Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Контроль за процессом разработки
Нефтяные месторождения представляют собой послойно и зонально-неднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, включающий контроль за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, степенью отмыва нефти из пластов, техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи. Решение перечисленных задач осуществляется путем проведения комплекса промыслово-гидродинамических исследований (ПГИ), лабораторных измерений (ЛИ) и промыслово-геофизических исследований (ГИС).
Геолого-промысловые методы
Геолого-промысловые исследования проводятся с целью контроля за дебитами, приемистостью скважин, обводненностью продукции, изменением состава нефти, попутной воды, закачиваемой жидкости. Эти работы выполняются в промысловых условиях работниками нефтепромыслов, лабораториями цехов научно-исследовательских и производственных работ НГДУ.
По добывающим скважинам проводятся следующие работы:
• замер дебита жидкости и газа;
• отбор проб и определение обводненности продукции;
• отбор глубинных и поверхностных проб нефти и воды на химический анализ;
• замер буферного и затрубного давлений.
Отбор глубинных и поверхностных проб нефти, а также отбор газа на лабораторный химический анализ проводится ежегодно по специальным скважинам, количество которых составляет 10% эксплуатационного фонда. Анализ этих данных позволяет проследить за характером изменения параметров пластовой нефти в процессе разработки. Отбор проб воды, поступающей вместе с добываемой нефтью, проводится по всему обводненному фонду один раз в квартал. Полученные данные используются для установления причин обводнения скважин в процессе проведения геолого-промыслового анализа.
В НГДУ периодически проводятся анализы попутной воды, химические анализы нефти, газа и анализы глубинных проб нефти. Для отбора проб используются глубинные пробоотборники. По нагнетательным скважинам проводятся определение приемистости скважин. В цехах ППД проводятся замер температуры и определение КВЧ закачиваемой воды.
Гидродинамические методы
Важная информация о состоянии залежей может быть получена при проведении гидродинамических исследований. Гидродинамические исследования включают в себя комплекс работ по контролю за энергетическим состоянием перфорированных пластов, за изменением гидродинамических параметров при изменении режима работы скважин (гидропроводность, проницаемость, коэффициент продуктивности). Определение коэффициента продуктивности необходимо проводить в добывающих и нагнетательных скважинах по индикаторным кривым или кривым восстановления давления один раз в два года, исследования глубинными дебитомерами и расходомерами – один раз в год. По данным замеров пластового, забойного давлений ежеквартально составляются карты изобар. Измерения забойных давлений по старому фонду скважин производятся один раз в полугодие, по новому – один раз в квартал. Для определения гидропроводности и пьезопроводности проводятся межскважинные исследования с помощью волн давления.
Проводятся следующие виды работ:
По добывающим скважинам-
• исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности, коэффициента продуктивности;
• замеры Р_пл ( Н_ст), Р_заб (Н_дин);
• дебитометрия, влагометрия;
• определение Т_пл;
• снятие индикаторных диаграмм;
По нагнетательным скважинам -
• исследования при установившемся и неустановившемся режиме фильтрации;
• определение кривой падения давления;
• замеры Р_пл, Р_буф, Т_пл;
• расходометрия.
В пьезометрических скважинах-
• замеры Р_пл (Н_ст);
• отбор проб жидкости;
• термометрия.
В контрольных скважинах (неперфорированные)-
• термометрия;
• определение нефтеводонасыщенности геофизическими методами.
Промыслово-геофизические методы
Промыслово-геофизическими методами решаются задачи двух больших направлений:
- контроль за заводнением и степенью выработки продуктивных пластов;
- решение разнообразных технических задач (определение нарушения обсадных колонн, высоты подъема и качества цементажа, контроль изменения толщины колонны при длительной эксплуатации скважины, наличие заколонных перетоков жидкости, установление местоположения пакеров и забоев скважин и т.д.)
Для контроля за заводнением терригенных коллекторов широко применяются импульсные нейтронные методы НГМ+ННМт+ГМ+ИНГМ.
При этом в неперфорированных наблюдательных скважинах этот комплекс проводится один раз в год, а в зонах активного подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности – 2 раза в год. Для определения заводненных интервалов применяются нейтронные методы для выделения нефтеносных и водоносных пластов по разной скорости расформирования зоны проникновения, а также высокочастотные методы электрометрии: индукционный и диэлектрический каротаж для исследования скважин с креплением ствола в интервале продуктивных отложений стеклопластиковыми трубами.
Для выделения заводняемого пласта, из числа вскрытых перфорацией, рекомендуется также применять методы, позволяющие изучать состав жидкости и изменение скорости потока по стволу скважины в интервале пластов. Для этих целей проводятся измерения методом наведенной активности кислорода, гамма-плотностномером и механическим дебитомером. В последние годы нашло промышленное внедрение геофизическая аппаратура и методические приемы исследований в фонтанирующих и механизированных скважинах: малогабаритный скважинный генератор ИГН-2, ИГН-34, гамма-плотностномер, дебитомер СТД-1, СТД-2, глубинные дебитомеры различных конструкций. Для определения насыщенности пластов в обсаженных неперфорированных скважинах необходимо проводить исследования импульсным генератором нейтронов.
