Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

5.Карты равной начальной  и текущей эффективной нефтенасыщенной  мощности продуктивных пластов и отдельных основных пропластков внутри продуктивных пластов. Сравнивая карты нефтенасыщенной мощности, построенные на различных этапах разработки, можно судить о темпе выработки запасов нефти.

6.Карты проницаемости  и пористости продуктивных пластов. Позволяют оценить коллекторскую неоднородность пластов по площади.

 

4.3. Гидродинамические методы контроля.

Гидродинамические методы исследований являются одной из основных частей общего комплекса методов  изучения и контроля разработки нефтяных залежей. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением показателей разработки (дебитами и обводненностью скважин, пластовыми давлениями, температурой) и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и разрезу. Чем больше объем и достоверность получаемой информации, тем обоснованней осуществляемые мероприятия по регулированию процессов разработки и выше их эффективность.

В процессе промышленной эксплуатации пластов и скважин  их исследования ведутся главным образом гидродинамическими методами. При этом решаются следующие важные задачи:

1. уточняются гидродинамические характеристики пластов,
2. контролируется ход процессов выработки пластов по площади и разрезу,
3. выявляется действительная технологическая эффективность отдельных элементов  принятой системы разработки (система поддержания давления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин  и др.),
4. выявляется эффективность проводимых мероприятий по повышению или восстановлению производительности скважин.

Все применяемые в  промысловой практике методы гидродинамических  исследований делятся на две основные группы:

1. методы, основанные на промысловых измерениях дебитов и давлений при установившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пластах,
2. методы, основанные на наблюдениях за изменением дебитов и давлений во времени при неустановившихся процессах.

В силу разных причин (пуски  и остановки скважин, изменение  фазовых проницаемостей в связи с изменением насыщенности пласта различными фазами и т.п.) давление в разных точках пласта во времени изменяется, вследствие чего меняются интенсивность и направление фильтрационных потоков и дебиты скважин. Однако темпы этих изменений во многих случаях бывают столь незначительными, что в некоторых задачах исследования скважин ими можно пренебречь и считать процесс фильтрации на том или ином участке пласта установившимся. Это дает возможность использовать для определения параметров пластов и скважин относительно простые формулы подземной гидродинамики, описывающие установившиеся процессы.

На Талинском месторождении  в  фонтанных скважинах замеры пластовых и забойных давлений проводятся глубинными манометрами  МСУ-1-25-100 и МСУ-1-40-160 на глубинах 2300-2600 м. Выше этих глубин на 300 м дополнительно фиксируются давления для последующего определения плотности жидкости в призабойной зоне скважины и расчетов приведенных давлений к отметкам кровли пласта и поверхности ВНК.

Широкое применение получили исследования методом записи КВУ (КП+КВД), позволяющие оперативно оценить гидродинамические параметры скважин в процессе их освоения: выбрать метод эксплуатации или интенсификации притока, оценить эффективность физико-химических методов воздействия на пласт.

Расчеты гидродинамических  параметров проводятся по методикам Хорнера и Маскета, что позволяет получить довольно достоверную и обширную информацию об исследуемых пластах.

Внедрена совместная обработка индикаторных диаграмм и  кривых восстановления давления, позволяющая  определить коэффициент гидродинамического совершенства скважины, сделать оценку приведенного радиуса скважины и пьезопроводности пласта только по результатам гидродинамических исследований, без использования данных, полученных другими методами (коэффициентов объемного упругого расширения пластовой жидкости и объемного упругого расширения пористой среды).

Обработка индикаторных линий, имеющих криволинейную форму  с начала координат при работе скважин с Рзаб. больше Рнас. проводятся по формулам метода наименьших квадратов, позволяющим с максимальной точностью рассчитать начальную и текущие продуктивности на всех режимах работы скважины.

Прекращение и ограничение  закачки воды для поддержания  пластового давления, привело к снижению Рпл на значительной части месторождения, изменению режимов залежей от водонапорного и упруго-водонапорного до упругого и, как следствие, сокращению фонтанного фонда скважин.

