Нейтронно-активационный метод

ВВЕДЕНИЕ

 

Для уточнения положения, мощности и вертикальной неоднородности коллекторов, определения эффективности перфорации, гидроразрыва, солянокислотной обработки, оценки коэффициента продуктивности отдельных прослоев, а также для решения других задач в разрезе, вскрытом эксплуатационной скважиной, необходимо выделить интервалы, отдающие жидкость, определить дебит из каждого пласта. В нагнетательных скважинах соответственно необходимо выделить интервалы, принимающие жидкость, и определить объем жидкости, поглощаемой, каждым интервалом.

Определение профилей притока как в бурящихся, так и эксплуатационных скважинах является задачей, от корректного решения которой во многом зависит принятие решений по максимально эффективной разработке месторождений нефти и газа или проведению работ по капитальному ремонту конкретной скважины. Основными задачами, решение которых осуществляется при выполнении комплексов ГИС являются:

· определение максимально отдающих, а,следовательно наиболее перспективных для разработки интервалов притока или наоборот потенциально опасных на предмет обводнения, если скважина находится в зоне близкой к ВНК;

· определение слабо отдающих или не работающих интервалов, которые в дальнейшем могут быть подвержены работам по интенсификации притоков (кислотные обработки, термогазохимическое воздействие, ГРП и т.п.) с целью увеличения добычи;

· выявление так называемых заколонныхперетоков - мест циркуляции жидкости в заколонномпространстве [9].

Целью данной работы является литературный обзор геофизических методов по определению профиля притока и оценки эффективности методов при определении профиля притока для добывающих скважин.

Методы определения профиля притока

 

Профилем притока или приемистости пласта называется график зависимости количества жидкости или газа, поступающих из единицы его мощности, или количества воды, нагнетаемой в пласт, от глубины залегания работающего интервала [1].

 

 

Рисунок 1.1- Распределение профилей притока в скважине

 

Профили притока получают следующими методами: измерением скорости движения жидкости в стволе скважины с помощью специальных приборов, называемых дебитомерами и расходомерами (первые предназначены для исследования эксплуатационных скважин, вторые – нагнетательных); определением скорости движения по стволу скважины некоторой «метки», например радиоактивных изотопов, нагретой воды и т. п., добавленных в поток флюида, или части флюида, отличающейся радиоактивностью, температурой или другими свойствами; изучением изменений температуры флюида в его месте.

 

Метод расходометрии

 

Профиль притока по данным расходометрии (дебитометрии) выделяют с помощью двух основных типов расходомеров - турбинного (вертушечного) или термоэлектрического (термокондуктивного) [2].

В расходомере вертушечного типа используется электромеханический преобразователь частоты вращения турбинки, приводимой в движение потоком жидкости, в последовательность электрических сигналов. Последние по кабелю передаются на поверхность, где и регистрируются. Частота вращения турбинки расходомера пропорциональна скорости потока исследуемой жидкости. Перед измерениями прибор градуируется для установления соответствия между скоростью потока и вырабатываемым электрическим сигналом[9].

Необходимым элементом конструкции скважинного прибора является пакер, используемый для перекрытия кольцевого зазора между пакером и колонной.

Достаточно высокая информативность потокометрии с помощью электромеханического расходомера в вертикальных нефтяных и газовых скважинах резко снижается в наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Это связано с тем, что при больших значениях зенитного угла происходит расслоение фильтрующегося потока на отдельные фазы, каждая из которых перемещается с собственной скоростью.

Преимуществом метода расходометрии является высокая чувствительность при значительных скоростях потока. При низких скоростях движения жидкости чувствительность метода падает[2].

Термокондуктивные расходомеры работают по принципу термоанемометра. В поток скважинной жидкости помещается спираль, нагреваемая постоянным стабилизированным током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Эта же спираль термосопротивление является датчиком расходомера. Набегающий поток жидкости или газа охлаждает спираль и тем самым изменяет ее,активное сопротивление. Температура датчика колеблется в зависимости от скорости движения охлаждающей жидкости. Фиксируя изменение сопротивления термодатчика, получают кривую термокондуктивнойрасходометрии. Величина теплоотдачи термосопротивления зависит также от тепловых характеристик среды, силы тока, диаметров скважины и колонны. В скважине с постоянным диаметром и однородной средой на теплоотдачу термосопротивления влияет только средняя линейная скорость потока, что позволяет измерить его скорость и построить профиль притока или поглощения флюида[9].

