Способ определения направления фильтрации жидкости в пласте

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения направления фильтрации жидкости в пласте при промысловых геофизических исследованиях нефтяных скважин. Техническим результатом является повышение оперативности определения преимущественного направления фильтрации жидкости в пласте. Способ определения преимущественного направления фильтрации жидкости в пласте заключается в порционной закачке меченной радиоактивными изотопами жидкости в скважину и последующем измерении гамма-излучения. При этом измерения интенсивности гамма-излучения осуществляют по периметру скважины в интервале закачки меченой жидкости до и после закачки. Строят разностную кривую между этими измерениями, а о преимущественном направлении фильтрации жидкости в пласте судят по форме разностной кривой азимутального распределения интенсивности гамма-излучения. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения направления фильтрации жидкости в пласте при промысловых геофизических исследованиях нефтяных скважин.

Известны геофизические методы определения направления движения подземных вод на основе фотографирования конусов выноса от точечного источника красителя, при котором периодически фотографируются распространяющиеся от специальной капсулы конуса красителя на фоне стрелки магнитного указателя, метод заряженного тела, замеры интенсивности конвективного переноса тепла в разных направлениях от датчика, круговые измерения естественного потенциала [Сухарев Г.М. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1971 г., Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М.: Недра, 1982 г., Ларионов В.В. Радиометрия скважин. М.: Недра, 1969 г., Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989 г., Данилова Е.А., Чернокожев Д.А. Применение компьютерной технологии экспресс-анализа и интерпретации результатов трассерных исследований для определения качества выработки нефтяных пластов. Нефтегазовое дело, 2007 г., с.1-16].

Недостатком этих способов являются неоднозначность, влияние состава флюида, ограничение скорости фильтрации флюида, необходимость проведения большого количества исследований в наблюдательных скважинах, а следовательно, большие трудозатраты.

Наиболее близким является способ исследования путем закачки меченой жидкости в нагнетательную скважину и анализа проб меченой жидкости в добывающих скважинах (Головин Б.А., Калиникова М.В., Муха А.А. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами. Учебное пособие. Саратов, 2005 г. http://www.sgu.ru/ie/geol/kalil/index.html), заключающийся в закачке изотопа в скважину и регистрации гамма-излучения методом интегрального гамма-каротажа.

Недостатком способа также является необходимость проведения большого количества исследований в наблюдательных скважинах, а следовательно, большие трудозатраты.

Техническим результатом изобретения является повышение оперативности определения преимущественного направления фильтрации жидкости в пласте.

Технический результат достигается тем, что в интервале исследования производят закачку меченной радиоактивными изотопами жидкости (короткоживущего изотопа, например активированной соды или радона) в скважину и проводят регистрацию гамма-излучения по периметру этой скважины. При этом направление преимущественного движения жидкости отмечается повышенными показаниями гамма-излучения в азимутальном распределении.

На фиг.1а приведено распределение интенсивности гамма-излучения по глубине и в азимутальном направлении. На фиг.1.б приведено распределение интенсивности гамма-излучения в азимутальном направлении на глубине 1737 м.

Способ осуществляют следующим образом.

1. Регистрируют начальное (фоновое) распределение гамма-излучения по периметру скважины в исследуемом интервале.

2. Проводится доставка меченой жидкости в интервал исследования и осуществляется закачка меченой жидкости в пласт.

3. Регистрируют распределение гамма-излучения по периметру скважины фиг.1а.

4. Строят разностную кривую между показаниями по периметру повторного и фонового гамма-излучений.

5. О преимущественном направлении фильтрации флюида в пласте судят по гамма-аномалии на разностной кривой.

6. В качестве устройства для регистрации гамма-излучения используется прибор сканирующего гамма-каротажа.

Оценка времени проведения сканирующего гамма-каротажа после закачки меченой жидкости определеяется периодом полураспада изотопа. Для радона период полураспада составляет 3,8 сут, а время проведения измерений - не более суток.

Пример практической реализации

Исследования проведены в нагнетательной скважине, в которой проявляется радиогеохимический эффект. Исследования проведены сканирующим гамма-цементомером без источника гамма-излучения. Результаты исследования приведены на фиг.1а и б. Из анализа азимутального распределения гамма-излучения выделяется участок немонотонного распределения. Наибольшие показания указывают на преимущественное направление движения жидкости в пласте.

Применение предлагаемого способа позволяет оперативно и однозначно указать преимущественное направление движения жидкости в пласте, без дополнительных затрат времени и геофизических исследований в нагнетательных и добывающих скважинах.

Способ определения преимущественного направления фильтрации жидкости в пласте путем порционной закачки меченой радиоактивными изотопами жидкости в скважину и последующим измерением гамма-излучения, отличающийся тем, что измерения интенсивности гамма-излучения осуществляют по периметру скважины в интервале закачки меченой жидкости до и после закачки, строят разностную кривую между этими измерениями, а о преимущественном направлении фильтрации жидкости в пласте судят по форме разностной кривой азимутального распределения интенсивности гамма-излучения.