6. Контроль перемещения флюидальных контактов при разработке нефте-газового месторождения. Преимущества и недостатки разных методов.

Роль наблюдательных скважин, требования к их заканчиванию, характеристика технологий проведения соответствующих исследований.

См.пред вопр. Преимущества Электрических методов – точность определения контакта. Недостаток – Невозможность использования в скважинах с РНО или пресным раствором. Индукционные методы – то же, только нельзя исп. В минерализованных скважинах.

Наблюдательные скважины – для контролем за положением ВНК/ГВК.

Основные петрофиз.хар-ки продуктивных пластов при выработке во времени или по мере подъёма ВНК/ГВК меняются.

УЭС – сначала вследствие отрыва от стенок пор части остаточной рыхлосвязанной воды каж.УЭС породы может несколько вырасти, затем наблюдается характерное устойчивое падение показаний вследствие смешивания у/в с вытесняющей пластовой водой или её осолонённой оторочкой, а в конце возможен заметный рост УЭС из-за замещения минерализованной пласт.воды пресными закачиваемыми водами.

Диэлектрическая проницаемость – с увеличением обводнённости возрастают значения диел.прониц. как пластового флюида, так и всей г.п.(до1,6 раз при вытеснении пресс.водой, до 2,2 раз при вытеснении солёной водой.)

Собственные потенциалы – так как величина и вид аномалии ПС обусловлены химико-физическими процессами на поверхностях раздела «пласт-скважина», «скважина-вмещеющие породы», вмещающие породы-пласт», то обводнение водами, отличающимися от пластовых по минерализации, приводит к изменению потенциала ПС и смещению «линии глин» по сравнению с исходной величиной, если обводнение плста происходит по кровле пласта.

Естественная гамма активность – обводнение пласта может привести к образованию радиогеохимического эффекта (РГЭ), то есть, к повышению показаний повторных ГК вследствие адсорбации на цементном камне обогащённых выщелаченными солями радия (калия, урана) на фронте вытеснения оторочки из пластовых (остаточных) и нагнетаемых (внешних) вод.

Нейтронные характеристики пластов – реагируют на характерные в процессе заводнения изменения концентрации хлора, водородосодержания и в меньшей степени - плотности пласта.

Динамические, кинематические акустические хар-ки – изменение состава заполнителя пор влияет на упругие и инерционные свойства поперечных и продольных волн, так, с ростом водонасыщенности скорость продольных волн сначала несколько снижается, а затем стабильно растёт; коэффициенты же затухания продольных и поперечных волн при замещении нефти водой, соответственно, снижаются и растут.

Акустические шумы – так как вязкость воды выше, чем у газа, то после заводнения газового пласта обычно имеет место смещение аплитудно-частотного спектра сигналов пассивной акустики в сторону диапазона более низких частот.

Термические хар-ки – изменение водонасыщения пласта может повлиять на температуру в скважине, вследствие: массопереноса тепла в пласте, адиабатического и дроссельного эффектов, теплообмена с вмещающими породами, калориметрического эффекта (смешивание потоков флюидов), изменения тепловых свойств смеси в порах; на начальной стадии разработки формирование нестационарного теплового поля связано с теплопроводностью (кондукции), затем, важное значение принимает дросселирование, а на заключительной стадии имеет место и конвекция – перенос тепла за счёт массопереноса.

7. Контроль обводнения пластов при разработке нефтяного и газового месторождений (сравнение применяемых комплексов ПГИ, возможные типы обводнения, контролируемые методами ПГИ параметры). Методы и технологии контроля выработки пластов. Способы оценки коэффициента нефте(газо)отдачи (коэффициентов охвата и вытеснения).

Начальная энергия нефтяного пласта связана с упругими силами, напором воды за контуром, давлением газа в газовой шапке (если она есть), упругостью выделяющегося из нефти растворенного газа.

Обычно одной естественной упругой энергии пласта недостаточно для обеспечения высокой нефтеотдачи залежей, вследствие чего необходимо соблюдать режим поддержания пластового давления (ППД) путем искусственного воздействия на пласт (обычно закачкой воды, реже - газа). При эксплуатации газовых залежей в основном хватает природной энергии газового или упруго-водонапорного режима.

При вытеснении нефти водой фильтрация жидкости осуществляется по поровому пространству горной породы (которое обычно имеет довольно сложный характер с большим диапазоном размеров пор). Конечная нефтеотдача пласта зависит от гидродинамического сопротивления каналов (или сил вязкого сопротивления), капиллярных сил, силы тяжести. Объем остаточной нефти во многом зависит от смачиваемости флюидов.

Основные петрофизические характеристики продуктивных пластов при выработке (заводнении) во времени или по мере подъема контактов (ГВК, ВНК) меняются. Наиболее показательные динамические превращения наблюдают при контроле за разработкой месторождений по изменениям следующих петрофизических свойств:

• Удельное электрическое сопротивление (сначала вследствие отрыва от стенок пор части остаточной рыхлосвязанной воды кажущееся УЭС породы может несколько вырасти, затем наблюдается характерное устойчивое падение показаний вследствие смешивания углеводородов с вытесняющей пластовой водой или ее осолоненной оторочкой, а в конце возможен заметный рост УЭС из-за замещения минерализованной пластовой воды пресными закачиваемыми водами).

• Диэлектрическая проницаемость (с увеличением обводненности возрастают значения диэлектрической проницаемости как пластового флюида, так и всей горной породы: до 1.6 раз при вытеснении пресной водой, до 2.2 раз при вытеснении соленой водой).

• Собственные потенциалы (т.к. величина и вид аномалий ПС обусловлены физико-химическими процессами на поверхностях раздела «пласт-скважина», «скважина-вмещающие породы», «вмещающие породы-пласт», то обводнение водами, отличающимися от пластовых по минерализации, приводит к изменению потенциала ПС и смещению «линии глин» по сравнению с исходной величиной, если обводнение пласта происходит по кровле пласта).

• Естественная гамма активность (обводнение пласта может привести к образованию радиогеохимического эффекта РГЭ, т.е. к повышению показаний повторных ГК вследствие адсорбции на цементном камне обогащенных выщелаченными солями радия (калия, урана) на фронте вытеснения оторочки из пластовых (остаточных) и нагнетаемых (внешних) вод.

• Нейтронные характеристики пластов (реагируют на характерные в процессе заводнения изменения концентрации хлора, водородосодержания и в меньшей степени - плотности пласта).

• Динамические и кинематические акустические характеристики (изменение состава заполнителя пор влияет на упругие и инерционные свойства поперечных и продольных волн; так, с ростом водонасыщенности скорость продольных волн сначала несколько снижается, а затем стабильно растет; коэффициенты же затухания продольных и поперечных волн при замещении нефти водой соответственно снижаются и растут).

• Акустические шумы (т.к. вязкость воды выше, чем у газа, то после заводнения газового пласта обычно имеет место смещение амплитудно-частотного спектра сигналов пассивной акустики в сторону диапазона более низких частот).

• Термические характеристики (изменение водонасыщения пласта может повлиять на температуру в скважине вследствие: массопереноса тепла в пласте, адиабатического и дроссельного эффектов, теплообмена с вмещающими породами, калориметрического эффекта (смешивание потоков флюидов), изменения тепловых свойств смеси в порах; на начальной стадии разработки формирование нестационарного теплового поля связано с теплопроводностью (кондукцией), затем важное значение приобретает дросселирование, а на заключительной стадии разработки имеет место и конвекция - перенос тепла за счет массопереноса).

Условием рациональной разработки месторождений является оптимальное соотношение нефте- и газоотдачи, а также финансовых затрат. Степень извлечения углеводородов определяют соответствующие коэффициенты, оцениваемые как отношение извлеченной доли запасов к начальным балансовым геологическим запасам:ή_н,г=Qизв_н,г/Qнач-бал_н,г

В период заводнения коэффициент нефтеотдачи (коэффициент извлечения нефти КИН) равен произведению коэффициента охвата пласта заводнением и коэффициента вытеснения нефти: ή_н=βохв.зав*βвыт.н

Текущий коэффициент вытеснения, это отношение объема вытесненной (на момент оценки) нефти к объему с начальной нефтью. Он может быть выражен через параметры нефтенасыщения: βвыт.н.тек=1-Кн.тек/Кн.нач

Конечный коэффициент вытеснения может быть представлен аналогичным образом: βвыт.н=(1-Кн.о)/Кн.нач – отношение вытесненного водой (газом) объема нефти в условиях полностью промытого пласта (т.е. при Кн.о) к начальному объему нефти в поровом пространстве пласта. Коэффициент начальной нефтенасыщенности Кн.нач определяется по керну, взятому в условиях раствора на нефильтрующей основе (РНО), или по ГИС в незатронутой обводнением части залежи как Кн.нач=1-Кв.о. Коэффициенты Кн.тек и Кн.о могут быть определены как по керну, так и по ГИС. Коэффициент βохв.зав – это отношение заводненного объема участка пласта, охваченного вытеснением, к первоначально нефтенасыщенному его объему (при этом толщина заводненной части пласта оценивается только по данным ГИС-контроля).

Коэффициент βохв.зав=βохв*βзав, где коэффициент охвата βохв – это отношение пор, охваченных вытеснением (фильтрацией), к объему всех пор; коэффициент заводнения βзав – это отношение заводненных пор к объему пор, охваченному вытеснением. Коэффициент охвата может быть выражен как

βохв=е^[-χα(I-ψL)], где χ, ψ – параметры функции охвата (с учетом прерывистости в нефтеизвлечении), L – расстояние (км) от линии нагнетания до линии отбора, α - подбираемый эмпирически параметр.

Механизм вытеснения нефти изучают способами петрофизического моделирования на образцах керна (искусственные модели) или в условиях реального пласта (естественные модели). В скважинах βвыт.н может быть получен в зоне промытого пласта, где можно методами ГИС измерить Кн.о – например, по данным электрометрии через отношение удельных электрических сопротивлений (УЭС), измеренных до и после обводнения, для неизмененной и промытой частей пласта приближенно определяют параметры влажности Рв_п=ρпл/ρв и Рв_пп=ρпп/ρфл, эмпирически связанные с пластовой влажностью W.

Связь влажности дальней зоны пласта Wпл и его промытой части Wппл, с пористостью Кп и водонасыщенностью Кв имеет вид: Wпл=Kп*Кв; Wппл=Kп*Kв_ппл.

Коэффициенты текущей (ήг_тек) и конечной (ήг) газоотдачи оценивают аналогичным образом. Однако здесь необходимо вносить поправки за изменения пластового давления Рпл на разных стадиях разработки. При βохв=1 имеем:

ήг =1-Кг.о/Кг.нач ИЛИ ήг =1-(1-Кг.о*Рпл_нач)/(Кг.н*Рпл_кон)

Таким образом, решение задач по определению текущих или конечных коэффициентов нефте- и газоотдачи может быть выполнено независимо как способом петрофизического моделирования, так и различными методами ГИС-контроля.

8. Контроль изменения фильтрационно-емкостных свойств нефтяного пласта при разработке. Емкостные характеристики и способы геофизического контроля их изменения при разработке. Способы контроля изменения энергетики пласта. Дополнительные требования в случае одновременно-раздельной» эксплуатации двух нефтяных пластов

Фильтрационно-емкостные характеристики породы:

о коэффициент пористости – Кп;

о коэффициенты насыщенности –Кн;

о коэффициент сжимаемости – βпл [МПа-1];

о коэффициент проницаемости - k [мкм2];

о коэффициент пьезопроводности (характеризует особенности неустановившегося поля давления, включая скорость распространения нестационарных аномалий давления в среде) – ϰ [м2/с]:

ϰ = k/(Кп*μ*β )

Анализ изменчивости фильтрационных пластовых свойств.

