Гидродинамический каротаж (ГДК) разработан во ВНИИГИСе [17]. Исследования проводятся аппаратурой ГДК-1, опускаемой в скважину на каротажном кабеле типа КГБ в комплексе с обычным наземным промыслово-геофизическим оборудованием. Регистрация диаграмм осуществляется с помощью наземного пульта опробователя ПО и фоторегистратора каротажной станции. Прибор рассчитан на работу в скважинах диаметром 190—280 мм при максимальном внешнем давлении 60 МПа и рабочей температуре 120 °С. Число исследований приточных участков за один спуско-подъем в скважину составляет не менее 20 при притоке жидкости и 15 при притоке газа. Для изучения одного участка отбирается до 800 см3 флюида. Предел допустимой погрешности средств измерения ±2,5%.

В процессе исследования устанавливаются следующие гидродинамические параметры пласта: коэффициент проницаемости, пластовое давление, эффективная мощность отдающей части пласта, профиль отдачи или приемистости пласта, положение водонефтяного и газожидкостного контактов и др. Затраты времени на исследование одного участка составляют в среднем 3—5 мин.

Измерения ГДК-1 проводятся после геофизических измерений и выделения в разрезе интервалов, подлежащих дальнейшему изучению. Результаты исследования регистрируются в виде диаграммы давления характерной формы, которая изменяется в зависимости от проницаемости пласта, соотношения давлений в пласте и скважине, надежности работы прибора. На результаты измерений оказывает влияние глубина проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт на момент проведения замера.

Методика определения проницаемости заключается в следующем. На пласт воздействуют максимальной депрессией, равной по величине пластовому давлению и обеспечивающей очистку прискважинной зоны пласта от глинистых частиц, проникших в пласт при бурении. После этого с помощью прибора производят отбор ограниченных объемов флюида, чаще всего фильтрата, при несколько пониженных депрессиях. Проведением отбора флюида при нескольких постоянных, но различных по величине депрессиях удается учесть отклонение фильтрации от линейного режима и вычислить абсолютное значение коэффициента проницаемости. Типичные диаграммы давления, получаемые аппаратурой ГДК-1, показаны на рис. 166.

Картинка

Расчет коэффициента абсолютной проницаемости в случае ламинарного режима в общем виде производится по формуле

Картинка

где V1, V2, Δt1, Δt2 — объемы отобранной жидкости и время ее отбора при депрессиях соответственно Δp1 и Δр2; μ— вязкость жидкости; А — геометрический коэффициент, равный 10,7 для круглого и 15,2 для щелевидного отверстия стока. При V1=V2=Vж формула (XIII.40) будет иметь вид

Картинка

где Vж— объем отобранной жидкости при любой пониженной депрессии.

Проницаемость, определенная по (XIII.40) и (XIII.41), будет абсолютной только в случае водоносного пласта. При исследовании нефтеносного пласта с остаточной нефтенасыщенностью в зоне проникновения определяется коэффициент фазовой проницаемости по воде (фильтрату промывочной жидкости). Определение абсолютной проницаемости достигается введением соответствующей поправки за остаточную нефтенасыщенность.

Как видно из рис. 167, в водоносных пластах значения эффективной водопроницаемости, определенные по ГДК и по усредненным данным керна, практически совпадают (расхождения не превышают 10—20%), а в нефтеносных пластах эффективная проницаемость оказывается существенно заниженной и тем больше, чем выше остаточная нефтенасыщенность. По данным исследования кернов остаточная нефтенасыщенность продуктивных пластов колеблется в пределах 14—35%. В отдельных случаях, как следует из показаний ГДК, остаточная нефтенасыщенность может достигать 40 % .

Данные ГДК успешно применимы для определения контактов: газ — нефть, газ — вода, нефть — вода. При этом руководствуются следующими особенностями гидродинамического каротажа. При опробовании пластов приборами ГДК используют значительные депрессии. Это способствует эффективному поступлению газа в измерительный баллон, что ведет к завышению коэффициентов относительной проницаемости. knp. эф, рассчитанные по ГДК для газоносных пластов, на порядок и более завышены относительно knp. эф таких же водонасыщенных пластов. Завышение knp. эф в газоносных пластах вызвано значительно меньшей вязкостью газа по сравнению с жидкостью (нефтью, водой), в то время как в ГДК при расчетах knp. эф вязкость принимается равной единице.

Картинка

В результате при переходе от газонасыщенной части пласта к нефтенасыщенной условная расчетная величина knp. эф резко снижается, что служит признаком для выделения ГНК. При переходе от нефтенасыщенной части пласта к водонасыщенной расчетные значения knp. эф снова возрастают, так как фазовая проницаемость воды при низких температурах выше фазовой проницаемости нефти, что служит основанием для выделения границы водонефтяного контакта (рис. 168). По данным ВНИГИК, погрешность в определении местоположения границ ГНК и ВНК при этом не превышает ±0,4 м.

ГДК достаточно эффективен при изучении терригенных разрезов в тех случаях, когда забойное давление не превышает 50 МПа, а температура не более 70 °С. Это подтверждается результатами опробования на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, Мангышлака и Якутии. В карбонатном разрезе применение ГДК ограничено из-за наличия трещинных и кавернозных коллекторов, затрудняющих герметизацию интервала отбора флюида.

В заключение следует отметить, что проницаемые интервалы в разрезе скважин выделяются методами ГИС достаточно надежно. Однако возможности этих методов для количественной оценки фильтрационных свойств пород, а следовательно, и проницаемости продуктивных пластов пока недостаточны. Погрешности определения проницаемости по результатам геофизических исследований значительны и существенно превышают допускаемые при определении коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности.

Комментариев к статье нет..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)