Основные цели контроля за разработкой залежей

Скорость течения жидкости в пласте и градиент давления, способствующий этому течению, связаны между  собой коэффициентом мобильности .

Водонасыщенность

(коэффициент водонасыщенности)

Наличие в горной породе пластовой воды, измеряемое отношением объема открытых пор породы,  занятых  пластовой водой,  к общему объему пор, характеризует коллекторское  свойство горной породы.

Нефтенасыщенность

(коэффициент нефтенасыщенности)

Коэффициент нефтенасыщенности  – это отношение объема занятых  нефтью открытых пор коллектора в  пластовых условиях к общему объему пор. Нефтенасыщенность - один из важных параметров, используемых при подсчете запасов нефти и проектировании разработки месторождения.

Прямое определение коэффициента нефтенасыщенности на керне представляет собой сложную задачу, поскольку  при бурении скважины фильтрат промывочной  жидкости проникает в поровое  пространство kepнa, вытесняя из него нефть  и пластовую воду. В связи с  этим для определения коэффициента нефтеотдачи используются данные с  использованием промывочной жидкости на нефтяной основе, и герметизации его после подъема на поверхность.

Пьезопроводность

Упругие свойства пласта и  насыщающих его жидкостей хорошо характеризуется тем, что всякое изменение давления в любой точке  пласта передается по пласту путем  перераспределения давления. Эта  скорость передачи давления в пласте носит название пьезопроводности и характеризуется коэффициентом пьзопроводности, зависящим от физических свойств жидкости пласта. В зоне, насыщенной нефтью, пьезопроводность имеет меньшее значение, чем в водонасыщенной зоне пласта.

Эффективная толщина пласта – это сумма пористых, проницаемых  и насыщенных жидкостью участков в пласте, по которым происходит движение жидкости.

Расчлененность – это  бессистемное чередование проницаемых  нефтенасыщенных песчаных или известняковых  и непроницаемых глинистых или  доломитовых слоев, линз и пропластков.

3. Методы определения геолого-физических параметров нефтяных месторождений

Существующие в настоящее  время методы получения геологопромысловой информации о продуктивных пластах  и залежах нефти или газа можно  подразделить на девять основных групп.

1. Методы, основанные на  изучении залежей продуктивных  пластов непосредственно по образцам  горных пород и пробам нефти,  газа, воды, отбираемым из скважин.

2. Геофизические методы  изучения разрезов    скважин,  продуктивных пластов.

3. Гидродинамические методы  изучения скважин, нефтяных (газовых)  залежей.

4. Методы изучения разрезов  скважин с помощью дебитомеров  и расходомеров.

5. Геохимические методы  изучения продуктивных пластов.

6. Методы изучения разрезов  скважин по буримости пород.

7. Термометрические методы  изучения нефтяных (газовых) залежей.

8. Методы получения информации  на основе анализа материалов  эксплуатации добывающих скважин  в процессе разработки нефтяных  залежей.

9. Геологопромысловые методы, позволяющие на основе обобщения  комплекса всех получаемых материалов  приобретать соответствующую информацию  о нефтяной залежи.

Гидродинамические методы повышения  нефтеотдачи (ГМПН) или методы регулирования  представляют собой прогрессивные  технологии гидродинамического воздействия  на продуктивные пласты с целью обеспечения  высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного  извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой. Мероприятия (методы) по гидродинамическому воздействию  на пласты преследуют цель повышения  интенсивности воздействия на слабо  дренируемые запасы нефти и вовлечения в разработку выявленных в процессе разбуривания и эксплуатации недренируемых  балансовых запасов нефти в объекте  разработки.

         В данном методическом руководстве  принята классификация гидродинамических  методов повышения нефтеотдачи  по различию в технологии осуществления  и степени воздействия их на  продуктивные пласты.  
        К первой группе отнесены методы, которые чаще применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы.  
Ко второй группе отнесены методы воздействия, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.  
        К первой группе относятся те методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.  
Ко второй группе относятся методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта.

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.

Геофизические исследования скважин (ГИС) - это методы геологической и технической  документации проходки скважин, основанные на изучении в них различных геофизических  полей. Такое традиционное понимание  ГИС привело к созданию самостоятельной  научно-прикладной отрасли геофизики, которую называют термином каротаж  или промысловой, буровой геофизикой. В более широком смысле ГИС - не только документация результатов бурения, с радиусом обследования до 1 - 2 м, но и изучение околоскважинных пространств  путем исследования полей в скважинах, а также между ними и земной поверхностью при дальности в  десятки и сотни метров. Интенсивное  применение ГИС объясняется тем, что эти методы позволяют более  эффективно организовывать разведку и  эксплуатацию месторождений. Они обеспечивают резкое сокращение отбора образцов при  бурении (керна), давая даже больше информации о разрезе, чем при сплошном отборе керна, сокращая при этом стоимость  и время бурения.

Геофизические методы исследования скважин предназначены  для изучения геологического разреза  и, в частности, выявления пластов  разной литологии, определения углов  и азимутов их падения, выделения  полезных ископаемых в разрезах, а  также оценки пористости, проницаемости, коллекторских свойств окружающих пород и их возможной нефтегазоносной  продуктивности. Специальной аппаратурой  производится контроль технического состояния скважин (определение их диаметров, искривления, наличия цемента в затрубном пространстве и др.), а также прострелочно-взрывные работы в скважинах (отбор образцов из стенок, перфорация обсадных колонн). Физические свойства горных пород, определяемые в результате исследования в скважинах, служат не только для непосредственного получения той или иной геологической информации, но и для интерпретации данных полевой геофизики.

