Геофизические методы контроля за разработкой

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Учебно-методическое пособие по специальности 011200 «Геофизика»

 

Пермь 2007

УДК 550.837

 

 

В.А. Поносов, С.В. Горожанцев, А.С. Некрасов

 

Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений: учебно-методическое пособие по специальности 011200 «Геофизика» / Перм. ун-т; - Пермь, 2006. – …….с.

При изучении геофизических методов для контроля за разработкой нефти и газа возникает необходимость более полного усвоения студентами курса: «Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений», читаемого на V курсе заочного обучения и IV курсе очного обучения специальности «Геофизика». Предполагается, что студентам уже прочитан полный курс «Геофизические исследования скважин».

Цель данного издания – помочь студентам лучше освоить данный курс. Для решения этой задачи он был разбит на 76 тем и на каждую из них дан исчерпывающий ответ. При подготовке издания были привлечены подробные ответы студентов на поставленные вопросы.

Предлагаемое учебно-методическое пособие предназначено для самостоятельной работы студентов при изучении указанной дисциплины.

Может быть полезно для студентов других геологических специальностей при ознакомлении с методами контроля при разработке нефтяных и газовых месторождений вертикальных и горизонтальных скважин в нефтепромысловой геофизике.

Подготовлено в порядке реализации кафедрой геофизики Пермского государственного университета инновационнй образовательной программы «Формирование информационно-коммуникационной компетентности выпускников классического университета в соответствии с потребностями информационного общества» в рамках приоритетного национального проекта «Образование»

 

Печатается по решению ученого совета геологического факультета Пермского университета.

Содержание

Предисловие

1. Основные понятия о нефтегазовых месторождениях.

2. Методические и технические особенности применения ГИС при контроле.

3. Цель и задачи контроля.

4. Исследование процесса вытеснения нефти в пласте.

5. Изучение эксплуатационных характеристик пласта.

6. Изучение технического состояния скважин.

7. Исследование скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования.

8. Условия проведения промыслово-геофизических работ при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений.

9. Современное представление о расположении углеводородов по высоте залежи.

10. Вытеснение нефти водой и газом.

11. Типовые комплексы промыслово-геофизических методов при контроле за разработкой.

Изменение петрофизических характеристик горных пород в процессе эксплуатации (разработки) залежей углеводородов.

12. Изменение физических свойств. Удельное электрическое сопротивление.

13. Изменение физических свойств. Диэлектрическая проницаемость.

14. Изменение физических свойств. Естественная электрохимическая активность

15. Изменение физических свойств. Вызванная электрохимическая активность.

16. Изменение физических свойств. Естественная гамма-активность.

17. Изменение физических свойств. Нейтронные характеристики.

18. Изменение физических свойств. Акустические характеристики.

19. Изменение физических свойств. Термические характеристики.

20. Методы меченого вещества.

21. Метод радиоактивных изотопов.

22. Нейтронный метод меченого вещества.

23. Механическая дебитометрия.

24. Термокондуктивная расходометрия.

25. Особенности интерпретации термокондуктивной расходометрии.

26. Исследование состава смеси в стволе скважины с помощью резистивиметрии.

27. Определение состава смеси с помощью гамма-плотностеметрии.

28. Кислородный нейтронный гамма-метод в комплексе работ по контролю (КАНГМ).

29. Влагометрия при контроле за разработкой.

30. Термометрия при контроле за разработкой.

31. Определение пластового давления.

32. Определение первоначального положения водонефтяного контакта.

33. Определение первоначального положения газоводного контакта

34. Определение первоначального положения газонефтяного контакта.

35. Контроль перемещения ВНК.

36. Контроль перемещения ГНК и ГВК.

37. Контроль перемещения газовой шапки и перемещения нефтяной оторочки при эксплуатации нефтегазовых месторождений.

38. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных скважинах.

39. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных неперфорированных скважинах.

40. Выделение обводненных продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах.

41. Определение параметров выработки пластов.

42. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в необсаженной скважине.

43. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах.

44. Определение коэффициента текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений.

45. Оценка коэффициента текущей и конечной нефтеотдачи по комплексу геофизических параметров.

46. Оценка коэффициента текущей и конечной газоотдачи пластов по комплексу геофизических параметров.

47. Особенности разработки, регулирования и контроля за эксплуатацией нефтегазовых залежей.

48. Выделение интервалов притока пласта.

49. Определение продуктивности (приемистости) пласта.

50. Определение работающей мощности пласта.

51. Изучение технического состояния скважин. Общие положения.

52. Оценка качества цементирования колонн по термометрии.

53. Оценка качества цементирования колонн по методу радиоактивных изотопов.

54. Оценка качества цементирования по гамма-гамма методу.

55. Оценка качества цементирования по акустике.

56. Выявление дефектов обсадных и насосно- компрессорных труб.

57. Выявление негерметичности обсадных колонн.

58. Выявление интервалов затрубной циркуляции флюидов.

59. Выявление уровня жидкости, интервалов солевых и парафиновых отложений.

60. Методы интенсификации притоков нефти.

61. Интенсификация притока и приемистости пласта с помощью соляно-кислотной обработки.

62. Интенсификация притока с помощью тепловых методов.

63. Интенсификация притока с помощью внутрипластового горения.

64. Контроль гидравлического разрыва пласта.

65. Контроль за барохимическим воздействием на пласт.

66. Метод акустического и комбинированного воздействия на пласт.

67. Электробработка нефтяных скважин мощными импульсными источниками тока с целью повышения нефтеотдачи.

68. Горизонтальные скважины.

69. Задачи, решаемые геофизическими методами в горизонтальных скважинах.

70. Геофизические исследования при строительстве ГС и РГС.

71. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе бурения.

72. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения.

73. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их освоения.

74. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их испытания.

75. Геофизические исследования горизонтальных скважин в процессе их эксплуатации.

Контрольные вопросы

Список литература

Предисловие

В связи с повышением роли геофизических методов при контроле разработки месторождений нефти и газа возрастают требования к подготовке специалистов ‑ геофизиков этого профиля.

Чтение курса и усвоение его студентами затруднено из-за отсутствия в достаточном количестве учебников и учебных пособий по этому разделу промысловой геофизики.

Отдельные вопросы геофизического контроля разработки залежей углеводородов достаточно полно освещены в монографии [4] и учебнике [3]. После выхода в свет этих изданий прошло почти двадцать лет. Методика контроля за разработкой непрерывно развивается. В сферу геофизических методов контроля вовлекаются не только вертикальные и наклонные скважины, но и горизонтальные. Объем бурения горизонтальных скважин год от года увеличивается. Однако отдельные достижения геофизики недостаточно полно освещаются в периодической печати ‑ тираж этих изданий невелик.

Основная цель предлагаемого пособия ‑ дать минимальные знания по курсу. При подготовке издания были использованы ответы студентов на вопросы программных тем.

Основные понятия о нефтегазовых месторождений

 

Под разработкой нефтяного месторождения понимается управление движением нефти по пласту к забоям добывающих скважин. Для этой цели бурятся добывающие и нагнетательные скважины, выбирается система их размещения, подбирается оборудование и устанавливается режим работы нагнетательных и добывающих скважин. При этом очень важно выбрать рабочий агент для закачки в пласт с целью поддержания рабочего давления.

Системы разработки отдельных залежей и месторождения в целом различны. Залежь – всякое единичное скопление нефти. Если оно достаточно велико и рентабельно для разработки, залежь называется промышленной. Если залежь мала и пласт обладает низкими коллекторскими свойствами, то она считается непромышленной.

Под месторождением нефти понимается совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади. Размещение скважин осуществляется по размерной (треугольной и квадратной) и неравномерной (в виде круговых или прямолинейных рядов) сеткам.

