Основные цели контроля за разработкой залежей

5. Контроль  за обводнением нефтяных месторождений.

При  решении  таких  геологопромысловых  задач,  как  регулирование продвижения контуров нефтегазоносности, оценка текущих  коэффициентов нефтеотдачи, заводненного объема и др., необходимо  знание  текущего  положения  водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов (ТВНК, ТГНК, ТГВК). В настоящее время разработаны методические . основы определения ВНК, ГВК и положения заводненных пластов практически для любых геолого-физических условий продуктивных пластов. К их числу относят как прямые методы, такие как контроль по данным обводнения скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические, так и косвенные, основанные на систематизации   и   комплексном   обобщении   различной геологопромысловой информации. Контроль по данным обводнения скважин предусматривает определение границ внедрения воды в залежь на основании систематического  наблюдения  за динамикой  обводнения добывающих скважин. Этот метод наиболее простой и не требует применения специальных приборов. Появление воды, вытесняющей нефть, в ранее безводных скважинах,  может означать следующее.  Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована только верхняя нефтененасыщенная часть пласта, начало ее обводнения обычно связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверхность текущего ВНК достигает нижних отверстий. Появление пластовой воды в скважине, расположенной во внутреннем контуре нефтеносности залежи, указывает на то, что текущий внутренний контур в районе этой скважины переместился. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через разные скважины, можно фиксировать его положение на разные даты и определять скорость перемещения на различных участках залежи. Переход скважины на работу чистой водой (полное обводнение) указывает на прохождение через эту точку залежи текущего внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключают при обводненности 96-98 %. Метод контроля по данным об обводненности скважины полезно комплексировать с гидрохимическими методами, основанными на наблюдениях за изменением химического состава воды, добываемой вместе с нефтью. Особенно это важно; если на залежи происходит подъем ВНК и контуры нефтеносности продвигаются   одновременно   с   перемещением   фронта закачиваемой воды. Данные о начале обводнения скважины закачиваемой водой (обычно отличающейся по химическому составу от пластовой) дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. Однако при этом нельзя судить о том, по какой части мощности пласта закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая её часть на эту дату осталась нефтенасыщенной. Применяя метод контроля по обводнению скважин, всегда надо иметь в виду, что появление воды может быть связано не только с технологическими причинами - заводнением пластов, но и с техническими - некачественное цементирование, негерметичность колонны и др. Поэтому для анализа следует привлекать только те данные по обводнености, которые получены по технически исправным скважинам, в которых исключена заколонная циркуляция. Использование данных об обводнении скважин для контроля заводнения многопластовых объектов значительно менее эффективно, чем для однопластового объекта. Ими можно пользоваться лишь в том случае, если точно известно, в какой из пластов многопластового объекта внедрилась вода. Если же в скважине воду дают два или большее количество пластов, информация об обводнении скважин для целей контроля практически непригодна. Поэтому в многопластовых объектах система контроля заводнения пластов основывается на других методах.

6. Гидрохимический контроль за процессом обводнения залежей.

Гидрохимические методы контроля основаны на наблюдениях за химическим составом попутных вод, которые проводятся в комплексе и одновременно с  контролем обводненности продукции  скважин. При этом определяют минерализацию, плотность и характерные компоненты химического состава попутной воды, а также содержание искусственных  индикаторов, если они подаются в  закачиваемую через нагнетательные скважины воду.

Технология гидрохимического контроля за эксплуатацией добывающих скважин объединяет комплексное решение важных промысловых задач:

- прогноз времени обводнения  продукции добывающих скважин;

- оценка качества проведенных  в скважинах водоизоляционных  работ и определение времени  выхода скважин на режим;

- прогнозирование солеотложений.

