НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

преимущественно различными модификациями нейтронного каротажа, из которых наиболее распространены нейтронный гаммакаротаж и импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (табл.15).

Таблица 15

Методы определения ГНК и ГВК в различных геолого-физических и технических условиях

* Дополнительный метод исследования - высокочувствительная термометрия.

Широкое использование нейтронных методов при оценке газонасыщенности объясняется тем, что газоносные пласты в отличие от водоносных или нефтеносных имеют относительно малые водородосодержание и плотность флюида, насыщающего поры. Если нефть по содержанию ядер водорода практически не отличается от воды,' то водородосодержание газа в 62/р, а плотность в 140/р раз меньше, чем у воды (р-давление в пласте, МПа).

Все методики оценки газонасыщенности по результатам нейтронных методов основаны на изучении водородосодержания в зоне пласта, не превышающей десятых долей метра, поэтому для достоверности оценки газонасыщенности необходимо полное расформирование зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Наиболее надежны такие определения в неперфорированной скважине с герметичным цементным кольцом.

-326-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

13.2. Геологопромысловый анализ состояния разработки эксплуатационного объекта

13.2.1. Основные показатели разработки

Геологопромысловая документация показателей разработки ведется на нефтепромыслах (табл. 16 -19), в НГДУ, производственных объединениях и Роснефти.

Таблица 16

Промысловая документация

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 19

Данные о разработке залежи (объекта)

На основании данных таблицы 19 строят графики разраб^"^ (рис.84). Они наглядно отображают динамику показагв.Е.&й разработки по объекту а целом во времени. Детальность грэфй-л -329

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 84. Пример разработки:

[<?н1 - годовая добыча нефти; [<?в] - годовая добыча воды; [q^] - годовая добыча жидкости; [S] - текущая плотность сетки скважин, га/скв.; [Пд] - количество работающих скважин; [tj\ - текущая нефтеотдача; [в, %] - обводненность продукции

разработки зависит от решаемых с его помощью задач, а промысловые данные могут быть ежемесячными, ежеквартальными или ежегодными. С помощью графика разработки можно быстро построить некоторые дополнительные зависимости, например, нефтеотдачи от обводненности продукции.

Jrio основным промысловым данным строят также карты разработки. Как правило, любая карта разработки составляется на начало календарного года. На всех картах отражается положение начальных и текущих внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. Наиболее часто производственники составляют карту текущих и карту суммарных отборов жидкости. Эти карты позволяют наглядно представить производительность скважин в конкретной точке пласта, обводненность продукции в этой скважине, величину накопленного отбора жидкости с выделением доли воды и нефти. Анализ различных карт разработки позволяет наметить мероприятия по регулированию разработки.

Важнейшей характеристикой работы пласта при анализе разработки является энергетическая характеристика, отобра

-330-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

жаемая с помощью карт изобар. Карты изобар составляются раз в квартал. С использованием карт изобар решают следующие задачи:

рассчитывают средневзвешенное по площади или по объему давление по объекту разработки или по его части;

определяют градиенты давления по любой зоне карт изобар; устанавливают направление линии тока и положение нейтральной

линии тока; используя данные по добыче жидкости на участке залежи и

определив градиент давления на этом участке, зная ширину и толщину участка, можно определить проницаемость по анализируемой зоне.

Анализируя карты изобар совместно с другими геологическими материалами по объекту, определяют положение застойных зон и зон с низкими градиентами давления, т.е. зон, где могут проявляться неньютоновские свойства нефтей. Имея достоверную информацию энергетического состояния объекта разработки в целом и отдельных его зон, легко принять решение об изменении системы воздействия на объект в целом и на отдельные его зоны.

13.2.2. Анализ разработки эксплуатационных объектов

Геологопромысловое изучение объекта разработки и систематизация во времени основных показателей разработки позволяют провести качественный анализ разработки эксплуатационных объектов. Основная цель анализа разработки - получение данных о том, соответствует ли текущая и конечная нефтеотдача объекта потенциальной, и выявление при этом величины и положения остаточных запасов и соответствия проектной и фактической нефтеотдачи.

