Глава 2. Геофизические и гидродинамические методы контроля за разработкой месторождений на поздней стадии эксплуатации

Процессы, связанные с реструктуризацией запасов приводят не только к формированию ТИЗ, но также оказывают существенное влияние на уменьшение КИН активных запасов.

Основной причиной усугубляющей эти процессы является фактическая повсеместная утрата контроля за разработкой большинства месторождений вызванная неоправданным стремлением нефтедобывающих предприятий сэкономить на сокращении объемов геофизических методов контроля в эксплуатационном фонде скважин.

2.1 Геофизические методы контроля за разработкой

Основные задачи, которые решают геофизические методы контроля в эксплуатационном фонде скважин, заключаются, как правило, в следующем:

- определение профиля притока в эксплуатационном фонде по параметрам расхода, влагосодержания, давления и температуры;

- определение профиля приемистости в нагнетательном фонде по параметрам расхода, давления и температуры;

- определение текущего положения ВНК и ГНК в продуктивном коллекторе;

- определение текущей нефтенасыщенности в продуктивном коллекторе вскрытом и не вскрытом перфорацией;

- определение интервалов межпластовых перетоков.

Для указанных целей применяют потокометрические методы ГИС-контроля (расходомеры, влагомеры, термометры и барометры), а также стандартный каротаж, основанный на различных разновидностях радиоактивных методов ГИС – стационарных (ГГК-П, ГГК-С, ННК, НГК) и нестационарных (ИННК, ИНГК, СО-каротаж и т.п.) [14]. В тех случаях, когда в наблюдательных скважинах на месторождении используются пластиковые обсадные трубы, то для контроля за разработкой применяются электрические методы каротажа [15].

Упрощенная типовая схема измерений методами ГИС в обсаженных скважинах представлена на рисунке 1.

Из представленной схемы видно, какими возможностями располагают геофизические методы для получения точной и достоверной информации о текущем состоянии всей залежи в целом и отдельных, составляющих ее продуктивных объектов.

Однако необходимо отметить, что современным методам ГИС-контроля свойственен общий, характерный для них принципиальный недостаток, который заключается в том, что полученная с их помощью информация не может быть отнесена к какому-то конкретному временному интервалу, поскольку основной объем измерений при ГИС-контроле выполняется перед началом проведения работ при капитальном ремонте скважин.

По этой причине результаты замеров носят бессистемный случайный характер, что отражается на степени достоверности, построенных на их основе карт распределения соответствующих геолого-физических и промысловых параметров.

Чтобы преодолеть это противоречие, имеющее своей первопричиной системный характер, необходимо оснастить все виды погружного нефтедобывающего оборудования забойными геофизическими измерительными комплексами (ЗГИК), позволяющими получать информацию о режимах эксплуатации продуктивных объектов в режиме реального времени [16].

Рисунок 1 – Типовая схема ГИС-контроля за эксплуатационным и нагнетательным фондом скважин

Фактически в данном случае речь идет о создании всеобъемлющей системы мониторинга, которая должна являться составным элементом АСУ-ТП предприятия, начиная с отдельного промысла и заканчивая всей нефтедобывающей компанией, с помощью которой может осуществляться эффективное управление технологией разработки участка залежи либо всего месторождения в целом [17].