Промыслово-геофизические методы

Промыслово-геофизическими методами решаются задачи двух больших направлений:

- контроль за заводнением и степенью выработки продуктивных пластов;

- решение разнообразных технических задач (определение нарушения обсадных колонн, высоты подъема и качества цементажа, контроль изменения толщины колонны при длительной эксплуатации скважины, наличие заколонных перетоков жидкости, установление местоположения пакеров и забоев скважин и т.д.)

Для контроля за заводнением терригенных коллекторов широко применяются импульсные нейтронные методы НГМ+ННМт+ГМ+ИНГМ.

При этом в неперфорированных наблюдательных скважинах этот комплекс проводится один раз в год, а в зонах активного подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности – 2 раза в год. Для определения заводненных интервалов применяются нейтронные методы для выделения нефтеносных и водоносных пластов по разной скорости расформирования зоны проникновения, а также высокочастотные методы электрометрии: индукционный и диэлектрический каротаж для исследования скважин с креплением ствола в интервале продуктивных отложений стеклопластиковыми трубами.

Для выделения заводняемого пласта, из числа вскрытых перфорацией, рекомендуется также применять методы, позволяющие изучать состав жидкости и изменение скорости потока по стволу скважины в интервале пластов. Для этих целей проводятся измерения методом наведенной активности кислорода, гамма-плотностномером и механическим дебитомером. В последние годы нашло промышленное внедрение геофизическая аппаратура и методические приемы исследований в фонтанирующих и механизированных скважинах: малогабаритный скважинный генератор ИГН-2, ИГН-34, гамма-плотностномер, дебитомер СТД-1, СТД-2, глубинные дебитомеры различных конструкций. Для определения насыщенности пластов в обсаженных неперфорированных скважинах необходимо проводить исследования импульсным генератором нейтронов.

Для определения характера насыщенности пластов и выделения обводненных интервалов рекомендуется использовать информацию о скорости расформирования зоны проникновения, меченой индикаторными элементами, по данным импульсно-нейтронных методов. При этом индикаторы должны соответствовать следующим требованиям: быть безопасны для персонала и для окружающей среды; просты в обращении и дешевы; они не должны содержаться в пластовых жидкостях; не адсорбироваться на скелете горной породы; хорошо растворяться в прослеживаемой жидкости и не растворяться в других флюидах, насыщающих пласт.

В качестве индикаторной жидкости можно использовать водные растворы боропродуктов. Применение бора целесообразней, чем использование высокоминерализованной воды, так как микроскопическое сечение захвата тепловых нейтронов у бора в 23 раза выше, чем у хлора. Это позволяет по результатам временных нейтронных исследований при расформировании зоны проникновения промывочной жидкости выделить нефтеносные и водоносные пласты в обсаженных перфорированных пластах.

Для контроля за изменением нефтенасыщенности в процессе эксплуатации рекомендуется применять крепление скважин стеклопластиковыми трубами в интервале терригенного продуктивного горизонта в 10-12 % проектного фонда.

В результате проведенных промыслово-геофизических исследований может быть получена информация о текущей нефтенасыщенности в заводняемых зонах, проведены расчеты для получения данных о величине охвата пластов заводнением, а также построены на дату анализа карты разработки с отображением зон различной степени заводнения и т.д.

Для контроля за техническим состоянием эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования по определению дефектов в конструкционных элементах скважины по причинам коррозии стальных труб, разрушения цементного камня и нарушения сцепления его с породой или с колонной, потеря цементным камнем герметичности из-за несоответствия прочностных характеристик тампонажного материала величине градиента давления. Для выявления перечисленных причин дефектов технического состояния эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования методами цементометрии – акустической и гамма-плотностной, позволяющей изучать состояние цементного камня, и гамма-толщинометрии, предназначенной для диагностики технического состояния обсадной колонны; периодичность проведения исследований - 1 раз в два года.

