Тема 30. Общие сведения об исследовании скважин.

Стадии процесса разработки нефтяных залежей

Процесс разработки нефтяной залежи характеризуется непре­рывным изменением всех технологических показателей: уровня добычи нефти, жидкости, фонда добывающих скважин, пластового давления, объемов нагнетаемой воды и т. п. При этом каждая залежь в процессе всего срока разработки переживает несколько стадий, которые в зависимости от геологического строения пласта, вязкости нефти и условий разработки характеризуются прису­щими им особенностями изменения технологических и технико-экономических показателей.

Группа авторов Министерства нефтяной промышленности пред­ложила по динамике добычи нефти выделять четыре стадии раз­работки (М. М. Иванова, 1976 г.).

I стадия — освоение эксплуатационного объекта — характе­ризуется ростом добычи нефти при небольшой ее обводненности. На первой стадии разбуривается весь основной фонд скважин.

II стадия — поддержание достигнутого наибольшего уровня добычи нефти — отличается относительно стабильным высоким уровнем добычи при фонтанном способе, ростом обводненности к концу периода и переходом на механизированный способ экс­плуатации скважин.

В III стадию — значительного снижения добычи нефти — резко возрастает обводненность продукции, снижается годовая добыча, значительная часть скважин выбывает из действующего фонда, почти весь фонд скважин эксплуатируется механизирован­ным способом. II и III стадии выделяются по 90 %-ному уровню темпа отбора нефти.

IV стадия — завершающая стадия разработки — характери­зуется низкими, медленно снижающимися уровнями добычи, высокой обводненностью продукции и действующих скважин.

Границы между стадиями более или менее надежно можно установить по изменению среднегодового темпа отбора нефти. При этом наиболее трудно определить границу между III и IV ста­диями. М. М. Иванова предлагает за эту границу принимать точку на кривых изменения дебитов, в которой темп добычи нефти близок к 2 % от начальных извлекаемых запасов. Это своего рода раздел между основными (I—III) и завершающей (IV) стадиями разработки залежей.

Изменение годовых темпов отбора нефти в процентах от на­чальных извлекаемых запасов нефти в зависимости от геолого-технологических факторов наглядно иллюстрирует рис. 107.

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, /), на которой участки с повышенными значениями соответствуют интервалам пласта, отдающим нефть.

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.

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.

Контрольные вопросы:

1. Сколько существуют стадий разработки месторождений?

2. Как осуществляется контроль за разработкой залежей?

3. Как осуществляется анализ состояния разработки залежей?

4. Что представляют собой графики разработки и эксплуатации скважин?

5. Для чего нужно регулировать разработку залежей?

6. С помощью чего можно установить гидродинамическую связь между пластами?

7. Какие промыслово-геофизические методы используются для контроля работы пласта?

Занятие № 31