Анализ распределения параметров фильтрационно-емкостных свойств по различным зонам пласта имеет определяющее информационное значение при геомоделировании. Использование оценок ФЕС продуктивного пласта по ГДИС с учетом ранее полученных результатов и интервальных оценок распределений коллекторских свойств по ГИС позволяет получить реальные гидродинамические свойства объектов.

Задача количественной оценки суммарной проницаемости по точечным оценкам сильно неоднородного пласта (по исследованиям керна, результатам опробования комплексом на кабеле) решается, если определять средневзвешенную величину по дебиту, а не по толщине (как это делается обычно). Для этого необходимо знание детального профиля притока или приемистости, т.е. нужны результаты замеров глубинных расходомеров. Кроме того, оценки проницаемости отдельных толщин по ГИС посредством применения эмпирических зависимостей с коэффициентом пористости достаточно приближенны и не рекомендованы для применения без учета фациальных и других особенностей отдельных толщин. Детальных же оценок фазовой проницаемости по керновым испытаниям обычно не хватает для дифференциации всего разреза (тем более для всех имеющихся скважин).

В этой связи значительно возрастает информативность гидродинамических исследований при оценках параметра проницаемости в дальней (не искаженной скином) зоне пласта. Способы измерения кривой падения давления (КПД), кривой восстановления давления (КВД) и некоторые более сложные технологии в принципе позволяютоценивать через гидропроводность параметр проницаемости пласта с учетом его реально работающей толщины. Кроме того, эти методы могут дать информацию о типах коллектора (поровый или трещинный) и залежи (экраны, замещения, границы постоянного давления - контакты). Отдельно изучаются параметры трещин (их полудлина, проницаемость, величина скина на границе).

Однако, хотя методы ГДИС и относят к прямым способам оценки фильтрационных свойств, тем не менее и для них также есть целый ряд ограничений. Помимо учета чисто технологических и методических критериев (предыстории работы скважины, фазовых дебитов, модели скважины, физических принципов каждого метода) на результаты измерений влияют: загрязненность ближней зоны (скин-фактор), эффективность различного рода воздействий на призабойную зону (гидроразрыв, кислотные обработки и т.п.), приводящих к снижению скин-фактора, фазовый состав флюида в порах пласта (фактор фазовой проницаемости), микро- и макронеоднородности ближней и дальней зон пласта, др.

Динамический анализ энергетического состояния пласта и его продуктивности.

Основой для решения этой группы задач являются как промысловые данные об истории разработки, так и результаты качественных исследований ГДИС. К сожалению, стремление выполнить гидродинамические испытания с наименьшими время- и трудозатратами зачастую приводит к резкому снижению результативности этих исследований. Многократная экспертиза авторов материалов ГДИС по многим нефтяным месторождениям России показала, что подавляющий процент выполняемых измерений недостоверен по методическим или технологическим причинам. Как правило, из всей совокупности исследований, выполняемых на нефтяных месторождениях, процент гидродинамических исследований, направленных на определение ФЕС дальней зоны пласта («базовых», по терминологии авторов), недопустимо низок. Однако в последние годы с началом активного использования цифровой измерительной техники и современного ПО «Well Test» ситуация в ряде регионов начала в корне меняться.

Тем не менее опыт анализа пространственно-временной изменчивости параметров фактической и потенциальной продуктивности совместно с оценками ФЕС для вырабатываемых пластов и данными о скин-факторе показывает, что при достаточной степени изученности методами ГДИС эксплуатируемой залежи возможно осуществлять прогноз добычи как для отдельных зон месторождения, так и для отдельных добывающих скважин.

Одновременно корреляция контуров продуктивности с фильтрационными параметрами по ГИС (главным образом проницаемостью) не дает необходимой сходимости вследствие как ошибок при осреднении проницаемости способом взвешивания по толщине пласта, так и из-за приближенности оценок послойных проницаемостей методами корреляции связей «ГИС-керн».

1. Оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах – комбинация методов РК: ИННК-ГИНР (неупругое рассеивание)-МНА(по кислороду)---> «C/O-каротаж» (Reservoir Saturation Tool - RST)

2. Оценка насыщенности по у.э.с. (ЭК) в обсаженных скважинах – метод сопротивлений (CHFR – Cased Hole Formation Resistivity– Шлюмберже/TCRT – аналог Бейкер Атлас)

3. Исследования состава-притока в эксплуатационных скважинах с многофазной продукцией (PLT) - на основе устройств для оценки распределения компонент в потоке: FloView / CAT , GHOST

Для контроля работы принимающих пластов в эксплуатационном фонде скважин при использовании оборудования одновременно-раздельного отбора или закачки (рис. 1.5.3.5) применяются системы индивидуального контроля работы скважины с установкой съемных автономных глубинных модулей мано- метров-термометров в специально обрудованных мандрелях напротив пластов. Контролируемые параметры - забойные давление и температура в заштуци- рованном (отделенном от ствола скважины) пространстве. Управление расходом в пласты осуществляется путем настройки по давлению системы забойных штуцеров.

9. Фазовая проницаемость коллектора и ее изменение в процессе разработки. Понятие относительной фазовой проницаемости (ОФП). Взаимосвязь проницаемости и пористости. Достоверность оценки проницаемости различными методами (исследование кернов, ГИС и ГДИС). Какую проницаемость необходимо использовать при настройке фильтрационной модели залежи?

Проницаемость породы характеризует способность породы к фильтрации флюида.

Фазовая проницаемость – проницаемость пород для конкретной фазы при наличии в порах других фаз. При максимально возможной нефтенасыщенности (наличии в порах связанной воды) проницаемость по нефти уменьшается, а по воде растет. При остаточной нефтенасыщенности проницаемость по нефти снижается до нулевого, а по воде достигает максимума.

О тносительной проницаемостью называется отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Иногда в качестве относительной проницаемости используют отношение текущей фазовой проницаемости к ее граничным значениям: значения проницаемости по нефти при связанной воде и проницаемости по воде при остаточной нефти.

Между проницаемостью и пористостью не существует четкой функциональной зависимости. И это неудивительно, поскольку пористость является чисто объемным показателем, а проницаемость – динамический параметр, определяющий особенности движения флюида.

Для получения аналитических зависимостей для связи перечисленных параметров приходится идти на очень серьезные упрощения при описании фильтрации в пористой среде коллектора (напр. Уравнение Козени-Кармана).

Связь проницаемости и пористости не является однозначной. В ее состав входят такие независимые параметры, как извилистость, удельная поверхность, размеры гранул и прочее, которые могут существенно отличаться для разных типов коллектора.

С вязь пористости и проницаемости является тесной, если образцы принадлежат одной литофации.

Для оценки проницаемости используются геологические, петрофизические, гео­физические, гидродинамические и другие методы исследований. Наиболее широко на практике используются следующие способы определения параметра проницаемости: 1) по результатам исследования керна, 2) по результатам геофизических (ГИС) и 3) гидродинамических (ГДИС) исследований скважин, 4) по результатам опробования.

Проницаемости, определенные перечисленными методами, как правило, существенно отличаются между собой (иногда - на порядки), что объясняется следующими факторами:

1. Испытания образцов керна относятся к прямым способам измерения, а оценки проницаемости, полученные при таких испытаниях, считаются наиболее досто­верными. Однако керновые данные носят точечный характер, обладают мини­мальной глубинностью, могут быть плохо увязаны к разрезу и мало представи­тельны, если имеют место: высокая неоднородность коллектора, плохой вынос керна, трещиноватое строение пласта. Кроме того, по керну обычно определяют абсолютную проницаемость высушенного образца (по газу), то есть в условиях, не соответствующих реальным условиям фильтрации пластовой жидкости.

2. В основе использования данных ГИС при оценках профилей проницаемости в по­давляющем большинстве случаев лежат корреляционные зависимости между оп­ределенными по ГИС в интервалах пласта параметрами пористости и оцененным для соответствующих образцов керна проницаемостям (по газу). Следовательно, этому методу присущи все перечисленные выше недостатки, обусловленные не- представительностью керна. Среди других недостатков следует назвать сравни­тельно небольшой радиус исследования методов ГИС (до нескольких метров), ис­кажение записей за счет влияния вмещающих пород, метрологические погрешности и др. Поэтому при значительной радиальной неоднородности они не характеризуют истинные свойства пласта. К тому же на практике керновыми ис­следованиями зачастую охвачены не все продуктивные пласты и приходится проодить аналогии. Кроме того, не всегда точно определяется пористость, т. к. не во всех скважинах проводят исследования плотностным или акустическим методом. Иногда на практике для получения приемлемого вида корреляций «неудобные точки искусственно исключают, но ценность таких «шедевров» сомнительна. Следовательно, не всегда можно доверять эмпирической связи при оценках про­ницаемости по ГИС, особенно при неоднородном типе разреза пласта и при ма­лом количестве исследований. Кроме того, проницаемость по ГИС, рассчитанная как функция пористости, при трехмерном моделировании не способна отобразить характерную изменчивость фильтрационных свойств отдельных толщин или бло­ков пласта, а лишь фактически повторяет исходный куб пористости.

ГДИС определяют теку­щую проницаемость пласта. При изменении насыщенности пласта в результате разработки месторождения непременно изменится и проницаемость. Проницаемость, определенная по ГДИС в одной и той же нефтяной скважине в процессе заводнения или вытеснения нефти газом, будет меняться вследствие изменения соотно­шения фаз в порах.

Методы ГДИС, в отличие от ГИС, дают интегральные показания по всему работающему интервалу пласта. При интерпретации в случае неточно известной величины работающей толщины пластов могут быть получены искаженные результа­ты. Искажающим фактором может быть и работа пластов с перетоком по негерметич­ному заколонному пространству. Поэтому следует контролировать «работающие», а точнее, «действующие» толщины (охваченные процессами выработки, например, за­воднением) по результатам ПГИ в обсаженных скважинах.

При отсутствии возможности достижения стационарных условий оптимальным яв­ляется одновременное проведение геофизических и гидродинамических исследований непосредственно в процессе работы скважины.

Еще одним способом определения проницаемости является точечное опробова­ние с помощью кабельных или трубных пробоотборников. Сущность данного метода состоит в том, что последовательно на фиксированных точках глубины проводится гидродинамическое исследование с отбором относительно небольшого объема пла­стового флюида. В результате получают несколько значений пластового давления и проницаемости в конкретных пропластках в разрезе продуктивного интервала.

К недостаткам исследований при точечных опробованиях относится их небольшая глубинность. При значительной зоне проникновения бурового фильтрата в пласт значе­ния проницаемостей, полученные опробователем, могут не соответствовать истинным.

10. Сравнительный ГИС-контроль выработки нефтяного и газового пласта при заводнении. Информативность методов при разной степени минерализации вытесняющих вод. Способы оптимизации выработки, методы увеличения нефте- и газоотдачи.

Условием рациональной разработки месторождений является оптимальное соот­ношение нефте- и газоотдачи, а также финансовых затрат. Степень извлечения угле­водородов определяют соответствующие коэффициенты, оцениваемые как отношение извлеченной доли запасов к начальным балансовым геологическим запасам.

