64

Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений вопросы к диф.Зачету (пги-курс)

1. Особенности объектов контроля разработки для месторождений нефти и газа. Классификация методов гис-контроля. Система контроля разработки методами пги и гдис: требования к охвату и периодичности.

Особенности объектов контроля разработки для месторождений нефти и газа.

Система промысловых и геофизических мероприятий по исследованию скважин и испытанию пластов является основой промыслово-геофизического контроля(ПГК) разработки месторождений нефти и газа. Технологии ПГК обеспечивают решение ряда основных задач:

• выбор оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования (технологический контроль);

• определение гидродинамических характеристик вскрытого пласта(ов) (эксплуатационный контроль);

• исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте (геолого-промысловый контроль)

• изучение текущего состояния фонда скважин (технический контроль).

Для выбора оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования необходимы:

а) оценка в стволе скважины статических и динамических уровней раздела фаз;

б) определение гидродинамических параметров по устьевым замерам;

в) контроль работы технологического оборудования (срабатывание пусковых муфт, клапанов и …)

г) определение состава и структуры многофазного потока в стволе скважины;

д) количественное определение суммарных фазовых расходов скважины.

Определение эксплуатационных характеристик вскрытого пласта, включая этапы его освоения и интенсификации, предусматривают:

а) выделение работающих толщин пласта;

б) определение профиля притока в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

в) определение состава притока из отдающих интервалов (с учетом заколонных межпластовых перетоков и подтягивания);

г) количественную оценку интервальных дебитов по фазам и компонентам продукции (газу, жидкости, нефти, воде);

д) определение гидродинамических параметров пластов (пластовых давлений и температур, коэффициентов продуктивности, гидропроводности, проницаемости, скин-фактора).

Исследования процессов вытеснения нефти и газа в пласте с целью контроля выработки запасов и оценки эффективности применения методов повышения нефте-(газо)отдачи включают:

а) детальное расчленение разреза с выделением продуктивных пластов, определением их эффективных толщин, неоднородности, коэффициентов песчанистости, глинистости, пористости и др. коллекторских свойств (преимущественно по данным геофизических исследований необсаженных скважин);

б) выделение действующих (затронутых выработкой) толщин, определение текущих параметров охвата пласта выработкой и заводнением;

в) определение начальных и текущих параметров нефте-(газо)насыщенности пластов, положений ВНК и ГЖК;

г) определение коэффициентов вытеснения и остаточной нефте- и газонасыщенности.

Изучение технического состояния скважин подразумевает:

а) уточнение положения элементов конструкции (включая положение ствола в пространстве) или подземного оборудования;

б) оценку степени и характера износа труб;

в) определение профилей внутритрубного пространства и выявление сужений в скважинах, вызванных процессами эксплуатации (сальники гидратов, солевых отложений);

г) оценку состояния и герметичности цементного камня

Объект любого уровня может быть представлен в виде геолого-технологической модели, которая способна описать основные процессы, протекающие при его работе (эксплуатации). Различают геолого-гидродинамические модели месторождения (залежи, пласта), секторные модели (пласта), индивидуальные объекты (системы «пласт- скважина»). Модель объекта может настраиваться с учетом таких факторов, как геологическое строение и насыщение (пласта), физико-химических свойств флюидов (пласта), термодинамических характеристик (залежи), способов эксплуатации (системы разработки), конструкции скважин и т.п. Сложные модели (месторождения) в случае многопластового строения должны учитывать возможные взаимодействия вмещающих объектов (межпластовые перетоки,переводы скважин с одного пласта на другой,приобщения пластов и т.д.).

Объекты уровня «скважина» в первую очередь отличаются по своему назначению: опорные, поисковые, структурные, оценочные, параметрические, разведочные, эксплуатационные (добывающие и нагнетательные), циклично работающие на отбор- закачку эксплуатационные скважины подземных хранилищ газа (ПХГ), наблюдательные (включая контрольные неперфорированные, контрольные перфорированные - пьезометрические), специальные (водозаборные, поглощающие, метрологические, резервные и пр.), разгрузочные (для техногенных залежей). Отдельный интерес для ГИС-контроля разработки месторождений представляют скважины, добуриваемые в зонах начатой разработки.

По типу продукции добывающие скважины делятся на

• газовые,

• газоконденсатные,

• нефтяные,

• газонефтяные.

