![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •Системное изучение объекта разработки и насыщающих флюидов. Понятие об иерархических уровнях системного изучения объекта разработки.
- •182. Требования, предъявляемые к исходной информации при контроле за разработкой. Форма отображения и использования промысловой информации.
- •183. Назначение и применение интегральных методов контроля разработки нефтяного объекта.
- •184. Промысловая интерпретация результатов применения метода главных компонент нгм.
- •185. Основные типы агпм, их характеристика и методика анализа разработки объекта с применением агпм.
- •186. Задачи методов дифференциального контроля выработки пласта и распределения остаточных запасов.
- •187. Комплексы исследований пластов в скважинах с различными типами конструкции забоя, технические предпосылки их расширения.
- •188. Использование индикаторных жидкостей для контроля разработки месторождений. Виды жидкостей, применение и регистрация.
- •189. Качественные и количественные методы для оценки эффективности совместной работы пластов многопластового объекта.
- •190. Методы контроля технического состояния обсадной колонны и цементного камня при крс.
- •191. Способы оценки попадания промысловых вод в пласты пресноводного комплекса на нефтяных месторождениях.
- •192. Регулирование разработки нефтяных месторождений изменением режимов работы скважин.
- •193. Комплекс исследований продуктивности объекта разработки для оценки необходимости регулирования производительности скважин.
- •194. Остаточные запасы нефти и форма их нахождения на разных иерархических уровнях объекта разработки.
- •195. Карты выработки удельных запасов. Их построение, анализ, решаемые задачи.
188. Использование индикаторных жидкостей для контроля разработки месторождений. Виды жидкостей, применение и регистрация.
Использование ИМ для решения задач контроля начато в 60-х гг. ИМ по Соколовскому Э.В. подразделяются на 3 группы в зависимости от цели исследования:
1-я группа используется для получения информации в пределах межскважинного пространства. Основана на прослеживании фильтрационных потоков (уточнение фильтрационной модели разработки, неоднородности пластов, определение скорости и направления фильтрации нефти и воды в пласте, выделение заводненных пластов, выявление гидродинамической связи между пластами, оценка взаимодействия скважин, определение эффективности процесса вытеснения нефти, мониторинг за продвижением закачиваемых химических реагентов).
2-я группа предназначена для применения в призабойной зоне пласта и позволяет обнаружить заколонные перетоки, разделить дебиты нефти многопластового объекта разработки, выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приемистости, оптимальное давление нагнетания, тип коллекторов, основные параметры трещиноватых отложений, степень анизотропии пласта и т.д.
3-я группа используется в стволе скважины, с их помощью определяют техническое состояние подземного оборудования.
Виды индикаторных жидкостей
1.Изотопы (131I, 86Rb, 114Zn, 35S, 3Н - тритий, 36Сl, 24Na и т.д.), характеризующиеся присущим им периодом полураспада и энергией излучения.
2. Стабильные индикаторы и микрокомпоненты (J, Br, Mg, Li, К, Ва, Со, бромиды).
3. Красители (флуоресцеин, эозин, эритрозин, анилин голубой, метилен голубой).
4. Пищевые продукты (мука, сахар, крахмал, глюкоза).
5. Индикаторы радикального типа - стабильные радикалы и их производные.
Технология
применения С
пулей перфоратора ТПК22 в пласт вводится
реагент с добавкой незначительного
количества изотопа
-излучателя.
Химический реагент взаимодействует
только с водой. После вскрытия пласта
перфорацией производятся измерения
-методом.
На диаграммах после посадки индикатора
в пласт записываются резко выраженные
пики. Затем скважина эксплуатируется
на прежнем режиме и через время,
достаточное для полного растворения
индикатора в воде, проводится вторичное
измерение
-методом.
На диаграммах против обводненных
интервалов пласта пики исчезают, т.к.
химический реагент с
-излучателем
вытесняется из пласта в результате
взаимодействия с водой. В тех частях
пласта, где происходит приток нефти или
отсутствует приток жидкости, индикаторы
сохраняются в пласте дольше и на
диаграммах отмечаются пиками.
Способы
регистрации Индикаторные
жидкости, обладающие
-излучением,
регистрируются непосредственно в стволе
скважины (
-каротаж),
а изотопы, испускающие -излучения,
анализируются по пробам в лабораторных
условиях счетчиками Гейгера-Мюллера
внутреннего наполнения с помощью жидких
сцинтилляторов. Наличие красителей
определяется прибором фотокалориметром,
а индикаторы пищевых добавок - при помощи
химического анализа пробы жидкости.
Флуоресцеин обнаруживается облучением
воды ультрафиолетовыми лучами
ртутно-кварцевой лампы, стабильные
индикаторы и микрокомпоненты с помощью
рентгенофлюоресцентного спектрального
анализа (РФСА); индикаторы радикального
типа - на основе эффекта электронного
парамагнитного резонанса ЭПР на приборе
ЭПР-спектрометр.