2.Методы получения информации о пластах и свойствах пластовой жидкости.

Свойства продуктивных пластов на всех стадиях разработки определяют с помощью след методов:

1. Лабораторные- методы основаны на прямых измерениях физико- химических, механических, электрических св-в образцов горных пород и проб пластовой жидкости(в пластовых и поверхностных усл-ях).

2. Промыслово-геофизические- методы, основанные на изучении элект-их, радиоактивных, акустических св-в горных пород, с помощью приборов, спускаемых на кабеле. Это т.н. косвенные методы изучения св-в горных пород и данные этих исследований необходимо сопоставлять с данными лабораторных исследований.

3. Гидродинамические- методы, основанные на определении св-в пластов\коллекторов по изменению Qскв. и Рзаб., при устан. и неустан. режимах фильтрации. По гидродинам. исследованиям определяют ср. значение К и гидропроводности пласта.

Основные ГД исследования:

1. Установившихся отборов (КСД);

2. Неустан. отборов (КВД);

3. Взаимодействие скв. (метод гидропрослушивание).

Аналогично исследуют газовые скважины, дополнительно применяются различные методы определения газоконденсатности с помощью передвижн. сепарационных установок.

Методы геолого-промыслового контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей

Рациональная разработка залежей нефти и газа, поддержание проектных уровней добычи на каждой стадии могут быть обеспечены только при систематическом геолого-промысловом контроле. Контроль за разработкой залежей нефти или газа осуществляется путем исследования добывающих, нагнетательных и других сква­жин, наблюдений за перемещением ВНК, за обводненностью скважин и т. п. Полученные данные периодически подвергаются комплексной обработке и детальному анализу. Это позволяет контролировать состояние разработки и своевременно выявлять отклонения от принятого проекта.

Задача промысловых исследований в нефтяных скважинах состоит в определении основных параметров их работы. При этом на каждом режиме замеряют дебиты, пластовые и забойные давле­ния, газовые факторы, содержание воды в продукции. В началь­ный период разработки залежи скважины исследуют на различных режимах, чтобы полнее выяснить характер их работы, определить уравнение притока и установить наиболее оптимальный режим эксплуатации. В процессе разработки скважины обычно исследуются на том режиме, на каком они эксплуатируются, и по данным исследования с учетом состояния разработки залежи устанавливается режим работы на следующий период эксплуатации.

Промысловые исследования в скважинах являются тем минимумом необходимых работ, которые надо проводить в добывающих или нагнетательных скважинах. Однако их недостаточно для обеспечения полноценного геолого-промыслового контроля за разработкой объектов и залежей.

Прежде всего рассмотренный комплекс исследовательских работ не обеспечивает контроля за разработкой группы пластов, объединенных в один объект с целью эксплуатации их единой системой скважин. Определенные этими методами дебиты скважин и соответствующие им забойные, пластовые давления и другие параметры работы скважин относятся ко всему объекту. В то же время каждый пласт в зависимости от его коллекторских свойств, качества нефти, энергетических ресурсов и других особенностей проявляется в процессе эксплуатации по-разному. Одни пласты, более продуктивные, лучше отдают нефть, другие пласты — с низкими коллекторскими свойствами — почти не отдают ее. При закачке воды в группу пластов через одну систему нагнетательных скважин один пласт хорошо принимает воду, другие — хуже, а часть пластов совсем не принимает ее. Все это приводит к неравномерной выработке залежей.

Обычно в наиболее продуктивных пластах с хорошими коллекторскими свойствами запасы вырабатываются быстрее. По этим пластам происходит первоочередное обводнение добывающих сква­жин, в то время как другие, менее продуктивные пласты еще содержат значительные остаточные запасы нефти.

Неравномерная выработка запасов нефти происходит также в одном мощном, но неоднородном пласте. В таких пластах нефть в первую очередь поступает в скважину из той части пласта, которая имеет лучшие коллекторские свойства. То же самое отмечается и при нагнетании воды в скважину. Подобные явления наблюдаются и при разработке газовых месторождений.

Однако перечисленным далеко не исчерпывается все многообразие сложных процессов, протекающих в пластах при разработке нефтяных или газовых месторождений. Для геолого-промыслового контроля за разработкой месторождений сложного строения в последнее время разработаны новые методы и созданы более совершенные приборы.

Новые виды исследований в первую очередь направлены на обеспечение контроля за выработкой каждого пласта и пропластка в отдельности. Это достигается путем установления дебита отдель­ных пластов в добывающих скважинах или их приемистости в нагнетательных скважинах, а также определения давления для каждого отдельного пласта в объекте.

К числу новых методов контроля за разработкой отдельных пластов эксплуатационных объектов и залежей со сложным геологическим строением относятся исследования радиоактивными изотопами, замеры дебитов и приемистости скважин дистанционными глубинными дебитомерами и расходомерами, отдельные виды промыслово-геофизических исследований, фотоколориметрия нефти, гидропрослушивание пластов и т. п.