По способу эксплуатации:

• фонтанные,

• газлифтные,

• компрессируемые,

• свабируемые,

• работающие в режиме накопления,

• насосные (с ЭЦН, ШГН, струйными УГИС),

• эксплуатируемые специальными способами.

По типу подъемника различают скважины,

• оборудованные пусковыми муфтами,

• циркуляционными клапанами и насосами.

Скважины различаются также по количеству совместно эксплуатируемых пластов.

Другим типом объектов исследований являются эксплуатируемые пласты, которые могут существенно отличаться по эффективной толщине, литологической неоднородности, коллекторским и фильтрационным свойствам, первоначальной насыщенности, совершенству вскрытия, режиму эксплуатации, составу продукции и пр. Их поведение зависит также от параметров работы соседних скважин (например, системы поддержания пластового давления - ППД). И, наконец, в качестве объекта геофизических и промысловых исследований и

испытаний выступает сама эксплуатируемая залежь (месторождение).

Разрабатываемые залежи отличаются

• количеством объектов эксплуатации (пластов),

• геометрическими и литолого-стратиграфическими параметрами,

• способом поддержания энергии пластов,

• стадией разработки.

СТР 29-32

Классификация методов ГИС-контроля. Система контроля разрабокти методами ПГИ и ГДИС:требования к охвату и периодичности

В настоящее время достаточно распространенными в мировой практике геофизических исследований являются методы:

• термометрия,

• барометрия,

• активная (с искусственным излучением) и пассивная радиометрия,

• активная и пассивная (шумометрия) акустика,

• механическая и термокондуктивная расходометрия,

• методы оценки состава смеси и др.

Таким образом, комплекс методов ГИС-контроля в зависимости от поставленных при исследованиях задач может включать следующие группы методов:

• методы оценки текущего насыщения пластов (преимущественно нейтронные методы, позволяющие также вести контроль за формированием и развитием искусственных залежей углеводородов, образовавшихся вследствие перетоков),

• методы оценки гидродинамических свойств пласта (барометрия, а также барометрия в комплексе с расходометрией и термометрией),

• методы изучения «приток-состава» флюида в скважине (расходометрия, термометрия, барометрия, влагометрия, шумометрия и пр.) для выявления работающих пластов, количественной оценки истинных и расходных параметров, фазовых дебитов,

• методы контроля технического состояния скважин (радиометрия для оценки качества цементирования, поиска искусственных залежей газа; акустические методы для выявления каналов и пустот в цементном камне; термометрия для изучения герметичности подземного оборудования, оценки заколонных перетоков и степени заполнения заколонного пространства цементом; специальные методы оценки степени износа и герметичности обсадных колонн, цементного камня и подземного оборудования - акустические, электрические, радиоактивные).

Аппаратурное обеспечение (АО) ГИС-контроля эксплуатационных скважин традиционно базируется на применении нескольких видов скважинных измерительных модулей:

• ¦ модуля СРК (стационарного радиоактивного каротажа),

• ¦ модуля ИНК (импульсного нейтронного каротажа),

• ¦ модуля ПГИ (прочих промыслово-геофизических исследований),

• ¦ модуля ГДИС (гидродинамических исследований)

• ¦ модуля ВАК (волнового широкополосного акустического каротажа),

• ¦ модулей контроля технического состояния (ТС) скважин.

Условное деление методов ГИС на две группы: ГИС-бурение (геофизические методы исследования открытого ствола) и ГИС-контроль (геофизические (ГИС-ПГИ) и промысловые (ГДИС-ТИ) методы исследования уже построенных скважин). Однако любая информация о скважине, пластах и залежи может быть заложена в единую модель месторождения. В этом смысле вся информация об объектах ГИС-бурения и ГИС-контроля неразделима.

(СТР 105)

2. Условия проведения промыслово-геофизических исследований при контроле разработки. Влияние неоднородности пласта при вытеснении углеводородов. Основные проблемы разработки залежей, диагностируемые методами ГИС-контроля. Задачи и комплексирование методов при мониторинге добычи и промыслово-геофизическом контроле разработки. Какого рода рекомендации даются по результатам ПГИ?

Условия проведения промыслово-геофизических работ при контроле разработки.

