12.4 Активные технологии исследований

Активные технологии применяют в скважинах, находящихся в эксплуатации, когда стандартные технологии ПГИ оказываются неэффективными. Их выполняют по индивидуальным программам, согласованным между недропользователем и производителем работ. Технология выполнения заключается в проведении геофизических измерений в процессе активных воздействий на пласты, к которым относят:

- химические воздействия — обработки пород соляной, плавиковой и другими кислотами;

- термические — прогрев пласта либо закачка в пласт воды с другой температурой;

- гидродинамические — снижение и повышение уровня флюидов в скважине (методика переменных давлений);

- закачку в исследуемые пласты меченых веществ, которые представляют собой жидкости, обогащенные искусственными радиоактивными изотопами либо содержащие вещества с аномальными свойствами поглощения нейтронов;

- наведение искусственной гамма-активности пород.

Последовательность операций в активных технологиях включает проведение серии измерений: фоновых — до начала воздействия; в процессе воздействия; непосредственно после воздействия и в ходе расформирования эффектов, вызванных воздействием.

12.5 Технологии решения отдельных задач

Применение стандартных и активных технологий и рекомендуемых комплексов ПГИ должно обеспечить получение следующих результатов:

12.5.1 Выбор оптимального режима эксплуатации скважины при решении задач технологического контроля (п. 12.2.1). Исходными параметрами для этого являются:

- общий дебит скважины и дебиты отдельных флюидов — газа, нефти и воды;

- обводненность продукции;

- работающие интервалы — отдельно по каждому флюиду;

- профили притоков или приемистости;

- положения уровней раздела флюидов в стволе скважины;

- критерии режима работы скважины — устьевые и забойные давления и температуры, коэффициенты гидравлических потерь в стволе скважины.

12.5.2 Информацию о работающих интервалах и их характеристиках при решении задач эксплуатационного контроля, включая контроль за интенсификацией добычи.

Исходными параметрами являются:

- интервалы притоков (отдельно по каждому флюиду);

- параметры работы фильтра;

- относительные интервальные расходы (профили притоков или приемистости);

- пластовое давление;

- величина депрессии (репрессии);

- гидро- и пьезопроводность, текущий коэффициент проницаемости;

- характеристики радиальной неоднородности (скин-фактор и степень вскрытия);

- плотности флюидов в стволе скважины и объемные доли каждого флюида по стволу скважины.

12.5.2.1 Методы оценки состава флюида, заполняющего ствол скважины, — косвенные. Необходимыми условиями для придания их результатам статуса количественных определений являются доказательства отсутствия затрубной циркуляции и однородная структура потока флюидов в стволе скважины - будь это водонефтяная эмульсия или дисперсный газожидкостный поток.

Результаты измерений методами, использующими проточный тип датчика (влагометрия, плотнометрия) в условиях многофазных потоков, должны рассматриваться как индикаторные даже при наличии метрологического обеспечения.

12.5.2.2 Для определения гидродинамических параметров эксплуатируемых объектов проводят профильную или точечную измерения баро- и расходометрию на нескольких (3-5) режимах работы скважины, разновременные измерения профилей геофизических параметров при смене режимов работы скважины, регистрацию кривых восстановления и стабилизации давлений и температур, а также кривую восстановления давления на забое скважины. В ходе регистрации последней кривой контролируют изменение уровней жидкости в НКТ и межтрубном пространстве (между НКТ и обсадной трубой) методами оценки состава или с помощью устьевых эхолотов.

12.5.3 Основой технологии контроля процессов интенсификации притоков являются измерения фоновые и после воздействия на пласты.

12.5.3.1 Выбор объектов интенсификации осуществляют по данным методов ПГИ и дополнительно - акустического каротажа. Применение последнего целесообразно при проектировании гидроразрыва пласта.

12.5.3.2 Для контроля за процессами воздействия на пласты применяют:

- при соляно-кислотной обработке — метод искусственных радиоактивных изотопов, временные измерения ИННК с регистрацией содержания хлора в прослоях, подвергнутых обработке;

- при тепловых воздействиях: термометрию и расходометрию при термобарохимическом воздействии; термометрию при воздействии водяным паром; термометрию и нейтронный каротаж при внутрипластовом горении;

- при гидроразрыве пласта — метод искусственных радиоактивных изотопов, термометрию (при различных значениях температуры задавливаемой жидкости и пласта), акустический каротаж;

- при гидродинамическом воздействии - нестационарную барометрию или серию комбинированных замеров барометрии и расходометрии на стационарных режимах;

- при акустическом воздействии - ННК-Т в варианте временных измерений.

12.5.3.3 Оценку эффективности результатов интенсификации выполняют по данным расходометрии и термометрии.

12.5.4 Типовые задачи геолого-промыслового контроля наиболее обширные и сложные. Для проведения сводной интерпретации исходными данными служат результаты интерпретации материалов ГИС в открытом стволе и результаты ПГИ: эффективные нефте-, газонасыщенные и заводненные толщины; глубины отбивки начальных и текущих ГВК, ГНК, ВНК; коэффициенты охвата пластов процессами выработки (обводнения); значения интервальных и пластовых коэффициентов начальной, текущей и остаточной нефте-, газо- и водонасыщенности.