10. Осн. Задачи и классификация методов контр. За рнм. Геолого-промысловые методы и лаб. Исследования. Геофиз. И гд-методы контроля за рнм.

Нефтяные месторождения представляют собой послойно- и зонально-неоднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, за степенью отмыва пластов, за техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи.

Решение перечисленных задач осуществляется путём проведе­ния исследований комплексом промыслово-гидродинамических исследований, лабораторных измерений и промыслово-геофизиче­ских исследований.

Геолого-промысловые методы и лаб. исследования

Добывающие скважины: замер дебита жидкости и газа; определение обводнённости; отбор глубинных и поверхностных проб нефти; анализ проб нефти и воды; замер буферного и затрубного давления.

Нагнетательные скважины: определение приёмистости; отбор и анализ проб воды; контроль за температурой закачиваемой воды.

ГД-методы

Добывающие скважины: исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности и коэф-та продуктивности; замер P_пл (Н_ст), Р_заб (Н_дин); дебитометрия, влагометрия; определение Т_пл; снятие индикаторных диаграмм.

Нагнетательные скважины: исследования при уст. и неуст. режиме фильтрации; определение кривой падения давления; замеры Р_пл, Р_буф, Т_пл; расходометрия.

Пьезометрические скважины: замеры Р_пл (Н_ст); отбор проб ж-ти; термометрия.

Контрольные скважины (неперфорированные): термометрия; определение нефтеводонасыщенности геофиз. методами.

Промыслово-геофизические методы

Выделяются 3 направления:

1. решение технических задач:

• выделение интервалов заколонной циркуляции и мест наруше­ния герметичности колонны методом термометрии, закачки радиоактивных изотопов.

2. контроль за вытеснением:

• за продвижением контуров нефтеносности и подъёмом ВНК методами электрометрии, радиометрии;

• контроль охвата пластов вытеснением (закачка радиоактивных изотопов, термометрия и др.);

• контроль за движением жидкости в пласте (определение К_сп, закачка меченых жидкостей и др.).

3. контроль за заводнением:

• закачка ж-тей с различными индикаторами;

• радиохимические методы.

Опытно-промышленные испытания технологии щелочного заводнения в композиции с поверхностно-активными веществами и полимером

Для проведения испыта­ний технологии выбран участок бобриковского горизонта Нурлатского месторождения с нагнетательной и с 7-ю добывающими скв.

Средний коэффициент пористости 23%, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 144,4 мПа-с Участок вве­ден в разработку в 1976 году.

Лабораторные эксперименты показали, что коэффициент межфазного натяжения σ на границе бобриковской нефти Нурлатского месторождения и водного раствора щелочи снижается. Наибольшее снижение происходит при добавке к щелочному раствору поверхностно-активного вещества. Закачку растворов щелочи и полимера, а также буфер­ных оторочек пресной воды осуществляли с помощью пере­движного агрегата ЦА-320.

Результаты испытаний технологии

Для оценки влияния щелочного заводнения на техноло­гические показатели разработки выполнили анализ промы­словых данных по скважинам участка за весь период разра­ботки, включая период проведения опытно-промышленных испытаний технологии.

Перед началом испытаний скважины участка давали практически безводную нефть с обводненностью не более 5-7%. Скважины имеют низкий дебит в пределах 0,9-1,5 т/сут, Отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости составило 1,25.

Абсолютный прирост добычи нефти за период с 07.92 г. по 10 93 г. по сравнению с уровнем добычи перед промысло­вым экспериментом составляет 1794 т. На одну тонну зака­чанной щелочи это составляет 29,9 т нефти,

По результатам анализа состояния разработки опытного участка на 01.01.98r дополнительная добыча нефти с начала применения метода составила 12,914 тыс.т. В расчете на 1 тонну щелочи это составляет 215,2 т.

Таким образом, в результате ОПР получен положитель­ный технологический эффект Об этом свидетельствует: увеличение дебитов скв. повышение уровня жидкости в скв.; снижение удельного расхода закачанной воды для под­держания пластового давления; увеличение отборов нефти по участку.

При разработке месторождения изменение пластовой темпера­туры может быть вызвано прохождением фронта начала охлажде­ния (температурного фронта) и дроссельным процессом. В резуль­тате измерений в скважинах ряда площадей Ромашкинского месторождения получено, что величина коэффициента Джоуля-Томпсона равна минус 0,04-0,046 °С/ат.

Температурные исследования и результаты моделирования для отдельных участков, отличающихся геолого-физическими пара­метрами пластов и условиями их разработки, показывают, что изменение пластовой температуры на значительном расстоянии от нагнетательных рядов удается зафиксировать в тех скважинах, через забой которых направленным фронтом прошли значительные объемы (более 4-х) закачиваемой воды по мощным высокопрони­цаемым пластам.

При определении положения температурного фронта по схеме Х.А. Ловерье получено, что в зонах с возмущенной температурой находятся не более 2,2% общих извлекаемых запасов нефти.

Проведенные промысловые исследования Фаткуллина А.Х. и Кондрашкина В.Ф. показали, что в вблизи нагнетательных скважин охлажденная толщина пласта может достигать 140 м, а на темпера­турном фронте не превышает толщину заводненного пласта.

Некоторыми исследователями предлагалось подогревать зака­чиваемую в пласты Ромашкинского месторождения воду с начала разработки. Результаты промысловых экспериментов на Ромаш­кинском месторождении по закачке горячей воды и расчеты показали, что для подогрева закачиваемой воды только до пласто­вой температуры необходимо было бы израсходовать топливо, по объему значительно превышающее потери нефти в охлажденных зонах. Таким образом, было показано, что с топливно-энергетиче­ской точки зрения заводнение на Ромашкинском месторождении является эффективным.