Промыслово-геофизические исследования для контроля за разработкой нефтяных месторождений производятся в следующих скважинах:

• обсаженных и зацементированных, вышедших из бурения до их перфорации;

• контрольных с неперфорированными пластами;

• остановленных, из ствола которых вынуто технологическое оборудование (до или после капитального ремонта);

• пьезометрических;

• эксплуатационных, экплуатирующиеся фонтанным или компрессорным способом;

• эксплуатационных, работающих со штанговыми глубинными насосами (ШГН);

• эксплуатационных, работающих с электрическими центробежными погружными насосами (ЭЦН);

• горизонтальных.

Максимальный диаметр скважинного прибора должен быть на 20 мм меньше минимального проходного отверстия труб.

При спуске прибора в межтрубное пространство диаметр прибора должен быть не менее чем на 14 мм меньше серповидного зазора между обсадкой скважины и лифтовой трубой.

С точки зрения спуска приборов скважины делятся на две группы:

- неработающие;

- действующие.

Условия проведения исследований в неработающих скважинах.

К неработающим относятся скважины:

- вышедшие из бурения или после капитального ремонта;

- контрольные скважины;

- остановленные фонтанные или насосные скважины;

- с извлеченным технологическим оборудованием;

- пьезометрические скважины.

В этих скважинах устье не герметизировано, ствол свободен для прохождения приборов. Поэтому можно использовать при исследованиях приборы большого диаметра (для прохождения в обсадной колонне) и любые типы каротажного кабеля, не ограничивая их требованием прохождением через лубрикатор.

На остановленных скважинах нет буровой вышки со спуско-подьемным оборудованием, поэтому для проведения исследований необходимо скважину оборудовать спуско-подьемными устройствами.

В скважинах с неперфорированными пластами ствол обычно заполнен однородной жидкостью (промывочная жидкость, соленая вода, пластовая вода). Поэтому условия исследования этих скважин такие же, как бурящиеся после их крепления.

В скважинах с перфорированными пластами ствол может быть заполнен промывочной жидкостью или пластовой водой.

В перфорированном пласте в зависимости от соотношения давления в нем и в скважине может образоваться зона проникновения. Если ее нет, то исследования обычно не отличаются от исследований в неперфорированных пластах. Если она есть, то ее диаметр обычно больше, чем диаметр исследования методов промысловой геофизики. Поэтому характер насыщения в этом случае установить и трудно, и чаще невозможно.

Следовательно, в таких случаях исследования перфорированных пластов методом промысловой геофизики нецелесообразно.

Условия проведения исследований в действующих скважинах

Действующие скважины по условиям проведения подразделяются на две группы:

- с повышенным давлением на устье – фонтанные, компрессорные, нагнетательные и насосные;

- без повышенного давления на устье – насосные эксплуатационные и нагнетательные.

Измерения в действующих скважинах, так как в них установлено технологическое оборудование, проводится приборами малого диаметра, за исключением нагнетательных скважин без фонтанных труб и насосных, в которых приборы спускаются раньше насосов. В этих скважинах можно применять приборы большого диаметра.

Действующие скважины с повышенным давлением на устье исследуются с помошью лубрикатора, обепечивающего спуск и подьем прибора без разгерметизации устья. Они могут быть стационарными или уставлены на передвижной вышке. При больших давлениях на устье приборы снабжаются дополнительными грузами.

При измерениях в фонтанных, компрессорных, нагнетательных скважинах прибор опускается в лифтовые трубы. Лифтовые трубы обычно подняты над интервалом перфорации, поэтому работа проводится в колонне ниже воронки лифтовых труб. Если лифтовые трубы перекрывают интервал перфорации, то применяют методы, позволяющие изучать пласт через лифтовые трубы или межтрубное пространство через лифтовые трубы.

Исследования в перфорированном интервале осуществляются в большинстве случаев после извлечения технологического оборудования в остановленной скважине, когда пластовые давления позволяют избежать попадание скважинной жидкости в пласт или при возбуждении и временной эксплуатации скважины компрессором.

Одним из важных условий повышения эффективности геофизических исследований является создание и строгое соблюдение системы контроля за разработкой месторождений. Основными факторами, определяющими системный контроль, являются фонд изучаемых скважин, их расположение на площади месторождения, очередность и периодичность работ.

Геофизические исследования в скважинах эксплуатационного фонда начинаются обычно 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, ННК, НК) сопоставляют с диаграммами электрического каротажа.