По признаку воздействия выделяются системы разработки без искусственного воздействия на пласт и с воздействием на него. Если естественной пластовой энергии достаточно для извлечения промышленных запасов, то месторождения разрабатываются без искусственного воздействия. В ряде случаев (сложность геологических условий, свойства нефти и т.п.) искусственное воздействие на пласт может быть неоправданно. Во всех других случаях месторождения разрабатываются с применением искусственного воздействия на пласт.

Различают законтурное и внутриконтурное нагнетание рабочего агента. При законтурном нагнетании осуществляется либо закачка воды в водонасыщенную часть, либо закачка газа в газонасыщенную часть. Применяется и комбинированная закачка. Внутриконтурная закачка может быть осевой, центральной, кольцевой, блочной, очаговой, площадной системой нагнетания агента.

К рабочему агенту предъявляется два основных требования:

1. Обеспечение пласта энергией для перемещения нефти к забоям скважин;

2. Обеспечение эффективного вытеснения нефти из пористой среды коллектора.

Первое требование определяет темпы отбора и предотвращения падения дебитов скважин, второе – достижение высоких конечных коэффициентов нефтеотдачи.

В настоящее время более 90 % объемов добычи осуществляется из месторождений, где применяются различные методы заводнения. За счет новых методов повышения нефтеотдачи (термические, физико-химические и т.д.) сегодня добывается не более 1 % нефти, а в ближайшие 10-15 лет эта величина достигнет 5%. Основным методом воздействия на пласт будет по-прежнему заводнение в новых (в основном площадных) модификациях.

Многопластовые месторождения разрабатываются по вариантам раздельной, совместной и совместно-раздельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Анализ фактических данных показывает, что можно создать новые системы разработки нефтяных, газонефтяных и газонефтеконденсатных месторождений с помощью горизонтальных скважин (ГС), разветвлено-горизонтальных скважин (РГС) и многозабойных скважин (МЗС).

Такие системы позволяют существенно увеличить текущие дебиты за счет увеличения площади фильтрации призабойной зоны и добиться заметного повышения конечных коэффициентов нефтеотдачи путем изменения направления фильтрационных потоков в пласте.

 

Контрольные вопросы

1. Чем отличается нефтяная залежь от нефтяного месторождения?

2. Как осуществляется искусственное воздействие на пласт?

3. Какие требования предъявляются к рабочему агенту?

Применения ГИС при контроле

Прогресс в нефте- и газодобывающей промышленности связан с применением все более сложных систем разработки месторождений. Внедрение бурения горизонтальных и разветвлено-горизонтальных скважин, освоение новых способов воздействия на пласт, применение различных вариантов разработки многопластовых залежей позволяет существенно повысить нефтеотдачу пластов и темпы разработки месторождений.

Для того чтобы осуществить мероприятия по регулировке разработки месторождения, необходимо осуществить контроль, который основан на применении различных промыслово-геофизических методов исследования скважин.

В настоящее время контроль за разработкой нефтяных месторождений стал в самостоятельным направлением со своей спецификой:

· методикой исследования;

· комплексом методов;

· аппаратурой и оборудованием.

Сейчас широкое применение находят методы ядерной геофизики и наиболее эффективный из них - импульсный нейтронный каротаж (ИНК).

Успех новейших исследований обусловлен проведением работ через лифтовые трубы и по межтрубному пространству с использованием малогабаритных приборов нейтронного каротажа, гамма-плотномеров, механических и термоэлектрических дебитомеров, высокочувствительных термометров и методов меченого вещества.

Важное значение имеют также многократные повторные измерения (динамические), требующие специальной методики и привязки по глубине.

В процесс исследования скважин вовлечены не только действующие, но и резервные, дополнительные и оценочные скважины.

В таких скважинах с открытым забоем комплекс и методика исследований мало отличается от работ в разведочных скважинах, но при проведении работ по контролю выше требования к:

· режимам;

· точности;

· детальности измерений.

