления воды в скважину могут быть часто (при отсутствии заколонной циркуляции) обнаружены по изменению состава флюида в стволе скважины. Для изучения таких изменений разработаны приборы, основанные на различных принципах работы: влагомеры, плотномеры и др. Весьма важно то, что интервалы обводнения этими приборами определяют в перфорированных пластах, где их установление нейтронными методами часто затруднено, особенно в случае пресных вод.
К определению соотношения воды, нефти и газа в скважинном флюиде сводится также ряд других промысловых задач, как-то: определение нефтеводоразделов, интервалов разгазирования, мест поступления воды через дефекты в колонне, наличие осадка на забое и т. п.
Влагомерами определяют процентное содержание воды во флюиде, заполняющем ствол скважины. Их чувствительным элементом является проточный конденсатор, между обкладками которого при движении прибора по скважине протекает исследуемый флюид. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды ( = 81) гораздо больше, чем нефти ( = 2) и газа (значение близко к единице), то емкость конденсатора растет с ростом содержания воды в продукции скважины.
Приборы описанного типа позволяют определять содержание воды в нефти в пределах от нуля до 60%.
Пример диаграммы влагомера показан на рис. 207а.
Поскольку кислорода в углеводородах нефти и природного газа очень мало, то по его концентрации в продукции скважин можно судить о содержании в ней воды. Содержание кислорода во флюиде определяют методом активации кислорода нейтронами. Содержание кислорода в различных горных породах и цементном кольце меняется в очень узких пределах, поэтому активность образующегося при этом изотопа 16N определяется содержанием кислорода в скважинном флюиде и увеличивается с ростом содержания в нем воды.
Рис. 207. Исследования добывающих скважин дебитомерами в комплексе с влагомером (а) и с гамма-плотномером (б).
Дебитограммы: I — интегральная; II — дифференциальная; диаграммы: III — влагомера; IV — гамма-плотномера; V — резистивиметра; VI — метода наведенной активности кислорода; интервалы, отдающие: 1 — нефть; 2 — нефть с водой; 3 — воду
Метод активационного анализа по кислороду (КАНГМ) позволяет не только выявить скопление кислородосодержащих флюидов (воды) в стволе скважины и в затрубном пространстве, но и определить направление и скорость их движения благодаря наличию в приборе прямого и обращенного измерительного зондов. Излучатель в двухзондовой аппаратуре помещается между датчиками и расхождение в их показаниях характеризует скорость «уноса» активированной жидкости. Установление факта и скорости движения воды в затрубном пространстве является основным достоинством методу. Такие приборы называются градиент-манометрами.
О содержании воды в нефти или газе можно судить также по их плотности. Для измерения плотности используют в основном приборы двух типов: гамма-плотномеры, основанные на измерении интенсивности гамма-излучения, рассеянного флюидом или прошедшего через заданный объем флюида; дифференциальные манометры, определяющие разность давлений в двух близких точках по оси скважины.
Гаммаплотномер (ГГП) состоит из источника гамма-излучения (обычно тулий-170) и детектора излучения, расположенного внутри соответствующих коллиматоров. Между источником и детектором имеется камера с окнами для свободного протекания флюида, заполняющего скважину. Чем больше плотность флюида, тем меньше зарегистрированная интенсивность излучения. Для количественного определения плотности требуется предварительное эталонирование прибора в среде с известной плотностью, например, в чистой воде.
Другим прибором для измерения плотности флюидов является градиент-манометр. Можно видеть, что приращение давления между глубиной и :
где — плотность флюида; и — давления на глубинах Н1 и Н2; g — ускорение свободного падения.
Если выразить Н1 и Н2 в м; и в МПа, то плотность флюида (в кг/м3) может быть найдена по формуле
где — расстояние между точками определения давления.
По данным дебитограмм на рис. 207, а выделяются четыре интервала с притоком. Из них верхний и два нижних отдают нефть, а четвертый — воду. Высокая влажность ниже глубины 1658 м связана с накоплением воды в зумпфе. Приток чистой нефти из двух нижних интервалов надежно устанавливается практически нулевой влажностью флюида против них (в действующей скважине).
На рис. 207, б дебитограмма (кривая II) показывает наличие притоков жидкости в интервалах глубин 1751 —1756 и 1764—1768 м. По данным плотномера (кривая IV) в нижней части последнего интервала плотность флюида ( = 1,18 г/см3) практически совпадает с плотностью соленой пластовой воды. Эта часть разреза отдает воду, что видно также по увеличению наведенной активности кислорода на глубине 1768 м (кривая VI). Прикровельная часть нижнего интервала отдает воду с нефтью, что приводит к некоторому росту показании плотномера; на глубине 1764 м они соответствуют плотности 1,11 г/см3, промежуточной между плотностью нефти и пластовой воды.
Интервал 1751 —1756 м отдает нефть, благодаря чему показания плотномера растут до значений, соответствующих плотности 0,9 г/см3, а показания метода наведенной активности резко уменьшаются. Диаграмма резистивиметра показывает изменение фазового состояния флюида на глубине 1756 м. Ниже этой глубины его проводимость высокая вследствие нахождения нефти в виде изолированных капель в воде. Выше глубины 1756 м, наоборот, жидкость в скважине представляет собой нефть с каплями воды, поэтому имеет высокое сопротивление. Очень низкие показания плотномера ниже глубины 1774 м (плотность 1,5 г/см3) связаны с наличием осадка на забое скважины.
Следует отметить, что для количественной, а иногда и качественной оценки обводнения продукции пласта данных плотносте-метрии или влагометрии недостаточно. Для этого названные методы следует комплексировать с дебитометрией.