Наибольшее распространение в практике работ получили скважинные термоэлектрические дебитомеры-расходомеры типа СТД-2 и СТД-4.

Прибор СТД-2 используется для исследования фонтанирующих и нагнетательных скважин, СТД-4 – скважин, эксплуатирующихся при помощи штанговых насосов. В приборах типа СТД изменение активного сопротивления датчика RД измеряется по мостовой схеме. Приборы типа СТД (рисунок 2) могут работать также в режиме термометра для измерения абсолютной температуры [7].

 

Рисунок 1.2- Электрическая схема скважинного дебитомера – расходомера типа СТД

В этом случае в электрическую схему прибора включается сопротивление, которое создает на чувствительном скважинном плече мостасилу тока в 10 – 12мА, поэтому термодатчик не разогревается. При работе прибора в режиме дебитомера (расходомера) это дополнительное сопротивление на токовой цепи выключается, и сила тока при этом становится равной 120 – 150мА. Приборы СТД-2 позволяет определять дебиты нефти, воды или двухфазных смесей в диапазоне от 1 – 3 до 300м³/сут. Скорость записи прибора в режиме дебитомера (расходомера) до 100м/ч, в режиме термометра – до 500 м/ч. Стабильность работы СТД в режиме дебитомера-расходомера обеспечивается при температуре окружающей среды до 80ºС, в режиме термометра – до 120ºС при давлении в обоих случаях до 4·107Па[7].

Термокондуктивные расходомеры обладают более высокой, чем механические, чувствительностью, не вносят гидродинамических сопротивлений в поток жидкости. Имеют высокую проходимость в скважинах благодаря отсутствию пакера, не подвержены влиянию загрязняющих механических примесей и надежны в работе. Однако показания термокондуктивных расходомеров существенно зависят от состава смеси, протекающей по стволу скважины, поэтому практически терморасходограммы могут быть использованы для количественной интерпретации только при потоках однофазного флюида[7].

К достоинствам термокондуктивныхдебитомеров относятся:

- сравнительно высокая чувствительность в диапазоне низких и средних дебитов позволяет фиксировать малые радиальные притоки в однокомпонентной среде.

- отсутствие пакерующих устройств и движущихся механических элементов (турбинок), что обеспечивает надёжность эксплуатации термокондуктивныхдебитомеров.

При контроле за разработкой нефтяных месторождений термокондуктивныйдебитомер служит в основном лишь в качестве индикатора притока.

Данные термокондуктивнойдебитометрии используются для решения следующих задач:

- выделение интервалов притока или приёмистости, а также выявления мест негерметичности обсадной колонны при исследовании действующих скважин;

- выявление перетоков между перфорированными пластами при исследовании остановленных скважин.

Применение термокондуктивнойдебитометрии основано на использовании в качестве датчика скорости потока термоанемометра с прямым или косвенным подогревом. В качестве датчика используют нагреваемый до температуры выше окружающей среды резистор.

При увеличении скорости притока жидкости происходит уменьшение температуры датчика. Поэтому местоположение притоков определяют по положению минимальных значений температуры на дебитограммах.

На количественную оценку скорости потока флюида в скважине сильно влияет фазовый состав флюида, а также направление движения флюида, температура окружающей скважину среды.

На рисунке 3 показаны диаграммы дебитометрии, зарегистрированные механическим и термокондуктивнымдебитомерами[9].

Дифференциальную дебитограмму2 получают из интегральной дебитограммы1 делением разности дебитов в интервалах перфорации на толщину интервала, для которого определена разность дебитов.

