
- •Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений
- •Содержание
- •Предисловие
- •1. Основные понятия о нефтегазовых месторождений
- •2. Методические и технические особенности применения гис при контроле
- •3. Цели и задачи контроля
- •4. Исследование процесса вытеснения нефти в пласте
- •5. Изучение эксплуатационных характеристик пласта
- •6. Изучение технического состояния скважин
- •7. Исследование скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования
- •8. Условия проведения промыслово-геофизических работ при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений
- •9. Современные представления о расположении углеводородов по высоте залежи
- •10. Вытеснение нефти водой и газом
- •11. Типовые комплексы промыслово-геофизических методов при контроле за разработкой
- •12. Изменения петрофизических характеристик горных пород в процессе эксплуатации (разработки) залежей углеводородов
- •13. Изменение физических свойств. Удельное электрическое сопротивление
- •14. Изменение физических свойств. Диэлектрическая проницаемость
- •15. Изменение физических свойств. Естественная электрохимическая активность
- •16. Изменение физических свойств. Вызванная электрохимическая активность
- •17. Изменение физических свойств. Естественная гамма-активность
- •18. Изменение физических свойств. Нейтронные характеристики
- •19. Изменение физических свойств. Акустические характеристики
- •20. Изменение физических свойств. Термические характеристики
- •21. Методы меченого вещества
- •22. Метод радиоактивных изотопов
- •23. Нейтронный метод меченого вещества
- •24. Механическая дебитометрия
- •25. Термокондуктивная расходометрия
- •26. Особенности интерпретации термокондуктивной расходометрии
- •27. Исследование состава смеси в стволе скважины с помощью резистивиметрии
- •28. Определение состава смеси с помощью гамма ‑ плотностеметрии
- •29. Кислородный нейтронный гамма-метод в комплексе работ по контролю (кангм)
- •30. Влагометрия при контроле за разработкой
- •31. Термометрия при контроле за разработкой
- •1 ‑ Контрольный замер температуры; 2, 3 ‑ замер температуры после закачки соответственно 18 и 36 м3 (а), 8 и 18 м3 (б) воды
- •32. Определение пластового давления
- •33. Определение первоначального положения водонефтяного контакта
- •На кривой семиэлектродного зонда внк соответствует точке, расположенной на расстоянии размера l0 зонда ниже точки среднего значения
- •34. Определение первоначального положения газоводного контакта
- •35. Определение первоначального положения газонефтяного контакта
- •6 ‑ Первоначальные положения гнк и внк, 7 ‑ текущие положения гнк и внк
- •36. Контроль за перемещением внк
- •37. Контроль перемещения гнк и гвк
- •38. Контроль перемещения газовой шапки и перемещения нефтяной оторочки при эксплуатации нефтегазовых месторождений
- •39. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных скважинах
- •40. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных неперфорированных скважинах
- •1 ‑ Интервал перфорации, 2 ‑ интервал затрубной циркуляции.
- •41. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах
- •42. Определение параметров выработки пластов
- •43. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в необсаженных скважинах
- •44. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах
- •45. Определение коэффициента текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений
- •46. Оценка коэффициента текущей и конечной нефтеотдачи по комплексу геофизических параметров
- •47. Оценка коэффициента текущей и конечной газоотдачи пластов по комплексу геофизических параметров
- •48. Особенности разработки, регулирования и контроля за эксплуатацией нефтегазовых залежей
- •49. Выделение интервалов притока пласта
- •II ‑ влагограмма
- •50. Определение продуктивности (приемистости) пласта
- •51. Определение работающей мощности пласта
- •1 ‑ Глина, 2 ‑ песчаник нефтеносный, 3 ‑ интервал перфорации,
- •4 ‑ Работающие мощности
- •52. Изучение технического состояния скважин. Общие положения
- •53. Оценка качества цементирования колонн по термометрии
- •54. Оценка качества цементирования колонн по методу радиоактивных изотопов
- •55. Оценка качества цементирования по гамма-гамма методу
- •56. Оценка качества цементирования по акустике
- •57. Выявление дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб
- •58. Выявление негерметичности обсадных колонн
- •I ‑ геотерма; II ‑ замер после снижения уровня жидкости в стволе скважины на 200 м;
- •1 ‑ Глина, 2 ‑ алевролит, 3 ‑ песчаник, 4 ‑ место притока воды
- •I ‑ прямой зонд 50 см, II ‑ обращенный зонд 25 см; 1 ‑ цемент в затрубном пространстве, 2 ‑ приток нефти, 3 ‑ приток воды, 4 ‑ песчаник водоносный,
- •5 ‑ Глина, 6 ‑ алевролит, 7 ‑ песчаник нефтеносный, 8 ‑известняк
