1. Какое месторождение считается подготовленным к разработке?

2. Стадии проектирования разработки месторождений.

3. Проектные документы, регламентирующие разработку нефтяных месторождений.

4. Аналоги и типовые решения в проектировании разработки. Привести примеры.

5. Критерии выделения эксплуатационного объекта.

6. Выбор системы разработки.

7. Поддержание пластового давления. Выбор забойного давления.

8. Выбор плотности сетки скважин.

9. Поддержание пластового давления.

10. Разработки залежей горизонтальными скважинами.

11. Темпы разработки.

12. Характеристики вытеснения. Оценка полноты выработки запасов.

13. Стадии разработки залежей.

14. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

15. Цикличность разных видов работ при разработке залежей.

16. Регулирование разработки. Основные цели и принципы регулирования.

17. Регулирование разработки в рамках принятой системы, виды ГТМ.

18. Регулирование разработки с совершенствованием или изменением системы, виды ГТМ.

Глава 4. Контроль за разработкой

4.1. Методы и способы получения геолого-промысловой информации на ранних (I, II) стадиях разработки месторождений

Для I и II стадий разработки характерно массовое бурение скважин основного фонда, достигается и удерживается максимальная добыча нефти, осваивается система ППД, создается система контроля разработки. В связи с этим методы контроля имеют свои особенности:

- широко начинают применять методы изучения работающих пластов

- организуется контроль над процессом вытеснения

-продолжается контроль над процессом бурения, освоения и исследования скважин, причем объем информации, получаемой по скважинам методами ГИС и ГДИ значительно возрастает, а определяемой по керну уменьшается.

Одной из важных задач разработки на начальных стадиях является обеспечение максимального вовлечения объема залежи в процесс дренирования и равномерного вытеснения нефти из коллектора.

• Контроль охвата залежи процессом вытеснения

Охваченной процессом вытеснения считают залежь, в которой в результате поступления в пласт нагнетаемой воды (либо другой энергии) не происходит снижения пластового давления, а добывающие скважины имеют устойчивые дебиты, соответствующие продуктивности перфорированных пластов.

Степень вовлечения э.о. в разработку характеризуется коэффициентом охвата продуктивных пластов вытеснением. Различают:

1. Коэффициент охвата по толщине – Kохв_H – равный отношению нефтенасыщенной толщины, подвергшейся воздействию к суммарной эффективной нефтенасыщенной толщине пласта Kохв_H = h_{эф.н.охв} / h_эф.н. В добывающих скважинах охваченными воздействием считаются пласты и прослои отдающие нефть при стабильном или растущем пластовом давлении. В нагнетательных скважинах, подвергшимся воздействию считаются пласты, в которые поступает техническая вода.

2. Коэффициент охвата по площади – Kохв_S - равный отношению площади, охваченной воздействием к общей площади распространения пласта коллектора в пределах залежи Kохв_S =S_охв/S_распр

3. Коэффициент охвата по объему – Kохв_V - равный отношению части эффективного объема залежи, участвующего в дренировании к общему объему залежи Kохв_V = V_охв./V_общ.

Коэффициент измеряется в процентах, или в долях единиц. Его величина может изменяться в пределах от 0 до 1 (до 100 %). Коэффициент охвата зависит от геологических характеристик объекта и степени соответствия системы разработки геологической модели объекта и уровня ее реализации.

Различают коэффициент охвата прогнозный и фактический. Прогнозный используют для определения проектной величины коэффициента нефтеотдачи (КИН) при составлении тех. схемы разработки. Обычно на стадии проектирования разработки он принимается по аналогии с идентичными пластами ближайших месторождений, находящихся в разработке. В процессе разработки (для уточнения величины КИН в последующих документах – проект, уточненная тех. схема) фактический коэффициент охвата определяется по картам распространения коллекторов, геолого-гидродинамическому моделированию и др. видам исследований пластов и скважин.

Для оценки степени охвата пласта процессом вытеснения строят и анализируют карты охвата пластов воздействием.

