Определение давления в пластах

Давление в пластах эксплуатационной скважины определяют по данным комплексных исследований расходомером и забойным манометром на разных режимах работы скважины, так называемым методом установившихся отборов. Сущность этого метода состоит в том, что изменяется режим работы пластов путем смены штуцера, приводящей к изменению давления на забое и, следовательно, депрессии на пласт; измеряется забойное давление р3 в действующей скважине после установившегося режима работы и одновременно определяются профили притока или приемистости. По результатам измерений (строятся графики зависимости расхода Q для каждого пласта из забойного давления р3 — индикаторные диаграммы Q=f(рз) с помощью которых путем экстраполяции прямых до нулевого дебита определяют пластовые давления для каждого пласта (рис. 179).

Для определения давления отдельных пластов используется преобразователь давления ПДС-1, рассчитанный на работу с одножильным бронированным кабелем длиной до 5000 м и позволяющий измерять статическое давление от 4 до 20 МПа и дифференциальное от 0 до 2,5 МПа.

Сведения о составе жидкостей и газа, поступающих в скважину, необходимы для более точной интерпретации данных расходометрии, а в конечном итоге — для повышения эффективности разработки месторождений нефти и газа.

Физические свойства жидкостей (нефти, воды) и газа (электрическое удельное сопротивление, диэлектрическая проницаемость, плотность), находящихся в стволах эксплуатационных действующих и остановленных скважин, различны. В основу каждого геофизического метода для определения состава флюида в стволе скважины положена та или иная физическая характеристика. Состав флюидов может быть установлен с помощью электрических методов, радиометрии и термометрии. Наиболее широкое распространение получили электрические методы, включающие резистивиметрию и влагометрию, и ядерные методы, включающие плотностеметрию.

Резистивиметрия позволяет по величие электрического удельного сопротивления различать в стволе скважины нефть, воду, газ и их смеси. Смеси бывают гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель) и гидрофобные (в нефти в виде капель содержится вода). Гидрофильная смесь характеризуется весьма низким электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению чистой воды, - гидрофобная — весьма высоким электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению нефти.

Для получения кривой удельного электрического сопротивления флюида по стволу скважины используются разистивиметры двух типов — индукционный и одноэлектродный па постоянном токе. Индукционный резистивиметр представляет собой две тороидальные катушки, одна из которых является генераторной и возбуждает в исследуемой среде вихревые токи частотой 100 кГц, а другая – измерительная.

Величина э. д. с., регистрируемая измерительной катушкой, пропорциональна электропроводности жидкости. Индукционный резистивиметр позволяет измерять электропроводность жидкости от 0,1 до 30 См/м, с погрешностью не более 5 %. Максимальная рабочая температура 100 °С, давление 30 МПа, диаметр прибора 36 мм, длина 1270 мм.

Одноэлектродный резистивиметр работает по принципу токового метода и используется лишь для качественного определения изменения сопротивления смеси в скважине. Граница перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к гидрофобной отмечается на кривой резистивиметрии резким скачком величины сопротивления (рис. 181).

Влагометрия дает возможность определять состав флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости. Известно, что диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 50 до 80 отн. ед., нефти — от 2 до 4 ед. Повышение содержания воды в нефти и газе существенно повышает диэлектрическую проницаемость смесей.

Диэлектрическая проницаемость флюидов измеряется скважинными приборами - диэлектрическими влагомерами. Диэлектрический влагомер представляет собой измерительный КС-генератор, в колебательный контур которого включен измерительный проточный конденсатор. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная или водогазовая смесь. Существуют пакерные и беспакерные влагомеры (рис. 182, а, б). Для измерения диэлектрической проницаемости флюидов используется скважинный расходомер-влагомер «Кобра-ЗбРВ», имеющий пакер, диаметр которого в раскрытом состоянии 155 мм, и позволяющий устанавливать содержание воды в нефти от 0 до 60 %.

Перед измерениями влагомер градуируют, строя эталонировочный график зависимости частоты f сигнала от процент ного содержания воды в нефти  (рис. 182, в). На влагограмме можно  установить  границу нефти  и  воды  или  их  сме' уменьшению   показаний   при   переходе   от   водоносной к нефтеносной  (см. рис. 168). Данные влагометрии позволяют определить процентное содержание воды и нефти в смеси с точностью 10 %.

Запись влагограммы производится при подъеме прибора со скоростью от 100 до 500 м/ч. Масштаб записи выбирается равным 0,5—1,0 кГц/см.

Плотностеметрия основана на изучении плотности жидкостей в стволе скважины с помощью гамма-гамма-метода в его селективной модификации по поглощению гамма-квантов. Определение плотности жидкости базируется на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов. При ограничении энергии изучения сверху величиной 1 МэВ, а снизу —величиной, при которой комптон-эффект в среде на два порядка больше фотоэффекта, результаты измерений гамма-гамма-методом отражают плот-ностную характеристику среды.

Разработаны два способа определения плотности жидкости: по изменению интенсивности гамма-излучения после прохождения гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между источником и детектором гамма-излучения,— ГГП-П и по рассеянию гамма-квантов окружающей прибор жидкостью -ГГП-Р. Модификация ГГП-П позволяет изучать плотность смеси между источником и детектором (рис. 183, а), а с помощью ГГП-Р получают среднюю плотность смеси по всему сечению колонны (рис. 183, б).

Рис.   181.  Определение  интервалов  поступления  воды  и  нефти  в  скважину по комплексу геофизических   методов   (Южный   Мангышлак, месторождение Узень, скв. 1523). / — нефть; 2— вода с нефтью; 3 — интервал перфорации

Рис.  182. Конструкция пакерного (а) и беспакерного (б) влагомеров и эталонировочный график прибора  (в).

/ — измерительный   преобразователь;   2 — центральная   обкладка   датчика;   3 — наружная обкладка датчика; 4—пакер; 5 —обсадная колонна

Рис. 183. Конструкция плотностемеров ГГП-П (а), ГГП-Р (б) и их эталонировочный график (в).