Способ контроля продуктивности углеводородосодержащих интервалов Советский патент 1993 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к области горного дел а, а именно к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам селективного выделения обводненных нефтегазонасыщенных интервалов и повышения отдачи продуктивных пластов.

Цель изобретения - повышение достоверности контроля продуктивности углево- дородосодержащих интервалов..

На фйг.1 показан разрез скважины с продуктивными горизонтами; на фиг.2-каротаж-, ные термо- и нейтронная диаграммы, полученные до проведения операций; на фиг.З - каротажные диаграммы, полученные сразу после закачки в скважину хлористого кадмия с метиловым спиртом; на фиг.4 - ре-. зультаты геофизических измерений, выполненные через заданный интервал времени после закачки термонейтроноконтрастирую- щего вещества.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

В скважине бурением вскрыт продуктивный горизонт 1, состоящий из пласта А - представленного нефтенасыщенным песчаником на карбонатном глинистом цементе, являющемся слабопроницаемым коллектором, отмечающийся на кривой ПС слабой отрицательной аномалией с относительной амплитудой ,3-0,4 с Кп 10-15%; пласт Б, представленный высокопористым слабоглинистым песчаником, на кривой ПС отмечается глубокой отрицательной аномалией ПС с относительной амплитудой ПС 0,8- 0,85 с Кп 20-22%, пласт В - высокопористый песчаник, также отмечается аномалией, где ,9-0,9, Кп 20-25%, пласт Г- наиболее высокопористый коллектор, на кривой ПС отмечается максимальным отклонением кривой ПС с и

о

ел го

со

Кп 20-3р%, пласт Д - высокопористый коллектор с относительной амплитудой ,8-0,9сКп 20-25%.

Продуктивный интервал 1 обсажен обсадной колонной 2 и перекрыт цементным раствором в затрубном пространстве 3. Обсадная труба 2 перфорирована 4 во всем интервале продуктивного пласта 1. Сква- Жина оборудована насосно-компрессорной трубой 5 (НКТ). чу. :...--.

В скважине, где отмечается поступление пластовой жидкости, для выделения обврдненного интервала, проводят геофизические исследования в следующей последовательности. ;V

Проводят фоновые замеры термометрии и нейтронометрии, результаты которых представлены соответственно на диаграммах б и 7. :- -,.-. ;.:

: Затем подготавливают раствор хлористого кадмия в метаноле и закачивают его в скважину. Соотношение термоконтрастиру- ющего вещества -метанола и нейтронно- контрастирующего вещества - солей хлористого кадмия выбирают таким, чтобы оно соответствовало минерализации пластовых вод не менее 100 г/л. Это обосновывается тем, что при высокой минерализации пластовых вод нейтронные методы исследования скважин являются наиболее эффективными, так как сечение захвата тепловых нейтронов хлористого кадмия примерно в 50 раз выше, чем хлористого натрия,1 то, следовательно, концентрация хлористого кадмия в закачиваемом растворе должна быть 5-1 г/л, что и будет соответствовать по нейтронным свойствам минерализации пластовых вод 200 г/л по хлористому натрию- : : .;.;:- -: ;:У /;; V ;- ./ ;-.- .

Исходя из диаметра скважины и мощно- ;Стй исследуемого интервала .рассчитывают объем требуемрго раствора. Этогобъем не менее чем в два раза должен превосходить объём скважины в интервале исследования. -.-, После закачки раствора создают противодавление с целью предотвращения преж- д е в р ё м е н н о г о в ы н оса , м е ч е н Р г о , раствора из пласта и производят терм о.мёт- рию и нейтронометрию (диаграммы соответственно 8 и 9 фиг.3). Нейтронометрию осуществляют нейтронным каротажем по тепловым нейтронам.

Обводненный интервал 1 определяют по положительной аномалии 10 на диаграмме 8 термометрии и отрицательной аномалии 11 на диаграмме 9 нейтронометрии.

Газонефтенасыщенные интервалы А, Б, Ё и Д определяют по отсутствию термоаномалий на диаграмме 8 и соответственно по

пониженным значениям аномалий 12, 13, 14 на кривой 9 нейтронометрии.

Для определения возможных заколон- ных перетоков сопоставляют нейтронометрию, полученную до закачки (диаграмма 6) и после закачки (диаграмма 9) контактирующего агента выше пласта А, по уменьшению показаний аномалии 15, полученной после закачки, судят о наличии заколонных перетоков в затрубном пространстве 3 (фиг.2-4). Пласт А и вышележащие Интервалы не перфорированы.

Достижениё п ос тавленной цели обосновывается следующим.

Применение в качестве термо-нейтро- ноконтрастирующей смеси метилового спирта, с хлористым кадмием, в отличие.от водных растворов, не ухудшает коллектор- скиё свойства (проницаемости) пласта ввиду отсутствия набухания глинистых частиц.

Раствор хлористого кадмия в метило;

вом спирте является устойчивой во времени

термо-нейтроноконтрастирующей смесью,

что позволяет после ее закачки в скважину

-в результате ряда последовательных измерений проследить динамику образования и временных изменений тёрмо-и нейтронных аномалий, что в конечном счете-повышает точность и надежность контроля продуктивности углеводородосодержащих интервалов, . .--.. . . . . ;

Заявляемый способ позволяет совместить процесс осушения скважины и прове: дения геофиз ических измерений, сократив

количество спускоподъемных операций за; счет сокращения числа фоновых и текущих замеров,

Г Одновременное снятие термо- и нейт- ронограмм повышает точность и упрощает

обработку результатов исследований.

Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я : Способ контроля продуктивности угле- водородосбдержащих интервалов,- включающий проведение фоновых геофизических измерений, закачку в скважину в качестве термоконтрастирующего индикатора, например, метилового спирта и последующее . измерение температурных аномалий вдоль

ствола скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности контроля, предварительно в метиловом спирте растворяют хлористый кадмий и дополнительно, измеряют нейтронные аномалии

вдоль ствола скважины, при этом об обводненности пласта, судят по согласованным

термическим и нейтронным аномалиям, о

1 продуктивности - по величине выявленных

нейтронных аномалий.

«им/выи одоод 000$ ,.0003} Р .риф.: .;.;,

O.tf Ј

} Р

O.tf Ј W &

Of 01

J38 ЮМ)

8 : 9

0№00 ifOOD №00 KW//

Использование: в нефтедобывающей промышленности для выделения обводненных нефтегазонасыщенных интервалов. Сущность изобретения: в скважине предварительно проводят геофизические исследования, затем закачивают в скважину термоконтрастирующий индикатор и нейт- роноконтрастирующее вещество, после чего измеряют-температуру вдоль ствола скважины и проводят нейтронометрию, что выявленным согласованным термо- и нейтронным аномалиям судят об обводненности пласта, а по величине вновь выявленных нейтринных аномалий - о продуктивности проницаемых интервалов. 4 ил. (Л

Редактор

Составитель И.Дивеев Техред М.Моргентал

fev;; V-

.

Корректор А.Козориз