Термометрия в нагнетательных скважинах, страница 11

        Метод основан на различии диэлектрической проницаемости воды и нефти: Ев=50-80, Ен=2. Один из типов скважинного влагомера - это два генератора синусоидальных колебаний, в один из которых включен измерительный конденсатор проточного типа, а другой является опорным. Изменение емкости конденсатора приводит к изменению разностной частоты, которая фиксируется на кривой. Увеличение частоты, регистрируемой на поверхности, отвечает увеличению диэлектрической постоянной. При интерпретации данных используется параметр f1=(F-Fн)/(Fв-Fн), где F, Fн, Fв - частоты, регистрируемые в среде, нефти и воде: величина F1 пропорциональна содержанию воды (peгистрирует содержание воды от 0 до 60%).

Существуют пакерные и беспакерные влагомеры. Беспакерные влагомеры используют для качественной оценки состава флюидов: пакерные - для количественных определений содержания воды и нефти.

Плотностной гамма-гамма метод (ГГП).

Метод основан на изучении плотности флюидов в стволе скважины с помощью гамма-гамма метода. Плотность воды меняется от 1.0 до 1.18 г/куб.см в зависимости от минерализации; нефти - 0.7 - 0.9 г/куб.см.

Существуют две модификации метода: но просвечиванию у-квантами слоя флюида, находящегося между источником и детектором (ГГП-П) и по рассеянию у-квантов окружающим прибор флюидом (ГГП-Р). Регистрируемым параметром является интенсивность.

Барометрия  

        Барометрический -эффект проявляется при движении жидкости и газа по пласту. В результате жидкости нагреваются, а газы охлаждаются. Показания метода позволяют определять динамический уровень жидкости в стволе скважины, нефтеводораздел, пластовое давление и гидропроводность пласта.

Измерения температуры, давления, дебита и других параметров в стал процессе их эксплуатации производятся в условиях нарушенного разработкой естественного состояния физических полей: теплового, акустического и эксплуатационных скважинах на фоне нормального распределения параметр полей в интервалах поступления в ствол скважины жидкости (газа) или в нарушения герметичности эксплуатационной колонны изменяется распре этих параметров относительно нормального, т.е. возникают соответствующие аномалии. Зная физику процессов, происходящих в пласте и скважине,  исследования различных категорий эксплуатационных скважин и признаков решения конкретных нефтепромысловых задач, представленных в графическом в типовых диаграммах, проводят интерпретацию каротажных данных.

3.1.2. Нагнетательные скважины

Исследования нагнетательных скважин геофизическими методами проводятся в различных режимах работы: при закачке в скважину жидкости, при изливе, в режиме остановленной скважины. Знание особенностей распределения физических полей в этих условиях является основным отправным моментом при интерпретации данных исследования.

 Задачи, решаемые геофизическими методами в нагнетательных скважинах

При исследовании нагнетательных скважин геофизическими методами решаются следующие нефтепромысловые задачи:

- определение принимающих интервалов;

- выявление интервалов ЗКЦ в скважине;

- определение нарушения герметичности НКТ и обсадной колонны;

- построение профиля приемистости;

- определение движения жидкости по пластам.

Основные признаки решения задач

Термометрия.

Определение нарушения герметичности колонны в зумпфе. Состояние в зумпфе исправное, если термограммы при закачке и изливе в зумпфе на расстоянии 1.5-2 м вниз oт подошвы нижнего перфорированного пласта и до забоя повторяют друг друга но форме. Состояние в зумпфе нарушено, если термограммы при закачке и изливе в зумпфе в интервале перетока расходятся, причем градиент температуры при изливе ниже, чем при закачке. Термограммы выше и ниже нарушения колонны монотонны. (Датчик термометра должен быть чист.)

Определение нарушения герметичности свободной колонны выше__интервалов перфорации.  Критериями  являются:  скачкообразное  изменение  градиента температуры на замере; при изливе; изменение градиента температуры на замере при закачке (если в нижерасположенной части скважины приемистость, <30-40 куб.м/сут); пикообразная аномалия охлаждения (разогрева) на временных замерах в интервале времени 0 – 40,45 мин после прекращения закачки.