Глава XIV Методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений
Глава XIV
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Широкое внедрение методов законтурного заводнения при эксплуатации нефтегазовых месторождений вызвало необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. Из многочисленных задач, решаемых в этой области геофизическими методами, основными являются: 1) контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов; 2) выявление обводненных слоев и прослоев; 3) определение характера жидкости, притекающей к забою; 4) оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных их частей; 5) установление интервалов затрубной циркуляции; 6) контроль технического состояния скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки залежи.
Первоначальное положение водонефтяного и газоводяного контактов в необсаженной скважине устанавливают по данным электрического каротажа. В скважинах, обсаженных колонной, основные сведения о перемещении водонефтяного и газожидкостного (газ — вода и газ — нефть) контактов получают по данным радиоактивного каротажа и в ряде случаев термометрических измерений.
Геофизические исследования для контроля разработки залежи проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: фонтанирующих, оборудованных глубинными насосами, нагнетательных, контрольных пьезометрических и остановленных на ремонт. Исследование таких скважин облегчается тем, что современные приборы (диаметром 25—50 мм) дают возможность проводить измерения через колонну насосно-компрессорных труб в процессе фонтанирования или через серповидный зазор между штангами глубинного насоса и обсадной колонной.
Геофизические исследования в скважинах эксплуатационного фонда обычно начинают с термометрических измерений во избежание нарушения теплового равновесия в скважине из-за перемешивания жидкости прибором и кабелем. Затем проводят другие предусмотренные программой работ операции. Для привязки кривых, полученных разными методами, к глубинам и для уточнения положения границ пластов диаграммы радиоактивного каротажа (ГК, ИНК, НК) сопоставляют с диаграммами электрического каротажа.
§ 47. Использование данных термометрии при контроле разработки залежи
§ 47. Использование данных термометрии при контроле разработки залежи
По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения (отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих — в нагнетательной скважине), а также при решении других геолого-технических задач, связанных с исследованием технического состояния скважин. Решение перечисленных задач производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой, замеренной в простаивающей скважине, удаленной от мест отбора флюида и закачки, находящейся в режиме теплового равновесия с окружающими породами) с термограммами исследуемых скважин.
Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды базируется на различии температуры нагнетаемой жидкости и пластовых вод. Обводненный пласт, в который обычно закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой (рис. 169).
Обводненный пласт, как это схематически изображено для типовой термограммы (рис. 169,А), определяется по положению точки М, характеризующейся минимальной температурой ΔT. Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод определяются проведением вспомогательной прямой аб. Вспомогательная прямая проводится параллельно геотерме на расстоянии ΔТ/2 от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы температурного фронта соответствуют точкам пересечения а и б. В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины. На рис. 169,Б приведен пример установления интервала прорыва закачиваемых вод по пласту по комплексу ГИС; против обводненного пласта зарегистрирована отрицательная температурная аномалия.
Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока, вплоть до нулевых значений. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы.
Наличие в скважине притока газа или нефти фиксируется температурной аномалией за счет эффекта, вызванного дросселированием газа или нефти в продуктивном пласте (эффект Джоуля — Томпсона) (см. § 23). Поступление газа в скважину фиксируется заметным снижением температуры, при движении нефти на фоне изменения геотермического градиента за счет дроссельного эффекта возникают небольшие положительные аномалии. Измерение таких низких перепадов температур возможно термометрами с порогом чувствительности 0,02—0,03 °С.
На рис. 170 приведен пример выявления интервалов пласта, отдающих нефть и воду, по комплексу ГИС, в том числе по термометрии. Нефтеотдающие интервалы отмечаются положительными приращениями температуры, обводнившиеся — пониженными значениями относительно соседних участков.