Стандартные технологии исследований

Стандартные исследования проводят согласно типовым схемам, согласованным между недропользователем и производителем работ. Перечень операций, выполняемых в каждой технологии, определяется назначением скважины, способом и режимом ее эксплуатации и решаемыми задачами.

 В длительно простаивающих скважинах (неработающих, наблюдательных, контрольных, пьезометрических) выполняют измерения, данные которых сопоставляют с данными фоновых замеров с целью выявления локальных аномалий, связанных с выработкой продуктивных пластов и нарушениями технического состояния обсадной колоны и цементного камня. Комплексы исследований определяются решаемыми задачами.

 Данная технология предусматривает выполнение замеров одиночными методами ГИС с периодичностью от нескольких недель до нескольких месяцев.

В наблюдательных скважинах ПХГ время проведения замеров привязывают к циклам эксплуатации (закачка, отбор, нейтральные периоды).

В действующих скважинах проводят весь комплекс измерений технологического, эксплуатационного и геолого-промыслового контроля. При этом, как правило, выполняют одноразовые геолого-промысловые исследования (НК, ИНК, ГК, АК, ИК, ДК) и многократные ПГИ (резистивиметрию, влагометрию, термометрию, расходометрию, барометрию, акустическую шумометрию) при смене условий в скважине.

В скважинах, работающих со стабильным расходом (нагнетательных, фонтанных, добывающих), а также находящихся в освоении и работающих в режиме фонтанирования, последовательно проводят:

- измерения в технологическом режиме эксплуатации;

- серию измерений на установившихся режимах, отличающихся депрессиями на пласты;

- серию разновременных измерений непосредственно после прекращения эксплуатации;

- регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых восстановления давления и температуры после прекращения эксплуатации;

- серию разновременных измерений непосредственно после пуска или изменения дебита скважины;

- регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых стабилизации давления и температуры после пуска или изменения дебита скважины.

В скважинах ПХГ, работающих со стабильным расходом в циклическом режиме, перечисленные технологии исследований привязывают к конкретным циклам эксплуатации хранилища (закачка, отбор). При стабильной эксплуатации (в периоды закачки или отбора) исследования проводят согласно требованиям пп. 12.3.3.1.

В скважинах, работающих с нестабильным расходом (в процессе компрессирования, свабирования, в режиме накопления и др.), а также в осваиваемых низкодебитных скважинах, характеризующихся нестационарными условиями исследований, используют следующие элементы технологии:

- регистрацию серии разновременных диаграмм по глубине в процессе изменения режима работы скважины (или ее возбуждения), а также на последующем этапе затухания притока;

- регистрацию на фиксированной глубине кривых изменения во времени давления и температуры при пуске или изменении режима работы скважины, в том числе — кривых изменения давления на забое скважины при подъеме уровня жидкости в стволе;

- регистрацию кривых изменения во времени давления на устье скважины (на буфере, в межтрубье) и на забое;

- фиксацию текущего местоположения фазовых уровней (уровней жидкости и раздела «вода-нефть») эхолотом или путем регистрации непрерывных диаграмм методами оценки состава флюидов в интервале перемещения уровней.

В скважинах, работающих в нестационарном режиме с нестабильным расходом (компрессируемых, свабируемых, работающих в режиме накопления и пр.), комплекс измерений технологического и эксплуатационного контролей повторяют:

- в технологическом режиме эксплуатации и в остановленной скважине (при простое скважины после остановки в течение 5-10 ч и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима скважины (температуры, давления, дебитов газа, нефти, воды);

- во времени на нескольких установившихся режимах нагнетания (отбора), отличающихся депрессиями на пласты (после стабилизации параметров на каждом режиме в течение 5-10 ч и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима (температуры, давления, дебитов флюидов);

- в простаивающей после эксплуатации скважине (через 0,5-2; 3-5; 7-10; 15-24 ч после прекращения эксплуатации);

- давления и температуры на фиксированной глубине в простаивающей после эксплуатации скважине (в период от 5-10 до 24 ч и более в зависимости от интенсивности предшествующей работы и фильтрационных характеристик пласта);

- непосредственно после пуска или изменения дебита скважины ~ через 0,5; 1; 2; 3; 5 ч;

- изменения во времени давления и температуры на фиксированной глубине после пуска или изменения режима работы скважины (в период от 1-2 до 5-10 ч после изменения в зависимости от дебита скважины).

В малодебитных скважинах, работающих в режиме пульсирующего газожидкостного потока с пробковой или кольцевой структурами, дополнительно проводят регистрацию временных флуктуаций давления и показаний других методов изучения «притока-состава». Продолжительность цикла регистрации флуктуаций составляет 10-20 мин. Флуктуационные измерения проводят в обособленных интервалах конструкции скважины (в НКТ, в колонне выше продуктивной толщи, между основными совместно эксплуатируемыми объектами, в зумпфе при подозрении на его негерметичность) в перерывах между измерениями этих параметров в динамическом режиме.