Влияние неоднородности пласта при вытеснении углеводородов

При вытеснении нефти водой из неоднородных пластов на нефтеотдачу сильно влияют гидродинамические силы (градиент давления). Предельный градиент давления увеличивается при уменьшении проницаемости. Поэтому с повышением градиента давления в пласте возрастает число пропластков, вовлекаемых в фильтрацию, т.е. возрастает коэффициент охвата залежи заводнением.

Основные проблемы разработки залежей, диагностируемые методами ГИС-контроля.Специфика же ГИС-контроля сводится к следующему:

• широкий и разнообразный диапазон исследуемых объектов;

• большое число решаемых задач и большое количество используемых методов с применением самых различных физических принципов;

• динамичность поведения исследуемых объектов (скважина и пласт могут менять свое состояние не только в течение проведения комплекса ГИС, но и в процессе одиночного геофизического исследования);

• широкий диапазон возможностей по управлению состоянием скважины в процессе проведения ГИС, выбору оптимального способа измерений и интерпретации;

• разнообразие решаемых задач, методов, методик, технологий проведения геофизических исследований и интерпретации получаемых материалов;

• перемещение удельного веса в системе с технических средств на методико-технологические средства (методики проведения скважинных измерений, способы интерпретации результатов, алгоритмы автоматизированной интерпретации);

• глубокая взаимосвязь технологии и методики проведения исследований и способа интерпретации результатов от условий измерений в скважине в процессе проведения измерений;

• сложность унификации и стандартизации процедур интерпретации, и, как следствие этого, многовариантность обработки, большой удельный вес интерактивных методов интерпретации;

• большое количество разнообразной входной и выходной информации, и как следствие - сложная и разветвленная структура баз данных для их хранения.

Задачи и комплексирование методов при мониторинге добычи и промыслово-геофизическом контроле разработки.

Геомониторинг разработки месторождений углеводородов более узкое понятие, чем геолого-промысловый контроль (на наш взгляд, правильнее его называть «промыслово-геофизический контроль» - далее ПГК, т.к. основная информационная нагрузка при анализе ложится на результаты исследований различных физических полей). Современный геомониторинг предусматривает углубленное и широкое использование преимущественно результатов гидродинамических и промыслово-геофизических методов исследований скважин (вместе - методов ГИС-контроля) с целью уточнения текущей гидродинамической модели залежи. В таблице выделена группа задач, решаемых в рамках ПГК средствами ГИС-контроля.