В 2004-2005 г.г.  значения средневзвешанных Рпл. по месторождению существенно не изменялись и составили:

в зонах нагнетания – 296,6-291,2 ,

в зонах отбора        -  268,9-269,1,

среднее по залежи – 278,2-275,7.

В 2006 году пластовые давления несколько возросли:

в зонах нагнетания –  до 301,8,

в зонах отбора  -  до  274,9,

среднее по залежи – до 284,8

 В 2007-2010 годах, в связи с ограничением, а на отдельных участках месторождения и прекращением закачки, произошло резкое падение пластового давления:

в зоне нагнетания- до 269,5,

в зонах отбора  -  до  253,8,

среднее по залежи – до 259,2.

 В нагнетательных  скважинах, где Рпл. больше  Ргидр., значение Рпл. определяется по замерам устьевых давлений, при Рпл. меньше Ргидр. – по положению динамических уровней, определенным эхолотом или по значениям Рпл., замеренных глубинным манометром на глубинах порядка 1000-1500 м. По данным замеров, рассчитываются значения Рпл на кровлю пласта и поверхности ВНК.

 

4.4. Промыслово-геофизические методы.

Промыслово-геофизические  методы -  основные виды контроля за разработкой нефтяной залежи. Они включают все исследования, выполняемые в скважинах с использованием каротажного кабеля и регистрирующей аппаратуры каротажной станции с целью изучения физических свойств пласта, определения состояния цементного кольца, обсадной колонны и лифтовых труб, определения состава и скорости движения смеси в стволе, лифтовых трубах и межтрубном пространстве.

В настоящее время  промыслово-геофизическими методами решаются следующие основные задачи:

1.исследование процесса  вытеснения нефти в пласте,

2.изучение эксплуатационных  характеристик пласта,

3.изучение технического  состояния скважин,

4.исследование скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования.

1.При изучении процесса  вытеснения нефти водой  проводятся  периодические исследования  в ряде скважин, расположенных по периметру текущих контуров нефтеносности и фронтов заводнения. По результатам работ устанавливаются скорости перемещения контуров нефтеносности и фронтов заводнения и положения их на фиксируемую дату, что позволяет прогнозировать их продвижение по залежи.

Для отдельной скважины в задачу исследования процесса вытеснения нефти водой входят:

а) определение положения  водонефтяного контакта в неперфорированных  пластах,

б) установление положения  фронта закачиваемых вод по перфорированным и неперфорированным пластам.

В благоприятных условиях при обводнении высокопористых пластов минерализованными водами может быть осуществлена количественная оценка текущей нефтенасыщенности пласта. Данные о величине текущей нефтенасыщенности в обводненной части пласта позволяет судить о степени выработки (по величине различия между текущей и предельной остаточной нефтенасыщенностью пласта, известной для данного типа коллектора), и т.о. избежать преждевременной его изоляции.

2.При изучении эксплуатационных  характеристик пласта решаются  следующие основные задачи:

а) определение отдающих и поглощающих интервалов,

б) установление профиля  притока в эксплуатационных скважинах  и профиля приемистости в нагнетательных скважинах,

в) определение давления в пластах и пропластках,

г) выявление интервалов обводнения.

По результатам исследования эксплуатационных характеристик пласта определяется степень охвата залежи процессом вытеснения нефти водой, коэффициент продуктивности отдельных пластов, качество их вскрытия. На основании этих данных  планируются мероприятия по повышению эффективности разработки залежи, увеличению охвата залежи заводнением, улучшению качества вскрытия пластов, регулированию профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

3.При изучении технического  состояния скважин выявляются  нарушения герметичности цементного  кольца или герметичность колонны обсадных труб, место поступления «чужой» жидкости в скважину (место притока) и местоположение пласта-источника (отдающего пласта). В нагнетательных скважинах устанавливается, действительно ли вода закачивается в тот пласт, в который это предусматривалось. Часто отдающий (поглощающий) пласт, залегающий ниже интервала перфорации, недоступен для исследования из-за невозможности прохождения прибора. В этом случае задача установления перетока из нижележащего пласта (или поглощения им закачиваемой жидкости) формируется как выявление затрубной циркуляции жидкости в интервалах непроницаемых перемычек между перфорированным и нижележащим пластами.