Для выбора оптимального режима эксплуатации скважины при решении задач технологического контроля исходными параметрами являются:

- общий дебит скважины и дебиты отдельных флюидов — газа, нефти и воды;

- обводненность продукции;

- работающие интервалы — отдельно по каждому флюиду;

- профили притоков или приемистости;

- положения уровней раздела флюидов в стволе скважины;

- критерии режима работы скважины — устьевые и забойные давления и температуры, коэффициенты гидравлических потерь в стволе скважины.

Информацию о работающих интервалах и их характеристиках при решении задач эксплуатационного контроля, включая контроль за интенсификацией добычи.

Исходными параметрами являются:

- интервалы притоков (отдельно по каждому флюиду);

- параметры работы фильтра;

- относительные интервальные расходы (профили притоков или приемистости);

- пластовое давление;

- величина депрессии (репрессии);

- гидро- и пьезопроводность, текущий коэффициент проницаемости;

- характеристики радиальной неоднородности (скин-фактор и степень вскрытия);

- плотности флюидов в стволе скважины и объемные доли каждого флюида по стволу скважины.

 Методы оценки состава флюида, заполняющего ствол скважины, — косвенные. Необходимыми условиями для придания их результатам статуса количественных определений являются доказательства отсутствия затрубной циркуляции и однородная структура потока флюидов в стволе скважины - будь это водонефтяная эмульсия или дисперсный газожидкостный поток.

Результаты измерений методами, использующими проточный тип датчика (влагометрия, плотнометрия) в условиях многофазных потоков, должны рассматриваться как индикаторные даже при наличии метрологического обеспечения.

Для определения гидродинамических параметров эксплуатируемых объектов проводят профильную или точечную измерения баро- и расходометрию на нескольких (3-5) режимах работы скважины, разновременные измерения профилей геофизических параметров при смене режимов работы скважины, регистрацию кривых восстановления и стабилизации давлений и температур, а также кривую восстановления давления на забое скважины. В ходе регистрации последней кривой контролируют изменение уровней жидкости в НКТ и межтрубном пространстве (между НКТ и обсадной трубой) методами оценки состава или с помощью устьевых эхолотов.

Основой технологии контроля процессов интенсификации притоков являются измерения фоновые и после воздействия на пласты.

Выбор объектов интенсификации осуществляют по данным методов ПГИ и дополнительно - акустического каротажа. Применение последнего целесообразно при проектировании гидроразрыва пласта.

Для контроля за процессами воздействия на пласты применяют:

- при соляно-кислотной обработке — метод искусственных радиоактивных изотопов, временные измерения ИННК с регистрацией содержания хлора в прослоях, подвергнутых обработке;

- при тепловых воздействиях: термометрию и расходометрию при термобарохимическом воздействии; термометрию при воздействии водяным паром; термометрию и нейтронный каротаж при внутрипластовом горении;

- при гидроразрыве пласта — метод искусственных радиоактивных изотопов, термометрию (при различных значениях температуры задавливаемой жидкости и пласта), акустический каротаж;

- при гидродинамическом воздействии - нестационарную барометрию или серию комбинированных замеров барометрии и расходометрии на стационарных режимах;

- при акустическом воздействии - ННК-Т в варианте временных измерений.

3 Оценку эффективности результатов интенсификации выполняют по данным расходометрии и термометрии.

Типовые задачи геолого-промыслового контроля наиболее обширные и сложные. Для проведения сводной интерпретации исходными данными служат результаты интерпретации материалов ГИС в открытом стволе и результаты ПГИ: эффективные нефте-, газонасыщенные и заводненные толщины; глубины отбивки начальных и текущих ГВК, ГНК, ВНК; коэффициенты охвата пластов процессами выработки (обводнения); значения интервальных и пластовых коэффициентов начальной, текущей и остаточной нефте-, газо- и водонасыщенности.

Возможности отдельных методов геофизических исследований для решения задач ПГИ определяются геологическими характеристиками коллекторов (коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости, нефтегазонасыщенности, удельное электрическое сопротивление пластовых и нагнетаемых вод), способом и режимом эксплуатации скважины и залежи, составом добываемых флюидов.

 

5.2. Прогноз вероятной максимальной продуктивности скважины и величин водонефтяного и водогазового факторов в начальный период эксплуатации;

 

Методика оценки вероятной максимальной продуктивности скважины, водонефтяного и водогазового факторов по геофизическим данным основывается на возможности определения большинства параметров, определяющих продуктивность скважины [5].

Суточный дебит в скважине в условиях линейного закона фильтрации определяется выражением:

Q= 2/36 B     (38)

 где  — разность между пластовым р_лл и забойным р₃ давлениями (МПа);   и  — радиусы контура дренажа и скважины (в единицах одной размерности);  — вязкость фильтрующейся жидкости (в Па-с);     и К_пр. _ф — коэффициенты физической (в фм²) и относительной (по изучаемому флюиду) проницаемостей; b — объемный коэффициент флюида в пластовых условиях (характеризует что??);  —его плотность (кг/м³); В<1 — коэффициент добротности вскрытия коллектора скважиной.