Стадия разработки мест-ия	Методы ГИС-контроля, ГИС при добуривании	Решаемые комплексные задачи ПГК (выделены - решаемые методами ГИС-контроля при геомониторинге)
Начальная (растущей и стабильной добычи)	1) ГИС-бурение (с расширенным комплексом в разведочных скважинах) 2) Прямые методы опробования пластов (с помощью КИИ), включая пробы пластового флюида (ГХИ) 3) Оценки Кн.г в сети наблюдательных скважин 4) Стандартный комплекс ПГИ после опробования (РМ, ТА, серия ТМ, НК, методы оценки состава) 5) Оценки гидродинамических параметров пласта (технологии ИД, КВД, КСД, КПД, КП, оценки QE) 6) Межскважинные исследования (ВСП, ГДП, закачки трассеров через нагнетательные скважины)	I) Детальные исследования. Авторский надзор за проектом (схемой) разработки (сопоставление проектных и фактических показателей): а) изменение представлений об объекте (параметры пласта, запасы, физико-химические свойства флюидов), б) построение динамической модели (карты изобар,проницаемости,схемы и профили уточненных положений контуров, тектонических нарушений,выклиниваний пр.), в) контроль фронта заводнения, оценки основных фильтрационных потоков, определение степени выработки отдельных участков,поиск невыработанных запасов, г) оценки эффективности системы разработки (график разработки, ввод скважин, фонд действующих скважин и его движение по категориям, компенсация отборов закачкой, по каждой скважине параметры: объемы закачки и добычи по фазам, обводненность продукции, удельная продуктивность, РШ1)
Завершающая (падающей добычи)	1) ГИС при добуривании 2) Электромагнитные методы оценки Кн.г (при наличии стеклопластиковых хвостовиков в наблюдательном фонде скважин) 3) Расширенный комплекс ПГИ (БМ, РМ, ТА, серия ТМ, НК,ШИ-ШС, методы оценки состава в стволе в условиях сложной структуры потока) 4) Оценки гидродинамических параметров пласта (технологии ИД, КВД, КПД, КВУ, КП, цикл. замеры, оценки Qzn ДР-) 5) Технологии ПГИ-ГДИС в условиях нестационарных режимов исследований (в свабируемых мало- дебитных скважинах с «послепритоком» после остановки) 6) Активные технологии ПГИ с закачкой меченых веществ MB или ИР («каротаж - закачка - каротаж») 7) Методы количественной оценки текущего насыщения по РК (НК, ИНК, УКК, МНА), ВАК 8) Методы оценки технического состояния скважин (контроль перетоков) 9) Гидрохимический (ГХИ) анализ продукции скважин	II) Оптимизация технологического режима, анализ причин низкого дебита скважин, обоснование ГТМ и РИР (КРС): а) геологические причины (зоны отсутствия или малопродуктивных коллекторов, неравномерность охвата выработкой и воздействием, макронеоднородности пластов), б) технологические (неравномерное движение вод, недостаточный охват пласта вскрытием, влияние неоднородности ближней зоны пласта - скин-фактора), в) нехватка наземных мощностей, опоздание ввода нагнетательных скважин (системы ППД) или в переводе на насосный способ добычи, г) прогнозирование эффективности применения различных видов ГТМ, контроль их эффективности III) Анализ разработки месторождения: а) учет истории разработки, уточнение геологической неоднородности объектов и свойств пластовых флюидов, б) уточнение балансовых и извлекаемых запасов,коэффициента нефте(газо)извлечения, в) оценка характера внедрения вод, выявление обводняющихся пластов и толщин, степени их обводненности, изменений в положениях контуров нефте- и газонасыщенности, границ ВНК и ГВК, влияния конусообразования, заколонных перетоков г) определение выработки запасов по пластам и участкам залежи, оценка степени охвата выработкой (заводнением), д) обоснование мер по регулированию разработки (меры по снижению падения добычи, по изъятию остаточных запасов, по более эффективному контролю за выработкой) е) оценка эффективности изменения сетки скважин (коррекция системы разработки), проектирование дополнительных стволов или скважин, их навигация и оценки ФЕС, ж) определение изменений ФЕС пластов, з) уточнение технического состояния скважин и подземного оборудования, и) учет перетоков в многопластовых залежах

3. «Динамическая петрофизика», задачи и применяемые методы. Связь процессов нефтегазоизвлечения с изменением физических свойств нефтегазового пласта. Методика контроля заводнения по временным замерам методов ГИС (перечислить и дать сравнительную характеристику).

Так как в основе любых методов ГИС лежат определенные петрофизические связи, то петрофизические зависимости, учитывающие динамику обводнения порового пространства горных пород, условно можно отнести к области «динамической петрофизики».

Наиболее показательные динамические превращения наблюдают при контроле за разработкой месторождений по изменениям следующих петрофизических свойств:

• Удельное электрическое сопротивление (сначала вследствие отрыва от стенок пор части остаточной рыхлосвязанной воды кажущееся УЭС породы может несколько вырасти, затем наблюдается характерное устойчивое падение показаний вследствие смешивания углеводородов с вытесняющей пластовой водой или ее осолоненной оторочкой, а в конце возможен заметный рост УЭС из-за замещения минерализованной пластовой воды пресными закачиваемыми водами).

• Диэлектрическая проницаемость (с увеличением обводненности возрастают значения диэлектрической проницаемости как пластового флюида, так и всей горной породы: до 1.6 раз при вытеснении пресной водой, до 2.2 раз при вытеснении соленой водой).

• Собственные потенциалы (т.к. величина и вид аномалий ПС обусловлены физико- химическими процессами на поверхностях раздела «пласт-скважина», «скважина- вмещающие породы», «вмещающие породы-пласт», то обводнение водами, отличающимися от пластовых по минерализации, приводит к изменению потенциала ПС и смещению «линии глин» по сравнению с исходной величиной, если обводнение пласта происходит по кровле пласта).

• Естественная гамма активность (обводнение пласта может привести к образованию радиогеохимического эффекта РГЭ, т.е. к повышению показаний повторных ГК вследствие адсорбции на цементном камне обогащенных выщелаченными солями радия (калия, урана) на фронте вытеснения оторочки из пластовых (остаточных) и нагнетаемых (внешних) вод.

• Нейтронные характеристики пластов (реагируют на характерные в процессе заводнения изменения концентрации хлора, водородосодержания и в меньшей степени - плотности пласта).

