Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах.

В призабойной зоне нагнетательных скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых опреде­ляется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем проницаемости трещин существенно разнятся между собой. Тампонирование высокопроницаемых трещин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и новым трещинам. Аналогичное происходит и в призабойной зоне добы­вающих скважин. Работы считаются эффективными, если уда­лось уменьшить поступление воды в один узкий интервал пласта и обеспечить или увеличить поступление ее в другие интервалы. Это можно достичь закачкой суспензии водонерастворимых гранулированных материалов, например, рубракса, высокоокисленного битума, частично гранулированного магния, гранулометрический состав которых соответствует раскрытости трещин.

Менее эффективны суспензии тонкодисперсных материалов, гелеобразующие, коллоидные и другие жидкие составы, так как они поступают во все трещины соответственно их проницаемостям и создают там тампон, а также заиливают поры по­ристых блоков.

Если высокопроницаемая трещина связывает нагнетатель­ную и добывающую скважины, то вода быстро прорывается по ней. Естественно, при наличии такой протяженной одной или системы высокопроницаемых трещин между зонами нагнета­ния и отбора преждевременный прорыв можно предотвратить или ликвидировать только тампонированием трещин в глубине пласта между данными зонами. Локальное тампонирование в призабойной зоне как нагнетательной, так и добывающей скважины может обеспечить только кратковременный эффект. Такие трещины выявлены путем закачки в нагнетательные сква­жины индикаторов (водных растворов красящих веществ) на Тишковском и других нефтяных месторождениях. В настоящее время ведутся исследования по разработке способов создания потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта.

Радиоактивный каротаж

Комплекс ядерно-физ. методов изучения состава и строения горн. пород, слагающих стенки скважин, a также контроля за техн. состоянием скважин. B соответствии c видом регистрируемого излучения различают разновидности гамма-каротажа и нейтронного каротажа. Mетоды гамма-каротажа основаны на измерении интенсивности γ-излучения, обусловленного естеств. радиоактивностью пород (Гамма-каротаж), и вторичного γ-излучения (Гамма-гамма-каротаж) или нейтронного излучения (Гамма-нейтронный каротаж), возникающих в породах при облучении их источниками γ-квантов. Mетодами Нейтронного каротажа регистрируют параметры многократно рассеянных тепловых и надтепловых нейтронов, образующихся в результате замедления в г.п. быстрых нейтронов (нейтрон-нейтронный каротаж) или γ-квантов, возникающих при захвате медленных нейтронов в г. п. (нейтронный гамма-каротаж).

При проведении P. к. применяют скважинный прибор, в к-ром размещаются детекторы нейтронов или гамма-излучения (интегрального или спектрометрич. типа), для регистрации вызванной активности в скважинную аппаратуру помещают также источники нейтронов или гамма-квантов. Cигналы детекторов передаются по кабелю на поверхность на каротажную станцию, где они регистрируются. P. к. входит в обязат. комплекс методов поисков, разведки и контроля разработки месторождений (в т.ч. в скважинах, обсаженных стальными трубами).

Mетоды гамма-каротажа широко используются для поисков и разведки радиоактивных руд, калийного и фосфатного сырья, характеризующихся повышенной радиоактивностью, a также при разведке нефтегазоносных и угольных пластов. Гамма-гамма каротаж применяют для изучения плотности г.п., определения содержания в них тяжёлых элементов, a также состояния цемента в затрубном пространстве. Mетоды нейтронного каротажа дают важную информацию o содержании в пластах таких элементов, как водород, хлор, железо, хром, бор и др., позволяют выявлять водородсодержащие (в т.ч. нефтегазоносные) пласты. Для различения пластов, насыщенных нефтью или пластовой водой (в них близкое содержание водорода), применяют импульсный нейтронный каротаж.

Дальнейшее повышение эффективности и безопасности P. к. связано c использованием управляемых источников излучения, спектрометрич., многозондовых систем измерения, цифровой регистрации и обработки результатов на ЭВМ.

Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ)

Решаемые задачи

Вертикальные скважины

• визуальная экспресс-оценка характера флюидонасыщения;

• выделение коллекторов с расчетом эффективной мощности;

• определение УЭС от скважины до незатронутой проникновением части пласта;

• индикация и определение характеристик окаймляющей зоны;

• поиск водонефтяных, газоводяных контактов, а также переходных зон.