Для проведении работ по контролю разработаны соответствующие инструкции, первая из которых выпущена в 1963 г. В 1978 г. вышло «Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений», которое, с одной стороны, дополняет действующие инструкции по каротажу, а с другой стороны, обобщает накопленный опыт в области геофизических исследований нефтяных скважин. В 1985 г. появилась новая Инструкция по каротажу Результаты достижений в области контроля за разработкой нашли отражение в сборниках научных трудов, монографиях. В 2001 г. вышло учебное пособие «Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин» [5].

 

Контрольные вопросы

1. Каковы методические особенности ГИС при контроле?

2. Существует ли техническая разница при применении ГИС в разведочных скважинах и ГИС для контроля?

 

Цели и задачи контроля

 

Контроль за совершенствованием систем разработки месторождений нефти и газа в основном осуществляется геофизическими методами исследований действующих, контрольных, оценочных и нагнетательных скважин и часто называется геофизическим контролем.

Цели геофизического контроля:

1) получение информации о состоянии продуктивных пластов и изменениях, происходящих в них в процессе вытеснения из них углеводородов;

2) выбор научно обоснованной системы разработки залежей;

3) оптимальное регулирование темпа отбора флюидов, обеспечивающего максимальное извлечение нефти и газа из земных недр.

При этом геофизическими методами решаются следующие задачи:

1. Исследование вытеснения нефти в пласте. Это главная задача контроля. При исследованиях вытеснения нефти осуществляется:

· контроль за продвижением контура нефтегазоностности и перемещением водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводного (ГВК) контактов;

· выделение обводненных пластов и пропластков.

2. Изучение эксплуатационных характеристик пластов разрабатываемых месторождений, а именно:

· выделение интервалов притока и приемистости;

· определение работающих мощностей;

· определение продуктивности;

· определение пластового давления;

· определение состава флюида.

Изучение и контроль этих характеристик с помощью геофизических методов исследования скважин особенно важен при совместной эксплуатации пластов с различными фильтрационными свойствами, а также при поддержании пластового давления путем закачки в пласт вытесняющих агентов. По результатам гидродинамических и геофизических исследований эксплуатационных характеристик определяют:

· коэффициент охвата залежи процессом вытеснения нефти и газа по разрабатываемому объекту в целом;

· коэффициент продуктивности отдельных пластов, качество их вскрытия.

3. Изучение технического состояния скважин. При решении этой задачи:

· определяется качество цементирования обсадных колонн и состояние цементного камня во времени;

· устанавливается положение муфтовых соединений, участков перфорации, тощина и внутренний диаметр колонн;

· устанавливается состав уровень жидкости в межтрубном пространстве;

· выявляются дефекты (отверстия, трещины, вмятины, коррозия) в обсадных и насосно-компрессорных трубах;

· определяются места притока и поглощения жидкости в скважине за счет термичности обсадных колонн и зон затрубной циркуляции флюидов.

4. Исследование скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования. При этом:

· осуществляется контроль за установкой глубинного оборудования;

· выявляются участки парафиновых и солевых отложений в межтрубном пространстве и делается оценка их толщины;

· выясняются места пенообразования.

 

Контрольные вопросы

1. Какие цели ставятся перед ГИС для контроля?

2. Какие задачи решаются по данным ГИС при контроле?

 

 

По высоте залежи

 

Глубинная вертикальная зональность в размещении углеводородов в различном фазовом состоянии впервые была рассмотрена В.А. Соколовым (1948). Он выделил в толще осадочных образований четыре зоны, характеризующиеся определенными биохимическими и термокаталитическими процессами превращения органического вещества, обусловливающими образование различных по фазовому состоянию углеводородов:

I зона – при глубине погружения до 50 м происходят лишь биохимические процессы преобразования органического вещества, захороняемого в осадке;

II зона – при погружении на глубину от 50 до 1000 м биохимическое воздействие на органическое вещество постепенно прекращается и сменяется процессами гидрогенизации и термокатализа;

III зона – при глубине погружения отложений от 1000 до 6000 м активно развиваются процессы гидрогенизации и термокаталитических превращений захороненного в осадке органического вещества, в результате чего образуются углеводороды нефти и газа;

IV зона – при погружении отложений на глубину более 6000 м, где температура достигает 200º С и выше, образуется в основном метан.