Коэффициент добротности В показывает ---???

Ожидаемые водонефтяной Ф_вн (для нефтяной скважины), водо-газовый Ф_вг (для газовой скважины) факторы, устанавливающие объемные отношения воды к нефти и воды к газу в смесях, отбираемых из скважины, а также объемное содержание V_в (в %) воды в водонефтяной смеси рассчитываются j по формулам:

Ф_вн= b_Н  (39)

Ф_вГ= b_Г (40)

V_в= (41)

Здесь ,  , — вязкости нефти, газа, воды; b_Н и b_Г — объемные коэффициенты нефти и газа.

Как видно из представленных формул, основные параметры, такие как пористость, проницаемость, эффективная мощность и др. могут быть определены по данными комплекса ГИС.

 

5.3. Получение профилей притока (дебита) и поглощения (расхода) в продуктивных отложениях эксплуатационных скважин

 

Работы по изучению профилей притока (в эксплуатационная скважина) и поглощения (нагнетальные скважины) выполняются с целью выделения работающих участков разреза и уточнение коллекторских свойств разрабатываемого объекта по площади и вертикали;

Получение профиля притока и поглощения позволяют решать следующие основные задачи: в дейст­вующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в остановленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разде­ленных неперфорированными интервалами. Профили при­тока или приемистости строят по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.

Профилем дебита (отдачи) скважины называют график зависимости объёма q_Z жидкостей и газов, поступающих в скважину из единицы мощности эксплуатируемого разреза.

Профилем поглощения скважины называется график зависимости объёма жидкости или газа, поступающих в коллектор приходящуюся на единицу мощности коллектора.

Регистрация профиля дебита скважины комплексируется с изучением состава поступающих в нее жидкостей и газов.
Для нахождения профиля притока и поглощения применяют методы дебитометрии (расходометрии), термометрия и шумометрия.

 

5.3.1. Построение профиля поглощения нагнетательной скважины.

 

Профили поглощения строят по данным дебитограмм, зарегистрированных в процессе нагнетания жидкостей в скважину, а также по данным метода изотопов, термометрии, закачки активированных взвесей, закачки раствора нейтронопоглощающего вещества.

 Метод расходометрии. Профиль поглощения скважины с помощью дебитомеров   получают так же, как и профиль дебита скважины, поскольку показания этих приборов не зависят от направления потоков жидкостей и газов в скважине (см.раздел 2.1).

Метод изотопов основан на сопоставлении замеров естественного гамма излучения до и после закачки в ствол скважины (либо инжекции в пласт) активированной короткоживущими радиоактивными изотопами жидкости.

 Закачка радиоактивных растворов в перфорационные окна производится:

1) закачкой радиоактивного раствора с поверхности в открытую часть ствола скважины;

2) инжекцией (впрыскиванием) радиоактивной жидкости непосредственно в открытую часть ствола скважины;    

При применении любого из перечисленных способов участок поглощения отмечается стабилизировавшимися по глубине аномалиями интенсивности гамма-излучения и изменением скорости дальнейшего продвижения радиоактивного раствора.

Скорость продвижения радиоактивного раствора в пласте можно определять, используя наблюдательных скважин.

Комплексирование данного метода с методом расходометрии позволяет надёжно построить профили поглощения (приёмистости) пласта.

Преимуществом определения участков поглощения радиоактивными изотопами является возможность попутной оценки герметичности затрубного пространства. Участок нарушения герметичности, заполненный активизированным раствором, создает дополнительные аномалии на кривой  между перфорационными окнами.

Метод закачки активированных взвесей. Способ заключается в закачке в пласт раствора нейтронопоглощающего вещества (например растворы NСl, активированных суспензий), и др.

По результатам повторного проведения ИННК выделяются интервалы поглощения или адсорбции, определяется коэффициент вытеснения.

Поглощающие интервалы определяют как места накопления меченого вещества (МВ), растворенного в нагнетаемой воде.

Преимуществом метода является возможность получения количественных результатов при изучении трещиноватых пород, а также возможность определения коэффициента вытеснения нефти или газа водой.

К недостаткам следует отнести сложность приготовления активированных суспензий.

Термический метод. Сущность термического метода нахождения участков поглощения заключается в следующем. По результатам повторных термических измерений, производимых после закачки в коллектор воды, температура которой отличается от температуры пластового флюида, на термограмме возникает аномалия амплитуды . Величина аномалии находится в прямой зависимости от количества Q воды, поступающей в коллектор.

Коэффициент связи между Q и  установить практически невозможно, поэтому термический способ рекомендуется только для ориентировочного подсчета доли воды, поступающей в различные  объекты, которые прослеживаются на термограмме самостоятельными аномалиями . Эти доли определяются отношениями площадей аномалий, созданных каждым из изучаемых объектов, к суммарной площади  всех аномалий, расположенных в пределах водопоглощающего участка скважины.