Карта охвата пласта вытеснением строится на основе схемы размещения фонда скважин. Используются данные с карты текущей эксплуатации. Выделяются скважины (и группы скважин) полностью охваченные вытеснением, и скважины, частично охваченные вытеснением. С этой целью проводят анализ дебитов жидкости добывающих скважин. Если скважина работает с высоким дебитом, то принимается, что зона дренирования вокруг данной скважины полностью охвачена процессом вытеснения. Если же дебит жидкости низкий – то скважина считается плохо охваченной процессом вытеснения. Зона дренирования скважины – окружность вокруг скважины с радиусом ½ сетки скважин (если сетка скважин 400х400 м, то радиус дренажа 200 м). Аналогично рассматриваются нагнетательные скважины. Вокруг скважин, полностью охваченных процессом вытеснения, проводится окружность с радиусом дренирования, а вокруг скважин, частично охваченных процессом вытеснения, проводят окружность с радиусом ½ дренирования. Отношение суммы площадей окружностей к площади залежи характеризует степень охвата залежи ввытеснением.

Для построения карты выполняют ряд последовательных операций:

- построение схем корреляции и карт, описывающих мезо- и макронеоднородность для каждого пласта (карты распространения пластов-коллекторов разного литологического типа)

• в каждой работающей скважине выделяют работающие и неработающие пласты и пропластки

• по площади пласта (или залежи целиком 2-3-4 и т.д. пластов) выбираются оценочные участки, которые характеризуются тем, что в добывающих скважинах показатели работы должны быть близки, но участки между собой достаточно различны

• для каждого участка собирают данные (наносят на карту) о соотношении объемов закачиваемой воды и отбираемой жидкости; о динамике Рпл и Рзаб в скважинах; об изменении дебитов и приемистости скважин, промысловый газовый фактор, обводненности и др.

Анализ комплексной карты (или набора необходимых карт) позволяет выделить зоны с разной степенью охвата воздействием:

• участки, где объем отбираемой жидкости компенсируется объемом закачки – относятся к зонам, хорошо охваченным процессом вытеснения, в пределах участков, где объем текущей закачки меньше текущего отбора, выявляются зоны, не охваченные или охваченные слабо процессом вытеснения.

• По динамике пластового давления (карты изобар) можно уверенно судить о характере охвата отдельных зон залежи и пласта в целом и также, дифференцировать эти участки по степени охвата. Для тех зон, где пластовое давление в течение длительного времени остается стабильно повышенным при высоких темпах добычи нефти, характерен эффективный охват пласта процессом вытеснения. В зонах с недостаточным влиянием воздействия, пластовое давление имеет тенденцию к снижению.

• Зона хорошего влияния закачки характеризуется, как правило, устойчивыми дебитами добывающих скважин, снижение же дебитов, при ранее определенной высокой степени проницаемости коллекторов, свидетельствует об отсутствии этого влияния.

• Рост газового фактора по группе скважин, указывает на снижение пластового давления ниже давления насыщения, что тоже является признаком отсутствия влияния закачки и неэффективности процесса охвата вытеснением.

Комплексный анализ этих данных позволяет выделить на картах распространения коллекторов границы участков, охваченных вытеснением:

• активный охват: объем закачки компенсирует объем добычи; пластовое давление – высокое; дебиты скважин – устойчивые (фонтанирующие скважины)

• ослабленный охват: пласт испытывает недостатки влияния закачкой вследствие наличия каких-либо природных экранов, что ведет к снижению пластового давления и дебитов (механизированная добыча)

• не охваченные вытеснением: влияние закачки не наблюдается, падение давления, низкие и уменьшающиеся дебиты.

• На степень охвата воздействием однопластовой относительно однородной залежи влияют только проницаемость коллектора и вязкость пластовой нефти. Отношение этих параметров называется проводимостью пласта (или подвижностью нефти в пластовых условиях): α = k_пр/μ_н (м⁴/H*с) – характеризуют расстояние, на которое воздействует закачка воды. При проводимости пласта меньше 0,1, влияние рядов нагнетательных скважин распространяется на 1-1,5 км по обе стороны, следовательно, в таких геологических условиях, ширину полос между разрезающими рядами нагнетательных скважин необходимо проектировать не более 2-3 км. При высокой проводимости, больше 0,1, влияние нагнетания распространяется на большие расстояния. Выбор оптимальной ширины полос обеспечивает максимальный охват залежи вытеснением.

• На однопластовых неоднородных залежах, кроме величины α, на степень охвата пласта процессом вытеснения большое влияние оказывает микро-мезо- и макронеоднородность. На таких объектах нагнетательные скважины существенно различаются по приемистости, а на отдельных участках залежи произвести закачку совсем невозможно (участки отсутствия коллекторов, зоны с низкой проницаемостью коллекторов, тектонически нарушенные части пласта, а также локальные участки вдоль границ распространения коллекторов). Эти зоны остаются не включенными в процесс вытеснения. Поэтому, величина коэффициента охвата в случае неоднородного пласта зависит также от расположения скважин относительно экранирующих элементов, поэтому размещение их без учета характера неоднородности пластов коллекторов будет только увеличивать размеры и количество зон, не испытывающих влияния закачки.

