- •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
70. Задачи, решаемые геофизическими методами в горизонтальных скважинах
Геофизические исследования в горизонтальных скважинах решают традиционные геологические задачи:
изучение геологического строения;
литологическое расчленение разреза (в том числе по простиранию пласта, вскрытого ГС);
уточнение типа коллектора и определение его фильтрационно-емкостных свойств;
оценка характера поглощения;
определение траектории ствола скважины.
В отличие от вертикальных (ВС) и наклонно-направленных (ННС) скважин, технология бурения которых в общем случае не требует текущей геофизической информации, за исключением инклинометрических замеров, для эффективной (оптимальной) проводки горизонтального ствола необходима постоянная информация о литологическом строении вскрываемого забойной частью ГС разреза. Эта информация необходима для оперативной корректировки траектории ствола при встрече непредвиденных разностей неколлекторов (аргиллитов, плотных, низкопористых или заглинизированных прослоев) или при выходе за пределы объекта (в случае локальных изменений углов падения пластов) и т.п. Данная (навигационно-технологическая) задача решается путем непрерывных инклинометрических замеров исследований ГК и ЭК в процессе бурения, т.е. проведения геометрического и литологического слежения (контроль) положения забоя ГС.
Задача надежного контроля текущих координат забоя ГС в процессе бурения решается путем применения магнитометрических датчиков, кабельных телеметрических систем, бескабельных забойных систем с электромагнитным каналом связи.
Литологическое исследование ствола в процессе бурения осуществляется с помощью бескабельных забойных автономных систем с датчиками ГК, ИНК и ЭК и записью информации в электронную память.
Привязочный каротаж проводится сокращенным комплексом (РК или ЭК) за 30-40 метров до вскрытия проектного горизонта с целью отбивки маркирующего пласта-репера и уточнения траектории ствола скважины.
Корректирующие каротажи (РК +ЭК) проводятся через 50-70 метров проходки по заданному объекту с целью точной отбивки его кровли, положения забойной части ствола ГС относительно литологических границ и предварительной оценки характера насыщения коллектора.
Полный (обязательный) комплекс ГИС (и контрольный инклинометроический замер) проводится после достижения проектного забоя с целью детального изучения физики вскрытого объекта (пористость, нефтенасыщенность, характер зональных неоднородностей, текстурно-структурные особенности) и его геометрии (мощность, протяженность, углы падения пластов).
Окончательный каротаж может быть корректирующим (и наоборот).
Доставка геофизических приборов на забой и проведение необходимого комплекса исследований серийной аппаратурой в горизонтальных скважинах с минимальным радиусом кривизны 15-20 м и зенитными углами до 110°С осуществляется с помощью технологических систем серии “Горизонталь”.
Контрольные вопросы
Какие традиционные геологические задачи решаются при исследованиях горизонтальных скважин?
Какие особенности отличают исследование горизонтальных скавжин от вертикальных?