Схема анализа разработки эксплуатационных объектов как при текущей работе, так и при оценке эффективности методов повышенной нефтеотдачи включает:

уточнение подсчетных параметров; уточнение запасов по анализируемому объекту и его участкам;

детальную характеристику геологической неоднородности и физико-химических свойств анализируемого объекта и его участков;

идентификация анализируемых объектов по геологофизическим свойствам и ранжирование по геологической неоднородности;

прогноз конечной нефтеотдачи; -331-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

13.3. Контроль за заводнением и охватом эксплуатационного объекта процессом вытеснения

При разработке газовых месторождений, которая осуществляется на природных режимах в условиях непрерывного снижения пластового давления при большой подвижности газа, обычно весь объем залежи представляет собой единую газодинамическую систему, все точки которой взаимодействуют между собой. В этих условиях практически весь объем залежи включается в процесс дренирования.

При разработке нефтяных месторождений с заводнением осуществляется направленное вытеснение нефти водой путем воздействия на продуктивные пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата продуктивных пластов воздействием.

Степень вовлечения объема эксплуатационного объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата продуктивных пластов воздействием (коэффициентом охвата). Под коэффициентом охвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенную дату воздействием, ко всему нефтена-сыщенному объему пласта (залежи, эксплуатационного объекта).

В связи со значительной геологической неоднородностью большинства объектов разработки, прерывистостью, расчлененностью, различием в фильтрационных свойствах слагающих их пластов и прослоев редко удается обеспечить коэффициент охвата, близкий к единице. Чем полнее принятая система разработки учитывает особенности геологического строения продуктивных пластов, тем выше коэффициент охвата, поэтому достижение возможно большей величины этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи.

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта воздействием различают охват по мощности, по площади и по объему. Коэффициент охвата по мощности ^охвй рэввн отношению нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта. В нагнетательных скважинах охваченными воздействием считаются те пласты и прослои, в которые поступает нагнетаемая вода. В добывающих скважинах к ним относят те пласты и прослои, которые "работают" - отдают нефть в условиях относительно стабильного или даже возрастающего пластового давления.

-334-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент охвата по площади ^охв5 определяют для каждого объекта разработки в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной воздействием, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. На практике обычно с определенной долей условности отождествляют коэффициент охвата по площади каждого отдельного пласта с коэффициентом охвата по объему

f^-OTsV •

Охват пласта заводнением значительно влияет на нефтеотдачу залежей, а, следовательно, и на извлекаемые запасы. Извлекаемые запасы нефти: <2изв=йb ^в ^охв- '"Дв бизв и Qo ~ запасы нефти соответственно извлекаемые и геологические; Ку -средневзвешенный

Практически при разработке наибольшее изменение величины извлекаемых запасов связано с коэффициентом охвата пласта вытесняющим агентом, т.е. коэффициент охвата в большей степени влияет на нефтеотдачу по залежи с данными физико-химическими свойствами нефти. С ростом таких факторов, как геологическая неоднородность пласта, вязкость нефти,-площадь залежи, приходящаяся на скважину, коэффициент охвата уменьшается. Этот параметр в конечном счете определяется величиной охваченной воздействием нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Для ее определения используются геологические профили, профили приемистости и отдачи по нагнетательным и добывающим скважинам. В табл.20 приводятся данные о величине коэффициентов охвата по площади и по мощности сложного объекта разработки, приуроченного к терригенной толще нижнего карбона Новохазинской площади Арланского месторождения при 80 % обводненности продукции по участку.

При оценке коэффициента охвата выделяются, так называемые, активные, или работающие толщины пласта. Активная толщина выделяется по наивысшей и наинизшей границам профилей отдачи, снятых при различных технологических режимах работы скважины. По данным выделенных активных толщин по скважинам строят карты этих толщин по всем пластам. С помощью этих карт подсчитывают объемы пласта, охваченные заводнением, как по отдельным пластам, так и по участку в целом. Отношение объема пласта, охваченного заводнением, ко всему объему и дает коэффициент охвата пласта заводнением (табл.20).

-335-