Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам контроля процесса освоения и повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин геофизическими методами.

Целью изобретения является повышение точности и надежности выявления и локализации зон проникновения соляной кислоты за обсадной колонной в процессе солянокислотной обработки СКО продуктивных пластов геофизическими методами.

Заколонной циркуляцией флюидов принято называть любое их вертикальное движение за обсадной колонной (не различая, где происходит движение - в пласте или цементном кольце), которое можно установить с помощью геофизических методов. При удачном выборе комплекса геофизических исследований могут одновременно решаться такие задачи, как определение интервалов обводнения пласта и выявление интервалов затрубной циркуляции (Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. Ф.А.Алексеев, И.В.Головацкая, Ю.А.Гулин, М., Недра, 1978, стр.280-281).

Заколонные перетоки могут возникать в скважинах, из-за нарушения герметичности заколонного пространства в результате механических и физико-химических воздействий на колонну и цементное окружение. Сложность обнаружения интервалов затрубной циркуляции в процессе испытания и эксплуатации скважин заключается в том, что часть из них имеет скрытый характер и традиционные способы исследования скважин геофизическими методами (электрометрический, акустический, радиоактивный, термометрия) оказываются малочувствительны к фильтрации флюидов ввиду их малых дебитов. Хорошее качество цементирования по данным методов акустической и гамма-цементометрии (АКЦ, СГДТ) не гарантирует надежности изоляции заколонного пространства после испытания скважин. Ухудшение качества изоляции заколонного пространства может произойти при перфорации в результате действия ударной волны на обсадную колонну и цементное окружение. Выполнение работ по повышению продуктивности пласта путем СКО может привести к увеличению емкости и проводимости переточных каналов в цементе за счет химического воздействия на цементных камень.

Известен способ определения межколонных и межпластовых перетоков в скважине [1]. В соответствии с этим способом в заданный интервал скважины опускают радиоактивные изотопы в контейнере на внешних элементах конструкции спускаемой эксплуатационной колонны. Наличие заколонных перетоков оценивают по данным контрольных замеров по повышению гамма-активности относительно первоначального значения.

Недостатком этого способа является то, что он позволяет определить наличие перетоков только, когда они образуются в зоне расположения точечного радиоактивного источника. При этом заколонный переток в большинстве случаев может огибать место расположения точечного радиоактивного источника. Способ не позволяет однозначно локализовать место начала притока.

Известен способ [2] определения заколонных перетоков, основанный на применении меченного раствора радиоактивными элементами, закачке его через нарушения колонны или через интервал перфорации в заколонное пространство и последующем измерении гамма-активности в исследуемом интервале скважины. По изменению значений гамма-активности определяют место поглощения меченого раствора и пути его фильтрации.

Недостатком данного способа является то, что он технически сложен для осуществления, а применение радиоактивных элементов для приготовления и использования меченого раствора повышает опасность радиационного загрязнения окружающей среды.

Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является способ [3] определения интервалов циркуляции флюидов в процессе эксплуатации скважины, основанный на применении комплекса радиоактивных методов: стационарных нейтронов НГК и импульсного нейтрон-нейтронного ИННК. Результаты исследований комплексом методов НГК и ИННК позволяют однозначно установить наличие затрубной циркуляции благодаря их различной чувствительности к хлорсодержанию. По расхождению показаний НГК и ИННК возможна оценка движения жидкости за колонной по цементному кольцу и прискважинной части пласта.

Недостатком данного способа является то, что в большинстве случаев при глубоких зонах проникновения раствора в пласт-коллектор решение может быть неоднозначным. При использовании ИННК стремятся достичь максимальной информации о пласте, поэтому основное внимание уделяют дальней области временного спада плотности тепловых нейтронов, так как считается, что в ближней области доминирует влияние скважины. Применение стационарных источников нейтронов в комплексе радиоактивных методов исследований в интервалах нарушения целостности колонны, которыми являются также интервалы перфорации, повышает аварийную радиационную опасность.

В известных авторам источниках патентной и научно-технической информации не описано способа целенаправленного использования нейтронных характеристик ближней временной области для практического решения геолого-технических задач, в том числе выявления и локализации зон проникновения кислоты при СКО.

Сущность способа заключается в дифференцированном выявлении и локализации зон проникновения и скопления соляной кислоты за обсадной колонной в цементе и пласте при СКО в интервале перфорации по данным метода ИННК. По характеру изменения декремента затухания тепловых нейтронов, определяемого во временных окнах, соответствующих двум временным задержкам, исключающим их взаимное влияние, оценивается преимущественное проникновение и скопление кислоты в заданный интервал, либо ее продвижение по каналам перетока в цементном камне и скопление в полостях цемента и возможное проникновения в другие пласты.

Поставленная цель достигается следующим образом. Известно, что временное распределение плотности тепловых нейтронов при исследовании скважин методом ИННК зависит от особенностей конструкции и заполнения скважины, определяющих характер ближней области временного спада до t₁<400-500 мкс, свойств и насыщения окружающих пород, определяющих характер дальней области временного спада при t₂>400-500 мкс. Суммарное влияние внутрискважинной жидкости и обсадной колонны на распределение плотности нейтронов в процессе исследований является постоянным, а основной вклад в изменение свойств внутрискважинного пространства будут вносить характер насыщения и свойства цементного окружения.

На фиг.1 приведен пример временного распределения плотности тепловых нейтронов в изучаемом интервале скважины: до проведения СКО - 1, после проведения СКО - 2, в водоносном пласте при хорошем качестве цементирования - 3. Проникновение соляной кислоты в заколонное пространство по дефектам в цементном камне либо в пласт определяют путем измерения декремента затухания плотности тепловых нейтронов в ближней временной области τ_ц при задержке t₁=300 мкс и окне Δt₁=100 мкс и дальней временной области τ_п при задержке t₂=550 мкс и окне Δt₂=500 мкс соответственно.

Возможность осуществления способа иллюстрируется практическим решением, представленным на фиг.2. Выявление зон проникновения и скопления соляной кислоты осуществляют по повышению декремента затухания тепловых нейтронов в ближней и дальней области временного распределения путем проведения измерений до и после СКО. На фиг.2 приведено парное сопоставление τ_ц для ближней и τ_п для дальней областей временного распределения плотности тепловых нейтронов по параметрам времени жизни тепловых нейтронов (обратная величина декремента затухания). Принятые условные обозначения на фиг.2: качество цементирования заколонного пространства (отсутствие механического контакта цемента с колонной) - 1, интервалы перфорации - 2, зоны скопления соляной кислоты после проведения СКО - 3.

В приведенном примере выполнена солянокислотная обработка пласта в интервале перфорации 3850-3561 м. По данным контрольных измерений методом ИННК установлено, что основной объем соляной кислоты проник в заколонное пространство в интервал 3850-3760 м и частично в вышележащий пласт в интервале 3850-3815 м.

Предложенный способ отличается принципиально новым техническим решением контроля за процессом солянокислотной обработки пласта. Экономическая эффективность способа заключается в простоте, высокой точности и надежности осуществления.

Источники информации

1. Авторское свидетельство РФ №2011813 С1, кл. 5 Е21В 47/00, 1994.04.30.

2. Авторское свидетельство РФ №2171888 С2, кл. 7 Е21В 47/00, 2001.08.10.

3. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений, Ф.А.Алексеев, И.В.Головацкая, Ю.А.Гулин, М., Недра, 1978, стр.280.