Величина коэффициента охвата для однопластовых объектов тесно связана также, с соотношением объемов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости. При незначительной величине данного соотношения (закачка меньше отбора, или незначительно превышает), удаленные от нагнетательных скважин участки залежи, как правило, испытывают недостаточное влияние закачки.

Рекомендуемые мероприятия по повышению степени охвата пласта воздействием сводятся к следующему:

• применение очагового заводнения

• перенос линий нагнетания (перераспределение закачки)

• создание новых линий нагнетания

• оптимизация сетки скважин основного фонда

• обоснованный выбор мест заложения резервных скважин

При разработке многопластового месторождения все явления, рассмотренные для однопластовых объектов, могут быть присущи каждому из пластов в отдельности. В некоторых случаях, объединение неоднородных пластов в один объект разработки, продиктованное экономическими причинами, приводит к снижению степени их охвата процессами вытеснения. В силу этого, для таких месторождений коэффициент охвата всегда меньше 1.

Контроль за процессом вытеснения на многопластовых объектах значительно осложняется вследствие различия коллекторских свойств и, следовательно, разной степени воздействия на каждый из пластов в отдельности. Основной вид контроля – определение работающих и неработающих пластов в разрезе каждой скважины.

Одной из особенностей контроля на многопластовых объектах является то, что К_охв определяется сначала для каждого пласта в отдельности, и только потом для всей залежи в целом. Наиболее ценную информацию для этих определений дают систематические исследования тех скважин, в которых перфорацией вскрыт только один из пластов (не накладывается влияние других пластов), затем 2, 3 и более пластов.

Для изучения работы пластов многопластовых объектов применяют специальные методы, позволяющие фиксировать показатели работы каждого пласта в отдельности: глубинная потоко-дебитометрия, термометрия, плотнометрия, фотоколорометрия, закачка меченых веществ и др.

Механическая потокометрия.

Метод механической потокомет­рии основан на непосредственном измерении скорости движе­ния потока в стволе скважины по частоте вращения вертушки, высоте подъема поплавка и т. п. Замеряя скорость потока и ее изменение по стволу скважины, можно судить о дебитах или приемистости работающих в ней пластов, а также выделять пласты, не отдающие или не принимающие жидкость.

На основании изменения скорости потока строят график из­менения суммарного расхода (дебита или объема закачки) по стволу скважины или график поинтервального дебита (приеми­стости) против перфорированных интервалов продуктивного разреза. Такие графики называются профилями притока (погло­щения) жидкости. Приборы, предназначенные для замера ско­рости движения потока в стволе добывающих скважин, называ­ют дебитомерами, а нагнетательных — расходомерами.

Глубинные дебитомеры-расходомеры (рис. 4.1.) содержат датчик, воспринимающий движение флюида и выра­батывающий электрический сигнал, величина которого функ­ционально связана со скоростью потока.

Схемы механических расходомеров с пакером (а) и без пакера (б): 1 – кабель; 2 – корпус; 3 – ходовой винт; 4 – траверса; 5 – подвижная труба; 6 – магнитный прерыватель; 7 – постоянный магнит; 8, 11 – окна; 9 – турбинка; 10 – пакер; 12 – кабельная головка; 13 – направляющие фонари; 14 – насадка; 15, 16 – струевыпрямители

Рис.4.1. Принципиальная схема дебитомера турбинного типа.

Измерительным элементом в таких дебитомерах служит разгруженная гидрометричес­кая турбинка. Поток жидкости, проходя через окна 8 и 11, вращает турбинку 9, на общей оси с которой установлен постоянный П-образный магнит. Этот магнит через стенку герметичной камеры (из немагнитного материала) управляет уста­новленным в камере магнитным прерывателем тока 6. Замыка­нием и размыканием электрической цепи, подключенной к ка­белю 1, создаются электрические импульсы, число которых со­впадает с числом оборотов турбинки.

