Типовые комплексы промыслово-геофизических методов

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

 

Задачи	Скважины
Выходящие из бурения	Наблюдательные ("геофизические") с неперфорированной колонной	Эксплуатационные (перфорированные интервалы)
необсаженн ые	обсаженные стальной колонной	диэлектрическая колонна	металлическая колонна	ниже башмака НКТ	выше башмака НКТ
1. Контроль во до-нефтяного контакта или фронта движения закачиваемых вод в нефтеносные пласты при Св, г/л:
1.1. более 30/kп	БМ или ИМ, ПС	НГМ или ИННМ-Т	ИМ или ДМ, ГМ	НГМ или ИННМ-Т	Комплекс “Приток - состав” ГМ, (ИННМ-Т)	ГМ, ИННМ-Т
1.2. от 4/kп до 30/kп	-//-	ИННМ-Т	-//-	ИННМ-Т, ГМ	-//-	-//-
1.3. менее 4/kп но более 5 г/л	-//-	(ШАМ), (ГИНР)	-//-	ГМ, (ШАМ), (ГИНР)	-//-	-//-
1.4. менее 5 г/л	ПС	-//-	ДМ, (ШАМ), (ГИНР)	-//-	-//-	-//-
2. Определение коэффициента текущей нефтегазонасыщенности kнт	БМ или ИМ в комплексе с ПС	ИННМ-Т kп Св ³10 – 20 г/л	ИМ или ДМ	ИННМ-Т kп Св ³10 – 20 г/л	-//-	-//-
3. Контроль газонефтяного контакта и фронта внедрения газа в нефтяную часть или нефти в газовую часть залежи	-	СНМ или ИННМ-Т	СНМ или ИННМ-Т	СНМ или ИННМ-Т	СНМ или ИННМ-Т; комплекс “Приток - состав”	СНМ или ИННМ-Т
4. Контроль газоводяного контакта и фронта внедрения воды в газовую часть залежи; обнаружение вторичных скоплений газа в верхних отложениях	БМ или ИМ	СНМ или ИННМ-Т	ИМ (Св >5 г/л) или ДМ, ИННМ-Т, СНМ, (ШАМ), ГМ, (ТС)	СНМ или ИННМ-Т, ГМ, (ТС)	Комплекс “Приток – состав” СНМ или ИННМ-Т, ГМ	СНМ или ИННМ-Т
5. Количественное определение коэффициента газонасыщенности	-//-	-//-	ИМ или ДМ, СНМ или ИННМ-Т	СНМ или ИННМ-Т	-	-

Таблица 2

Комплекс ГИС для контроля движения и состава жидкости и газа

 

Задача	Добывающая скважина	Нагнетательная скважина
интервал исследования
ниже башмака НКТ или межтрубье	выше башмака НКТ (прибор внутри НКТ)
Определение интервалов притока и поглощения	Рм, Рт, (ТС), (ШМ)	ТС, (ШМ)	Рм, ТС
Количественная оценка поинтервальных дебетов	Рм, (Рт)	ТС (газоотдающие интервалы)	Рм
Определение фильтрационных характеристик пластов	Барометрия, Рм	ТС (газоотдающие интервалы)	Барометрия, Рм
Контроль эффективности процессов интенсификации пластов	Рм, Рт, (ТС), ИННМ-Т (солянокислотная обработка)	ТС, (ШМ)	Рм, Рт, ММА или ММА-И
Определение интервалов поступления воды и изменения состава жидкости и газа по стволу скважины	ДЭВ (обводненность < 10%), ГГМ-П (>10%) Рм, Рт, ГМ, ИННМ-Т, (РС), (ШМ, газ-вода)	ГМ, ИННМ-Т, ГГМ-П, (СНМ), (МНА-О), (ШМ, газ-вода)

Таблица 3

Основные и дополнительные комплексы ГИС для контроля технического состояния скважины и режима работы технологического оборудования

 

Задача	Комплекс
основной	дополнительный
1. Определение заколонных перетоков воды	ТС, ШМ, Рт	ММА-И
2. Определение заколонных перетоков газа	ТС, ШМ, Рт	ММА-И
3. Контроль качества цементирования	АКЦ, ГГМЦ	ММА-И
4. Контроль состояния обсадной колонны и НКТ	ЛМ, дефекте меры, САТ, ТС	Рм; ШМ
5. Определение глубины расположения пакеров башмаков НКТ, фильтров, интервалов перфорации	ГГМ-Р	ЛМ, ТС, НГМ
6. Определение глубины подвески насосов	ТС
7. Определение уровня жидкости:
7.1. за НКТ	ГГМ-Р или СНМ	ТС (в работающих насосных скважинах)
7.2. внутри НКТ	ГГМ-Р, РС
8. Определение интервалов отложения:
парафина	СНМ, ГГМ-Р, Рм
солей	ГГМ-Р	ГМ, ИННМ-Т
гидрата	Рм, СНМ

 

Примечание

1. В табл. 1-3 и в скобках указаны дополнительные методы, недостаточно опробованные, не обеспеченные серийной аппаратурой либо позволяющие получать менее однозначную информацию, чем основные методы.

2. Приняты следующие сокращения:

АКЦ – акустическая цементометрия

ШАМ – широкополосный акустический метод

БМ – боковой метод

ГМ – гамма-метод

ГИНР – метод регистрации гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов

ГГМ-П – гамма-плотностемер прямого пучка (локальный метод)

ГГМ-Р – гамма-плотностемер с регистрацией рассеянного излучения интегральный метод)

ДМ – диэлектрический метод

ИМ – индукционный метод

ИННМ-Т – импульсный нейтронный метод по тепловым нейтронам

ЛМ – локатор муфт

ММА-О – метод наведенной активности по кислороду ММА-И – метод меченых атомов – изотопов

ММА – метод меченых атомов

КАНГМ – кислородно-активационный нейтронный гамма-метод,

РС – резистивиметрия

Рм – расходомер (дебитомер) механический (“турбинный”)

Рт – расходомер термокондуктивный (“термодебитомер”)

САТ – скважинный акустический телевизор

СНМ – методы стационарного нейтронного поля

ПС – метод потенциалов самопроизвольной поляризации

ТС – термометрия

ШМ – шумометрия

 

Контрольные вопросы

1. От чего зависит выбор комплекса геофизических методов при контроле?

2. Чем отличаются полные комплексы ГИС от специальных?

3. Различаются ли типовые комплексы ГИС при решении различных задач контроля и условий проведения работ?