В период заводнения коэффициент нефтеотдачи (коэффициент извлечения нефти КИН) равен произведению коэффициента охвата пласта заводнением и коэф­фициента вытеснения нефти:

Величина КИН зависит от многих факторов, основные из которых - микро- и макронеоднородности коллектора. Также определяющими крите­риями являются система разработки, вязкость и газовый фактор нефти. В зависимости от природных условий и условий разработки КИН может варьировать от 0.1 до 0.8, причем, как правило, доля неизвлеченных запасов превышает величину Кн.о (т.е. в принципе неизвлекаемую долю нефти, определяемую критерием микронеоднородности коллектора).

Текущий коэффициент вытеснения, это отношение объема вытесненной (на мо­мент оценки) нефти к объему с начальной нефтью. Он может быть выражен через па­раметры нефтенасыщения:

где Кн тек - текущая нефтенасыщенность, Кн нач - начальная нефтенасыщенность (со­гласно данным подсчета запасов).

Конечный коэффициент вытеснения может быть представлен аналогичным об­разом:

где КН о - остаточная нефтенасыщенность.

Таким образом, коэффициент - это отношение вытесненного водой (или га­зом) объема нефти в условиях полностью промытого пласта (т.е. при остаточном нефтенасыщении КНо) к начальному объему нефти в поровом пространстве пласта.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности КНнач определяется по керну, взя­тому в условиях раствора на нефильтрующей основе (РНО), или по ГИС в незатрону­той обводнениемчасти залежи как КНнач=1-Кв о. Коэффициенты Kн тек и КНо могут быть определены как по керну, так и по ГИС.

Коэффициент - это отношение заводненного объема участка пласта, охваченного вытеснением, к первоначально нефтенасыщенному его объему (при этом толщина заводненной части пласта оцени­вается только по данным ГИС-контроля).

Коэффициент , где коэффициент охвата ; - это отношение пор, охваченных вытеснением (фильтрацией), к объему всех пор; коэффициент заводнения - это отношение заводненных пор к объему пор, охваченному вытеснением. Ко­эффициент учитывает неравномерность фронта вытеснения, на которую влияет неоднородность, проницаемость, соотношение вязкости нефти (газа) и воды, наличие переходной водонефтяной зоны, система разработки, плотность скважин, дебит, гео­метрия сетки и т.п.

Коэффициент охвата может быть выражен как

где х, V - параметры функции охвата (с учетом прерывистости в нефтеизвлечении), L - расстояние (км) от линии нагнетания до линии отбора, а - подбираемый эмпири­чески параметр.

Механизм вытеснения нефти изучают способами петрофизического моделирова­ния на образцах керна (искусственные модели) или в условиях реального пласта (ес­тественные модели). В скважинах может быть получен в зоне промытого пла­ста, где можно методами ГИС измерить Кно Например, по данным электрометрии через отношение удельных электрических сопротивлений (УЭС), измеренных до и после обводнения, для неизмененной и промытой частей пласта приближенно опре­деляют параметры влажности эмпирически связанные с пластовой влажностью W.

Связь влажности дальней зоны пласта и его промытой части Wпл, с пористо­стью Kп и водонасыщенностью Кв имеет вид:

Тогда коэффициент конечной нефтенасыщенности КНо определяется из соотно­шения:

Коэффициенты текущей () и конечной () газоотдачи оценивают анало­гичным образом. Однако здесь необходимо вносить поправки за изменения пластово­го давления Рпл на разных стадиях разработки. При = 1 имеем:

Обычно значения в зависимости от геолого-промысловых условий месторож­дений составляют от 50 до 95%.

Таким образом, решение задач по определению текущих или конечных коэффи­циентов нефте- и газо- извлечения (отдачи) может быть выполнено независимо как способом петрофизического моделирования, так и различными методами ГИС- контроля. Учитывая крайнюю важность оценки указанных параметров для планиро­вания рациональных систем разработки, оба описанных подхода по возможности должны применяться совместно.

Методы повышения нефте-газоотдачи:

• ГРП,

• кислотная обработка СКО

• обработка ПАВ (поверхностно активные вещества)

• АВ (активные вещества)

• др. МУН (методы увеличения нефтеотдачи)

Информативность см. вопрос 11

11. Методы геофизического контроля разработки при вытеснении нефти закачиваемыми (пресными) и пластовыми (высокоминерализованными) водами. Ограничения применяемых методов ГИС-контроля по минерализации вод. Понятие и применение радиогеохимического эффекта.

• Удельное электрическое сопротивление (сначала вследствие отрыва от стенок пор части остаточной рыхлосвязанной воды кажущееся УЭС породы может несколько вырасти, затем наблюдается характерное устойчивое падение показаний вследствие смешивания углеводородов с вытесняющей пластовой водой или ее осолоненной оторочкой, а в конце возможен заметный рост УЭС из-за замещения минерализованной пластовой воды пресными закачиваемыми водами).

• Диэлектрическая проницаемость (с увеличением обводненности возрастают значения диэлектрической проницаемости как пластового флюида, так и всей горной породы: до 1.6 раз при вытеснении пресной водой, до 2.2 раз при вытеснении соленой водой).

• Собственные потенциалы (т.к. величина и вид аномалий ПС обусловлены физико­химическими процессами на поверхностях раздела «пласт-скважина», «скважина- вмещающие породы», «вмещающие породы-пласт», то обводнение водами, отличающимися от пластовых по минерализации, приводит к изменению потенциала ПС и смещению «линии глин» по сравнению с исходной величиной, если обводнение пласта происходит по кровле пласта).

• Естественная гамма активность (обводнение пласта может привести к образованию радиогеохимического эффекта РГЭ, т.е. к повышению показаний повторных ГК вследствие адсорбции на цементном камне обогащенных выщелаченными солями радия (калия, урана) на фронте вытеснения оторочки из пластовых (остаточных) и нагнетаемых (внешних) вод.

• Нейтронные характеристики пластов (реагируют на характерные в процессе заводнения изменения концентрации хлора, водородосодержания и в меньшей степени - плотности пласта).

• Динамические и кинематические акустические характеристики (изменение состава заполнителя пор влияет на упругие и инерционные свойства поперечных и продольных волн; так, с ростом водонасыщенности скорость продольных волн сначала несколько снижается, а затем стабильно растет; коэффициенты же затухания продольных и поперечных волн при замещении нефти водой соответственно снижаются и растут).

• Акустические шумы (т.к. вязкость воды выше, чем у газа, то после заводнения газового пласта обычно имеет место смещение амплитудно-частотного спектра сигналов пассивной акустики в сторону диапазона более низких частот).

• Термические характеристики (изменение водонасыщения пласта может повлиять на температуру в скважине вследствие: массопереноса тепла в пласте, адиабатического и дроссельного эффектов, теплообмена с вмещающими породами, калориметрического эффекта (смешивание потоков флюидов), изменения тепловых свойств смеси в порах ; на начальной стадии разработки формирование нестационарного теплового поля связано с теплопроводностью (кондукцией), затем важное значение приобретает дросселирование, а на заключительной стадии разработки имеет место и конвекция - перенос тепла за счет массопереноса).

Говоря об ограничениях методов ГИС-контроля, следует иметь ввиду ,в первую очередь, электрические методы (методы УЭС, ИК, ДК).

• Приемные катушки улавливают вторичные ЭДС (создаваемые в горных породах под воздействием токов Фуко). Масштаб измеряемых ИК УЭС имеет тенденцию «сжатия» в области высоких УЭС (ноль - это рк—>∞). Чем больше неоднородность пласта, тем хуже отражение рк (поэтому в методе применяется фокусировка зондов).

• Измеряемой величиной при применении диэлектрического метода является диэлектрическая проницаемость (Ed), точнее - разность фаз, определяемая Ed пл. Если рк<30 Ом м, то результат ДК будет дополнительно зависеть и от самой величины УЭС, поэтому наиболее благоприятны для исследований высокоомные разрезы.

На ряде месторождений в процессе эксплуатации скважин происходит повышение естественной гамма-радиоактивности в отдельных интервалах, что связано с отложением на цементном камне и подземном оборудовании солей, обладающих повышенной радиоактивностью. Установлено, что указанные соли адсорбируются на цементе скважины при прохождении по эксплуатационному пласту минерализованной оторочки, образуемой на фронте вытеснения нефти водой. Эффект повышения показаний гамма-фона вследствие сорбции радиоактивных солей называют радиогеохимическим (РГЭ). Оценивают аномалии РГЭ путем сопоставления записей гамма каротажа до и после прохождения фронта вытеснения.

Применение

• Контроль прохождения осолоненной оторочки

• косвенно характеризует заводнение продуктивного пласта

12. Методы ГИС-контроля в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми колоннами. Практика применения такого заканчивания в России. Требования к формированию фонда контрольных скважин на нефтяных и на газовых месторождениях.

Скважины со стеклопластиковыми колоннами в интервале продуктивного горизонта значительно расширяют количество методов для контроля выработки нефтяных залежей, определение начальной и текущей нефтенасыщенности, выделения интервалов обводнения. В таких скважинах применимы высокочастотные методы электрометрии

(индукционный, диэлектрический каротаж), низкочастотная акустика, некоторые модификации радиоактивных методов.

Контроль за текущей нефтенасыщенностъю объектов разработки через

пластмассовую колонну методами высокочастотной электрометрии (индукционный и диэлектрический каротаж) может осуществляться в скважинах любой категории:

добывающие, нагнетательные (условия перфорированной колонны) и наблюдательные (условия неперфорированной колонны).

Размещение этих скважин зависит от стадии и состояния разработки нефтяной залежи и решаемых геолого-промысловых задач.

• В начальной стадии разработки нефтяной залежи с применением систем заводнения скважины рекомендуется размещать на активно разрабатываемых участках залежи преимущественно в зонах между нагнетательным и первым добывающим рядом, что позволит получать информацию о предельно допустимых коэффициентах вытеснения в пластовых условиях, коэффициенте охвата заводнением по толщине, об остаточной нефтенасыщенности .

• В средней и поздней стадии разработки нефтяной залежи, скважины рекомендуется размещать на тех ее участках, где планируются дополнительные геолого-технические мероприятия по вовлечению в разработку невыработанных запасов нефти (очаговое заводнение, вторичные и третичные методы воздействия на пласт). Эта информация позволяет контролировать эффективность проводимых геолого-технологических мероприятий по увеличению нефтеотдачи объекта разработки.

В глинистых и низкопористых коллекторах, а также при заводнении опресненными водами, контроль за динамикой заводнения объекта разработки может осуществляться на качественном уровне. При комплексном использовании данных индукционного и диэлектрического каротажа производится выделение заводненной толщины и определение положения текущего водонефтяного контакта.

Толщина контролируемого объекта должна быть не менее 3-4 метров.

Пластмассовый хвостовик устанавливается относительно исследуемого пласта таким образом, чтобы расстояние от его кровли и подошвы до металлической колонны составляло не менее 4 метров.

Для обеспечения качественных и точных геофизических измерений, наряду с объектом исследований, должны быть выбраны опорные пласты, удельное сопротивление которых во времени не меняется.

Для гарантированного обеспечения прохождения геофизических приборов в интервале контролируемого объекта, особенно в случае исследований через межтрубное пространство, установку пластмассовых колонн рекомендуется производить преимущественно в вертикальных или мало искривленных скважинах с предельным углом наклона ствола не более 20 градусов.

При бурении скважин, в которых предполагается осуществлять количественный контроль за состоянием выработки продуктивных пластов, рекомендуется производить отбор керна в интервалах разрабатываемых объектов.