Горизонтальные скважины

• оценка местонахождения кровли и подошвы коллектора относительно ствола скважины;

• определение ВНК и ГНК внутри коллектора;

• выделение непроницаемых субгоризонтальных прослоев;

• определение УЭС пласта и вмещающих пород;

• оценка электрической макроанизотропии в тонкослоистых коллекторах;

• уточнение углов встречи ствола скважины и границ пласта.

Отличительной особенностью метода высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования является высокое пространственное разрешение, повышающее эффективность исследования маломощных пластов.

Резистивиметрия скважины

Измерение удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей ствол скважины.

Данные измерений используются при интерпретации материалов каротажа электрического, каротажа радиоактивного, при сопоставлении каротажных измерений, выполненных в скважине в разное время, и при корреляции разрезов скважин по каротажным материалам.

Самостоятельно или в комплексе с др. методами резистивиметрия скважины используется при определении в стволе скважины уровня жидкости, мест нарушения герметичности обсадной колонны, глубинного наложения, раздела нефть — вода и т. п.

Сейсмический каротаж (СК)

(сейсмокаротаж интегральный)

Наблюдения вдоль ствола скважины с целью определения скоростной характеристики разреза горных пород.

Основан на измерении времени пробега (вступления) прямой волны от источника возбуждения, располагаемого у устья скважины или на некотором удалении от него, до скважинного сейсмоприемника, перемещаемого вдоль ствола скважины (прямой СК).

В обращенном СК (сейсмоторпедировании), применяемом реже, сейсмические волны возбуждаются в скважине, а регистрация проводится на земной поверхности.

СК называют интегральным, поскольку определяемые по нему параметры (время пробега волны, ср. скорость) являются усредненными для значительной толщи пород, пройденной скважиной.

Результаты СК иллюстрируются вертикальным годографом, по которому определяют среднюю скорость распространения упругих колебаний в разрезе и устанавливают его скоростную дифференцированность с выделением пластов с постоянной скоростью, мощность которых измеряется десятками-сотнями метров. Тонкие слои разреза с помощью СК не выделяются.

СК применяют при изучении зоны малых скоростей, используя для наблюдений специальные взрывные скважины.

Акустический каротаж (АК)

Основан на изучении характеристик упругих волн ультразвукового и звукового диапазона, прошедших через горные породы.

Возбуждение и регистрация упругих волн осуществляются зондом АК. Трехэлементный зонд АК состоит из одного излучателя и двух приемников (аппаратура типа ЛАК) или двух излучателей и приемника (аппаратура типа СПАК). Возбужденные излучателем упругие колебания после прохождения их через горные породы фиксируются приемниками.

Модификации АК:

• АК по скорости

Для измерения скорости головной продольной волны регистрируют времена ее вступления t₁ и t₂ на первом и втором приемниках. Определяют интервальное время (мкс) Δ t = t₁— t₂ и интервальную скорость v_p — l/Δt, где l — расстояние между приемниками.

Данные используются для определения пористости, так как k_n= (Δt — Δt_ск)/(Δt_ж — Δt_ск), где Δt_ск и Δt_ж — интервальное время соответственно в скелете породы и в жидкости, заполняющей поры.

• АК по затуханию

Регистрируют амплитуды колебаний А₁ и А₂ и определяют коэффициент поглощения энергии (параметр затухания) α (м^-1) на участке породы между элементами зонда: α = (1/l)ln(А₁/ А₂).

Метод АК используется для выделения в разрезе трещинно-кавернозных зон и для определения характера насыщения пласта. В современной аппаратуре одновременно регистрируются 6 параметров: t₁, t₂, Δt,  А₁,  А₂, α. Разрабатываемая модификация волнового АК позволит изучать характеристики всех типов волн, участвующих в волновом процессе, регистрировать весь пакет колебаний.

Интегральный профиль притока (integral input profile) -кривая, показывающая рост дебита в скважине от подошвы к кровле продуктивного пласта (эксплуатационного объекта) (В.А. Блажевич, 1969). Синоним: интегральный профиль дебита.

Типы гидродинамических исследований

• Определение пластовых параметров

• Тесты на производительность

Цель:

• Получить (точную!!!) информацию о динамических пластовых параметрах

• Тип получаемой информации зависти от типа теста:

От свойств добываемой жидкости до сложных пластовых параметров

Различия применения КВД и КВУ.

Кривая Восстановления Уровня (Drawdown test) – при постоянном расходе измеряется реакция давления.