- •59. Выявление интервалов затрубной циркуляции флюидов
- •2 ‑ Направление движения флюида, 3 ‑ термограмма, 4 ‑ геотерма,
- •5 ‑ Линия, параллельная оси глубин
- •60. Выявление уровня жидкости, интервалов солевых и парафиновых отложений
- •61. Методы интенсификации притоков нефти
- •62. Интенсификация притока и приемистости пласта с помощью соляно-кислотной обработки
- •63. Интенсификация притока с помощью тепловых методов
- •64. Интенсификация притока с помощью внутрипластового горения
- •65. Контроль гидравлического разрыва пласта
- •66. Контроль за барохимическим воздействием на пласт
- •5 ‑ Интервал перфорации
- •67. Метод акустического и комбинированного воздействия на пласт
- •68. Электрообработка нефтяных скважин мощными импульсными источниками тока с целью повышения нефтеотдачи
- •69. Горизонтальные скважины
- •70. Задачи, решаемые геофизическими методами в горизонтальных скважинах
- •71. Геофизические исследования при строительстве гс и ргс
- •72. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе бурения
- •73. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения
- •74. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их освоения
- •75. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их испытания
- •76. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их эксплуатации
- •Методические рекомендации для преподавателя
- •Методические указания для студентов
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Дополнительный
21. Методы меченого вещества
Сущность метода меченого вещества состоит в том, что в горные породы или в скважинный флюид вводятся вещества, обладающие различными аномальными физическими свойствами относительно окружающей среды и которые надежно выделяются промыслово-геофизическими методами.
В качестве меченого вещества могут быть использованы радиоактивные изотопы – метод радиоактивных изотопов (МРИ) и вещества, обладающие аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов, ‑ нейтронный метод меченого вещества (МНМВ).
В первом случае измерения проводятся методом ГК; во втором ‑ методом ИНК.
Методами меченого вещества решаются следующие задачи:
выявление затрубных циркуляций;
определение поглощающих пластов;
выявление негерметичности колонн и цементного камня;
выявление профиля приемистости с целью контроля за работой нагнетательных скважин и интенсификации закачки воды;
определение работающих мощностей для получения исходных данных и контроля за результатами воздействия на призабойную зону с целью интенсификации добычи;
выявление гидродинамической связи между отдельными пластами на площади месторождения;
определение скорости и направления (трассирование) движения закачиваемого флюида;
выявление обводненных интервалов разрабатываемых нефтяных пластов;
определение положения ВНК;
определение остаточной нефтенасыщенности в прискважинной части;
Меченое вещество может быть введено в скважину:
в виде раствора изотопа;
в виде взвеси (суспензии);
на твердом носителе (песке, пластмассовых гранулах, ионообменных смолах).
Меченое вещество можно вводить в скважину и пласт следующими способами:
а) путем продавливания (с помощью насосов цементирующих агрегатов или станций поддержания пластового давления) растворов и смесей, приготовленных на поверхности в специальных емкостях или введением в поток воды, закачиваемой в скважину;
б) путем инжекции глубинными насосами.
Инжекция может быть:
механическая (поршневая система),
пороховым зарядом,
электрическим растворением,
электроискровым распылителем (электроискровой инжектор ЭРИ-1);
в) с помощью нулевого перфоратора, выстреливающего специальными пулями, начиненными меченым веществом (например, перфоратор ПВР-100).
Введенное в пласт меченое вещество в виде суспензий на твердых носителях и распыленном виде оседает:
в крупных порах пласта;
в естественных и искусственных трещинах;
в дренажных каналах;
на внутренней поверхности колонн в местах нарушения их целостности;
на стыках труб.
Меченое вещество в виде твердых частиц, как правило, не проникает глубоко в пласт за пределы радиуса исследований радиоактивными методами и практически не зависит от объема закачиваемой воды или задавливаемой жидкости.
Введенное в пласт меченое вещество в виде растворов солей изотопов адсорбируется породой и поэтому при промывке водой неактивируемой жидкостью вещество длительное время находится в пласте.
Содержание меченого вещества в прискважинной части пласта зависит от адсорбционных свойств ионов солей и сорбционных (поглощающих) свойств породы.
Метод меченого вещества является одним из дорогостоящих методов контроля и его применение оправдано лишь в тех случаях, когда другими методами задача надежно не решается.
Контрольные вопросы
Какие задачи решаются методом меченого вещества?
Какими способами вводится меченое вещество в скважину?