Пакер 10 представляет собой чехол из ткани, натянутый меж­ду парами пластинчатых пружин. Пакер раскрывается и закрывается электри­ческим приводом, состоящим из электродвигателя и ходового винта 3. Винт 3, ввинчиваясь в траверсу 4, двигает подвижную трубу 5 относительно корпуса вниз. При этом труба 5, нажимая на пластинки пакера, выгибает их наружу и, расправляя ткань пакера, перекрывает кольцевое пространство между дебитомером и колонной. Одновременно с этим окно 8 на трубе 5 совме­щается с соответствующим окном в корпусе 2, открывая путь для движения всего потока жидкости через струенаправляющую трубу дебитомера, где установлена турбинка 9. При обратном направлении вращения ходового винта 3 пластинки пакера рас­прямляются и ткань складывается вокруг прибора.

Дебитомеры и расходомеры бывают с местной регистрацией и дистанционные. В приборах с местной регистрацией измере­ния величина регистрируется устройством, помещенным в са­мом скважинном снаряде. Преимущество таких дебитомеров (рас­ходомеров) состоит в относительной простоте конструкции, от­сутствии специального наземного оборудования (каротажных станций) и в возможности производить измерения силами пер­сонала промысла. Однако на практике получили распространение преимуще­ственно дебитомеры и расходомеры с дистанционной передачей показаний. В дистанционных приборах замеренный параметр преобразуется в электрический сигнал и по кабелю передается на поверхность, где и регистрируется на каротажной станции. Преимущество дистанционных дебитомеров-расходомеров зак­лючается в возможности непосредственного наблюдения за хо­дом регистрации измерений, их качества и результатов и при необходимости корректировки проводимых исследований вплоть до их повторения без предварительного подъема прибора на поверхность.

Исследования могут проводиться при непрерывном движе­нии прибора по стволу скважины либо «по точкам», т. е. на отдельных глубинах при неподвижном приборе. При обработке результатов замеров на основании данных эталонировки прибора от регистрируемых импульсов в минуту пе­реходят к абсолютной величине – дебиту в м³/сут или т/сут. Дебит можно выражать и в относительных величинах — долях от полного дебита выше верхнего интервала перфорации. Рас­считанные таким образом величины откладывают по оси абс­цисс диаграммной бумаги против соответствующих глубин. Полученная кривая, показывающая количество (долю) жид­кости, проходящей через сечение скважины на разных глуби­нах, называется интегральной дебитограммой (рис.4.2). Она по­казывает суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже данной глубины. На дебитограмме в интервалах притока отме­чается рост показаний, а в интервалах поглощения — их умень­шение. Приращение показаний в определенном интервале про­порционально количеству жидкости, отдаваемой этим интерва­лом. Так, на рис. 4.1 притоки жидкости разной интенсивности наблюдаются во всех перфорированных интервалах, причем максимальный при­ток (30м ³сут, или около 40 %) связан с подошвой нижнего интервала, а кровля второго снизу и подошва третьего снизу интервалов продукции не дают.

Интегральную дебитограмму обычно преобразуют в диффе­ренциальную, показывающую интенсивность притока (поглощение) на единицу толщины работающего пласта.

Рис. 4.2. Пример дебитограмм, зарегистрированных турбинным дебитомером: 1 - точечные замеры; 2 - интервал перфорации; 3 - интегральная дебитограмма; 4 - дифференциальная дебитограмма.

Термокондуктивная потокометрия.

Этот метод основан на за­висимости температуры специального датчика глубинного при­бора от скорости проходящего потока жидкости, в который он помещен. В качестве такого датчика обычно используются рези­сторы, изготовленные из материала с большим температурным коэффициентом, т. е. заметно изменяющим свое электрическое сопротивление при изменении температуры (жгутики медной проволоки, термисторы и т. п.).

Наиболее широкое распространение получил термоэлект­рический скважинный дебитомер СТД, работающий по прин­ципу термоанемометра. Сопротивление датчика дебитомера нагревается проходящим по нему током, и его температура становится выше температуры жидкости в скважине. В местах притока жидкости датчик охлаждается, в результате изменя­ется его сопротивление (Рис. 4.3.). Это изменение регистрируется из­мерительным прибором или фоторегистратором каротажной станции.

