Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

p>Применяется  испытатель  пластов  многоциклового  действия  со  сквозным  каналом

ИПТ-110-30-С-1,  позволяющий  пропустить  геофизический  прибор  в  подпакерную

систему ИПТ (приложение 5).

Испытатель  пластов  обеспечивает  многоцикловое  испытание пласта,

гидроимпульсное  воздействие на  пласт с целью его очистки,  исследование  пластов

геофизическими  методами  в  процессе  притока.  Испытатель  используется  в  составе

серийного  испытательного  оборудования  КИОД-110,  и  КИИ-2М-95  при  проведении

геолого-технологических  мероприятий по очистке призабойной зоны для получения КВД.

Испытатель спускается в скважину на НКТ диаметром 73мм или на трубах любого типа с

внутренним  диаметром  не  менее  60мм.  Спуск  испытателя  в  скважину  обеспечивается

всеми  типами подъемных  агрегатов, используемых при  бурении и  капитальном  ремонте

скважин  глубиной  до  5000  м.  Испытатель  может  быть  использован  в  скважинах  с

обсадными колоннами 140, 146 и 168 мм и работающих нефтью или  технической водой с

максимальной  температурой  рабочей  среды  до  150о

С.  Испытатель  управляется

вертикальным  перемещением  колонны  труб  и  работает  в  режиме  много  цикловой

технологии «приток  –  восстановление  пластового  давления»,  обеспечивая  пропуск

геофизической аппаратуры во время притока в  зону испытываемого объекта. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 28

ИПТ  обеспечивает  проведение  ГИС  в  динамических  условиях,  наиболее

благоприятных для получения однозначных результатов.

Приборы  спускаются  в  подпакерную  зону  после серии гидроударов на  пласт.

Создание  контролируемых  знакопеременных  депрессий  различной  величины,

обеспечивает  интенсивную  очистку  пласта  и  активное  расформирование  зоны

проникновения.

В  приложении 6  приведены  в  качестве  примера  результаты  исследований,

проведенных  в  процессе  дренирования  пласта  испытателем  пластов,  спуск  приборов  в

подпакерную  зону (в интервал  продуктивных  отложений)  осуществлялся через ИПТ.

Скв.420  эксплуатируется  ШГН,  обводненность  продукции 98-100%,   gв=  1.18  г/см3

.

Результаты  исследований  через  ИПТ  (приложение  6  (2))  сопоставляются  с  ранее

проведенными  в процессе  работы  скважины  через межтрубное  пространство

(приложение 6 (1)). По термометрии в обоих случаях  отмечается затрубная циркуляция из

нижезалегающих  водоносных  пластов к интервалу перфорации,  то  есть  причиной

обводнения  скважин  является негерметичность цементного  камня в интервале залегания

продуктивных  пластов.  По  цементограмме  качество  цементирования

неудовлетворительное.

С помощью ИПТ  была проведена очистка  забоя  и дренирование пласта с большим

перепадом  давления,  чем  при  насосной  эксплуатации.  В  результате  этого  заработал

верхний  пласт,  ранее  не  работающий.  Результаты  исследований  через  ИПТ  в  процессе

дренирования  показали  их  высокую  эффективность  в  определении  эксплуатационных  и

гидродинамических  характеристик  пласта,  а  дренирование  и  очистка  пласта  и  забоя

скважины способствует увеличению производительности скважины.

3. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

3.1 Геофизические методы контроля

Геофизические  методы  контроля  разработки  классифицируются  по  характеру

исследования:

-  определение   характера  насыщенности  коллектора  –  различные

модификации нейтронных методов, гамма-каротаж, электрометрия;

-  выделение  работающих интервалов, профиля  притока (поглощения) и т.д. –

методы  потока  и  состава  жидкости  в  стволе  работающей  скважины  –

плотнометрия,  резистивиметрия,  влагометрия,  кислородный каротаж

скважинной  жидкости,  гидродинамическая  и термокондуктивная

расходометрия; 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 29

-  оценка  качества  изоляции  заколонного  пространства  – термометрия,

шумометрия.

3.1.1 Нейтронные методы

Используются   модификации  стационарных  и  импульсных  нейтронных  методов,

позволяющих проводить измерения в обсаженных стальной  эксплуатационной колонной

скважинах и решать следующие задачи:

-  определение  положения газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва

газа, перетоков, разгазирования нефти в пласте и оценке газонасыщенности

(модификация  НГК-70 и НК-Т-50);

-  определение  положения водонефтяного контакта  ВНК в пластах с высокой

минерализацией  пластовых вод. Модификация НГК-50; НК-Т-25-30.

Импульсные  нейтронные  методы  наиболее  широко  используются  для  оценки

характера насыщенности коллекторов и определения положения  ВНК, ГНК. Применяются

две  модификации  импульсных  методов:  ИННМ  –  импульсный  нейтрон-нейтронный

метод,  позволяющий  изучать  временное  распределение  тепловых  нейтронов;  ИНГМ  –

импульсный нейтронно-гамма метод, основанный на изучении временного распределения

гамма-излучения, возникающего в результате радиационного  захвата тепловых нейтронов

ядрами атомов, слагающих горную породу.