Промыслово-геофизические исследования в скважинах с пластмассовыми

колоннами должны обеспечивать:

- геологическую документацию разреза;

- получение исходной информации о коллекторских свойствах и характере насыщенности коллекторов в момент бурения скважин;

- контроль технического состояния пластмассовой колонны и скважины в целом на всех этапах строительства и при последующей эксплуатации;

- контроль за изменением насыщенности продуктивных пластов в процессе разработки залежи.

Периодичность исследования скважин зависит от их назначения и темпов разработки залежи.

Периодичность исследования контрольных (наблюдательных) и добывающих скважин должна быть не реже одного раза в год. В периоды быстрого продвижения фронта нагнетания, высоких темпов перемещения водо-нефтяного контакта, интенсивного нарастания обводненности продукции частота исследования скважин может быть увеличена до одного раза в полугодие или квартал.

Фонд эксплуатационных скважин залежи формируется на протяжении всего периода разработки залежи за счет основного фонда скважин, бурение которых осуществляется, главным образом, на ранней стадии разработки залежи, а их количество и местоположение предусмотренные технологической схемой или проектом (ДПР, разработки). А также резервного фонда скважин, необходимость бурения, и местоположение которых определяется недропользователем вместе с проектной организацией в процессе разбуривания месторождения.

13. Технология временных исследований методами ГИС в наблюдательных, транзитных и эксплуатационных скважинах. Влияние минерализации вод на методы нейтронного каротажа. Дать краткую характеристику основных модификаций СНК и ИНК. Какие методы контроля за текущей текущей насыщенностью относят к «современным» методам и почему.

Значения нейтронопоглощающей активности воды и газа могут быть рассчитаны на

основе данных о минерализации пластовых вод и водородном индексе углеводородов:

Ав =4.83+ 0.077*С

Aг =4.83*Wг

где См - минерализация воды; Wг - водородный индекс газа (нефти) в пластовых условиях. То есть, минерализация пластовой воды влияет на текущую газонасыщенность пласта.

В условиях низкой минерализации пластовых вод, что характерно, например, для большинства нефтегазовых месторождений Западной Сибири, различия нейтронопоглощающих свойств продуктивных и водоносных пластов невелики, что не позволяет выполнять достоверную оценку коэффициентов насыщения коллекторов на количественном уровне. Для реальных пород дисперсии пористости и глинистости за счет погрешностей их определения становятся соизмеримыми с дифференциацией нейтронных поглощающих свойств коллекторов различных классов насыщения.

ИНК - методы импульсного нейтронного каротажа (ИННК, ИНГК).

импульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННК) предполагает регистрацию

темпа спада плотности тепловых нейтронов после периодического облучения

породы пачками быстрых нейтронов;

ИНГКС – метод ядерно-физический спектрометрии, который применяется в последние годы при решении задач по определению текущей насыщенности

терригенных коллекторов.

СНК - стационарные методы нейтронного каротажа (нейтрон нейтронный каротаж ННК по надтепловым нейтронам ННК-нт, тепловым нейтронам ННК-т, нейтронный гамма-каротаж НГК);

Сечения рассеяния нейтронов для большинства породообразующих элементов существенно больше, чем сечения захвата. Поэтому надтепловые нейтроны быстро теряют энергию, переходят в разряд тепловых и относительно долго пребывают в состоянии диффузии. Вследствие этого:

- интенсивность регистрируемого методом ННК-т излучения существенно

больше, чем ННК-нт;

- на показания ННК-т влияют не только замедляющие, но и диффузионные и

поглощающие свойства горных пород, определяемые коэффициентом диффузии и времени жизни тепловых нейтронов. Основным поглощающим компонентом породы является высокоминерализованная пластовая вода. Это связано с аномальной поглощающей способностью содержащегося в ней хлора. Хлор уменьшает плотность тепловых нейтронов и снижает показания в водоносных пластах по сравнению с нефтеносными. Таким образом, преимуществом ННК-т является его более высокая информативность. Однако в ряде случаев это затрудняет однозначное разделение пород по водородосодержанию.

В настоящее время широко апробируется способ определения текущей нефтегазонасыщенности пород на базе волнового акустического метода, в основе которого использован принцип различной сжимаемости флюидов (нефти, воды, газа), находящихся в поровом пространстве пород. Данные методические разработки реализуются в настоящее время в системе «Камертон». Оценка насыщения пород базируется на глубоком анализе литологической характеристики и компонентного минерального состава коллекторов, дополнительно к результатам ГИС использующих данные исследований керна

14. Методы оценки «притока-состава» (PLT) в обсаженных нефтяных и газовых скважинах. Ограничения и условия применения методов. Принципы комплексирования и решаемые задачи. Комплексирование, обеспечивающее решение задачи получения «трехфазного профиля притока». Какие «современные» модули оценки «притока-состава» знаете?

К числу основных (базовых) методов оценки «приток-состава» относят расходометрию (РМ),термометрию (ТМ) и барометрию (БМ). Ведущая роль этих методов в комплексе ПГИ обусловлена большим диапазоном решаемых задач и высокой информативностью. Этому есть несколько причин.

Во-первых, измеряемые в скважине параметры (скорость w, температура Т, давление Р) меняются в большом диапазоне и измеряются с достаточно высокой точностью.

Во-вторых, эти методы существенно лучше других обеспечены метрологически.

В-третьих, на результаты измерений влияет очень большое число информативных эффектов, что позволяет использовать широкий и разнообразный набор методов проведения измерений и интерпретации полученных результатов.

В-четвертых, на настоящий момент создана хорошая теоретическая база не только для реализации многочисленных методов качественной и количественной интерпретации, но и для анализа достоверности полученных результатов в конкретных условиях исследуемой скважины.

Основная задача методов оценки «притока-состава» является выявление работающих пластов.

Профиль фазы трехкомпонентного потока (нефти, воды, газа) вследствие вызванной движением газа турбулентности и перемешивания жидких компонент обычно схож с аналогичным профилем двухфазного газожидкостного потока. Поэтому текущие фазовые расходы с учетом структурных особенностей потока могут быть определены путем комплексной обработки данных таких методов, как РМ, БМ-ПЛ, ВЛ и РИ. Для большей точности необходимо также учитывать термобарическое

состояние смеси (по уравнениям состояния каждой из фаз). Последнее особенно касается вязкостных свойств нефти.

Наряду с единовременными и периодическими измерениями в настоящее время все

большее распространение находят технологии и технические средства непрерывного

мониторинга за технологическими параметрами. Разрабатываются и внедряются системы

постоянного слежения за устьевыми параметрами режима работы скважины. Начинает

практиковаться контроль над температурой и давлением на забое скважины с помощью

автономных приборов, устанавливаемых под прием насоса на время межремонтного

периода. Современные насосы оборудуются дистанционными датчиками, позволяющими

практически непрерывно контролировать температуру и давление на приеме.

И, наконец, развиваются суперсовременные системы непрерывного контроля за

параметрами режима работы скважины по технологии «глубина-время». Здесь в

первую очередь следует назвать оптоволоконные системы для контроля над

температурой и давлением в стволе скважины. Широкому внедрению таких систем пока

препятствует очень высокая стоимость их установки и сопровождения, а также

ограниченный набор измеряемых параметров. Однако ценность получаемой при этом

информации несомненна и не ограничивается только задачами промыслового

контроля. Это прекрасный инструмент для промыслово-геофизических и

гидродинамических исследований.

15. Комплекс методов ПГИ, применяемый в нагнетательных скважинах при поддержании пластового давления (ППД), основные решаемые задачи, возможные количественные оценки. Понятие «трещины автоГРП» - в каких случаях они образуются и каким образом можно диагностировать высоту такой трещины.

комплекс методов ГИС-контроля в зависимости от поставленных при исследованиях задач может включать следующие группы методов:

• методы оценки текущего насыщения пластов (преимущественно нейтронные методы, позволяющие также вести контроль за формированием и развитием искусственных залежей углеводородов, образовавшихся вследствие перетоков),

• методы оценки гидродинамических свойств пласта (барометрия, а также барометрия в комплексе с расходометрией и термометрией),

• методы изучения «приток-состава.» флюида в скважине (расходометрия, термометрия, барометрия, влагометрия, шумометрия и пр.) для выявления работающих пластов, количественной оценки истинных и расходных параметров, фазовых дебитов,

• методы контроля технического состояния скважин (радиометрия для оценки качества цементирования, поиска искусственных залежей газа; акустические методы для выявления каналов и пустот в цементном камне; термометрия для изучения герметичности подземного оборудования, оценки заколонных перетоков и степени заполнения заколонного пространства цементом; специальные методы оценки степени износа и герметичности обсадных колонн, цементного камня и подземного оборудования - акустические, электрические, радиоактивные).

Аппаратурное обеспечение (АО) ГИС-контроля эксплуатационных скважин традиционно базируется на применении нескольких видов скважинных измери­тельных модулей:

• модуля СРК (стационарного радиоактивного каротажа),

• модуля ИНК (импульсного нейтронного каротажа),

• модуля ПГИ (прочих промыслово-геофизических исследований),

• модуля ГДИС (гидродинамических исследований)

• модуля ВАК (волнового широкополосного акустического каротажа),

• модулей контроля технического состояния (ТС) скважин.

Страница 33 таблица 1.1.1.1

Комплекс – гис – стандартный комплекс гис

Пги-гдис – периодический контроль стандартными методами пги-гдис, возможна закачка трассеров для оценки межскважинного взаимодействия. Использование в системе ГДП

Стр 168-170

Группа стандартных задач Наименование стандартной задачи	Комплекс методов промы- слово-геофизических ис­следований (ПГИ)	Примечание (объекты, технология исследова­ний, этапность, др. - для отдельной задачи)
9. Профиль (интервалы) приемистости воды*	РМ,_Ж, ТА, ТМ, ШИ	Нагнетательные скважины. Охват - 30% (50% - в начале закачки) НФ, периодичность - 1 год
10. Профиль (интервалы) приемистости газа*	РМ_Г, ТА, ТМ, ШИ	Нагнетательные скважины по газу. Охват - 30% (50% - в начале закачки) НФ, перио­дичность - 1 год
11. Расходы (интерваль­ные) приемистости воды*	РМ_Ж, ТА	Нагнетательные скважины. Охват - 30% НФ, периодичность - 1 год
12. Расходы (интерваль­ные) приемистости газа*	РМ_Г, ТА	Нагнетательные скважины по газу. Охват - 30% НФ, периодичность - 1 год

ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕКОТОРЫХ МЕТОДОВ ГГИ (БЕЗ БАРОМЕТРИИ)

ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДОВ И ПРОФИЛЕЙ ПРИТОКА (ПРИЕМИСТОСТИ),

ОЦЕНКИ СОСТАВА ЗАПОЛНИТЕЛЯ СТВОЛА, ВЫЯВЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ

1	2	3	4	5	6	7	8
3. Термометрия	+	+	+	+	+	+	Интерпретация аномалий предусматривает знание положения геотермы
4. Методы оцен­ки состава:							Только косвенная инфор­мация о работе пластов
4.1 Гамма-гамма плотностеметрия		+		+			Измерение состава в ка­мере датчика, вследствие чего существенно влия­ние структуры многофаз­ного потока в стволе
4.2 Диэлькомет- рическая влаго- метрия	+	+	+	+
4.3 Резистиви- метрия индук­ционная	+	+	+	+			Наилучшие результаты в условиях повышенной обводненности продукции
5 Шумометрия (шумоиндика- тор)	+	+	+		+	+	Эффективна при учете влияния различных эле­ментов конструкции
Примечание			Нестационарные техно­логии исследования с предварительным воз­буждением скважин				Дополнительные требо­вания к оценке достовер­ности результатов

В осуществлении контроля качества проведенного гидроразрыва и при определе­нии параметров трещины ГРП главенствующая роль принадлежит методам ГДИС. Благодаря отсутствию потерь в добыче оптимальным видом ГДИС является регист­рация цифровым манометром ниже приема насоса кривой стабилизации давления во время стабильной работы скважины. Проведение гидродинамического исследования КСД позволяет достоверно определить проницаемость пласта, интегральный скин- фактор скважины, полудлину трещины ГРП, ее проводимость и скин-фактор кольма- тации самой трещины. Методы ГИС также способны существенно увеличить знания об исследуемом объекте.

