5.4.5. Определение скорости закупорки нефтяных скважин

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений производится вытеснение нефти водами, состав которых иногда отличается от состава пластовых вод. В результате смешения вод различного состава нередко происходит выпадение слаборастворимых солей: СаСО3; Са(Ва, Sr)CO3; Ca(Ba, Sr)SO4 - на внутренней поверхности скважины, что в конечном итоге приводит к ее закупорке.

Совместно с Ва и Са происходит соосаждение изотопов радия, концентрация которого в пластовых водах на участке водонефтяного контакта резко повышена. Следовательно, солеобразование

135

в скважине сопровождается повышением радиоактивности на соответствующем участке ("радиогеохимический эффект"). Этот эффект позволяет обнаружить на повторных гамма-каротажных диаграммах места будущей закупорки. Скорость зарастания скважины можно определить с помощью неравновесного изотопного метода по радионуклидному отношению 228Th/ 228Ra:

t
1
λRa - λTh
 [ln (
228Tht
228Rat
 - 
λTh
λTh - λRa
) - ln (
228Th0
228Ra0
 - 
λTh
λTh - λRa
)],

где 228Tht и 228Rat - активность радионуклидов в наиболее молодых (внутренних) частях "скважинного камня"; 228Th0 и 228Ra0 - активность радионуклидов в начальный момент солеобразования (у стенок скважины); λRa и λTh - константы распада 228Ra и 228Th соответственно.

Расчетная формула получена из системы (1.25).

136



Купить BlueTooth гарнитуру

Яндекс цитирования Rambler's Top100
Tikva.Ru © 2006. All Rights Reserved