Переход от приращений сопротивлений к скорости движе­ния жидкости осуществляется по эталонной кривой, получае­мой в результате эталонировки прибора, т. е. измерения его по­казаний при различных скоростях потока в трубе того же диа­метра, что и диаметр обсадной колонны. При прохождении прибора через интервал, на котором в скважину поступает жидкость и, следо­вательно, изменяется скорость движения потока, за счет изме­нения теплообмена изменяется сопротивление чувствительного элемента. По этому изменению и выделяют отдающий (работа­ющий) интервал. Подошва интервала поступления жидкости в скважину отме­чается по началу спада кривой (при движении прибора сверху вниз), а кровля — по минимуму или (при его отсутствии) по точке перегиба кривой.

Вследствие более сильного влияния потока жидкости, пер­пендикулярного к оси прибора (радиального потока), по срав­нению с потоком вдоль оси скважины в кровле отдающих жид­кость интервалов часто наблюдается минимум, выше которого отмечается некоторый рост показаний.

Исследования глубинными дебитомерами, как правило, про­водят в действующих скважинах. Лишь при необходимости вы­явления межпластовых перетоков исследуют остановленные сква­жины. В фонтанных и газлифтных скважинах дебитомеры опус­кают через лубрикатор и лифтовые трубы, которые должны быть приподняты выше интервала перфорации и оборудованы спе­циальной воронкой для прохождения прибора. В глубинно-на­сосных скважинах измерения выполняют дебитомерами, опус­каемыми в межтрубное пространство по межколонному пространству между колонной и насосно-компрессорными трубами через специальное от­верстие в планшайбе. В насосных скважинах, оборудованных ЭЦН, используют приборы, спущенные перед насосом.

1, 2, 3 –отдающие интервалы.

Рис. 4.3 Схематические диаграмма приращения температуры (а), профиль притока (в).

Термометрия.

Метод термометрии скважин основан на изме­рении температуры по стволу скважины, выявлении и интер­претации тепловых аномалий на начальном тепловом фоне, выз­ванных работой пластов. Метод применяется при изучении ра­боты пластов в добывающих газовых, добывающих нефтяных и нагнетательных скважинах. Температура обычно замеряется скважинными электрическими термометрами сопротивления.

В добывающих газовых скважинах расширение газа при по­ступлении из пласта в скважину обычно сопровождается его ох­лаждением (эффект Джоуля—Томсона). В результате против газоотдающих интервалов наблюдается отрицательная температурная аномалия. Степень охлаждения газа во время поступления в скважину уве­личивается при увеличении депрессии, при которой работает пласт. Обычно при увеличении депрессии на 1 МПа температу­ра газа снижается на несколько сотых долей градуса.

Схематические термограммы, показывающие изменение тем­пературы в скважине с тремя газоотдающими пластами (I—III), показаны на рис. 4.4.

а б

Рис. 4.4. Схематические термограммы в действующих добывающей газовой (а) и нагнетательной (б) скважинах

Термограмма 1 на этом рисунке показыва­ет фоновое изменение с глубиной начальной температуры до начала эксплуатации скважины. Линия 4 против газоотдающих пластов показывает температуру газа, поступившего из пласта в скважину. Она смещена относительно термограммы 1 на вели­чину Т, равную охлаждению газа из-за эффекта Джоуля — Томсона (дроссельного эффекта) (при условии одинаковой депрессии при работе всех трех плас­тов).

Кривая 2 описывает изменение температуры газа по стволу действующей скважины. Ниже нижнего интервала притока тем­пература близка к начальной (фоновой). Вверх по стволу сква­жины в подошве самого нижнего газоотдающего пласта температура снижается до температуры газа, поступившего из пласта (термограммы 2 и 4 почти совпадают). Выше нижнего газоотда­ющего пласта газ в стволе начинает нагреваться за счет теплооб­мена с более теплыми стенками скважины. Чем больше дебит нижнего пласта, тем медленнее происходит прогрев.

В интервале второго газоотдающего пласта температура вновь уменьшается, теперь из-за смешения идущего снизу частично прогретого газа с охлажденным газом, поступившим из второго пласта. Чем больше отношение дебитов второго и нижнего плас­тов, тем больше это снижение температуры против второго плас­та. Аналогичная картина наблюдается в интервале третьего (верх­него) пласта. Снижение температуры здесь зависит от отноше­ния его дебита к суммарному дебиту нижних пластов.

Зная температуру газа против нижнего пласта, температуру смеси в кровле каждого вышележащего пласта и температуру газа, поступающего из пласта, можно рассчитать относительные дебиты всех работающих пластов. Отсюда, определив на устье общий дебит скважины, можно получить и абсолютный дебит каждого из пластов. Однако точность определения абсолютного дебита обычно не очень высока, так как депрессии при работе разных пластов обычно бывают различными и известны лишь весьма приближенно.

