Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами (стр. 1 из 9)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РФ

Саратовский государственный университет им. Н.Г. Чернышевского

Головин Б.А., Калинникова М.В., Муха А.А.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

Учебное пособие

Саратов – 2005

УДК 550Ю83 (075)

Головин Б.А., Калинникова М.В., Муха А.А.

Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами: Учебное пособие. Саратов. 2005. 30 с.

Данное учебное пособие составлено в соответствии с программой курса «Методы ГИС при контроле за разработкой месторождений». В нем изложены сведения о методах геофизического контроля, рассмотрены задачи, решаемые с помощью современных геофизических систем разработки месторождений.

Учебное пособие рекомендуется для студентов, обучающихся по специальности 011200 – геофизика.

Рекомендуют к печати:

УМК геологического факультета СГУ

Кафедра геофизики СГУ

Главный геофизик ЗАО «Геофизсервис» С. П. Степанова

©

Б.А. Головин

Калинникова М.В

А.А. Муха.

2005

Оглавление

Введение. 2

1.Методы контроля за разработкой нефтяных и

газовых месторождений. 3

1. Метод термометрии…………………………………………………… 3
2. Метод механической расходометрии………………………………… 4
3. Метод влагометрии (диэлькометрия)………………………………. 5
4. Метод индукционной резистивиметрии…………………………….. 5
5. Метод термокондуктивной резистивиметрии………………………. 6
6. Метод барометрии…….……………………………………………….. 7
7. Метод шумометрии……………………………………………………. 7
8. Метод плотнометрии………………………………………………….. 8
9. Метод меченого вещества…………………………………………….. 8
10. Метод электромагнитной локации муфт…………………………….. 9
11. Метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии……… 9
12. Метод гамма-гамма цементометрии…………………………………. 10
13. Метод акустической цементометрии………………………………… 10
14. Метод интегрального гамма-каротажа ……………………………… 11
15. Методы нейтронного каротажа………………………………………. 12
16. Методы импульсного нейтронного каротажа……………………….. 13

2.Задачи, решаемые геофизическими методами при

контроле за разработкой нефтяных месторождений. 14

2.1 Исследование процесса вытеснения нефти в пласте. 14

контроль за перемещением водонефтяного контакта и

контуров нефтеносности …….……………………………………………….…....14

• контроль за продвижением фронта закачиваемых вод…………….….…. 16
• количественная оценка коэффициента текущей и

остаточной нефтенасыщенности…………………………………………….…....17

контроль за продвижением газонефтяного контакта……………..….…. 18

2.2. Изучение эксплуатационных характеристик пласта. 18

• выделение интервалов притока (поглощения) …………….………….…....19
• определение профиля притока и профиля приемистости.……..…….…....21
• выявление обводненных интервалов и установление источника

обводнения…………………...….……………………………………………….…....22

определение энергетических параметров пласта….….….………….…....23

2.3. Исследование технического состояния скважин. 25

• общие исследования....….……………………………………………….…....25
• специальные исследования. …………………………………………….…....26

2.4.Исследование скважин для выбора оптимального режима

работы скважины и ее технологического оборудования. 27

Литература 30

Введение.

Геофизические исследования при контроле разработки месторождений существенно отличаются от геофизических работ, проводимых в бурящихся необсаженных скважинах. Обусловлено это тем, что при контроле исследуются различные категории скважин при различных режимах их работы, используются различные технологии исследований и, наконец, часто каждая обсаженная скважина, как объект измерений, требует индивидуального подхода как к методике, так и к интерпретации полученных данных. Тогда как при исследовании необсаженных скважин и интерпретации результатов их исследования чаще используются типовые шаблоны, стандарты.

Сегодня, когда реальная ситуация в отрасли такова, что объемы бурения падают, значимость геофизического контроля за разработкой месторождений для снижения темпов добычи и ее последующей стабилизации существенно возрастает. Бурный рост потребления нефти, отсутствие естественного воспроизводства и ограниченность запасов ее на Земле вынуждают предпринимать энергичные усилия к более полному извлечению нефти из недр. В связи с этим очень важной в области разработки нефтяных месторождений является проблема повышения нефтеотдачи и оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. Определение параметров выработки нефтяных пластов позволяет решить эти задачи.

Данное учебное пособие состоит из двух разделов. В первом разделе описаны методы контроля за разработкой нефтяных месторождения, кратко рассмотрены их физические основы и аппаратура. Во втором разделе приведены задачи, решаемые данными геофизическими методами.

Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений.

1.1 Метод термометрии

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 Р_пл и Р_нас ;
• определение Т_пл и Т_заб;
• контроля за перфорацией колонны;
• контроля за гидроразрывом пласта.

В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов притока (приемистости), определения отдающих (поглощающих) пластов и установления интервалов обводнения. В неперфорированных пластах термометрия служит для прослеживания местоположения температурного фронта закачиваемых вод.

К достоинствам термометрии скважин относятся:

• возможность исследования объектов, перекрытых лифтовыми трубами;
• возможность получения информации о работе пласта, недоступного для исследования в действующей скважине (например, в скважинах, эксплуатирующихся с помощью электропогружных центробежных насосов, при высоких устьевых давлениях и т.п.), по измерениям, выполненным в остановленной скважине, после ее глушения и извлечения технологического оборудования;
• выявление слабо работающих перфорированных пластов, когда другие промысловые методы не эффективны;
• выявление интервалов обводнения независимо от минерализации воды, обводняющей пласт;
• возможность более точной отбивки подошвы нижнего отдающего (поглощающего) интервала в действующей скважине по сравнению с методами, исследующими состав и дебит смеси.

Круг потенциально решаемых задач и объемы исследований для термометрии наибольшие. Это позволяет считать термометрию одним из основных методов в комплексе геофизических методов, что обусловлено его высокой информативностью. Высокая информативность, в свою очередь, связана с высокой чувствительностью термометров к различного рода изменениям состояния скважины и пласта. В этом достоинство и недостаток метода. Поэтому для обеспечения эффективной интерпретации результатов исследования необходимо глубокое знание физических и методических основ.

Физические основы метода

Распределение естественной температуры пород по глубине характеризуется геотермой ? температурной кривой, записанной в простаивающей скважине, удаленной от мест закачки и отбора флюида. Геотерма принимается за базисную температурную кривую. Сопоставление термограмм скважин с геотермой позволяет по расхождению между ними выделять интервалы нарушения теплового равновесия, вызванного процессами, происходящими в пласте и стволе скважины, и по характерным отличиям судить о причине нарушения теплового равновесия.

При отсутствии геотермы по данной скважине используется типовая геотерма для данного месторождения. (В наклонных скважинах типовая геотерма перестраивается с учетом угла наклона данной скважины.)

Аппаратура

Для измерения температуры применяют термометры сопротивления, спускаемые на геофизическом кабеле. Существуют термометры двух типов: высокочувствительные и с обычной чувствительностью до 0.3 град. Действие основано на изменении сопротивления металлического проводника с изменением температуры.

Термометр сопротивления комплексируют с приборами остальных методов ГИС. Он является частью технологического блока в сборках модулей.

1. Метод механической расходометрии

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 интервалами;
• получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора скважине из-за наличия пакера или сужений.