Нестандартная интерпретация результатов исследований методом ВАК позволяет определить анизотропию напряжений в латеральном направлении и таким образом установить направление развития трещины ГРП. В случае присутствия водоносных пластов на небольшом расстоянии от разрабатываемого продуктивного пласта или при его значительной вертикальной неоднородности становится актуальным опреде­ление высоты трещины гидроразрыва. Инструментом решения этой задачи является проведение ПГИ. Результатом будет определение работающей толщины пласта и вы­явление возможных перетоков. Работающая толщина покажет высоту трещины гид­роразрыва и определит, весь ли пласт вовлечен в разработку. Отсутствие перетоков подтвердит, что глинистые покрышки до водоносных горизонтов не были прорваны. Таким образом,

^ По ГДИС и ГИС определяются:

• текущее пластовое давление;

• текущая фазовая проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, продуктивность, удельная продуктивность;

• неоднородность пласта по радиусу;

• интегральный скин-фактор скважины;

• полудлина трещины, проводимость трещины, скин-фактор кольматации трещины.

г По ГИС и данным о геологии выявляется направление трещин ГРП.

• По ПГИ и ГИС определяются:

• работающие интервалы и толщины (высота трещины ГРП),

• межпластовые перетоки (разрыв глинистых покрышек),

• состав притока, текущее насыщение пластов.

^ По ГДИС и керну рассчитывается относительная проницаемость для нефти при остаточной воде.

• Таким образом, благодаря комплексности проводимых исследований удается проконтролировать качество проведения ГРП (или другого ГТМ). Эффективность та­ких исследований доказана авторами на многочисленных примерах применения вы­шеописанной методики для низкопроницаемых пластов на месторождениях ОАО СИБНЕФТЬ.трещины.

г По ГИС и данным о геологии выявляется направление трещин ГРП.

• По ПГИ и ГИС определяются:

• работающие интервалы и толщины (высота трещины ГРП),

• межпластовые перетоки (разрыв глинистых покрышек),

• состав притока, текущее насыщение пластов.

^ По ГДИС и керну рассчитывается относительная проницаемость для нефти при остаточной воде.

Таким образом, благодаря комплексности проводимых исследований удается проконтролировать качество проведения ГРП (или другого ГТМ). Эффективность та­ких исследований доказана авторами на многочисленных примерах применения вы­шеописанной методики для низкопроницаемых пластов на месторождениях ОАО СИБНЕФТЬ.

16. Особенности ГИС-контроля (комплексы методов, технологии, решаемые задачи, периодичность проведения) в условиях эксплуатации скважин подземного хранилища газа (ПХГ). Конструкция скважин на ПХГ, особенности контроля технического состояния.

Комплекс промыслово-геофизических (ГИС) и газодинамических (ГДИ) исследований включает следующие виды каротажа: нейтронный гамма-каротаж (НГК); гамма-каротаж (ГК); термометрию (Т); барометрию (БМ); локатор муфт (ЛМ); микрокавернометрию (МДС); расходометрию (РМ); расходометрию термокондуктивную (РТ); термоанемометрию (ТА); влагометрию (ВЛ); кривую восстановления давления (КВД).

В целом методы ГИС-контроля на ПХГ позволяют решать следующие задачи:

геолого-промысловые:

• оценка характера насыщенности эксплуатационных объектов;

• продуктивная характеристика эксплуатационных объектов;

технические:

• заколонные утечки и перетоки газа;

• уточнение конструкции скважин;

• определение негерметичности обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ);

технологические:

• изучение термобарических условий в скважине;

• изучение фазового состояния флюида в скважине и определение его плотности;

• наблюдение за уровнем жидкости в стволе эксплуатационных скважин;

• наблюдение за статическим уровнем пластовой воды в пьезометрических скважинах.

17. Задачи ГИС-контроля, решаемые методом нестационарной термометрии. Характеристика средств измерения и метрологии метода. Что влияет на температуру на забое работающей скважины? Кратко: эффект Джоуля-Томсона, калориметрическое смешивание, теплообмен с породами. Типичные ошибки интерпретации при выявлении по термометрии заколонных перетоков в добывающих и нагнетательных скважинах.

18. Решение задачи выявления заколонных перетоков на основе циклических замеров термометрии – на «качественном уровне». Дать характеристику информативности метода при выявлении заколонных перетоков: - воды в нефтяной перфорированный пласт снизу, - газа в нефтяной перфорированный пласт сверху. Чем «заколонный переток» отличается от «подтягивания»? Какие еще методы ПГИ целесообразно применять при решении задачи выявления заколонных перетоков?

19. Решение задачи выявления заколонных перетоков на основе циклических замеров термометрии – на «количественном уровне». Технология количественной приближенной оценки массопереноса (воды) – пример: снизу в нефтяную скважину, разноудаленные пласты. Критерии оценки направления и состава массопереноса при перетоках снизу и сверху. Какие еще методы ПГИ целесообразно применять при решении задачи выявления заколонных перетоков?

20. Комплексирование методов ПГИ для решения задачи оценки заколонного перетока (вода сверху в нефтяной перфорированный пласт) в случае, если НКТ перекрывает интервал исследования (условия «противотока» в добывающей фонтанирующей скважине). Как разделить условия обводнения: - через негерметичность колонны или - путем заколонного перетока?

21. Комплексирование методов ПГИ для решения задачи оценки заколонных перетоков в нагнетательной скважине (одновременные перетоки вверх и вниз от интервала перфорации). В каких условиях в нагнетательной скважине образуется «трещина автоГРП» и как это влияет на показания методов ПГИ?

Основной способ выявления заколонных перетоков флюидов – серия замеров ТМ на режимах (включая статику). Оценивают как видимые измерения градиента термограмм, так и эффекты инверсии в локальном интервале при восстановлении теплового поля к геотермическому. На качественном уровне относительно просто по форме термоаномалий определяют направление перетока. Программы интерпретации таких данных, дающих количественные оценки расхода перетока, основаны на решении упрощенного уравнения теплопроводности в скважине, учитывающем как влияние тепловых свойств флюида, вмещающих пород и конструкции скважины, так и эффект теплопереноса, вызванный движением масс флюида при перетоке. Для заколонных перетоков снизу предел чувствительности данной методики с использованием многорежимных записей ТМ – около 0.5 м3/сут для воды, сверху – свыше 3 м3/сут.

Количественные оценки интенсивности перетока возможны также с помощью метода спектральной акустической шумометрии. Обрабатываются амплитудно-частотные спектры шумов, измеренные индивидуально для каждой точки глубинного профиля (исходный результат – волновые картины). По пиковым частотам оценивают шумы, вызванные перетоком (с учетом возможного размера каналов в негерметичном цементном пространстве). Кроме того, заколонные движения воды интенсивностью выше 5 м3/сут могут быть разделены при использовании прибора, имеющего прямой (50 см) и обратный (25 см) зонд метода наведенной активности по кислороду (типа КНАМ), а также при использовании меченного вещества или изотопов радиоактивных (по показаниям НК или ГК), если технологией исследований предусмотрена закачка активированного флюида в скважину с негерметичным ЦК.

Про автоГРП вообще нихуя нет. По идее, из-за слишком сильной репрессии на пласт вода проделывает себе трещину.

22. Задачи ГИС-контроля, решаемые методом барометрии. Характеристика средств измерения и метрологии метода. Какое давление измеряет скважинный модуль? Уравнение Бернулли. В каких случаях необходимо учитывать гидравлические потери давления в стволе, как это отражается на показаниях метода?

Барометрия изучает поведение давления во времени или градиента давления по стволу скважины. Метод применяют для определения значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты, определения гидростатического градиента давления, оценки плотности и состава неподвижной смеси, оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси (совместно с другими методами приток-состава). Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяются на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Различают также манометры с автономной регистрацией, которые опускают на скребковой проволоке или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие по кабелю. Преобразователи давления могут быть пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), а также струнного и мембранного типов (устарели).

Конструкция должна обеспечивать измерение статической составляющей полного давления (за исключением интервалов интенсивного притока флюидов в ствол, где влияют струи).

Основные диапазоны измерений – 10,25,40,60,100 МПа, чувствительность преобразователей – 0.001 – 0.05 МПа, относительная погрешность – 0.25% или 0.5%.

Прибор комплексируют с другими датчиками методов “приток-состава”, а также с ГК и ЛМ для привязки к разрезу.

Первичную и периодические калибровки выполняют на поверочной установке высокого давления, использующей аттестованные грузопоршневые манометры. Вследствие сильного влияния температуры на показания глубинных манометров калибровку выполняют не менее, чем при 3 фиксированных температурах, термостатируя при этом преобразователь и сам прибор. Градуировочная зависимость имеет вид P=f(J;T), J - показания прибора.

Измерения абсолютных давлений и их изменений проводят тремя способами, регистрируя изменения давление в функции времени на фиксированных точках глубины: стационарное поле давления по стволу скважины как функцию глубины; нестационарное поле давления по стволу как функцию глубины и времени. Согласно закону Бернулли, полное давление в установившемся потоке жидкости остается постоянным вдоль этого потока. Константа в правой части часто называется полным давлением и зависит, в общем случае, от линии тока. Эта форма уравнения Бернулли может быть получена путём интегрирования уравнения Эйлера для стационарного одномерного потока жидкости, при постоянной плотности :. Уже труба – выше скорость – ниже давление. При низких скоростях потока влияние гидравлических потерь несущественно, поток можно принимать за ламинарный. Измеренное давление будет соответствовать средней плотности потока, которая будет близкой к плотности потока в каждой точке. Для быстрых турбулентных потоков влияет расположение манометра в стволе, скорость потока, шероховатость труб, и эти поправки необходимо учитывать при расчете.

23. Методы «оценки состава» продукции в скважине с многофазной продукцией. Дать сравнительную характеристику. Какие из аппаратурных комплексов данных методов относятся к «измерителям», а какие – к «индикаторам». Ограничения применения методов «оценки состава» притока. Какие усовершенствования применяют для оценки состава притока при «расслоенном» характере продукции. Структуры многофазных потоков – в вертикальных и горизонтальных скважинах.

Методы изучения «оценки состава» в обсаженной скважине.

Общая характеристика комплекса методов

К методам оценки «состава» (барометрия (БМ), методы оценки состава в стволе (BJI, ПЛ, РИ, ТИ, СО А), шумометрия (ШИ и ШС), а также КНАМ (при определении интенсив­ности и направления перетока (движения) воды). Данные методы применяются в ус­ловиях обсаженных перфорированных скважин с избыточным давлением, режим ра­боты которых обычно включает как динамику, так и статику.

Барометрия(относится к измерителям)

Барометрия изучает поведение давления во времени или градиента давления по стволу скважины.Метод применяют для определения значений забойного и пла­стового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты, определения гидростати­ческого градиента давления, оценки плотности и состава неподвижной смеси, оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движуще­гося потока и определения плотности и состава движущейся смеси (совместно с дру­гими методами оценки приток-состава).

Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров неста­ционарных процессов в скважине, температуры, структуры газожидкостного потока.

Конструкция глубинных манометров должна обеспечивать измерение статиче­ской составляющей полного давления (за исключением интервалов интенсивного притока флюидов в ствол, где возможно влияние радиальных струй).

Дистанционные приборы метода барометрии должны удовлетворять следующим требованиям: основные диапазоны измерений - 10; 25; 40; 60 и 100 МПа; чувстви­тельность преобразователей давления - 0.001-0.05 МПа; основная относительная по­грешность измерения - ±0.25% или ±0.5%.

Измерения абсолютных давлений и их изменений проводят тремя способами, ре­гистрируя изменения давления в функции времени на фиксированных точках глуби­ны; стационарное поле давления по стволу скважины как функцию глубины; неста­ционарное поле давления по стволу как функцию глубины и времени.

Регистрацию изменения давления как функции времени производят при флуктуационных измерениях либо при гидродинамических исследованиях пластов (реги­страция кривой притока КП, кривых изменения давления - КВД, КВУ и т.п.).

Термометрия(к индикаторам)

Метод заключается в изучении естественных и искусственных тепловых полей в скважине. Измеряемая величина - температура (разность температур) - в градусах Цельсия (°С).

Измерения искусственных полей ведут для: а) оценки технического состояния обсаженных скважин: определения высоты подъема цемента; выделения интервалов затрубных перетоков; контроля интервалов перфорации; исследований герметичности обсадных колонн и фонтанных труб; б) сопровождения процесса эксплуатации сква­жин в комплексе с другими методами определения «приток-состава»: выделения ин­тервалов и профилей притоков и приемистости; установления обводненных интерва­лов в добывающих скважинах; прослеживания температурного фронта закачиваемых вод; определения интервалов внутриколонных перетоков; контроля за внутрипласто- вым горением, паротепловым воздействием и термозаводнением .

Контролируемым параметром является постоянная времени г₀. Основным средством периодических калибровок являются термостаты с водой (или маслом); температуру воды фиксируют с помощью образцовых ртутных манометров.

Измерения температуры для оценки технического состояния обсаженных скважин выполняют при спуске скважинного прибора, повторное измерение - при его подъеме.

Влагометрия диэлькометрическая(к индикаторам)

Диэлькометрическая влагометрия (диэлькометрия) основана на изучении относи­тельной диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины.

Метод чувствителен к содержанию в нефти воды любой минерализации. Наибо­лее благоприятные условия для выделения обводненных интервалов - начальная ста­дия обводнения продукции (первые проценты воды в нефти).

Применяют для определения состава флюидов в стволе скважины, выявления интер­валов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей, установления мест негерметич­ности обсадной колонны и при благоприятных условиях - для определения обводненно­сти (объемного содержания воды) продукции в нефтяной или газовой скважине.

Ограничения связаны с влиянием на показания влагометрии структуры много­фазного потока (существенные погрешности при разделенных структурах - кольце­вой, пробковой) и с экспоненциальной формой градуировочной зависимости датчи­ков. При объемных содержаниях воды в продукции свыше 40-60% метод плохо реа­гирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при от­сутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.

Гамма-гамма плотностеметрия(к измерителям)

Гамма-гамма плотнометрия основана на изучении плотности флюидов в стволе скважины с помощью гамма- излучения, рассеянного от стационарных (ампульных) источников «мягкого» низко­энергетического излучения.

Применяют для определения состава (плотности) жидкости в стволе скважины; вы­явления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважи­ну нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии). Ограничения заключаются в зависимости по­казаний от состава многофазной продукции, особенно - структуры потока флюида в стволе скважины, а также в необходимости строгого соблюдения правил техники радиа­ционной безопасности.

Кроме излучателя гамма-излучения низких энергий в состав прибора входит чувствительный элемент (сцинтилляционный или газораз­рядный детектор гамма-излучения .

Резистивиметрия

ИНДУКЦИОННАЯ РЕЗИСТИВИМЕТРИЯ (РИ)

Резистивиметрия - основной количественный метод для определения минерали­зации воды. Индукционная резистивиметрия основана на измерении удельной элек­тропроводности жидкостной смеси в стволе скважины методом вихревых токов что позволяет производить оценки параметров не контактным, а дис­танционным (объемным) способом измерения.

Метод применяют для определения состава флюидов в стволе скважины, выявления в гидрофильной среде интервалов притоков воды (включая притоки слабой интенсивно­сти), оценки солености скапливаемой на забое воды, установления мест негерметичности колонны, разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий, а также капельной и четочной структур течения для гидрофильной смеси.

Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточ­но-погружного типа, состоящий из двух (возбуждающей и приемной) тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находя­щуюся вокруг датчика.

ТОКОВАЯ РЕЗИСТИВИМЕТРИЯ (TP)

В настоящее время для оценки состава интервала продукции в скважине широко использу­ются современные датчики электрической проводимости (фактически токовые рези- стивиметры) типа «FCIT», Schlumberger [28]. Такие датчики предназначены для изме­рения в очень ограниченном объеме пространства скважины (размер чувствительного элемента «FCIT» зонда «FloView» всего 1мм) удельного электрического сопротивле­ния среды заполнителя ствола, а также оценки истинного объемного содержания компонент потока (разделения воды от углеводородов).

Светооптические анализаторы содержания газа

Также в последние годы в практике исследования состава продукции активно на­чали применять различные светооптические анализаторы (СОА). В частности, их применяют не только в устройствах ПГИ, но и ГДИС (например, «MDT» Schlumber­ger - для контроля состава отбираемой пробы, чтобы отделить пластовый флюид от притока проникающей буровой жидкости).Устройство CAT на примере датчика «GHOST» Schlumberger включает два оптиковолоконных канала: один - для подачи света в среду измерения, второй - для считывания отраженного сигнала (для газа степень отраже­ния светового луча максимальна). При пробковой структуре потока фактически считывается сигнал от отдельных включений газа, нефти и воды. Размер чувстви­тельного элемента «GHOST» еще меньше (0.1 мм), чем у «FCIT». Определение объе­ма всего сечения потока достигается за счет применения в измерительном приборе не одного, а сразу нескольких аналогичных по устройству датчиков.

Пассивная низкочастотная акустическая шумометрия(индикатор)

Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движе­нии газа, нефти и воды в диапазоне частот от 100Гц до бОкГц.

Применяют примущественно для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины (включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами), выявления интервалов заколонных перетоков газа, выявления типа флюидов, поступаю­щих из пласта, фиксации уровней раздела фаз в межтрубном пространстве .

Ограничения связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты (геометрии датчика), одновременным влиянием на частоту шумов (вследствие изменений скорости потока) диаметра канала, вязкости флюида, а также со сложностью калибровки

Качественные измерения акустическим шумомером выполняют дважды: в непре­рывном режиме и в точках, в которых установлена аномальная интенсивность шумов.

Пассивная низкочастотная электромагнитная шумометрия(индикатор)

Шумометрия нестационарных электромагнитных полей основана на регистрации слабых электромагнитных шумов, возникающих в пластах, а также в стволе и в заколон- ном пространстве скважины при турбулентном движении заряженных вследствие элек­трокинетических процессов (посредством потенциалов фильтрации) диполей (молекул) воды в диапазоне частот от единиц Гц до десятков кГц.

Ограничения связаны с шумами, возникающими при движении как самого при­бора, так и при возможном наложении разных диапазонов частот, создаваемых раз­личными процессами (например, фильтрацией воды в порах и ее движением по мик­ротрещинам цементного камня в заколонном пространстве).

Измерения многофазных расслоенных потоков

Особенности зарубежных комплексов «PLT» и многодатчиковых систем

При конструировании «продвинутых» измерительных модулей ПГИ (PLT), предназначенных для определения задач «приток-состава», должны учитываться про­блемы измерения многофазных расслоенных потоков (особенно в условиях наклон­ных и горизонтальных скважин). Недостаточно также только достоверно оценивать распределение фаз в эксплуатационных и лифтовых трубах (с учетом расслоенных структур), должны ставиться и более сложные задачи прямой оценки заполнения (на­сыщения) прискважинной зоны дренируемых пластов и определения фазовых профи­лей притока (т.е. раздельно для нефти, газа и воды).

В качестве наиболее современных типов измерителей состава сложного потока сейчас применяют датчики электропроводимости (токовые резистивиметры «FCIT» зондов «FloView» Schlumberger .миниатюрные диэлькометры (емкост­ные датчики «CAT» Halliburton-Sondex, а также датчики, анализирую­щие светоотражающие способности включений потока (оптические анализаторы со­держания газа в потоке «GHOST» Schlumberger .Датчики объемного содержания, как правило, объединяют с расходомером вертушечного типа (иногда - с раскрывающимися лопатками) и профилемером.

Структуры многофазных потоков – в вертикальных и горизонтальных скважинах.

Термином «барботаж» именуют режим течения, при котором газ движется через практически неподвижную жидкую фазу (пробулькивание).

К пробковому относят все виды течения, когда между фазами нет непрерывной границы раздела. Примерами пробковых течений является движение пузырьков газа в жидкости, микровключений жидкости в газе.

Рис . Зависимость потерь давления (АР), истинного (<р_ж) и расходного (у/_ж) объемных со­держаний жидкой фазы от средней скорости газа (w_z) и структуры потоков при движении многокомпо­нентной смеси по стволу скважины. Структуры потока: 1 - пузырьковая; 2 - пробковая; 3 - снарядно- пробковая; 4 - пробково-кольцевая; 5 - кольцевая, 6 - дисперсно-кольцевая, 7 - дисперсная

Термином «барботаж» именуют режим течения, при котором газ движется через практически неподвижную жидкую фазу (пробулькивание).

24. Методы оценки «профиля притока» в скважине с многофазной продукцией. Дать сравнительную характеристику. Какие из аппаратурных комплексов методов относятся к «измерителям», а какие – к «индикаторам». Ограничения применения методов оценки расхода. Какие усовершенствования применяют для оценки расхода притока при многофазном «расслоенном» притоке (например, в горизонтальных скважинах).

Методы оценки «профиля притока» в скважине с многофазной продукцией…

Результатом анализа профилей притока многофазного потока должны являться следующие параметры: пла­стовые давления газо- и водоотдающих пластов, распределение жидкой и газовой фаз по стволу скважины, суммарные потери давления движущейся по стволу смеси, характери­стика темпа поступления жидкости в скважину в зависимости от количества отбираемого газа; фильтрационные параметры пластов, др. С целью решения перечисленных задач, связанных преимущественно с определением профиля притока воды в газовых скважи­нах, используется алгоритм количественных оценок и обрабатывающая програм­ма «2F» в программном обеспечении «Геккон».

Работа обрабатывающего модуля построена на использовании эмпирических свя­зей (при определении расходного Ψ_i, и истинного φ_i фазовых содержаний, гидравличе­ских потерь смеси λ_см и др.). Определение фазовых свойств на забое (коэффициента сжимаемости газов Z_{г. заб}, плотностей газа γ_гзаб и жидкости (воды) γ_{ж заб}, динамиче­ских вязкостей газа μ_г__заб и жидкости μ_{ж. заб}, коэффициента поверхностного натяжения жидкости (Ϭ_ж)

Последовательность обработки исходных кривых параметров давления, скорости и температуры состоит в следующем:

1. Редактирование кривых с целью приведения их массивов к соответствующим физическим единицам измерения.

