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 Н₂в 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.