Позднее (1967) В.А. Соколов выделил биохимическую и термокаталитическую генетические зоны, подразделив каждую из них на верхнюю, среднюю и нижнюю подзоны. По заключению В.А. Соколова, скопления нефти могут распространяться лишь до глубины 5-6 км, а глубже могут быть расположены только газовые скопления.

Вслед за В.А. Соколовым глубинную зональность в размещении в разрезе осадочных образований углеводородов в различном фазовом состоянии рассматривали многие советские и зарубежные авторы: А.М. Акрамходжаев, Ф.А. Алексеев, Н.Б. Вассоевич, М.А. Жданов, А.Э. Конторович, В.Ф. Раабен, Г. Хадсен, Д. Хант С. Шарф, Б. Тиссо, Р. Пеле и др.

Анализируя различные схемы выделения главных зон нефте- и газообразования, можно заметить, что они мало отличаются от принципиальной схемы зонального развития и преобразования органического вещества в различном фазовом состоянии, впервые предложенной В.А. Соколовым. Прав был И.В. Высоцкий, утверждая, что “во всех последующих схемах вводились различного рода дополнения, не изменяющие принципиальной схемы В.А. Соколова. Для некоторых участков кривых были введены названия (главная зона нефтеобразования, главная зона газообразования, верхняя катагенетическая зона газообразования, зона образования газоконденсата и т. д.), что не только усложнило схему, но и внесло в нее элемент дискуссионности, так как большая часть графических схем не была обоснована и границы генетических зон и положение максимальных значений пика генерации газа и нефти оказались различными”.

Аналогичный вывод напрашивается при сопоставлении схем отдельных авторов со схемой, впервые предложенной В.А. Соколовым в 1948 г., а затем уточненной им в 1966 г. (рис. 3).

Зоны распространения генерации и аккумуляции нефти и газа в разрезе литосферы в различных геологических условиях древних и молодых платформ, складчатых территорий приурочены к различным глубинам, в связи с чем любая попытка создать универсальную шкалу глубинной зональности генерации и аккумуляции углеводородов в различном фазовом состоянии с выделением главных зон нефте- и газообразования для всех регионов обречена на неудачу.

Различное фазовое состояние (зональность) углеводородов в разрезе осадочных образований теснейшим образом зависит не только от возрастания температур при погружении нефтегазопроизводящих толщ на глубины свыше 1500-2500 м, но и от совокупности целого ряда факторов:

· состава исходного нефтегазоматеринского органического вещества сапропелевого, гумусового или смешанного гумусово-сапропелевого типа;

· палеогеографических, литолого-фациальных и палеогеохимических условий накопления и захоронения исходного органического вещества в осадке;

· характера и степени метаморфизма исходного нефтегазоматеринского органического вещества в осадке;

· палеотектонических условий бассейна седиментации, т.е. направленности и режима тектонических движений, в том числе устойчивости, амплитуды и скорости погружения исследуемой части бассейна седиментации в течение исследуемого отрезка времени и в последующие периоды геологической истории;

· величин палеогеотермического градиента, а также условий распространения ареалов различной интенсивности теплового потока в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории;

· геологической продолжительности нахождения углеводородов после их образования в определенных термодинамических условиях;

· условий миграции жидких и газообразных углеводородов, в том числе от наличия и особенностей распространения практически газонефтепроницаемых толщ пород-покрышек над нефтегазопродуцирующим комплексом;

· палеогидрогеологических условий бассейна седиментации.

 

 

Рис. 3Вертикальная зональность нефте- и газообразования.