При длительной работе газовой скважины прискважинная часть работающих пластов охлаждается до температуры, близ­кой к температуре поступившего газа (термограмма 4). Поэтому после остановки скважины в течение довольно значительного времени против этих интервалов сохраняется отрицательная тем­пературная аномалия. Это позволяет их выделять по термограмме, полученной и после остановки скважины (кривая 3 на рис. 4.4). Более того, пласты с относительно малыми дебитами при этом могут выделяться даже четче, чем на термограмме действующей скважины (кривая 2).

Эффект Джоуля — Томсона наблюдается и при истечении жид­кости — нефти и воды. Но, в отличие от газа, при по­ступлении в скважину жидкости нагреваются. Однако величина эффекта для жидкости в несколько десятков раз ниже, чем для газа. По­этому его использование требует значительно более высокоточ­ных термометров, например, определяющих не абсолютную тем­пературу, а ее приращение.

В нагнетательных скважинах метод термометрии дает хоро­шие результаты благодаря различной степени охлаждения по­род, просто контактирующих со стенками скважины при закач­ке холодной воды, и пород, поглощающих эту воду. Обычно в стволе действующей нагнетательной скважины устанавливается наведенный тепловой режим, отличающийся от природного, и температурная кривая приобретает вид почти вертикальной ли­нии с характерным изломом против подошвы нижнего погло­щающего пласта. После прекращения закачки против не прини­мающих воду интервалов разреза температура быстро восста­навливается, против поглощающих интервалов — длительное вре­мя остается сниженной. На температурной кривой, снятой при остановке скважины, поглощающие пласты четко фиксируются отрицательными аномалиями температуры.

На рис. 4.5. приведена термограмма нагнетательной скважи­ны, снятая через некоторое время после прекращения закачки. На термограмме видно, что из трех перфорированных пластов в этой скважине воду принимает только один — средний.

B75AO,75M, СП Термограмма

28 29 30 31 ^ОС

1

2

3

пласты: 1 и 3 не работающие; 2—работающий

Рис. 4.5. Термограмма нагнетательной скважины

Фотоколориметрия нефти и определение содержания микроком­понентов в ней. Описанные выше методы выделения работаю­щих и неработающих пластов требуют проведения исследова­ний в стволе скважин непосредственно против продуктивных пластов. Кроме них возможно применение косвенных и вспомогательных методов, которые также могут дать значительную информацию.

Метод фотоколорометрии основан на определении коэффициента светопоглощения нефти к_сп, который зависит от содержания в нефти окра­шенных веществ (смол и асфальтенов). к_сп нефти определяют путем исследования небольшой по количеству пробы нефти (не­сколько кубических сантиметров), отобранной на устье скважи­ны, с помощью фотоколориметра. Обычно величина к_сп изменя­ется в достаточно широких пределах по площади залежи и по мощности, поэтому из скважин добывается «меченная» приро­дой нефть, обладающая определенными свойствами в каждой точке пласта.

Изменение величины к_сп, нефти позволяет надежно судить о приобщении к работе в данной скважине новых плас­тов вследствие изменения режима эксплуатации скважины, из­менения условий закачки воды, гидроразрыва пластов, дострела новых пачек продуктивных пород и т. п. В этом случае добавле­ние притока нефти из новых пластов в общую продукцию сква­жины четко фиксируется скачкообразным изменением величи­ны к_сп добываемой нефти.

Если точно установлены закономерности изменения к_сп нефти по площади залежи и по вертикали от пласта к пласту, то, систе­матически измеряя его величину, можно установить направле­ния перемещения нефти в пластах.

Как правило, значение к_сп увеличивается от свода к пе­риферии залежи и от кровли к подошве пласта. (Например, к_сп неф­ти горизонта D₁ Бавлинского месторождения возрастает от 192 ед. в присводовой части залежи до 450 ед. вблизи внеш­него контура нефтеносности.) В процессе разработки нефть из пе­риферийных частей залежи перемещается к скважинам внутрен­них частей. Соответственно к_сп добываемой из этих скважин нефти возрастает.

Путем периодического построения карт значений к_сп нефти в изолиниях и их сопоставления можно судить о направлении линий тока жидкости в пласте и скорости ее движения. Надеж­ное решение задач такого рода возможно лишь по однопластовым объектам разработки, где величина изменения к_сп нефти по площади значительно превосходит величину его изменения по разрезу.