2. Определение расходного газосодержания Ψ_г продукции скважины - отправной величины для начала выполнения расчетов профилей.

3. Последовательное определение, начиная с наименьших глубин интервала об­работки и кончая забоем скважины, структурных форм газожидкостного пото­ка и соответствующих им значений истинных газосодержаний φ_г.

4. Определение текущих значений для смеси: скорости w_CM, плотности γ_см, гид­равлических потерь на трение λ_см и ΔР_{см трен}..

5. Расчет суммарных потерь статического давления ΔР=γ_CM - g*h+ΔP_{CM трен} с уче­том различных поправок и допусков.

6. Анализ выполнения условия неразрывности потока (G; Ψ)i=(G; Ψ)j на точке обра­ботки, уточнение истинной величины γ_см. Расчет энергетического параметра θ.

7. Расчет параметров w_CM, φ_i и Ψ_i ( на основе уточнения значения γ_см ) для сле­дующей глубины обработки профилей.

8. Повторение процедур 4-7 с учетом изменений структуры потока и соответст­вующих возможностей для выноса жидкой фракции на поверхность.

Окончательным этапом обработки по описанному алгоритму является графиче­ский вывод рассчитанных профилей для индивидуального анализа характера притока (так как индивидуальность работы скважин включает множество дополнительных ас­пектов, не поддающихся единому стандартизованному машинному анализу).

Обработке должен подвергаться как можно более полный комплекс методов ПГИ, а при оценке расходных параметров особенно важны досто­верные данные о дебите потока в стволе. К сожалению, стандартная механическая и термокондуктивная расходометрия не всегда эффективны в газожидкостной среде (главным образом из-за помех, связанных с динамикой многофазного потока). Нема­лую роль в повышении эффективности ПГИ играют и результаты промысловых усть­евых замеров фазовых расходов на сепараторной установке (в тех местах, где такие исследования ведутся).

В мировой практике интерпретации распространены также и различные оценки по-интервальных фазовых дебитов по корреляционным связям с параметрами, получаемыми в результате замеров методами ПГИ. Так, в алгоритме программы «QUICKLOOK» при двухфазном потоке в качестве исходных данных представлены ре­зультаты механической расходометрии (скорость w_CM или расход смеси Q_см), барометрии или дифференциальной барометрии (плотность смеси γ_см). Для наклонных скважин до­полнительно учитывается угол отклонения ствола скважины от вертикали (по данным инклинометрии). Далее последовательность расчетов может состоять в следующем:

1) по измеренной плотности и с учетом угла наклона ствола рассчитываются истин­ные объемные содержания обоих фаз φ₁, φ₂

2) затем определяется разность скоростей более легкой («2») и более тяжелой («1») фаз – W₁₂;

3) по найденной величине w₁₂ оценивают фазовые расходы:

где S_пom - сечение серповидного пространства между обсадной трубой и прибором;

4) для газа скорость (расход) потока на забое пересчитывается с учетом термо­барического состояния к условиям на поверхности;

5) при больших скоростях потока вносятся корректировки в расчеты γ_{см =} f(dP/dH) с учетом влияния процесса трения: ΔP_mpeн=f(w_CM;V_зпл;S_пот).

Погрешность определения текущих относительных дебитов в сильно обводняю­щейся газовой скважине (с весовой долей расходного содержания жидкости Х_ж=5-6%) по алгоритму «2F» не превышает 10-30%. Однако в отдельных местах рез­кого изменения сечения потока и в условиях практического отсутствия движения по­тока (например, в столбе жидкости) погрешности обработки бывают значи­тельными.

25. Задачи, решаемые при ПГИ в горизонтальных скважинах (ГС). Требования к методам и технологиям измерений. Способы доставки геофизических приборов в ГС (сравнить разные способы доставки). Основные проблемы, возникающие при проведении ПГИ в ГС. Повышение информативности ПГИ за счет возможности «интеллектуального заканчивания» ГС. Что дает применение «распределенного оптоволоконного датчика температуры» («DTS»), каковы его преимущества/недостаки?

Основной специфической особенностью структуры газожидкостного потока

в горизонтальном стволе является расслоение потока по сечению. Причем данная особенность режима течения ярко выражена практически во всем диапазоне скоростей. Это приводит к резкому снижению информативности стандартного комплекса ПГИ.

Не последнюю роль в этом играют чисто технические проблемы проводки

приборов в горизонтально ориентированных участках ствола, но гораздо более

существенны методические проблемы, связанные со снижением достоверности

результатов основных геофизических методов. Названные проблемы касаются в

первую очередь методов измерений, используемых для изучения состава и расходных параметров продукции скважин контактным способом (расходометрия, влагомет-рия и т.п.).

В частности, методы состава в основном реагируют на скопления более

тяжелой фазы в участках ствола с более низкой отметкой. На таких участках обычно скапливается вода. Причем такие скопления могут образовываться и при

небольшой доле воды в продукции скважины, если энергии потока недостаточно для полного выноса жидкости из ствола. Поэтому, в частности, кривая влагомера

отражает в большей степени профиль ствола, чем состав притока из работающих

интервалов пласта. Этот эффект усугубляется еще и тем,что скважинный прибор, если он не центрирован, перемещается в области преимущественного распространения более тяжелой фазы. Аналогично поведение кривых плотностемера и резистивиметра. Более существенно, чем в вертикальном

стволе, отражается наличие воды и на диаграммах термоанемометра.

Градиент давления на кривой манометра также отражает распределение фаз по

высоте.

При увеличении дебита могут быть созданы условия для выноса жидкости из

горизонтальной части ствола. Тогда информативные возможности комплекса ПГИ

несколько улучшаются. При этом ввиду того, что механическая расходометрия в таких

условиях работает неустойчиво, возрастает роль термометрии. Использование

термометрии для выявления работающих пластов в этом случае основано на тех же

принципах, что и в вертикальном стволе. Поступление флюида в ствол сопровождается изменением его температуры вследствие дросселирования. При движении флюида по стволу происходит его теплообмен со смещающими породами, вследствие чего в направлении движения температуры флюида и пород сближаются. В интервалах притока происходит калориметрическое смешивание потоков флюида, движущихся по стволу и из пласта. Однако интенсивность перечисленных эффектов существенно меньше, чем в вертикальном стволе. Этому есть несколько причин. Основная из них состоит в том, что из-за низкой депрессии на пласт снижается величина аномалий дросселирования. Соответственно снижается рельефность аномалий теплообмена и калориметрического смешивания. Не менее существенной помехой при наблюдении температурных эффектов является практическое отсутствие градиента естественной температуры в стволе .

Теоретические и методические проблемы, связанные с практической терпретацией результатов барометрии в ГС пока еще не изучены до конца. Тем не менее на сегодняшний день вполне понятны общие информативные возможности этого метода.

Аналитические зависимости, описывающие распределение давления в стволе

наклонных скважин, не имеют принципиальных отличий по сравнению с условиями вертикальной скважины. Особенность интерпретации состоит в том, что при расчете проекции градиента давления по вертикали по величие змеренного градиента вводится поправка за угол наклона ствола.

Основная проблема здесь видится в том, что при движении многофазной смеси в

наклонных скважинах с увеличением угла наклона создаются условия ,пособствующие образованию расслоенных структур потока. Поэтому резко снижается информативность других, используемых совместно с барометрией, средств измерения параметров потока.

Способы доставки геофизических приборов в ГС (сравнить разные способы доставки)

Гибкие НКТ

• высокая стоимость метода,

• сложность технологии,

• дополнительное оборудование, риск повреждения каротажного инструмента

Скважинный трактор:

- электрический,

-гидравлический (только с ГНКТ),

- механический (на кабеле).

• не используется в скважинах с сетчатым

фильтром,

Доставка на бурильных трубах:

Недостатки: синхронизация перемещения бурильных труб и геофизического кабеля,высокая вероятность аварии

На жестком геофизическом кабеле:

Недостатки: сложность доставки прибора в боковые стволы

На гибких трубах Недостатки: ограниченное число смоток- размоток гибких труб на барабан

Интеллектуальное заканчивание – при окончании бурения на забое скважины оставляют ряд датчиков, при помощи которых в дальнейшем проводят мониторинг состояния скважины и измерения показаний.

Показания датчиков не записываются непрерывно.

DTS

В последние годы в мире активно развиваются стационарные системы

мониторинга работы продуктивных интервалов с помощью оптических стекловолоконных систем. Как правило, изучается поведение во времени температурного поля с помощью U-образного волоконно-оптического кабеля, одновременно являющегося каналом передачи и распределенным датчиком температуры (т.е. измерителем теплового

поля по всей длине кабеля). Измерения могут выполняться в режиме реального времени в условиях многолетней эксплуатации ИИС. Монтаж системы возможен в скважинах со сложной схемой заканчивания (ГС, многоствольные, включающие внутри-

скважинное оборудование типа пакеров, муфт, клапанов и т.п.).

Признанным лидером в данном направлении (Distributed Temperature Sensors - DTS) является компания Sensa (вошла в состав Schlumberger), существуют и отечественные разработчики (например, фирма ИнСис [5]). Среди решаемых задач: контроль работы продуктивных пластов, контроль перемещения контактов, контроль межпластовых перетоков, обнаружение негерметично- стей, мониторинг работы ЭЦН и другого погружного оборудования. По результатам DTS в принципе можно температурные данные представить в виде, аналогичном

показаниям расходометрии.

В основе температурного анализа лежит знание начального геотермического распределения температуры, а также продолжительность работы скважины (чем она

дольше, тем стабильнее температура). Разрешение и точность измерения в системах DTS обычно не хуже 0.1С°и 0.5-1С соответственно, дискретность по глубине -1м, время опроса - 1-2 минуты, диапазон измерения температуры может достигать в

зависимости от применяемого отражающего покрытия стекловолокна 100 или 400С°.

Измерительное устройство представляет собой одномодовое оптическое волокно или многомодовый жгут (диаметром 125 цм) из нескольких волокон, а также углеродный композиционный материал (усиливающий волокно), заключенные в трубку из нержавеющей стали с лазерным сварным швом, образующую кабель диаметром примерно

3.3 мм. Длина кабеля практически не ограничена.

Принцип работы устройства состоит в измерении и обработке спектра

отраженного светового импульса, генерируемого лазером длительностью 10нс.

Отраженное излучение несет информацию о температуре среды вокруг оптического волокна, измеряется специальным оптическим устройством. Контроль данных об изменении температуры по глубине скважины достигается предварительным нанесением (с помощью перестраиваемого лазера) на волокно кабеля в фиксированных точках так называемых «брэговских решеток» (микродатчиков в виде

молекулярных уплотнений, которые способны реагировать на изменения температуры или деформацию в стекловолокне, а также характеризуются индивидуальными длинами отраженного оптического излучения). Обычно изучаются бриллюэнов- ское или рамоновское обратные типы рассеяния. После цифровой обработки фиксируемых спектров сигналов одного из этих рассеяний оценивается распределение температуры (или деформации).

Разработаны также геофизические кабельные оптико-волоконные системы с длиной кабеля от 1.5 до 5-10 км, диаметром от 5 до 9 мм (типовой - 6.7 мм), спускаемые в скважину традиционным способом с помощью геофизического подъемника. Оптическое волокно здесь вмонтировано в кабель, состоящий из полиэтиленовой оболочки и силовой брони из стальной проволоки. Тепловая инерционность кабеля (ИнСис) 2°С/мин.