По данным: а – В.А. Соколова, б – Н.Б. Вассоевича, А.М. Акрамходжаева, А.А. Геодекяна; в – А.Э. Конторовича, В.П. Даниловой (интенсивность: 1 ‑ нефтеобразования,

2 – газообразования); г – Б. Тиссо, Р. Пеле; д – В.П. Строганова;, е – А.Э. Конторовича, О.Н. Изосимовой, П.А. Трушкова; ж – Дж. Мунта

 

Следовательно, зональность размещения в литосфере зон генерации и аккумуляции нефти и газа имеет многосторонние связи.

В зависимости от того или иного сочетания перечисленных выше палеогеологических, палеогеографических, палеогеохимических и палеогеофизических факторов абсолютные величины глубин интенсивного нефте- или газообразования, а также фазовое состояние углеводородов в разрезе осадочных образований в отдельных областях платформенных и складчатых территорий могут колебаться в очень широких пределах.

Распределение углеводородов (нефти и газа) в нефтегазовой залежи подчиняется гравитационному закону, т. е. определяется их плотностью. В соответствии с этим наиболее легкие углеводороды (газ) занимают наиболее высокую (в залежах сводового типа ‑ присводовую) часть пласта, образуя так называемую газовую шапку. Под ней располагается нефтеносная часть залежи, а еще ниже ‑ водоносная.

В продуктивных нефтяных пластах практически всех известных месторождений наряду с нефтью содержится и вода, оставшаяся там при формировании залежей. Вода, присутствующая в нефтяных пластах, подразделяется на связанную и свободную (капиллярно-удержанную и подвижную), а сумма коэффициентов свободной K_B и связанной K_СВ воды в нефтяном пласте составляет коэффициент остаточной водонасыщенности К_ОВ.

Нефтяная часть залежи характеризуется изменением соотношения воды и нефти по высоте залежи. Если раньше строение нефтегазовой залежи понималось упрощенно (снизу вверх: водоносная, нефтеносная, газоносная части), то в последние десятилетия представление о ее строении значительно усложнилось (рис. 4). Так, большинством исследователей нефтеносная часть разделяется на две основные зоны: нижнюю и верхнюю. Первая, названная переходной зоной, располагается между двумя поверхностями: под нижней пласт полностью водонасыщен («зеркало» свободной воды), а над верхней остаточная водонасыщенность при неизменных коллекторских свойствах постоянная.

 

Рис. 4. Схема распределения углеводородов по высоте нефтяной залежи с газовой шапкой. Зоны: 1 ‑ газовая, 2 ‑ предельной нефтенасыщенности, 3 ‑ недонасыщенности, 4, 5 ‑ переходная (4 ‑ подзона двухфазного движения флюидов, 5 ‑ подзона остаточной нефтенасыщенности), 6 ‑ водоносная; пунктиром показаны границы зон; р_к ‑ кажущееся удельное электрическое сопротивление; k_s ‑ коэффициент водонасыщенности

 

Вторая ‑ это зона максимальной, или стабилизированной, нефтенасыщенности, в которой, кроме нефти, содержится только связанная вода. Количество связанной воды в стабилизированной зоне, а следовательно, и величина коэффициента нефтенасыщенности определяются, как показано А.А. Ханиным, суммарной поверхностью соприкосновения породы с водой, или внутренней поверхностью пласта.

Чем она выше (а значит, чем выше глинистость и ниже проницаемость пород), тем выше содержание К_ов и ниже К_н. Наряду с этим на содержание связанной воды влияют также минеральный состав обломочной части и цемента породы, тип глинистых минералов, поверхностные свойства коллекторов и пластовых жидкостей. В зависимости от этих факторов K_B0 (или K_CB) в стабилизированной зоне бывает равным 0,10-0,30.