Метод радиоактивных изотопов позволяет выделить в нагне­тательных скважинах пласты, принимающие воду. Для этого в скважину через насосно-компрессорные трубы подается вода с радиоактивными изотопами. После продавливания активирован­ной воды делается замер гамма-методом (ГМ), который сравнивается с контрольным замером ГМ, выполненным до прокачки изотопов. Против интервалов, поглощающих воду, вследствие адсорбции изотопов в призабойной части пласта на диаграммах ГМ отмечаются аномалии, в несколько раз превышающие фоновые значения. Однако метод радиоактивных изотопов дает возможность установить лишь качественную картину, но не позволяет определить, какой пласт сколько принимает воды.

Определение дебитов или приемистости отдельных пластов в скважинах осуществляется в основном глубинными дебитомерами или расходомерами. В настоящее время широкое распространение получили глубинные расходомеры-дебитомеры. Эти приборы предназначены для определения как приемистости отдельных пластов в нагнетательных скважинах, так и дебита отдельных пластов в добывающих скважинах.

Наиболее совершенными являются дистанционные приборы РГД-1, РГД-2, РГТ-1 с автоматическими электронными пультами записи показаний глубинных приборов в момент исследования.

На рис. 108 показана запись профиля притока нефти. На графике фиксируется кривая (см. рис. 108, 1), на которой участки с повышенными значениями соответствуют интервалам пласта, отдающим нефть.

Рис. 108. Профиль притока нефти, снятый расходомером-дебитомером РГД-1М

в скв. 243 Ярино-Каменноложского месторождения

Прямолинейные участки кривой соответствуют интервалам, из которых приток ее не получен. По этой кривой определяют интервалы (см. рис. 108, 2), отдающие нефть, и удельный вес каждого интервала в общем дебите из исследуемого пласта.

При широком использовании глубинных расходомеров и дебитомеров можно получить необходимые данные о приемистости

отдельных пластов в нагнетательных скважинах и о дебитах отдельных пластов в добывающих скважинах.

Для контроля за работой пласта используются промыслово-геофизические методы. Нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтрон-нейтронный метод (ННМ) дают хорошие результаты при выделе­нии водоносных или обводненных минерализованной водой пластов. В настоящее время сконструированы малогабаритные приборы, позволяющие проводить исследования через насосно-компрессорные трубы в фонтанирующих скважинах. Хорошие результаты для определения текущего положения ВНК дает импульсный генератор нейтронов.

Рис. 108. Профиль притока нефти,

снятый расходомером-дебитомером

РГД-1М в скв. 243 Ярино-Каменно

ложского месторождения

Рис. 108. Профиль притока нефти,

снятый расходомером-дебитомером

РГД-1М в скв. 243 Ярино-Каменно

ложского месторождения

Рис. 108. Профиль притока нефти,

снятый расходомером-дебитомером

РГД-1М в скв. 243 Ярино-Каменно

ложского месторождения

Рис. 108. Профиль притока нефти,

снятый расходомером-дебитомером

РГД-1М в скв. 243 Ярино-Каменно

ложского месторождения

Метод гидропрослушивания пласта позволяет установить степень гидродинамической связи между отдельными участками нефтяной залежи, а также между законтурной и нефтяной частями пласта по скорости передачи изменения давления.

Изменение давления в пласте достигается путем резкой остановки какой-либо высокопродуктивной скважины. После этого на другом участке пласта в ранее остановленной скважине ведется наблюдение за давлением и фиксируются время и степень реакции этой скважины на остановку первой скважины.

С помощью гидропрослушивания можно установить гидродинамическую связь между двумя пластами. Для этого импульс изменения давления создается в одном пласте, а за изменением давления наблюдение устанавливается в скважинах, работающих с другого пласта.

Анализ состояния разработки залежей нефти и газа

Обобщение и анализ результатов исследования добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных скважин дают возможность произвести анализ состояния разработки залежи нефти или газа и принять меры по обеспечению более эффектив­ной их эксплуатации. Эту работу следует осуществлять периоди­чески на основе систематических исследований в скважинах и учета добычи нефти, газа и воды.

Для систематизации и анализа всего фактического материала, полученного в результате исследований, и более глубокого понимания процессов, протекающих в пласте, рекомендуется соста­влять следующие карты и графики: карту разработки пласта, карту текущей эксплуатации пласта, карту изобар, карту газового фактора, карту обводненности, график эксплуатации по отдельным скважинам, график разработки залежи.

Карта разработки пласта представляет собой план-диаграмму, на которой нанесены все скважины, пробуренные на пласт, а для каждой скважины составлена круговая диаграмма, отображающая основные параметры ее эксплуатации.