• Динамические и кинематические акустические характеристики (изменение состава заполнителя пор влияет на упругие и инерционные свойства поперечных и продольных волн; так, с ростом водонасыщенности скорость продольных волн сначала несколько снижается, а затем стабильно растет; коэффициенты же затухания продольных и поперечных волн при замещении нефти водой соответственно снижаются и растут).

• Акустические шумы (т.к. вязкость воды выше, чем у газа, то после заводнения газового пласта обычно имеет место смещение амплитудно-частотного спектра сигналов пассивной акустики в сторону диапазона более низких частот).

• Термические характеристики (изменение водонасыщения пласта может повлиять на температуру в скважине вследствие: массопереноса тепла в пласте, адиабатического и дроссельного эффектов, теплообмена с вмещающими породами, калориметрического эффекта (смешивание потоков флюидов)

С помощью временных исследований методами ГИС и ГИС - контроля контролируются следующие основные «динамические» петрофизические параметры:

• соотношение углеводородов и воды в поровом пространстве, распределение остаточных вод в порах;

• текущая минерализация и диэлектрическая проницаемость вод в порах;

• двойные электрические слои на поверхности пор, характеризующие набухание глинистых частиц при взаимодействии с пресными водами;

• плотность (сжимаемость) пластового флюида;

• температура и давление флюида в пласте.

В период заводнения коэффициент нефтеотдачи {коэффициент извлечения нефти КИИ) равен произведению коэффициента охвата пласта заводнением и коэффициента вытеснения нефти:

Величина КИН зависит от многих факторов, основные из которых - микро- и макро-неоднородности коллектора. Также определяющими критериями являются система разработки, вязкость и газовый фактор нефти. В зависимости от природных условий и условий разработки КИН может варьировать от 0.1 до 0.8, причем, как правило, доля неизвлеченных запасов превышает (иногда существенно) величину Кн.о (т.е. в принципе неизвлекаемую долю нефти, определяемую критерием микронеоднородности коллектора).

Текущий коэффициент вытеснения, это отношение объема вытесненной (на момент оценки) нефти к объему с начальной нефтью. Он может быть выражен через параметры нефтенасыщения:

где Кн.тек — текущая нефтенасыщенность, Кн.нач - начальная нефтенасыщенность

(согласно данным подсчета запасов).

Конечный коэффициент вытеснения может быть представлен аналогичным образом:

где Кн_о - остаточная нефтенасыщенность.

Таким образом, коэффициент βвыт - это отношение вытесненного водой (или газом) объема нефти в условиях полностью промытого пласта (т.е. при остаточном нефтенасыщении Кно) к начальному объему нефти в поровом пространстве пласта.

4. Методы изучения изменений физико-технологических свойств пласта в процессе разработки. Изменение удельного электрического сопротивления, диэлектрической проницаемости, естественной электрохимической и гамма-активности пласта, изменение акустических, нейтронных, тепловых и пр. физических свойств. Характеристика свойств оторочки во «фронте вытеснения».

Методы изучения изменений физико-технологических свойств пласта в процессе разработки. Изменение удельного электрического сопротивления, диэлектрической проницаемости, естественной электрохимической и гамма-активности пласта, изменение акустических, нейтронных, тепловых и пр. физических свойств. Характеристика свойств оторочки во «фронте вытеснения».

ИНФОРМАТИВНОСТЬ МЕТОДОВ ПГИ НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Исследования процессов вытеснения нефти и газа в пласте с целью контроля выработки запасов и оценки эффективности применения методов повышения неф- те(газо)отдачи включают: а) детальное расчленение разреза с выделением продуктив­ных пластов, определением их эффективных толщин, неоднородности, коэффициен­тов песчанистости, глинистости, пористости и др. коллекторских свойств (преиму­щественно по данным геофизических исследований необсаженных скважин); б) вы­деление действующих (затронутых выработкой) толщин, определение текущих пара­метров охвата пласта выработкой и заводнением; в) определение начальных и теку­щих параметров нефте(газо)насыщенности пластов, положений ВНК и ГЖК;

г) определение коэффициентов вытеснения и остаточной нефте- и газонасыщенности.

Определяющими факторами, влияющими на условия измерений ПГК в эксплуатаци­онных скважинах (и на возможности выявления интервалов обводнения), являются:

• степень (стадия) обводненности,

• характер обводнения (т.е. удаленность источника обводнения от интервала поступления воды в скважину),

• положение интервала обводнения относительно других продуктивных горизонтов и относительно элементов конструкции скважины,

• фазовый характер флюида в стволе работающей скважины (т.е. возможность фазовых превращений в стволе при движении флюида с забоя).