Выявленные дефекты крепи скважин указывают на возможность возникновения затрубных циркуляций жидкости при наличии перепада давления между пластами. Наличие затрубных циркуляций в интервалах некачественного крепления скважины должны быть подтверждены реультатами исследований других методов. К таким методам относятся термометрия, кислородный каротаж и метод меченого вещества. Для определения наличия заколонных перетоков рекомендуется использование радонового индикаторного метода

 

10. Влияние техники и технологии эксплуатации скважин на выделение объектов разработки. Возможен ли отбор настолько значительных дебитов жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин.

 

Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

 

Пласты, существенно отличающиеся по проницаемости эффективной толщи и неоднородности, во многих случаях нецелесообразно выделять в один ЭО, так как они могут значительно отличаться по продуктивности, способам эксплуатации скважин, скорости выработанности запасов и изменению обводненности продукции. Для различной по площади неоднородности могут быть выбраны разные сетки скважин.

Пласты с различной вязкостью нефти также обычно нецелесообразно выделять в один ЭО, так как для их разработки могут быть применены разные технологии извлечения нефти из недр и плотность сетки скважин. Причиной невозможности совместной разработки пластов как одного ЭО может быть резкое различие в содержании парафина, серы, сероводорода, ценных компонентов углеводородов и других полезных ископаемых.

Пласты, отличающиеся по фазовому состоянию углеводородов, наличию газовой шапки или режимам, в ряде случаев нецелесообразно объединять в один ЭО, так как потребуются различные схемы расположения и число скважин, а также технологии извлечения нефти и газа.

 

 

Чем большее число пластов и пропластков включается в один ЭО, тем труднее осуществлять раздельное воздействие и контроль за перемещением нефти и вытесняющего ее агента, выработанностью запасов в отдельных пластах, что ведет к уменьшению нефтеотдачи.

По технической причине укрупнение объектов может оказаться невозможным, если дебиты жидкости из группы пластов будут превышать производительность технических средств эксплуатации скважин.

Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в один ЭО, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом способа регулирования баланса пластовой энергии, контроля и регулирования процесса разработки, а также технических средств добычи нефти.

 

Группирование ЭО необходимо осуществлять на основе геологических данных с учетом различных технологических приемов и технических средств управления процессом совместной разработки с применением дифференцированного регулирования и выравнивания темпов отработки эксплуатируемых пластов в соответствии с начальными и остаточными запасами подвижной нефти. Если технологические приемы и технические средства управления разработкой не использовать, то дифференцированное регулирование работы пластов ЭО становится невозможным. В такой ситуации все аргументы, входящие в правую часть уравнения (1), характеризуют состояние природы и в один ЭО можно включать пласты с очень близкими значениями показателя.

Система разработки характеризует форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Она включает: сетку размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода скважин в эксплуатацию, способы регулирования баланса и использования пластовой энергии, порядок ввода эксплуатационных объектов многопластовых залежей в разработку.

Для осуществления процесса необходимо обосновывать и выбирать не только систему, но и технологию разработки, которая включает совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. Технология разработки не входит в определение понятия системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать разные технологии и наоборот.

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещений скважин и вида энергии (природной, искусственной), используемой для притока жидкости к добывающим скважинам. Оптимальный вариант должен обеспечивать максимальный объем отбора нефти из пласта минимальным числом скважин за кратчайший период времени.

Число скважин, их взаимное расположение, плотность и порядок ввода в эксплуатацию зависят от целого ряда факторов, среди которых можно выделить:

тип залежи и условия залегания нефти;

запасы нефти и газа в пласте;

свойства пласта и насыщающих его флюидов;

местоположение залежи;

экономическую ситуацию и т.д.

Плотность сетки характеризует отношения площади нефтеносности к числу размещенных на ней скважин, независимо от того, являются они добывающими или нагнетательными. Проблема оптимизации плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, остается самой актуальной на всех этапах разработки нефтяной залежи.

 

11. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Какая схема расположения скважин выгоднее при режиме растворенного газа.