Для определения характера насыщенности пластов и выделения обводненных интервалов рекомендуется использовать информацию о скорости расформирования зоны проникновения, меченой индикаторными элементами, по данным импульсно-нейтронных методов. При этом индикаторы должны соответствовать следующим требованиям: быть безопасны для персонала и для окружающей среды; просты в обращении и дешевы; они не должны содержаться в пластовых жидкостях; не адсорбироваться на скелете горной породы; хорошо растворяться в прослеживаемой жидкости и не растворяться в других флюидах, насыщающих пласт.
В качестве индикаторной жидкости можно использовать водные растворы боропродуктов. Применение бора целесообразней, чем использование высокоминерализованной воды, так как микроскопическое сечение захвата тепловых нейтронов у бора в 23 раза выше, чем у хлора. Это позволяет по результатам временных нейтронных исследований при расформировании зоны проникновения промывочной жидкости выделить нефтеносные и водоносные пласты в обсаженных перфорированных пластах.
Для контроля за изменением нефтенасыщенности в процессе эксплуатации рекомендуется применять крепление скважин стеклопластиковыми трубами в интервале терригенного продуктивного горизонта в 10-12 % проектного фонда.
В результате проведенных промыслово-геофизических исследований может быть получена информация о текущей нефтенасыщенности в заводняемых зонах, проведены расчеты для получения данных о величине охвата пластов заводнением, а также построены на дату анализа карты разработки с отображением зон различной степени заводнения и т.д.
Для контроля за техническим состоянием эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования по определению дефектов в конструкционных элементах скважины по причинам коррозии стальных труб, разрушения цементного камня и нарушения сцепления его с породой или с колонной, потеря цементным камнем герметичности из-за несоответствия прочностных характеристик тампонажного материала величине градиента давления. Для выявления перечисленных причин дефектов технического состояния эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования методами цементометрии – акустической и гамма-плотностной, позволяющей изучать состояние цементного камня, и гамма-толщинометрии, предназначенной для диагностики технического состояния обсадной колонны; периодичность проведения исследований - 1 раз в два года.
Выявленные дефекты крепи скважин указывают на возможность возникновения затрубных циркуляций жидкости при наличии перепада давления между пластами. Наличие затрубных циркуляций в интервалах некачественного крепления скважины должны быть подтверждены реультатами исследований других методов. К таким методам относятся термометрия, кислородный каротаж и метод меченого вещества. Для определения наличия заколонных перетоков рекомендуется использование радонового индикаторного метода
Радон-222 - это одноатомный газ с периодом полураспада Т/2=3,823 сут, является чистым альфа-излучателем. При распаде радона-222 образуются гамма-излучающие дочерние продукты (Pb-214, Bi-214), которыми обусловлено более 99% интенсивности гамма-излучения. Радон лучше растворяется в органических жидкостях, чем в воде.
Радоновый индикаторный метод можно применять при любой конструкции и способе эксплуатации скважин, которые позволяют производить закачку меченого раствора и проводить измерения глубинным прибором ГК на кабеле.
Важным моментом при контроле за разработкой многопластовой залежи является получение информации о скорости и направлении фильтрационных потоков, данных о гидродинамической связи коллекторов по площади месторождения. Для этого рекомендуется применять индикаторные методы, основанные на закачке трития.
Тритий (3H) в настоящее время считается наилучшим трассирующим индикатором. Он является излучателем бета-лучей, имеет период полураспада 12,5 лет, хорошо растворяется в воде и нефтепродуктах (в бензоле), не сорбируется горными породами. Недостаток его – малая энергия излучения, из-за чего детектирование возможно только на пробах жидкости с использованием специальных лабораторных установок (жидкостной сцинтилляционный радиометр БЕТА).
Индикаторные методы могут быть использованы для оценки эффективности способов изоляции заводненных интервалов пластов. Для определения работающих интервалов и решения задачи об участии каждого из перфорированных пластов в работе скважины рекомендуется использовать механические и термокондуктивные расходомеры и дебитомеры. В меньшей степени подвержены искажениям из-за неоднородности состава потока показания механических расходомеров. Однако, они менее чувствительны к малым скоростям жидкости, чем термокондуктивные индикаторы. Поэтому рекомендуется их применять совместно. В случае малодебитных скважин необходимо применение пакерных устройств.
По результатам геолого-промысловых и гидродинамических исследований на промыслах и в НГДУ ведется необходимая геолого-промысловая документация. Она включает документацию по скважинам и по эксплуатационному объекту в целом.
По скважинам:
• паспорт скважины,
• эксплуатационная карточка добывающей скважины,
• эксплуатационная карточка нагнетательной скважины,
• карточка по исследованию скважины,
• технологический режим работы скважин,
• месячный отчет по эксплуатации скважин,
• месячный отчет по закачке,
• расшифровка фонда скважин.
По объекту
• паспорт,
• каталог координат,
• геологический каталог,
• карта текущего состояния скважин ( карта разработки),
• карта суммарных отборов и закачки по скважинам,
• карта изобар,
• графики разработки.