Гидрохимический метод контроля за обводнением залежей основан  на наблюдениях за химическим составом вод, получаемых в процессе разработки залежи нефти и газа. При разработке залежей углеводородов на естественных режимах обводнение происходит за счет продвижения краевых (подошвенных) вод. По изменению состава вод в отдельных скважинах во времени можно судить о темпе и направлении перемещения вод по пласту при его эксплуатации. Гидрохимический метод контроля обводнения применяется при разработке газовых и газоконденсатных залежей, где обводнение за счет законтурных вод, сопровождаемое заменой получаемой вместе с газом пресной конденсатной воды высокоминерализованной краевой, хорошо маркируется по резкому возрастанию минерализации или хлоридности. По составу попутной воды и изученным закономерностям смешения пластовой и нагнетаемой вод гидрохимический метод позволяет определить долю закачиваемой воды в составе попутной, оценить скорость перемещени закачиваемой воды в составе попутной, оценить скорость перемещения закачиваемой воды и судить о путях ее преимущественного движения. Результаты подсчета процентного соотношения вод пластовых и закачиваемых в смеси используются для построения карт заводненности коллектора. Динамика процесса заводнения может быть прослежена при сравнении таких карт, построенных на разные даты разработки. По разности заводненных объемов между какими-либо датами определяется объем, заполненный нагнетаемой водой в рассматриваемый, период времени. Гидрохимические методы контроля за обводнением и заводнением залежей нефти отличаются технической простотой, большой надежностью и экономичностью.

7. Контроль за техническим состоянием скважины

В промысловой геофизике  к исследованиям, которые проводятся для изучения технического состояния  скважин, относятся измерения искривления  ствола скважины и его профиля, определение  высоты подъема и распределения  цементного камня за обсадной колонной, выделение интервала заколонной циркуляции и мест нарушения герметичности  обсадной колонны, определение положения  динамического уровня в механизированных скважинах и состава жидкости в межтрубном пространстве, определение  глубины спуска различного оборудования и т.д. результаты всех этих измерений  используется для контроля за разработкой  залежей нефти. В данном разделе  рассмотрены задачи геофизических  методов при контроле за техническим  состоянием скважин и способы  их решения применительно к условиям скважин, которые введены уже  в эксплуатацию или используются в качестве нагнетательных.

Геологическая служба конторы  бурения или промысла полностью  отвечает за полноту и качество проводимых в каждой скважине геофизических  исследований,  комплекс которых определяется либо проектом поисково-разведочных работ, либо документами по проектированию разработки. При проводке скважины основное   внимание уделяется ее техническому состоянию, для изучения которого применяют инклинометрию, кавернометрию, цементометрию. При инклинометрии измеряются угол и азимут искривления, с помощью которых устанавливаются положение скважины в пространстве, её вертикальная глубина, истинная глубина залегания продуктивных пластов и маркирующих горизонтов, проложение скважины (проекция проложения устья и забоя   скважины).   В   наклонно-направленных   скважинах инклинометрия проводится через 5 -10 м, в вертикальных - через 20 - 50 м. Большое внимание инклинометрии должно уделяться при бурении горизонтальных скважин. Кавернометрия позволяет определить фактический диаметр скважины, который учитывается при характеристике литологического состава проходимых пород, при авариях и обрыве инструмента, попадании в скважину посторонних предметов и особенно для расчета объема скважины при ее цементировании Цементометрия позволяет    установить высоту подъёма цемента за колонной, степень его сцепления с пройденными горными породами, а также распределение цемента в затрубном пространстве. Цементометрия осуществляется с помощью акустического, радиоактивного и термического методов. Перечень задач и необходимых исследований может быть следующим:

• определение толщины труб, которая может угрожающе уменьшаться вследствие износа по одной из образующих, вдоль которой происходит движение бурильного инструмента и НКТ, внутренней и внешней коррозии металла;
• выделение прорывов и протяженных трещин наружных труб в многоколонных конструкциях осуществляют с помощью ЭМДС-Т.

