Способ контроля продуктивности углеводородосодержащих интервалов

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК 213 А 1 7 1 5 Е ЕТЕЯИЯ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОВЕДОМСТВО СССР(ГОСПАТЕНТ СССР) Г 1 ИСАНИЕ ИЗОБР АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВ(71) Среднеазиатский государственный научно-исследовательский и проектный институт газовой промышленности,Производственное объединение "Узбекгидрогеология" .(56) Авторское свидетельство СССР .М 972071, кл, Е 21 В 47/10, 1980.Авторское свидетельство СССРйт 1326054, кл. С 01 Ч 5/10, 1985.Авторское свидетельство СССРМ 972074, кл. Е 21 В 47/10, 1980. Изобретение относится к области горого дела, а именно к нефтедобывающе промышленности и, в частности, к способам селективного выделения обводненных нефтегазонасыщенных интервалов и повышения отдачи продуктивных пластов,Цель изобретения - повышение достоверности контроля продуктивности углеводородосодержащих интервалов,.На фйг,1 показан разрез скважины с продуктивными горизонтами; на фиг.2 - каротажные 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 - результаты геофизических измерений, выполненные через заданный интервал времени после закачки термонейтроноконтрастирующего вещества,(54) СПОСОБ КОНТРОЛЯ ПРОДУКТИВНОС 1 И УГЛЕВОДОРОДОСОДЕРЖАЩИХ ИНТЕРВАЛОВ57) Использование: в нефтедобывающей промышленности для выделения обводненных нефтегазонасыщенных интервалов. Сущность изобретения: в скважине предварительно проводят геофизические исследования, затем закачивают в скважину термоконтрастирующий индикатор и нейтроноконтрастирующее 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 нейтронных аномалий - о продуктивности проницаемых интервалов, 4 ил. Предлагаемый способ осуществляется следующим образом,В скважине бурением вскрыт продуктивный горизонт 1, состоящий из пласта А - , ОО представленного нефтенасыщенным песца- . С 1 ником на карбонатном глинистом цементе, (Я являющемся слабопроницаемым коллекто- Я ром, отмечающийся на кривой ПС слабой отрицательной аномалией с относительной амплитудой ПС=О,З - 0,4 с Кп=10-15%; пласт Б. представленный высокопористым слабо- глинистым песчаником, на кривой ПС отмечается глубокой отрицательной аномалией ПС с относительной амплитудой ПС= 0,8- 0,85 с КО=20-22%, пласт В - высокопористый песчаник, также отмечается аномалией, где ПС=0.9-0,9, КО=20-25%, пласт Г - наиболее высокопористый коллектор, на кривой ПС отмечается максимальным отклонением кривой ПС с ПС=1 иКп=20-30%, пласт Д - высокопористый коллектор с относительной амплитудойП С=0,8-0,9 с .Кп=20-25%Продуктивный интервал 1 обсажен обсадной колонной 2 и перекрыт цементнымраствором в затрубном пространстве 3. Обсадная труба 2 перфорирована 4 во всеминтервале продуктивного пласта 1. Скважина оборудована насосно-компрессорнойтрубой 5 (НКТ).В скважине, где отмечается поступление пластовой жидкости, для выделения обводненного интервалапроводятгеофизические исследования в следующейпоследовательности.Проводят фоновые замеры термометрии и нейтронометрии, результаты которыхпредставлены соответственно нэ диаграммах би 7,. Затем подготавливают раствор хлористого кадмия в метаноле и закачивают его вскважину, Соотношение термоконтрастирующего вещества - .метанола и нейтронноконтрастирующего вещества - солейхлористого кадмия выбирают таким, чтобыоно соответствовало минерализации пластовых вод не менее 100 г/л, Это.обосновы,вается тем, что при высокой минерализациипластовых вод нейтронные методы исследования скважин являются наиболее эффективными, так как сечение захвата тепловыхнейтронов хлористого кадмия примерно в50 раз выше; чем хлористого натрия; то;следовательно, концентрация хлористогокадмия в закачйваемом растворе должнабыть 5 - 1 г/л, что и будет соответствовать понейтронным свойствам минерализациипластовых вод 200 г/л по хлористому натрию.Исходя из диаметра скважины и мощности исследуемого интервала. рассчитываютобъем требуемого раствора, Этотобъем неменее чем в два раза должен превосходитьобъем скважины в интервале исследования.После закачки раствора создают противодавпение с целью предотвращения преждевременного выноса," меченого". раствора из пласта и производят термометрию и нейтронометрию (диаграммы соответственно 8 и 9 фиг.З). Нейтронометриюосуществляют нейтронным каротажем потепловым нейтронам.Обводненный интервал 1 определяютпо положительной аномалии 10 на диаграмме 8 термометрии и отрицательной аномалии 11 на диаграмме 9 нейтронометрии,Газонефтенасыщенные интервалы А, Б,Й 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 заколонных перетоков сопоставляют нейтрономет 5 рию, полученную до закачки (диаграмма 6) ипосле закачки диаграмма 9) контактирующего агента выше пласта А, по уменьшениюпоказаний аномалии 15, полученной послезакачки, судят о наличии заколонных пере"0 токов в затрубномпространстве 3 (фиг.2 - 4).Пласт А и вышележащие Интервалы не перфорированы.Достижение" иосавленной цели обосновывается следующим.Применение в качестве термо-нейтроноконтрастирующей смеси метиловогоспирта, с хлористым кадмием, в отличие отводных растворов, не ухудшает коллекторские свойства (проницаемости) пласта вви 20 ду отсутствия набухания глинистых частиц.Раствор хлористого кадмия в метиловом спирте является устойчивой во временитермо-нейтроноконтрастирующей смесью,что позволяет после ее закачки в скважину25 в результате ряда последовательных измерений проследить динамику образования ивременных изменений термо- и нейтронныханомалий, что в конечном счете-повышаетточность и надежность контроля продуктив 30 ности углеводородосодержащих интервалов,Заявляемый способ позволяет совместить процесс осушения скважины и проведения геофизических измерений, сократив35 количество спускоподъемных операций засчет сокращения числа фоновых и текущихзамеров,Одновременное снятие термо- и нейтронограмм повышает точность и упрощает40 обработку результатов исследований,Формула изобретения Способ контроля продуктивностиуглеводородосодержащих интервалов; включающий проведение фоновых геофизических измерений, закачку в скважину в качестветермоконтрастирующего индикатора, например, метилового спирта и последующее измерение температурных аномалйй вдоль50ствола скважины, о т л и ч а ю щ и й с я тем,что, с целью повышения достоверности контроля, предварительно в метиловом спиртерастворяют хлористый кадмий и дополнительно измеряют нейтронные аномалии 55 вдоль ствола скважины, при атом об обвоцненности пласта судят по согласованным термическим и нейтронным аномалиям, опродуктивности - по величине выявленныхнейтронных аномалий.180521353 5 Ч 5 Х яс ВЮО Иааф ннг/фуиже., - 3 йаюо 8 9 030 ЮУО лио чаоо О б 9 иг, ФСоставитель И.Диве Редактор Техред М.Моргентал Корректор А.Коз Заказ 930, Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ С 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5