Исследования флюидов в стволе скважины

Состав поступающего из скважины флюида исследуется лабораторным способом путём отбора проб.

Как правило, флюид, поступающий из разных пластов является не однофазным, а двух или трёхфазным. Скорость движения разных фаз флюидов в стволе скважины так же отличается, что может сказываться на эксплуатационных характеристиках скважины.

Для исследования фазового состава флюидов в стволе скважины используются методы ГИС, такие как резистивиметрия, влагометрия (диэлькометрия), плотностной гамма-гамма метод (ГГМ-П) и кислородный метод (КАНГМ).

Нефть, газ и вода распределяются по сечению скважины неравномерно. В вертикальной скважине нефтяные капли и газовые пузырьки движутся в воде по центру, в наклонной скважине — по висячей образующей. Для выноса воды из скважины потоком нефти или газа необходимо, чтобы скорость потока достигала определенной критической величины, зависящей от числа Рейнольдса. При скорости потока, меньшей этой величины, образуется столб застойной воды. Наличие застойных вод в скважине снижает эффективность эксплуатации.

Переход структуры смеси из гидрофильной в гидрофобную зависит от соотношения содержаний компонент и диаметра скважин. Этот переход часто происходит скачком и отмечается на каротажных диаграммах резким изменением показаний, называемым водонефтяным разделом в стволе скважины (ВНР). Он располагается выше нефте-(газо) отдающего интервала, часто на значительном удалении от него.

Переход гидрофильной смеси в гидрофобную по результатам влагометрии отмечается на диаграмме четко выраженным увеличением удельного сопротивления. По данным влагометрии устанавливают границу нефти и воды или их смесей по снижению показаний при переходе от водоносной зоны к нефтеносной (

.При измерениях влагомером, пластовый флюид проходит внутри зонда влагомера, что позволяет исключить влияние на показания прибора стенок обсадной колонны.

С увеличением содержания воды во флюиде, показания влагомера растут. К числу недостатков влагомеров относятся зависимость результатов измерений от степени дисперсности нефти и воды в скважине, резкое снижение чувствительности к изменению водосодержания при ее значениях, превышающих 50 %, чувствительность к механическим примесям.

Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины нефть, газ, воду и их смеси. Различают смеси гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель или отдельных слоев) и гидрофобные (вода в нефти содержиться в виде капель).

Для гидрофильной смеси характерно низкое электрическое сопротивление, близкое к сопротивлению чистой воды, для гидрофобной — весьма высокое, сравнимое с сопротивлением нефти.

Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана.

Гидрофильные смеси фиксируются либо высокой электропроводностью на диаграмме резистивиметрии (кривая носит пилообразный характер с выбросами в сторону снижения проводимости – капельная нефть в воде), либо резкими изменениями электропроводности большой амплитуды (слоистая нефть в воде) (рис.17.7,б). Гидрофобная смесь (вода в нефти) характеризуется низкой электропроводностью, кривая резистивиметрии изрезана с незначительными редкими увеличениями значений проводимости Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана В случае существенного изменения температуры в интервале исследований (более 2^оC) в показания индукционного резистивиметра вносят температурную поправку, приводя тем самым значения электропроводности к одной температуре, напримерк забойной. В противном случае диаграмма резистивиметрии может быть интерпретирована неверно

Использование резистивиметра в действующей скважине имеет ряд ограничений, связанных с эмульсионной структурой жидкости притока.

В связи с этим измерение удельного сопротивления жид­кости в колонне действующей скважины для контроля за обводнением следует рассматривать как вспомогательный метод,

Плотнометрия. Метод ГГМ-П в его селективной модификации позволяет устанавливать состав и содержание флюидов в стволе скважины на основе изучения их плотности.

Разработаны два способа определения плотности жидкости: ГГП-П – изменению интенсивности гамма-излучения после прохождения гамма-квантов через слой жидкости,находящейся между источником и детектором гамма-излучени, и ГГП-Р – по рассеянию гамма-квантов окружающей прибор жидкостью.

Модификацию ГГП-П наиболее часто используют в практике, с ее помощью детально изучают плотность смеси между источником и детектором, а метод ГГП-Р определяют среднюю плотность смеси по всему сечению колонны.

На диаграмме переход от воды к нефти отмечается по началу повышения интенсивности рассеянного гамма-излучения.

Кислородный метод (кислородно-активационный нейтронный гамма-метод-КАНГМ) дает возможность оценивать состав флюидов в колонне и затрубном пространстве по результатам регистрации жесткого гамма-излучения активированных ядер кислорода быстрыми нейтронами в изучаемых средах.

Водоносные участки в стволе скважины отмечаются повышенными значениями Jкангм по сравнению с нефтегазовыми.