• Кривая Восстановления Давления (Buildup test) – Остановка скважины и измерение реакции давления.

КВУ (Pressure Drawdown)

• Сложно добиться постоянного расхода

• КПД должен быть известен.

• Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями). Проводится в остановленной (отбор жидкости прекращен) скважине с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток и подъем уровня в стволе скважины. Изменение давления в основном определяется подъемом уровня за счет продолжающегося притока жидкости из пласта. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП).

Особенности:

• длительность регистрации КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины;

• как правило, параллельно проводят замеры статического и динамических уровней раздела газожидкостных фаз флюида;

• при вызове притока свабированием в скважинах с прогнозируемыми высокими дебитами следует использовать автономные приборы;

Основными параметрами, получаемыми по кривой притока, являются:

• пластовое давление;

• коэффициент продуктивности;

• дебит скважины.

КВД (Pressure Buildup)

• Во время остановки расход = 0 =const

• Решение более стабильно относительно входных параметров

• Более сложный расчёт

• Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и

устойчивыми дебитами.

Особенности:

• проводится в остановленной (отбор жидкости прекращен) скважине при герметизации устья;

• для определения параметров удаленной от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна

быть достаточной для исключения влияния «послепритока» (продолжающегося притока жидкости в ствол

скважины);

• восстановление давления в «чистой» КВД происходит за счет сжатия жидкости в пласте;

• в фонтанирующей скважине регистрация забойного давления производится как при эксплуатации на штуцере,

сопровождающейся замерами установившихся дебитов нефти и воды, так и в загерметизированном стволе

скважины;

• при вскрытии и освоении свабированием скважин с прогнозируемыми высокими энергетическими свойствами

пластов необходимо использование автономных приборов (устанавливаемых или в переходнике ПАСП, или

на колонне НКТ или в шахте под перфоратор ПКТ-89);

• Основными параметрами, определяемыми по КВД, являются:

• пластовое давление;

• коэффициент гидропроводности (проницаемости);

• коэффициент пьезопроводности;

• приведенный радиус;

• скин-фактор;

• коэффициент продуктивности на 10 суток;

• коэффициент продуктивности потенциальный;

• радиус зоны исследования;

• время стабилизации режима.

Методы ГДИ

• Тестирование скважины

• Кривая Восстановления Уровня (Drawdown test) – при постоянном расходе измеряется реакция давления.

• Кривая Восстановления Давления (Buildup test) – Остановка скважины и измерение реакции давления.

• Измерение под закачкой – Закачивается жидкость в скважину при постоянном расходе и измеряется реакция давления.

• Закачка с падением расхода – останавливается закачка в скважину и измеряется реакция давления.

• Тестирование группы скважин

• Интерференция – Из одной скважины добывают с постоянным расходом и меряется реакция давления в окружающих скважинах.

• Пульсирование – В группе близко расположенных скважинах поочерёдно останавливается добыча и меряется реакция давления в окружающих скважинах.

Оценка запасов

• Простейший способ оценки запасов – объёмный.

– Voil = A*h*S*p*GOR

• Расчёт запасов тесно связан с уравнением материального баланса

Основные индексы и оценки

1. • Возврат от вложенного - Return on Investment (ROI)

• Не берёт в расчёт время и оборот

• ROI - соотношение поступлений и всех инвестиций за время действия всего проекта

• По общему убеждению, если ROI больше 2 - это считается хорошим вложением.

• Необходимо использовать с другими индексами, которые связаны с временем и оборотом

2. • Отношение прибыли от вложенного - Profit to Investment ratio (PIR)

• PIR=ROI-1

• PIR - отношение поступлений минус инвестиции и инвестиций за время всего проекта

3. • Период возврата вложений – Payback Period (PP)

• Период возврата вложений один из самых простых способов оценки возможности проекта

• PP – необходимое время для возврата всех инвестиций

• С помощью этого периода планируют вложения в следующие проекты

4. • Скорость возврата - Rate of Return (RR)

• Анализ скорости возврата – наиболее популярный метод экономического анализа при условии постоянных параметров рынка

• Определение

– RR - скорость возврата, при котором net present worth (NPV) для конкретного вложения обращается в 0.

– net present worth (NPV) – сложная функция, которая позволяет сравнивать различные

возвраты вложений на итерацию при определённой стоимости нефти. Когда NPV > 0, инвестор зарабатывает больше за период с проекта, чем средние инвестиции.

5. • Анализ текущего потока - Present Value Analysis