- •Содержание
- •§ 4. Методы регулирования разработки залежей
- •1.Цели и задачи контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти.
- •2.Методы получения информации о пластах и свойствах пластовой жидкости.
- •Методы геолого-промыслового контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей
- •§ 4. Методы регулирования разработки залежей
- •Методы установившихся отборов
- •6.3.2. Методы неустановившихся отборов
- •6.3.3. Экспресс-методы исследования скважин
- •6.3.4. Приборы, используемые для исследования скважин
- •6.4.2. Термометрия
- •6.5. Геолого-пр0мысловый контроль изменения свойств нефти, газа и воды в процессе разработки
- •6.5.1. Контроль изменения свойств нефти в процессе разработки
- •6.5.2. Контроль изменения свойств воды в процессе разработки
- •6.5.3. Контроль изменения свойств газа в процессе разработки
- •6.6. Контроль за перемещением внк и гнк
- •6.6.1. Определение текущего положения внк и насыщенности пластов методами электрометрии
- •6.6.2. Определение текущего положения внк и насыщенности пластов методами радиометрии
- •6.6.3. Комплексирование различных методов для выделения заводненных пластов
- •6.6.4. Оценка положения гнк и гвк и интервалов обводнения при разработке газовых месторождений
- •6.6.5. Контроль обводнения нефтяных пластов в скважинах при наличии обсадных колонн специальной конструкции, не препятствующих проведению электрокаротажа
- •6.6.6. Определение заводненных пластов при введении индикаторных веществ
- •Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки
- •§ 1. Основные показатели состояния разработки
- •§ 2. Геологопромысловый контроль процесса разработки
- •Глава 4
- •§ 4.1. Задачи и методы анализа, контроля и регулирования процесса разработки месторождений
6.6.3. Комплексирование различных методов для выделения заводненных пластов
Особо сложная задача — выделение перфорированных заводняемых пластов в действующей скважине, эксплуатирующей многопластовый объект. В этом случае требуется комплексирование различных методов, основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др. Вначале с помощью глубинного дебитомера выделяют работающие в скважине пласты. Затем определяют состав жидкости против работающих интервалов, для чего используют замеры диэлектрических влагомеров, гамма-плотномеров или резистивиметров. Наиболее надежное выделение интервалов поступления воды таким способом обеспечивается, если дебит скважины достаточно высок (более 120 м3/сут) и в колонне не происходит гравитационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите вода из скважины полностью не выносится, часть ее скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа резко снижается. При небольшом дебите скважины хорошие результаты при выделении обводняющихся интервалов может дать метод наведенной активности кислорода, при котором фиксируется движущаяся по стволу скважины вода. Включение в комплекс для выделения пластов, заводняемых закачиваемой водой, термометрии основано на том, что обычно в пласт нагнетается холодная вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе добывающей скважины интервалы с пониженной температурой, выделяют пласты, промытые закачиваемой водой. Но поскольку фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения, с помощью термометрии можно уверенно выделять только те заводненные пласты, через которые прошел значительный объем нагнетаемой воды.
Основным недостатком контроля за заводнением пластов по данным радиометрии является невозможность количественной оценки остаточной нефтенасыщенности.
6.6.4. Оценка положения гнк и гвк и интервалов обводнения при разработке газовых месторождений
В процессе эксплуатации газовых месторождений газонасыщенность определяется преимущественно различными модификациями нейтронного каротажа, из которых наиболее распространены нейтронный гамма-каротаж, двухзондовый нейтронный гамма-каротаж и импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. Широкое использование нейтронных методов при оценке газонасыщенности объясняется тем, что газовые пласты в отличие от водоносных или нефтеносных имеют относительно малые величины водородосодержания и низкие плотности флюида, насыщающего поры. Если нефть по содержанию ядер водорода практически не отличается от воды, то водородосодержание газа в 62/р, а плотность в 140/р раз меньше, чем у воды (р —давление в пласте, МПа).
Все методики оценки газонасыщенности по результатам нейтронных методов основаны на изучении водородосодержания в зоне пласта, не превышающей десятых долей метра, поэтому для достоверности оценки газонасыщенности необходимо полное расформирование зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Наиболее надежны такие определения в неперфорированной скважине с герметичным цементным кольцом.
В сложных геологических условиях для оценки газонасыщенности (при ее значении выше 50 %) эффективен метод двух зондов НГК. Этот метод используется для количественной оценки газонасыщенности, вполне достаточной при определении положения ГВК или выделения обводнявшихся пластов с высокой начальной газонасыщенностью. Если кривые НГК, зарегистрированные зондами большого (l=70 см) и малого (l = 35см) размеров, совместить, то газоносные пласты, газонасыщенность которых более 50%, будут выделяться превышением показаний НГК-70 над показаниями НГК-35. Эти превышения (положительные приращения) пропорциональны газонасыщенности пластов.
Для оценки газонасыщенности пластов при исследовании перфорированных скважин ввиду большей глубинности исследований применяют замеры ИННК, регистрируемые на двух временных задержках, например 400 и 600 мкс. Так как среднее время жизни тепловых нейтронов в газоносных пластах намного больше, чем в водоносных, то первые будут отличаться значительными превышениями показаний при большей задержке по сравнению с малой.