Преимуществами  импульсных  методов  перед  стационарными  являются:  большая

глубинность  исследования,  более высокая чувствительность  к хлорсодержанию  пород,

меньшее влияние  скважины на измерения.

Эффективность  методов  при  исследовании  пластов,  не  вскрытых  перфорацией,

составляет 95%, при  определении ВНК в частично перфорированных  пластах – 45–50%,

при  определении  обводняющихся  перфорированных пластов водами  высокой

минерализации  –  90% (однако,  в  55%  случаях  нельзя  выделить  границы  обводненного

интервала) и  резко снижается при исследовании скважин, обводняющихся водами низкой

минерализации (менее 20г/л).

При  скорости записи ИННМ менее 150 м/ч возможны записи кривых макросечения

S  а Кп  захвата тепловых  нейтронов и пористости  пород Кп  с систематической

погрешностью  не более ± 2.5% (относительной) для  Sа и ± 1.5% (абсолютной) для Кп.

Другой  модификацией  импульсного  метода  является  кислородный  нейтронный

активационный  метод (КНАМ),  который  применяется  для  определения  интервалов

поступления  воды  в  скважину и интервалов  заколонных циркуляций. Метод основан на

активации  ядер  кислорода  окружающей  среды  быстрыми  нейтронами,  испускаемыми

скважинным  генератором  нейтронов.  Регистрируя  жесткое  гамма-излучение 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 30

активированного  кислорода,  можно  определить  содержание  кислорода  в  окружающей

среде  и  направление  движения  его  активированных  ядер  относительно  детектора  гамма

излучения. Для  реализации метода используется двухзондовая аппаратура типа ИГН-36-2,

работающая  в режиме  КНАМ.  При измерении этой  аппаратурой регистрируется

информация  в  виде  скоростей  счета  (N)  на  прямом  и  обратном  зондах  (N30,  N25).

Интервалу притока  воды в скважину соответствует увеличение показаний на непрерывной

диаграмме КНАМ для прямого зонда (N30) и уменьшению показаний для обратного зонда

(N25).  Определение   заколонных  перетоков  проводится  в двух  динамических  режимах

работы  скважины  –  в  остановленной и работающей.  Критерием заколонных  перетоков

является  отличие  измеряемых  параметров,  зарегистрированных  в  работающей  и

остановленной скважине, более чем на 15%.

3.1.2 Методы состава и притока жидкости в стволе скважины

Эффективность  решения  отдельных  задач  при  контроле  за  разработкой

действующих  скважин  с  перфорированными  пластами  повышается  при  дополнении

комплекса  исследований  измерениями  профиля  притока (дебитометрией)  и методами,

основанными  на  измерении различных физических  свойств поступающей жидкости  из

пласта.  С  этой  целью  были  разработаны  различные  малогабаритные  приборы  для

исследования  фонтанирующих  и  глубиннонасосных  скважин,  позволяющих выделить

отдающую  часть  перфорированной  толщины (термоэлектрические  индикаторы  притока

типа СТД-2, СТД-4), а также количественно оценить  дебит отдельных пластов и  прослоев

(механические  дебитомеры  типа РГД-1М, ДГД-6Б, Кобра-36, ДГД-8 и др.) и определить

наиболее  важные  параметры  жидкости,  поступающей  из  пластов  в  скважину  –  ее

плотность (гамма-плотномеры  типа  ГГП-1М,  ГГП-3,  ГГП-3М),  диэлектрическую

проницаемость (влагомеры  типа  ВГД-2, «Кобра-36»,  беспакерные  влагомеры),  вязкость

(вибрационный  вискозиметр  ВВН-2),  удельную  проводимость (индукционный

резистивиметр РИС-42) и т.д.

3.1.2.1 Влагометрия

Для  выделения  интервалов  поступления  воды  в  скважину  широко  применяются

диэлькометрические  влагомеры,  принцип  действия  которых  основан  на  измерении

диэлектрической  проницаемости  водо-нефтяной  смеси  LC  (RC)  –  генератором,  в

колебательный  контур  которого  включен измерительный конденсатор проточного  типа.

Материалы  и  теоретические  расчеты  показали,  что  верхний  предел  количественного

определения  влагосодержания  ограничивается  50%.  При  обводнении  свыше  50%

аппаратура позволяет  лишь качественно выделять водоотдающие интервалы.  5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 31

Существует  две  разновидности  глубинных  влагомеров,  обладающих  различными

методическими  возможностями:  пакерные  и беспакерные  влагомеры.  В беспакерном

приборе через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, поэтому

беспакерные  влагомеры работают на  качественном  уровне. В пакерном  влагомере через

датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает

эффективность прибора и позволяет использовать его для количественных определений. В

газовых скважинах применяются только беспакерные влагомеры.

Пакерные влагомеры должны удовлетворять следующим требованиям:

-  погрешность   определения  содержания  воды  в  равномерно  смешанной