В практике геолого-промыслового анализа используют много коэффициентов, параметров, комплексных показателей. Создание адекватных математических моделей процесса нефтеизвлечения и других показателей разработки возможно с применением совершенно различных наборов геолого-физических параметров. Объясняется это тем, что многие геолого-физические параметры залежей нефти находятся между собой в сильной корреляционной зависимости и поэтому совершенно необязательно при моделировании пытаться исследовать все возможные параметры и коэффициенты.

Термометрия (от термо и метрия), раздел прикладной физики, посвященный разработке методов и средств измерения температуры.

Термометрия является одним  из основных методов в полном комплексе  исследований скважин при исследовании эксплуатационных характеристик пласта. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов притока (приемистости), определения отдающих (поглощающих) пластов и установления интервалов обводнения. В неперфорированных пластах термометрия служит для прослеживания местоположения температурного фронта закачиваемых вод.

В начальный период внедрения радиометрических методов для изучения процессов  заводнения нефтяных месторождений  одним из главных критериев правильного  определения начального водонефтяного  контакта считалось совпадение данных с показаниями электрометрии:

В зоне перемещения осолоненной  воды ВНК по скважинам определяется обычными методами радиометрии, а во вновь пробуренных эксплуатационных скважинах — по электрометрии.

По данным электрометрии и радиометрии  до обсадки колонны пласт был  насыщен соленой водой.

Дебитомер – прибор, записывающий изменение дебита скважин или  колодца во времени.

Дебитомер-расходомер глубинный, - прибор для регистрации скорости притока  жидкости и газа в скважину из разл. участков пласта по вертикали и приемистости пласта при нагнетании в него рабочих  агентов. При движении прибора от подошвы до кровли фиксируется нарастание скорости притока (или поглощения), по к-рому судят об активности разл. участков пласта. Показания прибора  передаются на поверхность по кабелю.

2. Метод механической расходометрии

Измерения механическими  расходомерами производят для следующих  целей:

• выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах;
• выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;
• распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами;
• получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Второй метод основан  на сравнении результатов глубинных  измерений дебитомерами или расходомерами, проводимых до и после ГРП.

4. Контроль за энергетическим состоянием нефтяных залежей.

Энергетические ресурсы  залежей продуктивных пластов создаются  напором краевой и подошвенной  воды, газа газовой шапки, давления растворенного в нефти газа, упругостью пласта и жидкости, силой тяжести. Перечисленные силы обычно проявляются  в различных комбинациях друг с другом. Об энергетических ресурсах той или иной залежи судят по величине начального пластового давления. Пластовое давление - это внутреннее давление, возникающее в поровом пространстве пород и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов. Пластовое давление может проявляться в скважинах, других горных выработках, в естественных источниках и т.д. Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей. Перепад давления в пласте является той силой, которая продвигает нефть и газ по пласту к забоям скважин. В практике разработки нефтяных и газовых месторождений начальное пластовое давление обычно принимают равным гидростатическому (это давление столба жидкости высотой, равной глубине залегания пласта). Многочисленные примеры величин начального пластового давления в нашей стране и за рубежом показали, что оно увеличивается с глубиной на 0,8-0,12 МПа через каждые 10 м, а в среднем - 0,1 МПа на 10 м, что соответствует гидростатическому давлению, т.е. давлению столба пресной воды плотностью 1 г/см3 высотой от изучаемого пласта до устья скважины.

Изучение изменения пластовой температуры необходимо для изучения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проектирования и осуществления разработки продуктивного пласта, установления режима его работы, динамики  пластовых вод,  для исследования  теплового поля земной коры, а также для решения различных технических задач, связанных с цементированием скважин и их перфорацией. Температуру можно замерять как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Перед замером скважину надо закрыть на 20-25 сут. для того, чтобы в ней установился естественный температурный режим, нарушенный бурением или эксплуатацией. Однако чаще всего замеры делают по истечении 4-6 ч после остановки скважины. При бурении температуру определяют обычно в скважинах, временно остановленных по техническим причинам. В   добывающих   (действующих)   насосных   скважинах температуру   замеряют   после   подъема   насоса;   эти замеры надежны только для интервала эксплуатируемого пласта.  Для  получения  надежных  данных  по  другим интервалам  скважину  необходимо   заполнить  глинистым раствором   и   оставить   на  более   или   менее   длительный срок (до 20 сут). Для   этой цели используют бездействующие или временно законсервированные добывающие скважины. При    замерах   температур    необходимо    учитывать газопроявления и связанное с ними возможное понижение естественной температуры. Карты изобар строят путем линейной интерполяции значений пластовых давлений между точками скважин. Карты изобар используют для контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей, по ним рассчитывают значения среднего взвешенного пластового давления по залежи в целом (в пределах внешнего контура нефтеносности), по зонам отбора (включаются точки скважин, по которым производится отбор нефти и газа) или по блокам разработки. Основная задача изучения карт изобар - определение режима работы залежи, т.е. изменения пластового давления в связи с отбором жидкости, газа, пластовой воды, воздействием на пласт, с учетом геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов по площади залежи. Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях – при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельефа и др. Кроме карты изобар строят карты разницы пластовых давлений. При этом берут разницу в пластовых давлениях в скважине на последнюю и предыдущую даты. Анализ таких карт позволяет установить различные экраны между нагнетательными и добывающими скважинами, определить эффективность закачки воды, например, при законтурном заводнении.