Геофизические исследования при контроле за разработкой нефтяных и

Геофизические исследования при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений Габбасов Д. М.

Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений – – – – Метод термометрии Метод механической расходометрии Метод влагометрии (диэлькометрия) Метод индукционной резистивиметрии Метод термокондуктивной дебитометрии Метод барометрии Метод шумометрии Метод плотнометрии Метод меченого вещества Метод электромагнитной локации муфт Метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии Метод гамма цементометрии Метод акустической цементометрии Метод гамма-каротажа Методы нейтронного каротажа Методы импульсного нейтронного каротажа

Термометрия является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при исследовании эксплуатационных характеристик пласта. Термометрия применяется для: • • • • выделения работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявления заколонных перетоков снизу и сверху; выявления внутриколонных перетоков между пластами; определения мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определения нефте газо водопритоков; выявления обводненных пластов; определения динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве; контроля работы и местоположения глубинного насоса; определения местоположения мандрелей и низа НКТ; оценки расхода жидкости в скважине, оценки Рпл и Рнас ; определение Тпл и Тзаб; контроля за перфорацией колонны; контроля за гидроразрывом пласта.

Механическая расходометрия 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 интер валами; получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Влагометрия (диэлькометрия) Метод влагометрии применяют: • • для определения состава флюидов в стволе скважины; выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей; установления мест негерметичности обсадной колонны; при благоприятных условиях – для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах. Использование диэлькометрической влагометрии для исследования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости. Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока.

Индукционная резистивиметрия применяется: • • • для определения состава флюидов в стволе скважины; выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое; установления мест негерметичности колонны; разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий; определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси. Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного электрического сопротивления или проводимости.

Термокондуктивная дебитометрия (СТД) Метод термокондуктивной дебитометрии применяют: • • • для выявления интервалов притоков или приемистости флюидов; установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах; для оценки разделов фаз в стволе скважины. Сущность метода заключается в измерении температуры перегретого относительно окружающей среды датчика. При изменении относительной скорости датчика и потока жидкости увеличивается теплоотдача от датчика в окружающую среду и соответственно уменьшается температура регистрации.

Барометрия Метод барометрии применяют: • • • для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты; определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления; оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси. Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени.

Шумометрия Метод акустической шумометрии применяют: • • • для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами; интервалов заколонных перетоков газа; выявления типа флюидов, поступающих из пласта. Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе сква жины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды.

Скважинная аппаратура для проведения ГИРС при КРС и контроле за разработкой Реализуемые методы P, МПа T, °С Диаметр мм Комплексная аппаратура КСА-Т 12 ГК, ЛМ, ТМ, МН, ВЛГ, СТД, ШМ, Рез, Расх. 60 120 30 Комплексная аппаратура КСА-Т 7 М 1 ГК, ЛМ, ТМ, МН, ВЛГ, СТД 60 120 38 Комплексная аппаратура СОВА-С 3 ГК, ЛМ, ТМ, МН, ВЛГ, СТД 60 125 28 Модуль расходомера Гранат-Р Расходометрия 60 120 36 Пакерный расходомер РТ-36 Расходометрия 40 120 36 Модуль резистивиметра МРИ-38 П Резистивиметрия 60 120 38 Модуль плотномера МПЛ-38 ГГК-П 60 120 38 Инфракрасный термометр ИТГСН Бесконтактная термометрия 0 - 90 Аппаратура импульсного нейтронного каротажа АИНК-36(43) ИНГК 40 (60) 85 (120) 36; (48) Модуль акустического каротажа МАК-4 (-42) АКЦ 80 (60) 120 60; (42) Комплексная аппаратура акустического каротажа ЗАС-ТШ АКЦ, ТМ, Шумометрия 60 120 42 Электромагнитный дефектоскоп ЭМДСТ-МП Э/М дефектоскопия 100 120 42 Скважинный акустический телевизор САТ-4 М САТ 100 120 100 Аппаратура

Задачи, решаемые геофизическими методами при контроле за разработкой нефтяных месторождений 1. 2. 3. 4. изучение эксплуатационных характеристик пласта; исследование процесса вытеснения нефти в пласте; изучение технического состояния скважин; исследование скважин для выбора оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования.

1. Изучение эксплуатационных характеристик пласта • определение интервалов притока и поглощения жидкости; • определение профиля притока нефти, воды и газа в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах; • выявление обводненных интервалов и установление причин обводнения; • определение энергетических параметров пласта.

2. Исследование процесса вытеснения нефти в пласте • контроль за перемещением водонефтяного контакта (ВНК) и контуров нефтеносности; • контроль за продвижением фронта закачиваемых вод (ФЗВ); • определение текущей и остаточной нефтенасыщенности; • контроль за перемещением газонефтяного контакта и опре деление газонасыщенности пласта.

3. Исследование технического состояния скважин Общие исследования предназначены для оценки целостности и несущей способности обсадной колонны и герметичности затрубного пространства как основных элементов скважины, обеспечивающих ее работоспособность в соответствии с запланированными технологическими нагрузками и выполнение природоохранных задач. Они включают измерения: • • • размеров и положения в разрезе отдельных элементов обсадной колонны, труб, муфт, патрубков, цементировочного башмака, центраторов, турбулизаторов, и соответствия положения этих элементов проектному и «мере труб» ; толщин обсадных труб во вновь построенных и действующих скважинах; минимального и среднего проходного сечения труб; высоты подъема цементной смеси, степени заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с обсадной колонной и горными породами; наличия в цементе вертикальных каналов и интервалов вспученного (газонасыщенного цемента); глубины и протяженности интервалов перфорации. Специальные исследования предназначены для решения частных задач, связанных с выделением дефектов обсадных колонн и цементного кольца, которые ставят под сомнение герметичность затрубного пространства. Они включают: • • обнаружение в теле обсадной колонны трещин, прорывов, одиночных отверстий, нгегерметичных муфт, страгиваний муфт по резьбе. измерение толщин и выделение интервалов внутренней и внешней коррозии обсадных труб; определение интервалов напряженного состояния обсадных труб, обусловленного обжатием колонны породами с высокими реологическими свойствами; выделение локальных искривлений колонны, оценку целостности наружных колонн (технической, кондуктора). оценку положения и целостности ремонтных пластырей; выделение заколонных перетоков жидкости и газа; оценку состояния внутриколонного пространства; определение гидратных, парафиновых и солевых отложений.

4. Исследование скважин для выбора оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования • определение в стволе скважины статических и динамических уровней раздела фаз; газожидкостного и водонефтяного контактов; • оценка состава и структуры многофазного потока в стволе скважины; • количественное определение суммарных фазовых расходов скважины, включая оценку выноса механических примесей; • определение интегральных гидродинамических параметров объекта эксплуатации по замерам на устье; • контроль работы технологического оборудования (срабатывание пусковых муфт, клапанов и пр. ).

Скважина Простаивающие: Неперфорирование (контрольные, наблюдательные и в ожидании перфорации после бурения) и и перфорированные (пьезометрические, в ожидании КРС) Действующие: Добывающие (фонтанные, ШГН, ЭЦН, газлифтные) и нагнететательные (закачка воды, газа теплоносителя) Осваиваемые (опробуемые): Скважины после бурения и в КРС

Геофизические исследования и работы в скважинах: • На стадии строительства скважин • На стадии освоения скважин • При контроле за разработкой месторождений и при КРС

1. Изучение эксплуатационных характеристик пласта • определение интервалов притока и поглощения жидкости; • определение профиля притока нефти, воды и газа в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах; • выявление обводненных интервалов и установление причин обводнения; • определение энергетических параметров пласта.

Добывающие и осваиваемые скважины • выделение работающих (отдающих) пластов • определение профиля притока нефти, воды и газа • выявление обводненных интервалов и установление причин обводнения • определение мест нарушения герметичности колонны и забоя скважины • выявление заколонных перетоков жидкости

Нагнетатательные скважины • определение принимающих интервалов • выявление интервалов ЗКЦ в скважине • определение нарушения герметичности НКТ и обсадной колонны • построение профиля приемистости • определение движения жидкости по пластам

Использование эжекторного струйного насоса УЭГИС для освоения скважин, интенсификации притока и проведения ГИС в работающей скважине

Эжекторные устройства УЭГИС-1, УЭГИС-2 предназначены для освоения и проведения технологических операций в скважинах при регулируемом забойном давлении. Устройства позволяют проводить следующие технологические операции: - снижение забойного давления и вызов притока из пласта; - воздействие на пласт знакопеременными (циклическими) перепадами давлений и гидроударами; - перфорацию при депрессии на пласты малогабаритными перфораторами; - кислотные обработки в динамическом (пульсирующем) режиме; - воздействие на пласты ультразвуком или другими физическими полями; - геофизические исследования в режиме заданных значений депрессий; - гидродинамические исследования в установившемся и неустановившемся режимах. Перечисленные операции могут проводиться в любой комбинации и последовательности.

Основные преимущества технологии • Используемый рабочий агент (жидкость глушения) исключает возникновение газовоздушных смесей в скважине • Требуемое забойное давление устанавливают в течении 2 -3 минут и поддерживают его в течение необходимого времени • В процессе освоения можно проводить исследования или воздействия на пласты малогабаритными приборами , перфораторами и т. д. • Снижение давления происходит только в подпакерном интервале, по остальному стволу скважины сохраняется нормальное гидростатическое давление, что полностью исключает возможность выброса или повреждения обсадной колонны

Схема размещения наземного оборудования 1 фонтанная арматура и лубрикатор, 2 фильтр, 3 каротажный подъёмник и лаборатория, 4 насосный агрегат, 5 напорная линия (подачи рабочей жидкости), 6 выкидная линия (подачи смеси рабочей жидкости и пластового флюида из скважины), 7 линия подачи жидкости в насосный агрегат, 8 замерная ёмкость, 9 ёмкость с жидкостью глушения, 10 вспомогательная линия (подачи жидкости глушения в насосный агрегат), 11 каротажный кабель.