8.Что такое сетка скважин и ее особенности?

Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин—важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. Поскольку затраты на бурение скважин—одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т. е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно, необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин.

По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные.

Равномерными называют сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей, скважины которых характеризуются ограниченными радиусами действия, т. е. при низкой проницаемости или высокой неоднородности пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей, представляющих собой нефтегазовые зоны или подстилаемых водой. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки (рис.24).

Равномерно-переменныминазывают сетки, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах.

9.Что такое газовая шапка?

Газ, нефть, вода в пределах ловушки распределяются под действием гравитационных сил в зависимости от их плотности. Газ как наиболее легкий флюид располагается в верхней части ловушки или залежи над нефтью, внизу под нефтью скапливается вода. В нефтяных залежах наличие газа в сводовой части называется газовой шапкой. Если газовая шапка большая, а скопление нефти – небольшое, его называют нефтяной оторочкой

Газовая шапка – верхняя часть нефтяной залежи, занятая свободным (не растворенном в нефти) газом.

10.Опишите геологопромысловые исследования скважин, эксплуатирующие многопластовые объекты.

В настоящее время для определения работы пластов многопластового объекта разработан целый ряд приборов и методов исследования. Причем для получения надежных результатов часто комплексируют замеры разными приборами. В добывающих скважинах обычно применяют методы механической и термокондуктивнрй дебитометрии, термометрии, плотнометрии, влагометрии, резистивиметрии. В нагнетательных скважинах используют механическую и термокондуктивную расходометрию, термометрию, закачку меченых веществ. Кроме этих прямых методов судить о работе пластов многопластового эксплуатационного объекта позволяют данные фотоколориметрии нефти, гидродинамических исследований по взаимодействию скважин, геолого-промыслового анализа, детальной корреляции разрезов скважин и т.п.

Методы механической и термокондуктивной потокометрии Метод механической потокометрии основан на фиксации скорости потока по стволу скважины с помощью перемещаемого на кабеле прибора с датчиком турбинного (вертушка) или реже поплавкового и другого типов. Частота вращения вертушки пропорциональна расходу жидкости, проходящей через сечение ствола скважины в месте установки прибора. Перемещая прибор по стволу скважины замеряя скорость вращения вертушки, устанавливают количество жидкости, проходящей через его сечение на разных глубинах и, следовательно, определяют приток (расход) из каждого перфорированного пласта или интервала.

При использовании материалов потокометрии необходимо четко представлять, что они не всегда достаточно полно отражают работу пластов. Это связано с тем, что, строго говоря, все разновидности механической и термокондуктивной потокометрии фиксируют работу фильтра (перфорационных отверстий), а не самого пласта.

Этими методами наиболее уверенно выделяются работающие и неработающие пласты многопластового объекта, отделенные друг от друга непроницаемыми разделами при непременном условии надежной их изоляции друг от друга в заколонном пространстве. Только в этих условиях можно отождествлять работу фильтра и пластов.

При некачественном цементировании и наличии заколонной циркуляции работа пластов не соответствует работе фильтра и данные потокометрии могут привести к ошибочным заключениям.

Перед проведением измерений при помощи глубинных дистанционных приборов необходимо тщательно ознакомиться со всеми геолого-промысловыми материалами по эксплуатационному журналу. Скважина должна быть подготовлена согласно правилам техники безопасности. Глубину спуска в скважину измеряют одним из следующих способов: по механическому счетчику глубины; по магнитным меткам; визуально по контрольным меткам; с привязкой по диаграммам гамма-карротажа или локатора муфт.

Для облегчения прохождения прибора и предупреждения его подброса встречными потоками в лифте его опускают при закрытой скважине. В результате остановки скважины режим ее работы нарушается. После спуска прибора на заданную глубину необходимо время для восстановления режима работы скважины, определяется параметрами пласта. Время спуска прибора на забой скважины обычно не превышает 30-40 мин, а время восстановления режима - не менее 1-1,5 ч. Для большей достоверности исследований прибор 3 раза останавливают на одних и тех же глубинах, принимая за истинные средние значения.

Нагнетательные скважины исследуют в процессе закачки или излива жидкости, а в некоторых случаях за один спуск прибора - при закачке и изливе.

Расходомер сначала устанавливают выше интервалов перфорации. Скважину подключают к водоводу и выдерживают в течение времени, необходимого для установления рабочего режима, о чем судят по стабилизации скорости вращения турбинки. Замеры делают через каждые 10 мин. Режим скважины следует считать установившимся, если последние три замера различаются не более чем ни 2-3 %.

Частоту вращения турбинки в данной точке принимают соответствующей суммарному расходу, который определяют по расходомеру кустовой насосной станции. В зависимости от мощности пластов замеры следует проводить через равные интервалы -20, 40 или 50 см. Такие же интервалы желательно соблюдать и при переходе через участки пласта, не вскрытые перфорацией. По прохождении всей мощности пластов в наиболее характерных участках необходимо делать контрольные замеры.

Термометрия. В комплексе с ДГД, СТД и гамма-плотностномером прово­дится также термометрия.

Термические исследования скважин - одно из важнейших средств изучения гидродинамического состояния продуктивных пластов.

Большое значение имеют термические исследования в действующих добывающих и нагнетательных скважинах. В соответствии с задачами, решаемыми при термических исследованиях скважин, глубинные термометры по назначению можно разделить на две основные группы: абсолютные, предназначенные для измерений установившихся значений температур, и дифференциальные, основное назначение которых состоит в регистрации температурных аномалий на фоне больших абсолютных значений температур в скважине. При решении специальных задач, например, при выявлении интервала обводнения б перфорированном нефтяном пласте, хорошие результаты могут быть получены с помощью потенциал-термометра, дающего информацию как об относительных перепадах температуры, так и об изменении величины абсолютной температуры при условии, что чувствительность таких термометров будет достаточно высокой.

Физико-химические методы выявления работающих пластов.

Выявление работающих пластов с помощью физико-химических методов основано на различных химических составах нефти и пластовой воды даже в близко расположенных пластах. Нефть, являясь смесью углеводородов различного состава, обладает различными физическими свойствами. Химический состав нефти, ее вязкость оказывают значительное влияние на коэффициент светопоглощения Ксп, что позволило И.Ф.Глумову и А.Ф.Гильманшину предложить способ контроля за перемещением нефти. Величина Ксп значительно изменяется не только по разным пластам, но и в пределах одного пласта может изменяться в 2,5 - 5 раз в зависимости от положения скважины на структуре и от расстояния до контакта нефть-вода.

Определение гидродинамической связи между пластами. Для определения гидродинамической связи между пластами используют следующие методы.

1. Методы, основанные на анализе добываемой нефти и из скважины, учитывающие различия их свойств по отдельным пластам. При наличии гидродинамической связи между пластами из исследуемой скважины добывают смесь флюидов насыщающих различные пласты, и их свойства отличаются от свойств эталонных проб. При этом может использоваться изменения Ксп смеси по сравнению с эталонными образцами по пласту, эффект изменения в смеси нефтей концентрации элементов - кобальта или ванадия, определяемой нейтронно-активационным, рентгено-радиометрическим, атомно-абсорбционным способами.

2. Методы, основанные на закачке в один из пластов (наличие связи между которыми не выяснено) изотопов или жидкостей с добавкой индикаторов с анализом проб нефти или воды из контрольной скважины.

3. Применение собственно гидродинамических методов. Можно использовать метод гидропро слушивания, при котором, изменяя режим работы скважин на одном из пластов, улавливают импульс от этого изменения в наблюдательных скважинах другого пласта.