В переходной зоне, наряду со связанной и капиллярно-удержанной водой, в том или ином количестве присутствует и подвижная вода, коэффициент нефтенасыщенности изменяется от максимального до нуля (см. рис. 4). По данным различных исследователей, толщина переходной зоны достигает, например, для районов Татарии 1,5-2 м, Куйбышевской области ‑ 6-7 м, для Западно-Тэбук-ского месторождения в Коми АССР ‑ 11 м. Разным частям переходной зоны соответствует и различный характер притоков флюидов. Из нижней ее части при наличии там свободной капиллярной воды и с фазовой проницаемостью для воды, изменяющейся от 1 до 0, в процессе эксплуатации получают двухфазные притоки (нефть с водой) или притоки воды. Из верхней же части переходной зоны с меньшим содержанием остаточной воды, чем в нижней, и фазовой проницаемостью для воды, равной 0, получают притоки безводной нефти.

В принципе аналогичное распределение нефти и воды по высоте имеют залежи нефти большинства месторождений Западной Сибири, но здесь оно имеет свои особенности и закономерности.

Важнейшей отличительной чертой месторождений Западной Сибири является наличие весьма протяженных по высоте (35-40 м), а следовательно, и по площади переходных зон. Впервые это было установлено Б.М. Бикбулатовым [5] для Усть-Балыкского месторождения в результате построения зависимости К_Н от расстояния L над ВНК (рис. 5).

Поскольку часть переходной зоны, характеризующаяся притоками безводной нефти и изменением К_H от критического значения до максимального, представляет собой значительный диапазон изменения К_Н (от 55 до 83 %) по высоте залежи (30-40 м), она составляет обычно весьма существенную долю объема этой зоны, Б.М. Бикбулатовым было предложено выделить ее терминологически и назвать зоной недонасыщенности.

 

 

Рис. 5. ВНК ‑ график зависимости К_Н от расстояния L.

Усть-Балыкское месторождение, пласты Bci – БС <: 1 ‑ границы области разброса экспериментальных точек; 2 ‑ усредненная кривая;

L ‑ расстояние от исследуемого интервала в разработки

 

Обширные зоны недонасыщенности, составляющие более чем в половине нефтяных залежей весь объем, а в остальных – от 20 до 50% всего объема, требуют специфического их учета, как при подсчете запасов, так и при проектировании и ведении процесса разработки.

Выделение зоны недонасыщенности в составе переходной зоны позволяет более детально дифференцировать залежь по ее нефтенасыщенности.

 

Контрольные вопросы

1. Как располагаются углеводороды по высоте залежи?

2. Что такое «переходная зона» в нефтяной залежи и добывается ли из нее нефть?

 

При контроле за разработкой

 

При геофизическом контроле разработки нефти и газа решается широкий круг задач нефтепромыловой геофизики, которые часто взаимосвязаны и требуют определенной последовательности их изучения.

Возможности методов ГИС при решении этих задач зависят:

· от геологических и технологических условий эксплуатации залежи в целом и каждой скважины отдельно;

· от чувствительности метода к полезным сигналам;

· от глубинности исследования и технологической характеристики используемой аппаратуры;

· конструкции скважины;

· применяемой системы разработки залежей;

· эксплуатационных характеристик продуктивных пластов и т.д.

Поэтому решение задач, стоящих перед геофизическим контролем, требует комплексного применения нескольких геофизических методов, дополняющих друг друга.

В результате научно-исследовательских и опытно-методических работ, проведенных геофизическими организациями страны и Министерством нефтяной и газовой промышленности СССР, для геофизического контроля разработки нефтяных и газовых месторождений рекомендованы типовые комплексы методов ГИС двух типов: полные и специальные.

Полные комплексы методов ГИС применяются для решения ряда взаимосвязанных важных задач контроля разработки месторождений нефти и газа: определения коэффициентов текущей и остаточной нефтегазонасыщенности пласта, эксплуатационных характеристик, выявления затрубных циркуляций и др.

Специальными комплексами методов ГИС решаются отдельные нефтегазопромысловые задачи: контроль за перемещением ВНК, ГВК и ГНК в контрольных скважинах, оценка технического состояния скважин, определение мощности отдающих и поглощающих интервалов, изучение профиля притока и приемистости, исследование скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования скважин и др.

