По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В связи с различием температур нагнетаемых и пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения (отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих – в нагнетательной скважине). Решение задачи производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой, замеренной в простаивающей скважине, удаленной от мест отбора флюида и закачки, находящейся в режиме теплового равновесия с окружающими породами) с термограммами исследуемых скважин.
Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды производится следующим образом. Обводненный пласт, в который закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой (рис. 8.5).
Обводненный пласт определяется по положению точки М, характеризующейся минимальной температурой t. Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод определяются проведением вспомогательной прямой AB. Вспомогательная прямая проводится параллельно геотерме на расстоянии 
t / 2 от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы температурного фронта соответствуют точкам пересечения а и в. В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины.
Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока, вплоть до нулевых значений. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы. Весьма перспективен метод высокочувствительной термометрии при выделении газоносных, нефтеносных и водоносных интервалов в эксплуатационных действующих и остановленных скважинах с использованием дроссельного эффекта (эффект Джоуля-Томсона).
Расчеты показывают, что при депрессии на пласт 2 МПа изменение температуры за счет дроссельного эффекта на контакте нефть-газ должно составлять от 5,8 до 9,2 °С, на разделе вода – нефть - от 0,33 до 0,73 °С и на границе вода-газ - от 5,47 до 8,47 °С.
Наличие в скважине притока газа или нефти фиксируется температурной аномалией. При поступлении газа фиксируется заметным снижением температуры, при движении нефти на фоне изменения геотермического градиента за счет дроссельного эффекта возникают небольшие положительные аномалии. Измерение таких низких перепадов температур возможно термометрами с порогом чувствительности 0,02 – 0,03ºС. Для получения максимального температурного эффекта против нефтеносных пластов необходимо проводить исследования высокочувствительной термометрией не более чем через 2-3 суток после остановки скважины (рис. 8.6).
| 
|
| Рис. 8.5 – Выделение обводненного участка пластапо данным термометрии 1 – обводненный нефтеносный песчаник; 2 – глина; 3 – нефтеносныйпесчаник; h – часть пласта, обводненная нагнетаемой водой | Рис. 8.6 – Выделение нефтеносных пластов в закрепленных скважинах методом высокочувствительной термометрии 1–нефтеносный песчаник; 2–глина; а-е – точки отбивки границ пластов |
На определенной стадии разработки нефтяные пласты начинают обводняться нагнетаемыми водами. Поступление воды в скважину свидетельствует о подходе фронта закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления (КС) и индукционного метода (ИК) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды, а в обсаженных скважинах – по данным радиоактивных методов – НГМ, ННМ-Т.
В процессе выработки залежи, особенно в ее поздней стадии, при замещении нефти или газа в пласте пресной водой, различить пласты нефтегазоносные и водонасыщенные по величине электрического сопротивления практически невозможно. Наиболее уверенно в необсаженных скважинах можно выделить обводненные пресной водой пласты по данным метода потенциалов собственной поляризации (ПС) пород.
Если пласт обводнился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой против покрывающих пород влево (рис. 8.7 а).
В случае обводнения подошвы пласта – линия глин кривой против покрывающих глин смещается вправо (рис. 8.7 б), при обводнении пласта по всей его мощности отмечается общее уменьшение амплитуды (рис. 8.7 в).
В необсаженных скважинах для выделения обводненных пластов и интервалов их обводнения пресными водами эффективны диэлектрические методы (ДИМ и ВДМ). Обводненные участки пласта отмечаются более высокими значениями диэлектрической проницаемости, чем нефтенасыщенные. Например, диэлектрическая проницаемость нефтенасыщенных песчаников составляет 5 – 13 ед., а песчаников обводненных пресной водой – более 15 ед.
Эффективны при выделении обводненных пластов и интервалов обводнения в необсаженных скважинах данные низкочастотного широкополосного акустического метода (НШАМ). Этот метод можно применять и в обсаженных скважинах, но при условии хорошего сцепления цемента с породой и колонной.
|
Рис. 8.7 - Выделение обводненных пластов пресными водами по данным метода потенциалов СП (обводнение пласта: а – в кровле; б – в подошве; в – по всей мощности)
1 – нефтеносный песчаник; 2 – обводненный песчаник; 3 – глина; 4 – кривые СП при отсутствии обводненности пласта
Контроль обводнения пластов возможен по данным радиогеохимического эффекта. В процессе разработки нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает поле аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада – радиогеохимический эффект. Подход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных элементов к нефтяным скважинам и адсорбция радиоактивных солей поверхностью цементного камня сопровождаются аномальным повышением естественной радиоактивности в обводненной части пласта. Для определения обводняющихся интервалов измеряется интенсивность естественной радиоактивности до и в процессе обводнения. Естественная радиоактивность обводненной части пласта аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной.
Радиогеохимический эффект проявляется в скважинах при вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается установившимся, если естественная радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10 % выше интенсивности естественного гамма – поля.
Расходометрия скважин
Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.
Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.
Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбина с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбина приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбина и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.
Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы. Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм.
Контрольные вопросы по теме 8
1. Какие причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин?
2. Что такое эффективная закачка?
3. Что такое технологически нестабильные среды?
4. Что относят к технологически стабильным средам?
5. Каковы источники закачиваемых вод?
6. К чему приводит повышенное содержание кислорода в воде?
7. Какие методы применяют для подготовки сточных вод?
8. Какие существуют методы контроля за разработкой при заводнении?
9. Как устанавливаются нормы закачки для каждой группы нагнетательных скважин?
10. Как происходит прослеживание фронта распространения закачиваемой воды по пласту?
11. Какие задачи решаются с помощью расходометрии?
12. Какие существуют виды расходомеров?