Комплекс общих исследований составляют гамма-каротаж (ГК) для привязки полученных данных к разрезу, локация  муфт (ЛМ), акустическая цементометрия (АКЦ), гамма-гамма-цементометрия (ЦМ), электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия (ЭМДС-Т), термометрия (Т). Общие исследования проводят после спуска кондуктора, промежуточной эксплуатационной колонн по всей их длине. Исследования термометром для определения высоты подъема цемента ведут в первые 24 часа после окончания цементирования. Одновременно по величине температурных аномалий оценивают заполнение цементом каверн в стволе скважины. Комплекс ГК, ЛМ, АКЦ, ЦМ иди СГД-Т выполняют спустя 16-24 часа по окончанию цементирования, полного схватывания цемента и разбуривания стоп-кольца. Для выделения интервалов перфорации проводят гамма-каротаж (с целью привязки геофизических данных к глубине), локацию муфт и отверстий, термометрию. Термометрию необходимо проводить непосредственно после перфорации; с течением времени температурные аномалии расплываются.

Плотностной гамма-каротаж  применяют:

• для определения состава жидкости в стволе скважины;
• выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения заключаются  в сильной зависимости показаний  от состава многофазной продукции  и структуры потока флюида в стволе скважины.

Гамма - гамма- плотнометрия основана на регистрации интенсивности проходящего через скважинную среду излучения от ампульного изотопного гамма-источника. Интенсивность регистрируемого излучения определяется поглощающими свойствами скважинной среды и находится в обратной зависимости от плотности смеси в стволе скважины.

Метод электромагнитной локации  муфт применяют:

• для установления положения замковых соединений прихваченных бурильных труб;
• определения положений муфтовых соединений обсадной колонны;
• точной привязки показаний других приборов к положению муфт;
• взаимной привязки показаний нескольких приборов;
• уточнения глубины спуска насосно-компрессорных труб;
• определения текущего забоя скважины;
• в благоприятных условиях – для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.

Метод электромагнитной локации  муфт (ЛМ) основан на регистрации  изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных  труб вследствие нарушения их сплошности.

Электромагнитная дефектоскопия  и толщинометрия основаны на изучении характеристик вихревого электромагнитного  поля, возбуждаемого в обсадной колонне  генераторной катушкой прибора.

Задачами исследований являются:

• выявление местоположения башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещенной за колонной, в которой ведутся исследования;
• определения толщины стенок обсадных труб;
• выявления положения и размеров продольных и поперечных дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;
• оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах.

Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных  зондов для труб различного диаметра.

В аппаратуре ЭМДСТ-МП используется 17 параметров дефектоскопа и 2 параметра  термометра. Конкретный набор параметров определяется задачей при исследовании скважины и конструкцией скважины.

Д1-Д25 – первичные данные по которым определяются локальные  дефекты из который автоматически  выбираются необходимые значения для  расчета стенок труб в зависимости  от конструкции скважины.

Т– измеритель абсолютной температуры в цифровом значении.

ДТ– высокочувствительный индикатор температуры с возможностью регистрации в одном из 4-х режимов: 0.25С; 0.5С; 1.0С; 2.0С на шкалу. Использование этого параметра позволяет выявлять интервалы негерметичности колонн и интервалы заколонных перетоков.

Гамма-гамма-метод  позволяет:

• установить высоту подъема цемента;
• определить наличие цемента и характер его распределения в интервале цементации;
• фиксировать наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гель-цемент);
• выявить в цементном камне небольшие раковины и каналы;

определить эксцентриситет колонны.

Этот метод контроля за качеством цементирования обсадных колонн основан на регистрации рассеянного  гамма-излучения при прохождении  гамма-квантов через изучаемые  среды различной плотности. Поскольку  цементный камень и промывочная  жидкость значительно различаются  по плотности, а интенсивность вторичного гамма-излучения находится в обратной зависимости от плотности, то на регистрируемой кривой ГГМ достаточно четко выделяются участки с цементом и без него.