Таким образом, условия ПГК в значительной степени характеризуют характер и степень водопритоков в скважине. Мировой опыт показывает, что сегодня на каждую добытую тонну нефти приходится в среднем три тонны воды продукции (на дополни­тельную добычу и утилизацию которой ежегодно тратится свыше 40 млрд. долла­ров [5]). Исходя из особенностей воздействия на условия измерений гидродинамиче­ских параметров действующей скважины предлагается весь процесс обводнения условно свести к четырем основным стадиям:

Стадия ожидания обводнения, когда скважина работает «сухой» продукцией, но по анализу результатов геофизических и промысловых исследований в соседних экс­плуатационных и наблюдательных скважинах можно предположить в скором време­ни подход фронта пластовых или закачиваемых вод.

Начальная стадия обводнения. На этом этапе, который может длиться достаточ­но долго, поступление в ствол внешних вод бывает крайне незначительным. Тогда идентифицировать возникший интервал обводнения приходится в основном по кос­венным признакам (по аномальному падению (росту) пластового давления, возни­кающим кратковременным перетокам газа сразу после остановки скважины, по изме­нениям в температуре выхода пластового флюида и др.). Кроме того, общий факт начала обводнения скважины можно установить по соответствующему гидрохимиче­скому анализу продукции скважины, сделанному на фоне ранее выполненных анали­зов в «сухой» скважине. Вследствие неоднородности эксплуатируемого пласта пер­вые порции воды в продукции обычно бывают приурочены к высокопроницаемым толщинам, а линии тока (прорывов) этих «хороших» (по классификации авторов ра­боты [5]) вод сопровождаются выносом нефти и влияют на вытеснение нефти.

Стадия прогрессирующего обводнения - наиболее ответственный момент в жиз­ни эксплуатационной скважины, т.к. если здесь не удается своевременно установить причины обводнения, а тем более, сам факт обводнения скважины, то дальнейшие ра­боты по капитальному ремонту с целью изоляции интервала обводнения могут ока­заться малоэффективными. Главным признаком этого этапа является неуклонный рост доли воды в продукции скважины и затрат энергии на ее вынос на стационарном режиме отбора. Поэтому закономерным следствием работы скважины в этот период является заметное падение в ней дебита углеводородной фракции (при естественном упруго-водонапорном режиме работы пласта). Характер вытеснения углеводородов может осложняться наличием линий тока не только «хорошей», но и «плохой» воды, проходящей по пласту без добычи нефти. В этом случае встает вопрос об экономиче­ской целесообразности продолжения добычи и обосновании ГТМ.

На заключительной стадии обводнения может произойти полное «глушение» сква­жины образовавшимся на забое столбом жидкости либо возникновение ситуации «бар- ботажа» углеводородов из отдельных продуктивных пластов через столб воды на забое. Таким образом, фонтанирование даже для газовых скважин становится невозможным.

5. Методы ГИС, применяемые для контроля выработки пластов в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений. Какие методы ГИС открытого ствола, и в каких случаях применяют для решения задач контроля выработки нефти и газа. Обоснование возможных количественных оценок вытеснения нефти водой.

ИНГМ. Применяется для определения перемещающегося при разработке ВНК или ГВК и коэффициента нефтенасыщенности. По водородосодержанию (коэф. Нейтронной пористости).

Методы открытого ствола – электрические и индукционные. Применяется для контроля за ВНК и нефтенасыщенности продуктивных пластов. Электрические - в случае минерализованного бурового раствора. Индукционные – в случае пресного. Колич.оценка вытеснения нефти водой – определяется по данным электрометрии и нейтронных методов. Электрические – определяется текущее положение ВНК в разрезе или изменение (новое, текущее значение) нефтенасыщенности определённого пласта-коллектора. По сопротивлению. Сопротивление нефти на несколько порядков выше, чем сопротивление пластовой воды. Нейтронные – определяется ВНК. Вода и нефть различаются по водородосодержанию. Водород – сильный поглотитель нейтронов

Также для оценки выработки используется скважинная видеокамера, по записи которой можно судить о степени обводнённости притока. Также можно использовать опробователи пластов на кабеле.