Эти комплексы дифференцированы по типам скважин (контрольные, действующие и остановленные добывающие, действующие и остановленные нагнетательные и др.), способу добычи (фонтанные, насосные, газлифтные), степени обводненности продукции, минерализации обводняющей воды.

В документах, разработанных для нефтяных и газовых месторождений, среди методов, вводящих в тот или иной комплекс, выделяют также основные и дополнительные методы.

К основным относят методы решения соответствующих задач, прошедшие достаточное опробование и обеспеченные методически и серийной аппаратурой, к дополнительным ‑ методы, которые могут быть полезны и тех случаях, когда эффективность основных методов в данных случаях недостаточна даже для качественного решения рассматриваемой задачи.

На основании типовых комплексов ГИС и других директивных документов для каждого месторождения разрабатывается и включается в проект разработки месторождения раздел, посвященный системе геофизического контроля разработки месторождения и содержащий следующие вопросы:

1) задачи геофизического контроля;

2) уточненные полные и специальные комплексы ГИС, основные и дополнительные методы, обеспечивающие решение этих задач в конкретных геолого-технических условиях месторождения;

3) пути решения этих задач или части их по исследованиям в типичных эксплуатационных, нагнетательных, пьезометрических и других скважинах;

4) изменения конструкции эксплуатационного оборудования, необходимые для эффективного применении ГИС, допустимость этих изменений с точки зрения назначения основных функции этих скважин;

5) задачи, определяющие бурение специальных скважин для проведения дополнительных методов ГИС, требования к конструкции скважин, их оборудованию и размещению на месторождении;

6) виды и объекты исследований для изучения фоновых геофизических полей до начала разработки залежи или в начальный ее период;

7) объем исследований, необходимый для контроля разработки месторождения, их периодичность, распределение по площади залежи, стратиграфическим этажам, объектам разработки, по типам скважин;

8) дополнительная информация, необходимая при интерпретации данных ГИС;

9) порядок обработки и обобщения данных, форма отчетности по видам исследований.

При выборе комплекса ГИС, а также при распределении объектов работ по типам скважин, кроме принципиальных возможностей ГИС в различных скважинах, необходимо принимать во внимание также наличие приборов, которые по своим размерам и другим параметрам пригодны для замеров в скважинах той или иной конструкции.

При прогнозировании надежности решения тех или иных задач методами ГИС в данных конкретных условиях и выборе комплекса методов основываются на опыте применения ГИС при контроле аналогичных месторождений, а при недостатке опыта исходят из сведений об их физических основах и принципиальных возможностях.

Если после утверждения объекта разработки месторождения появляются новые методы и приборы, либо возникают новые задачи геофизического контроля, то объем дополнительных исследований планируется промыслово-геофизическими и промыслово-геологическими службами и утверждается геофизическим трестом (объединением) и нефтегазодобывающим предприятием.

Применение методов ГИС в различных скважинах может иметь свою специфику. Чтобы учесть это, геофизическими и геологическими службами разрабатываются программы исследований применительно к отдельным группам однотипных скважин, а при необходимости ‑ к отдельным скважинам.

В зависимости от геолого-технических условий и решаемых задач могут планироваться общие исследования в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважины с менее жесткими требованиями к точности и разрешающей способности замеров и детальные исследования в масштабах глубин 1:200, 1:50 в важнейших интервалах разреза с высокой точностью и достаточной вертикальной разрешающей способностью, а значит и с относительно низкой скоростью регистрации диаграмм.

Комплекс геофизических исследований зависит от многих факторов: типа скважин, их оборудования, геологических особенностей месторождения, минерализации обводняющей воды, пластового давления и ряда других причин. В таблицах 1, 2, 3 приведены типичные комплексы ГИС для наиболее часто встречающихся геолого-технологических условий скважин.

 

Таблица 1.

Комплексы ГИС для оценки насыщенности пластов при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений