Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами (стр. 6 из 9)

Оценка начальной нефтенасыщенности производится только в скважинах, пробуренных на растворах с нефтяной основой. При вскрытии пласта на водных растворах в связи с возможным стойким опреснением связанной воды в продуктивных пластах оценка начальной нефтенасыщенности по данной методике будет завышенной и может использоваться в качестве фоновой или опорной величины, значение которой принимается близкой к 100% (фиктивная нефтенасыщенность).

Методика количественной оценки нефтенасыщенности применима в условиях остановленных скважин при исследовании неперфорированных пластов или перфорированных, когда поступление жидкости из скважины в пласт не наблюдается. В условиях работающей скважины определение нефтенасыщенности возможно, если отсутствуют перетоки флюидов между пластами.

Количественная оценка нефтенасыщенности основана на использовании опорных пластов с известными максимальными и минимальными значениями нефтенасыщения, что позволяет избавиться от существенных систематических погрешностей, связанных с различием между истинной и измеряемой величинами времени жизни тепловых нейтронов, а также неточностью знания некоторых параметров пласта.

Контроль за продвижением газонефтяного контакта

Контроль за продвижением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным:

а) в неперфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов НГК ННК-Т, ИННК;

б) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

в) по промысловым данным.

Основными методами контроля за положением ГНК являются стационарные нейтронные методы: НГК, ННК-Т.

Возможность нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и газоносной частей пласта определяется их различием в объемном содержании водорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью, что приводит к повышению показаний НГК и НК-Т при измерениях с зондами, большими инверсионного, против газоносной части пласта. По этому признаку осуществляется разделение газоносной и нефтеносной частей пласта и контроль за продвижением ГНК.(Под ГНК в этом случае понимается граница, вышей которой в нефтяном пласте содержится свободный газ в количестве, превышающем чувствительность метода НК (примерно 10-20% при пористости более 20%). Ниже этой границы обычно получают нефть без свободного газа, выше ? нефть с газом).

На диаграммах НК в однородном пласте положение ГНК устанавливается в точке начала роста показаний над уровнем показаний в заведомо нефтеносной части пласта. В неоднородном пласте положение ГНК может быть определено по результатам сравнения предыдущего и последующего измерений, если за время между измерениями произошло изменение положения ГНК. Сопоставление этих диаграмм позволяет по точке начала увеличения показаний на одной диаграмме относительно другой устанавливать положение ГНК как в момент последующего, так и в момент предыдущего измерения. Положение первоначального ГНК определяется в неоднородном пласте по результатам сравнения двух измерений, выполненных после бурения, когда газ оттеснен от забоя фильтратом промывочной жидкости, и после расформирования зоны проникновения.

2.2. Изучение эксплуатационных характеристик пласта.

При исследовании эксплуатационных характеристик продуктивного пласта решаются следующие задачи:

• 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.

Данные задачи могут решаться при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае используется комплекс методов, включающий методы термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии, шумометрии и метод меченого вещества.

Выделение интервалов притока (поглощения)

Все пласты, против которых фиксируется приток(приемистость) по данным дебитометрии-расходометрии, считаются отдающими(поглощающими). Нижняя граница притока(приемистости) в скважине устанавливается по результатам исследования тремя методами: термометрии,механической и термокондуктивной дебитометрии. Термодебитометрия является основным методом выявления отдающих(поглощающих) пластов.

Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой термодебитомера.

1 – работающие участки пласта; 2 – неработающие участки пласта; 3- профиль притока флюида; 4 – вода; 5 – нефть.

Пороговая чувствительность термодебитомера выше пороговой чувсвительности механического расходомера. В частности, термодебитомер способен обнаружить притоки и при капельном истечении нефти в воду. При небольшой величине зумпфа или когда зумпф в скважине заполнен осадком, выделение нижней границы притока затруднено, так как переход прибора из осадка в воду и отрыв прибора от забоя отражаются на термодебитограмме аномалией, соответствующей началу притока флюида в скважину.

Для выявления отдающих(поглощающих) пластов, не выделяемых по данным дебитометрии-расходометрии, к интерпретации привлекаются данные термометрии, проведенные в действующей и затем остановленной на короткое время скважине.

Оптимальное время остановки скважины выбирается на основании опыта работ на месторождении по исследованию стабилизации температуры в кровле (для эксплуатационной скважины) или подошве (для нагнетательной скважины) перфорированного интервала. При отсутствии таких сведений измерения проводятся через сутки после остановки скважины. Записывается основная и контрольная термограммы. Исследуются интервал перфорации, ближайшие неперфорированные пласты и примыкающие к ним перемычки.

Следует отметить, что интервалы приемистости на термограммах действующих нагнетательных скважин отмечаются лишь в благоприятных случаях (высокая удельная приемистость интервала на фоне низкой суммарной приемистости скважины, небольшое время работы скважины, интервалы приемистости расположены на достаточно большом удалении друг от друга). Поэтому исследования в действующих нагнетательных скважинах проводятся в основном для выделения нижней границы интервала приемистости и установления затрубной циркуляции в нижележащий пласт, не вскрытый перфорацией.

При выявлении отдающих пластов в эксплуатационной и
пластов, поглощающих воду, в нагнетательной скважине геотерма сопоставляется с термограммой, записанной в остановленной скважине, находящейся в режиме теплового равновесия.

Совмещение температурных кривых производится в интервалах неискаженного естественного теплового поля в зумпфе скважины.

Обработка и интерпретация материалов исследований выполняются в следующем порядке:

1. По данным промыслово-геофизических методов устанавливаются границы перфорированных пластов и пластов-коллекторов ниже интервала перфорации. Отмечаются интервалы перфорации.
2. По термограмме определяются границы притока флюида из верхних перфорированных пластов и места негерметичности колонны выше интервала перфорации, руководствуясь следующими соображениями:

• интервалы поступления флюида из пластов характеризуются резко увеличенным значением градиента температур (угла наклона термограммы к оси глубин) по сравнению с перемычками, что обусловлено калориметрическим смешиванием притекающего из пласта флюида с восходящим потоком;
• градиент температур в перемычках между пластами в зависимости от дебита и длительности работы скважины может быть равным нулю, постоянным или слабо меняться с глубиной, а в интервалах неоднородных пластов он может существенно меняться с глубиной и в отдельныхпропластках уменьшаться до нуля (в однородных пластах градиент температуры постоянен).

Поэтому границы притока флюида из верхних перфорированных пластов устанавливаются по точкам перегиба термограммы, соответствующим переходу от слабоменяющегося (в перемычках) к резкоменяющемуся участку градиента температур (в неоднородном пласте) и к участку большого градиента (в однородных пластах).

Аналогично устанавливается и верхняя граница притока из нижнего перфорированного пласта.

Выделение притока в подошве нижнего перфорированного пласта в общем случае представляет собой сложную задачу, решаемую лишь при комплексной интерпретации данных термометрии и методов, предназначенных для исследования дебита и состава смеси в стволе скважины. При обработке термограммы против нижнего перфорированного пласта по резкому приращению температуры устанавливается подошва отдающего интервала, соответствующая нижней границе притока в полностью вскрытом пласте.

Положительная величина приращения температуры в подошве нижнего отдающего интервала указывает на дросселирование по пласту жидкости (нефти или воды), отрицательная ? на дросселирование газа или на прорывзакачиваемых вод с температурой ниже пластовой.