При совместной добыче нефти из двух пластов с известными резко отличающимися величинами к_сп, зная величину общего к добываемой из этих пластов нефти, нетрудно рассчитать от­носительные дебиты каждого пласта. Для ряда место­рождений также определены перемещения нефти по площади залежей.

Многопластовые объекты нередко характеризуются резким изменением значений к_сп нефти по разрезу, в результате чего пласты или группы пластов имеют разные диапазоны значе­ний к_сп. Так, по верхним пластам горизонта D₁ Ромашкинского месторождения к_сп равен 350—450 ед., а по нижним — более 450 ед. На Западно-Сургутском месторождении в Западной Сибири в пласте Б₁ к_сп нефти изменяется от 543 до 301 ед., а в разрабатываемом совместно с ним пласте Б₁₀ — в диапазо­не 120-310 ед.

Учитывая резкое различие к_сп нефтей разных пластов, по ве­личине к_сп нефти, получаемой из скважины, можно судить, ка­кие пласты в ней работают на дату замера.

При точно установленных закономерностях изменения к_сп нефти по мощности объекта разработки и площади каждого пласта можно рассчитать количественное распределение де­битов между совместно работающими пластами. Так, при двухпластовом объекте доли пластов в общем дебите скважины равны

q₁= (к_{сп 2} — к_сп.см ) / (к_{сп 2} — к_{сп 1}) (37)

q₂= (к_сп.см — к_сп1 ) / (к_{сп 2} — к_{сп 1}) (38)

где q₁ и q₂ относительные дебиты соответственно первого и второго пластов; к_сп1, к_сп2 - значения к_сп нефти соответственно первого и второго пластов; к_сп.см — к_сп смеси нефти двух пластов, полученной из скважины.

Закачка меченого вещества (радиоактивных изотопов).

С по­мощью метода меченого вещества можно надежно выделить по­глощающие пласты, контролировать результаты воздействия на призабойную зону с целью интенсификации закачки воды или добычи нефти (гидроразрыв, кислотная обработка и др.), вы­являть затрубную циркуляцию и нарушения герметичности ко­лонны. Для решения этих задач меченое вещество выявляют в тех же скважинах, куда оно было введено. Закачку меченого вещества в пласты осуществляют его добавкой в поток воды, за­качиваемой в скважину, либо инжекцией глубинными инжектора­ми, либо закачкой в пласт песка, обработанного радиоактивными веществами.

Введенное в скважину на твердых носителях и в распылен­ном виде меченое вещество оседает в естественных и искусст­венных трещинах, крупных порах пород, дренажных каналах перфорации, трещинах и каналах цементного камня, а также на внутренней поверхности колонн. Меченое вещество в ра­створенном состоянии адсорбируется породой. После подачи меченого вещества ствол скважины промывается водой или нефтью до полной его очистки от этого вещества, после чего проводятся исследования по его выявлению за колонной. Как правило, используются радиоактивные вещества и, соответствен­но, их индикация производится методами ГК и ИНК. Для на­дежной интерпретации диаграмм тем же прибором до подачи в скважину радиоактивных веществ выполняет­ся контрольный замер.

На рис.4.6. приведены результаты исследования методом изотопов одной из нагнетательных скважин. В скважине перфорированы четы­ре продуктивных пласта со сходной коллекторской характе­ристикой, в которые производится совместная закачка воды. На диаграмме ГМ видно, что воду принимают только два из этих пластов — верхний и нижний.

В75AO,75M - СП ГМ

Рис. 4.6. Результаты исследования нагнетательной скважины радиоактивными изотопами. Пласты: 1 – работающие; 2 – неработающие; 3 – интервал перфорации

B то же время из диаграм­мы следует, что в связи с некачественным цементированием колонны часть воды поступает также в два залегающих ниже неперфорированных пласта (такие нежелательные случаи не единичны и их выявление имеет большое практическое значение, поскольку позволяет устранять непроизводительные потери воды).

По тому же принципу выделение пластов, принимающих воду в нагнетательных скважинах, может осуществляться путем за­качки вместе с водой веществ, обладающих аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов и фиксируемых в пластах методом импульсного нейтронного каротажа.

Недостаток метода в том, что он дает только качественную картину. Поэтому в последние годы метод радиоактивных изо­топов чаще применяют для выявления заколонного движения воды при некачественном цементировании.