4.Работы такого типа, как исследование скважин для  выбора оптимального режима работы технологического оборудования, связанные с технологией добычи нефти и эксплуатацией технологического оборудования скважин, разнообразны и решают следующие задачи:

а) изучение структуры  газонефтяной смеси в межтрубье  при эксплуатации скважин погружными центробежными  электронасосами, включающее определение положения газонефтяного раздела, интенсивного отложения парафина и др. Эти данные обуславливают высоту подвески ЭЦН, выбор типа насоса в зависимости от его производительности, мероприятия по очистке кольцевого пространства,

б) определение положения  элементов различного технологического оборудования: в скважине, например, глубин установки пакера гидроперфоратора, муфтовых соединений, воронки труб.

Комплексы методов промысловой  геофизики применяются при исследовании скважин  эксплуатационного фонда с целью контроля за процессом разработки залежи и техническим состоянием скважин. Комплексы  методов подразделяются на полные и специальные. Полные комплексы применяются для одновременного решения нескольких основных взаимосвязанных задач контроля за  разработкой нефтяных месторождений: определение характера текущего насыщения пласта, эксплуатационных характеристик пластов, выявление затрубных циркуляций. Полными комплексами методов изучаются обычно все продуктивные пласты как перфорированные, так и неперфорированные, вскрытые данной  скважиной и доступные для измерений.

Объектами исследования являются обводняющиеся эксплуатационные и нагнетательные скважины – действующие  и остановленные.

Специальные комплексы  промыслово-геофизических методов применяются для решения отдельных и частных задач: контроль за положением ВНК и ГНК в контрольных скважинах, изучение эксплуатационных характеристик работающих пластов, изучение технического состояния скважины.

Каждый комплекс включает основные и дополнительные методы. К основным  относятся только те методы,  которые достаточно широко опробованы и обеспечены в настоящее время необходимой серийной аппаратурой. Дополнительные методы – это методы, дополняющие основной комплекс в тех случаях, когда он оказывается недостаточно эффективным, а также новые методы, находящиеся в стадии освоения.

Остановленные скважины исследуются после извлечения технологического оборудования и глушения их промывочной жидкостью, водой или нефтью. Геофизические исследования  в остановленных скважинах (особенно ИНК и термометрия) проводятся не позже, чем через 2 суток после остановки.

Система контроля за разработкой  нефтяного месторождения, обуславливающая объем работ, периодичность и порядок исследования скважин месторождения, проведение фоновых измерений, определяется проектом его разработки. Объем исследований планируется ежегодно промыслово-геофизической и промыслово-геологической службами.

За период 2004-2010 год годы, промыслово-геофизические исследования осуществлялись партиями АО «Приобьнефтегеофизика»  по заказу НГДУ «Талинскнфть» совместно с подрядными организациями: Русконефть, Нефтестройсервис, Няганьнефтепрогресс, Альянс, КБП, Башнефть.

За истекшие 5 лет наблюдается  понижение плановых показателей  по всем позициям геофизических исследований.

Начиная с 2004 года резко возрастает фонд скважин, находящихся в консервации:

2004 год – 400 скважин,

2005 год – 1220 скважин,

2006 год – 1241 скважин,

2007 год – 1256 скважин,

2008 год – 1270скважин,

2009 год – 1283 скважин,

что влечет за собой уменьшение объема исследований. В 2005 году запланировано 45% от объема 2004 года.

С 2004 года  резко снижается объем планирования по определению профиля приемистости. В 2004 году было запланировано 400 исследований, а в 2010 году – 111, что составляет 72% падения. Это также связано с уменьшением действующего фонда нагнетательных скважин: с 575 в 2004 году до 110 скважин в 2010 году.

За период 2009 года  в добывающих скважинах исследования проводились  для решения задач оценки профиля и состава притоков, выявления за колонных перетоков, герметичности забоя, цементных мостов, технического состояния эксплуатационных колонн и НКТ, в нагнетательных скважинах – оценки профиля приемистости, интервалов заколонных перетоков, мест поглощения, технического состояния эксплуатационных колонн.