 

 

а б

Рисунок 1.3 - Диаграммы дебитометрии, зарегистрированные

механическим (а) и термокондуктивным (б) дебитомерами:

1-интегральная дебитограмма; 2-дифференциальная дебитограмма

 

Технологию проведения дебитометрии скважин можно осуществлять как при спуске, так и при подъеме скважинного прибора с частичнойпакеровкой или при ее отсутствии [2].

При обработке дебитограмм следует учитывать влияние скорости и направления перемещения измерительного прибора в скважине. Так, например, в случае перемещения дебитомера навстречу потоку чувствительность механического дебитомера возрастает, а термокондуктивного падает. При этом необходимо вводить поправку за скорость движения скважинного прибора. При совпадении направления скоростей движения потока и дебитомера скорость потока жидкости будет завышена, а при разнонаправленном движении занижена.

На диаграмме термокондуктивногодебитомера нижняя граница интервала притока определяется по началу спада кривой, а верхняя - по точке перегиба. Количественную оценку дебита проводят по разнице&Т между показаниями датчика температур над и под интервалами притока. Предварительно устанавливают соотношение между величинами 6Т и дебитами.

Нижний предел чувствительности механического расходомера определяется инерционностью его турбинки.

Количественное определение состава притока по данным термокондуктивнойдебитометрии в случае многофазного потока невозможно из-за сильной зависимости показаний метода от состава флюида, температуры фаз потока и других факторов.

Точность оценки дебитов по данным дебитометрии зависит от качества пакеровки, изменения внутреннего сечения обсадных труб, нарушения сплошности цементного камня, формирования столба жидкости на забое скважины, препятствующего притоку углеводородов в скважину (особенно в случае применения беспакерныхдебитомеров), эксцентриситета дебитомера. Последнее ограничение особенно важно для дебитомеров малого диаметра при отсутствии у них центраторов.

Данные по профилю притока могут быть использованы для определения неоднородности по проницаемости продуктивного пласта путем установления работающих участков, а через этот параметр выйти на коэффициент охвата. Последний определяется как отношение суммарной работающей толщины пласта к его эффективной толщине, На практике коэффициент охвата используется для обоснования технологии вытеснения на длительно разрабатываемых месторождениях[9].

 

Метод термометрии

 

Определение интервалов притока, поглощения и затрубной циркуляции по данным термометрии основано на изучении изменения теплового поля в действующих добывающих и нагнетательных скважинах[9].

Поступление газа из пласта в скважину сопровождается охлаждением в процессе его расширения согласно эффекту Джоуля-Томсона. Поэтому отдающие газ интервалы выделяются на термограммах температурными аномалиями. Определение интервалов и источников затрубной циркуляции по данным термометрии основано на изучении теплообмена между заполняющей скважину жидкостью и циркулирующими в затрубном пространстве флюидами. В процессе теплообмена между двумя указанными средами через определенное время происходит стабилизация температуры[9].

Затрубную циркуляцию можно установить по резкому изменению градиента температур на термограмме, зарегистрированной на участке скважины, вскрывающей два сообщающихся между собой пласта и разделяющую их вмещающую породу. За нижнюю границу зоны затрубной циркуляции на термограмме принимают кровлю нижнего из двух рассматриваемых пластов, а за верхнюю границу зоны - подошву верхнего пласта[9].

Местоположение источника затрубной циркуляции и фазовый состав флюида определяют по взаимному расположению термограммы и геотермы в зоне аномального участка. Геотерма может находиться слева, справа по отношению к термограмме или ее пересекать (рисунок 1.4)[9].

В первом случае источник притока флюида определяют по точкеА, соответствующей максимальным значениям температуры (рисунок1.4, I, а, б). Если точкаА находится внизу, то переток флюида в затрубье происходит снизу вверх. В случае, когда точка максимальной температуры расположена вверху, переток направлен сверху вниз. Если положение точки максимальной температуры определить сложно (рисунок1.4, I в, II в, III в), то необходимо сравнивать давления в нижнем и верхнем пластах. Источником притока является пласт с большим давлением. При расположении термограммы левее геотермы источник притока флюида определяют по положению точкиВ, соответствующей минимальной температуре на участке термограммы между двумя рассматриваемыми пластами. Если точкаВрасположена внизу, то направление перетока соответствует перетоку из нижнего пласта в верхний, и нижний пласт является либо газонасыщенным, либо обводненным закачиваемыми водами с температурой ниже пластовой. Когда точка минимальной температуры расположена вблизи верхнего пласта, переток происходит сверху вниз (рисунок1.4, II б)[9].