Диаграммы для каждой скважины располагаются на плане так, что центр круга совпадает сточкой пересечения скважины с пластом.

Площадь диаграммы у каждой скважины соответствует в определенном масштабе суммарной добыче нефти и воды из пласта за весь период разработки. Доли нефти и воды на площади круга изображаются секторами. Различными цветами или штриховкой могут быть показаны способы эксплуатации скважин: фонтанный, насосный, компрессорный. У нагнетательных скважин строятся диаграммы закачки воды. На плане-диаграмме в соответствующих условных обозначениях могут быть показаны и другие параметры разработки.

Карта текущей разработки отличается от карты разработки пласта лишь тем, что на ее диаграммах отображен дебит скважин на дату составления карты (рис. 109). Карты разработки составляются периодически раз в квартал или раз в год.

Рис. 109. Карта текущей эксплуатации Таныпского месторождения

Скважины: 1- добывающие, 2 - нагнетательные; 3 - изогипсы кровли пласта в м; контуры нефтеносности первоначальные: 4 - внешний; 5 - внутренний; контуры нефтеносности текущие; 6 - внешний, 7 - внутренний; 8 - доля воды; 9 - доля нефти

На этих картах наглядно видно состояние разработки залежи, продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин, степень обводненности эксплуатационного фонда скважин и т. п.

Карты изобар строятся по данным замеров пластовых давлений в скважинах и являются важнейшими документами, отображающими характер распределения пластового давления. Их рекомендуется строить каждый квартал. Сравнение карт изобар, построенных на разные даты, дает возможность выявить аномальные изменения в давлении, происшедшие в пласте за этот период. В результате анализа карт изобар должны быть рекомендованы меры по устранению причин резкого аномального падения давления на отдельных участках пласта. Карта изобар представлена на рис. 109 а.

Карты газовых факторов строятся в изолиниях по данным замеров в добывающих скважинах. Методика составления обычна для карт подобного типа.

Рисунок 109 а. Карта изобар

Зоны аномальных значений газовых факторов обычно соответствуют участкам залежи, где пластовое давление упало ниже давления насыщения. При наличии таких аномальных зон необходимо принимать меры по предупреждению их расширения, а в дальнейшем — по их ликвидации. Это достигается сокращением отбора нефти или даже прекращением эксплуатации скважин с высокими газовыми факторами и увеличением закачки воды в пласт с целью повышения давления в этих зонах.

Карты обводненности залежи строятся по данным анализа содержания воды в нефти. Построение карт производится в изо­линиях обводненности в процентах. На карты обводненности залежи следует наносить начальное и текущее положение внеш­него и внутреннего контуров водоносности. Рекомендуется строить их раз в квартал. При рассмотрении карт за два-три периода можно установить направление наиболее интенсивного продвижения воды и принять необходимые меры по регулированию этого процесса.

Графики эксплуатации скважин строятся в прямоугольной системе координат. Они представляют собой кривые изменения во времени добычи нефти или газа, пластового и забойного давлений, обводненности, газового фактора и других параметров (рис. 110). Рекомендуется на одном чертеже давать все кривые по данной скважине, необходимые для анализа. Для этой цели ось ординат для каждого параметра имеет свою шкалу. При совместном рассмотрении кривых добычи, давления, газового фактора, обводненности и т. п., построенных на одном чертеже, можно выявить зависимость изменения одного параметра от другого.

Графики разработки залежей строят по суммарным или усредненным величинам, характеризующим работу залежей с начала разработки или за какой-либо период времени (рис. 111). По оси абсцисс откладывают время в годах и месяцах, а по оси ординат — текущую и суммарную добычу нефти и закачку воды, пластовое давление, обводненность, газовый фактор и др.

Текущим анализом разработки занимаются нефтепромысловые управления. За основу анализа берутся результаты исследования

Рис. 110. График эксплуатации скв. 110 Покровского месторождения

d _шт - диаметр штуцера в мм; q _в — содержание воды в %; q _н—. средний дебит нефти в т/сут; p_б — буферное давление в МПа

скважин и учета добычи нефти, газа и воды и закачки рабочего агента в пласт. По данным анализа даются рекомендации по регулированию процесса разработки.

Периодически анализ разработки по крупным и средним залежам нефти и газа производит научно-исследовательский инсти­тут. В процессе анализа обобщается весь геологический материал, полученный после составления проекта разработки. На базе этого материала уточняется геологическое строение месторождения и его нефтегазоносность. При значительных изменениях (по дан­ным эксплуатационного бурения) площади или мощности нефтя­ных пластов или других подсчетных параметров производится пересчет запасов нефти или газа. Затем приступают к анализу данных по разработке месторождения. При необходимости на промыслах осуществляются дополнительные исследования. На электронно-вычислительных машинах выполняются гидродинамические расчеты. Полученные результаты сравниваются с данными, заложенными в проект разработки.