 

а б в

 

Рисунок 1.4 - Выделение интервалови источников затрубной

циркуляции по данным термометрии (по Ю.В. Коноплеву и др.):

1 - песчаник; 2- направление затрубной циркуляции; 3 - термограмма; 4- линия, параллельная оси глубин; 5 –геотерма

 

Если геотерма пересекает термограмму, то источник поступления притока определяют следующим образом. Если наибольшая площадь, ограниченная геотермой и термограммой, расположена в зоне верхнего пласта, то он и является источником перетока. И наоборот, источник притока расположен внизу, если наибольшая площадь, образуемая термограммой и геотермой, находится в нижней части разреза [9].

 

 

Рисунок 1.5 – Построение профиля приемистости по данным высокоточной термометрии

 

Метод шумометрии

 

Выделение интервалов затрубной циркуляции по данным низкочастотной пассивной акустики (шумометрии) основано на регистрации низкочастотных звуковых колебаний, образующихся циркулирующими через отверстия и дефекты в колонне флюидами (рисунок1.6)[1].

 

 

Рисунок1.6 -Пример использования данных шумометрии при выделении работающих интервалов

 

Чувствительным элементом акустической шумометрии является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), расположенный в отдельном модуле сборки «притока-состава» или конструктивно совмещённый с одним из приёмников акустической цементометрии (в последнем случае измерения проводят отдельной спускоподъёмной операцией при выключенном излучателе)[1].

Нейтронно-активационный метод

 

Выделение интервалов затрубной циркуляции по данным радиоактивных исследований осуществляют нейтронно-активационным методом по кислороду (кислородный каротаж)[1].

В основе метода лежит использование нейтронно-активаци­онных характеристик ядерной реакции типа О^ft(n, p)N¹⁶. Указанная реакция является пороговой, т.е. она протекает, если энергия порога больше 10,6 МэВ. Поскольку спектры известных изотопных источников нейтронов обрываются при энергии около 11 МэВ, единственным приемлемым источником является генератор нейтронов с тритиевой мишенью, вырабатывающий нейтроны с энергией 14,1 МэВ. Период полураспада радиоактивного изотопа N¹⁶составляет 7,35 с, а энергия гамма-излучения 6,13 и 7,11 МэВ. Так как максимальное значение гамма-излучения естественной радиоактивности горных пород не превышает 3,0 МэВ, измерения активационного гамма-излучения изотопа N¹⁶при пороге дискриминации 3,0 МэВ являются бесфоновыми.

Зондовое устройство скважинного прибора содержит управляемый источник нейтронов (нейтронную трубку) и два сцинтилляционных детектора на основе германата висмута, один из которых установлен на расстоянии 50 см ниже центра мишени генератора, а другой - на 25 см выше мишени.

Процесс измерения заключается в непрерывной регистрации двух кривых активационного гамма-излучения коротким и длинным зондами. При этом показания большого зонда в статике (Ѵзв = 0) меньше показаний малого зонда. При наличии перетока показания одного из зондов будут расти, а другого - уменьшаться в зависимости от направления потока. Следует иметь в виду, что истинная скорость потока может быть завышена или занижена в зависимости от того, совпадают или нет направления движения потока и перемещения измерительного устройства по скважине.

Если дебит перетекающего флюида меньше 5м³/сут, интервал перетекающего флюида надежно не выделяется. В этом случае необходимо переходить с непрерывного на дискретный режим измерений наведенной активности кислорода, то есть в отдельных точках разреза скважины.

При интерпретации данных спектрометрической модификации нейтронно-активационного метода по кислороду (СНАМ) пользуются не только абсолютными значениями интенсивности активационного гамма-излучения, измеренными на двух зондах, но и их отношениями[1].