В число задач, решаемых DTS, входят: оценки работы пластов в газовых и нагнетательных скважинах (для нефтяных скважин в ряде случаев температурный эффект может быть не достаточен или размыт), выявление меж- пластовых перетоков и интервалов водопритока, мониторинг нагнетания пара, контроль ГРП, мониторинг работы глубин- нонасосного оборудования, оценки скорости потока по стволу и др.

Преимуществом метода является принципиальная возможность установки специальным охлаждающим устройством тепловой метки, по темпу расформирования которой или сносу движущимся по стволу потоком можно судить о расходах притока

(перетока)

26. Задачи ГИС-контроля, решаемые акустическими методами (пассивной и активной акустикой). Сравнение информативности широкополосной акустики с другими методами оценки текущей насыщенности. Характеристика метода спектральной шумометрии.

МЕТОДЫ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Промыслово-геофизические методы контроля разработки (включая ГИС-

контроль) классифицируются по целям исследований

¦ для определения текущей нефтегазонасыщенности коллектора - различные

модификации нейтронных методов (НК, ИНК, включая спектральные методы,

ГИНР, УКК, МНА), ВАК, ГК, электрометрию в открытом стволе;

высокочувствительную электрометрию (типа «CHFR» компании Schlumberger) в

обсаженных скважинах, методы опробования пластов;

¦ для оценки работающих интервалов, профиля притока (приемистости),

состава притока, состава флюида в стволе работающей скважины (ПЛ, ВЛ,

РИ, БМ, кислородный каротаж КНАМ, механический и термокондуктивный

расходометрия, шумометрия);

¦ для оценки качества технического состояния скважины, включая оценку

герметичности эксплуатационной колонны и цементного камня (ТМ, ШИ,

ШС, АКЦ, ГГЦ, ГГДТ, ЭМД, МК).

Задачи ГИС-контроля, решаемые акустическими методами (пассивной и активной акустикой).

Пассивная низ.частотн. ак шумометрия :

Выделение интервалов поступления в скважину пластовых флюидов и заколонных перетоков (так же данные могут быть использованы для индикации типа притока флюида ).

Волновая широкополосная акустика:

¦ литологическое расчленение разрезов и расчет упругих свойств пород;

¦ выделение коллекторов со сложной структурой порового пространства со

вторичной (межзерново-трещинной, кавернозно-трещинной и межзерново-

трещинно-кавернозной) пористостью;

¦ определение коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинной и

кавернозной) пористости коллекторов;

¦ выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах;

¦ оценка преимущественной ориентировки трещин (в том числе искусственно

созданных при гидроразрыве пласта);

¦ оценка характера насыщенности коллекторов.

При комплексной обработке данных ВАК и ГИС в число

решаемых задач входит: 1) оценка коэффициентов текущей нефтегазонасыщенности,

положения ВНК и ГЖК, 2) оценка общей, динамической, трещинной и кавернозной

пористости, а также проницаемости, 3) определение упругих свойств породы

(сжимаемости, модуля Юнга, коэфициента Пуассона), 4) выявление зазоров между

колонной и цементным камнем, 5) оценка гидродинамической сообщаемости

продуктивных пластов со скважиной в интервале перфорации.

Основным результатом измерений ВАК является ФКД, по которой определяют

интервальные времена для продольной и поперечной волн. На основе этих

параметров рассчитывают так называемый индекс динамической сжимаемости (ИДС),

который определяет соотношение сжимаемостей твердой фазы и флюида в порах. При

расчетах используется априорная информация о пористости, плотности и глинистости

изучаемых отложений. Полнота и достоверность перечисленных данных является

одним из основных факторов, определяющих информативность метода. В основе

интерпретации полученных результатов лежит зависимость параметра ИДС от

параметра нефтенасыщенности.

Оценка нефтенасыщенности наиболее достоверна при полном отсутствии в по-

ровом пространстве свободного газа. С ростом газонасыщенности коллектора

чувствительность метода к разделению воды и нефти в порах резко снижается. При

газонасыщенности пласта 0.5 и выше количественные оценки этого параметра

затруднительны. В этих условиях метод может использоваться только для выявления

нефтеносных пластов, характеризуемых высоким содержанием свободного газа.

Поляризационный акустический каротаж:

Изучение трещинной пористости и напряженного состояния горных пород как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Полученные данные о направлении и степени открытости трещин

необходимы для оптимизации разработки месторождений нефти и газа, оценки свойств коллектора (пористости), контроля гидроразрыва пласта, анализа механических свойств пород, сейсмической интерпретации.

При контроле эффективности ГРП по результату обработки в скважине (например, с карбонатным коллектором) оценивают зону развития вертикальных трещин - по интегральному и дифференциальному анализу коэффициентов анизотропии.

Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волнового

поля, созданного источником упругих колебаний с частотой излучения 10-30 Гц. При

этом регистрируют следующие параметры:

¦ амплитуда или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в

фиксированном временном окне (положение окна выбирается значением

интервального времени распространения волны по колонне);

¦ интервальное время, амплитуда и затухание первых вступлений волн,

распространяющихся в горных породах;

¦ фазокорреляционные диаграммы (ФКД).

Метод применяют для установления высоты подъема цемента, определения степени

заполнения затрубного пространства цементом, оценки сцепления цемента с обсадной

колонной (АКЦ) и горными породами (ФКД), определения размеров и местоположения

дефектов цементного камня и раскрытости кольцевых зазоров. Эффективность метода

снижается в высокоскоростных разрезах, где первое вступление при хорошем и

удовлетворительном качестве цементирования относится к волне по породе.

Скважинное акустическое телевидение (CAT или АВК) предназначено для

изучения скважины или обсадной колонны по интенсивности отраженных

высокочастотных упругих импульсов. В результате может быть получено

растровое изображение поверхности стенки скважины или обсадной колонны.

В необсаженных скважинах метод применяют для измерения диаметра скважины

(по времени прихода отраженной волны), определения типа литологии пород,

выделения зон вторичной пористости (трещиновато-кавернозных), положения границ

пластов с различной акустической жесткостью.

В обсаженных скважинах метод применяют для определения внутреннего диаметра и

эксцентриситета колонны, выделения положения муфт и различных дефектов, нарушающих

целостность и гладкость колонны, уточняют также местоположение других элементов

конструкции, определяют положение перфорационных отверстий, а также дефектов обсадной

колонны и НКТ

Сравнение информативности широкополосной акустики с другими методами оценки текущей насыщенности.

Основным результатом измерений ВАК является ФКД, по которой определяют

интервальные времена для продольной и поперечной волн. На основе этих

параметров рассчитывают так называемый индекс динамической сжимаемости (ИДС),

который определяет соотношение сжимаемостей твердой фазы и флюида в порах. При

расчетах используется априорная информация о пористости, плотности и глинистости

изучаемых отложений. Полнота и достоверность перечисленных данных является

одним из основных факторов, определяющих информативность метода. В основе

интерпретации полученных результатов лежит зависимость параметра ИДС от

параметра нефтенасыщенности.

Оценка нефтенасыщенности наиболее достоверна при полном отсутствии в по-

ровом пространстве свободного газа. С ростом газонасыщенности коллектора

чувствительность метода к разделению воды и нефти в порах резко снижается. При

газонасыщенности пласта 0.5 и выше количественные оценки этого параметра

затруднительны. В этих условиях метод может использоваться только для выявления

нефтеносных пластов, характеризуемых высоким содержанием свободного газа.

Таким образом информативность Широкополосной Акустики зависит от информативности методов, на основе которых предварительно была выделена информация о пористости, плотности и глинистости изучаемых отложений. Поскольку подавляющая часть исследований по ГИС-контролю выполняется в обсаженных скважинах, основой комплекса для оценки текущего насыщения пластов традиционно являются нейтронные методы.

Характеристика метода спектральной шумометрии.

Спектральная шумометрия

Специализированная технология обработки и анализа волновых записей

спектральной акустической и электромагнитной шумометрии позволяет в принципе

судить о структуре, составе, фазовых расходах потоков нефте(газо)водяной смеси в

случаях ее движения: 1) по стволу скважины, 2) по негерметичному заколонному

пространству скважины (микротрещины ЦК), 3) по поровому или трещиноватому

пространству пласта. Дополнительно оцениваются дренируемые толщины пласта,

параметры и структура каналов фильтрации в породе, состав фильтрации.

Теоретическое обоснование метода Шумометрии спектральной акустической и электромагнитной на основе физического и

математического моделирования выполнено авторами в РГУНГ совместно с компанией Schlumberger

Технология скважинных измерений основана на:

¦ обработке полного волнового сигнала и анализе спектров амплитудно-

частотных характеристик (АЧХ), регистрируемых аппаратурой типа «АВИС»

¦ выделении сигналов фоновых статичных спектров и вычитании фона из

спектральных характеристик информативных записей;

¦ построении (с помощью цветовой гаммы) распределений аномалий амплитуд

сигналов в зависимости от частоты и глубины (времени) волновых записей;

¦ выдаче количественных критериев, характеризующих расход и состав флюидов

при их фильтрации (или движении) в поровом пространстве породы (или по

различным каналам внутрискважинного пространства).

Измерительные каналы построены таким образом, что принятые волновые

сигналы шумов движения или фильтрации оцифровываются в скважинном приборе и в

цифровом виде передаются по кабелю на поверхность. Затем полученная информация

восстанавливается в исходный вид и анализируется стандартными методами

обработки волновых картин (Фурье).

27. Задачи ГИС-контроля, решаемые радиоактивными методами. Характеристика и ограничения методов. Технологии применения методов РК, роль ГК и НК в ГИС-контроле. Комбинацией каких методов является так называемый «углеродно-кислородный каротаж» («C/O»)?

Гамма –каротаж применяется как в откр так и в обсаж стволе. Основная решаемая задача –определение литологического разреза в скважине. В комплексе ПГИ ГК приемущественно предназначен для привязки записей других методов к разрезу путем сопоставления фоновой кривой ГК,полученной в откр стволе. ГМ позволяет колич оценить весовую глинистость пород и на основании этого критерия характеризовать коллекторские свойства пород.

ГАММА_ГАММА _ПЛОТНОСТЕМЕТРИЯ

Основана на изучении плотности флюидов в стволе скважины с помощью гамма излучения , рассеянного от стационарных(ампульных) источников .

Применяют для определения состава (плотности)жидкости в стволе скважины ; выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скв нефти газа и воды при оценке экспл характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии)

Ограничения заключаются в зависимости показаний от состава многофазной продукции ,особенно структуры потока флюида в стволе скважины , а также в необходимости строгого соблюдения правил техники радиационной безопасности

ГАММА_ГАММА ТОЛЩИНОМЕТРИЯ

Метод регистрации интенсивности рассеянного гамма-изл с помощью зонда , содержащего источник среднеэнергетического гамма-излучения и детектор равссеянного гамма-излучения .

Используется для определения средней толщины обсадной колонны ,местоположения муфт ,центрирующих фонарей ,пакеров и др элементов конструкции скважин ы,оценки степени коррозионного износа труб и пр. Прибор центророван.

ГАММА_ГАММА_ЦЕМЕНТОМЕТРИЯ

Метод исп для установления высоты подьема цемента за колонной , опред границ сплошного и частичного заполнения заколонного пространства цементом , выделение в цементном камне каналов и каверн , а также для оценки эксцентреситета обсадной колонны.

ГАММА_ГАММА _ПЛОТНОМЕР

Исп для оценки пористости в необсаженных скважинах

НМ исп для оценки кекущего насыщения пластов в обсаж скв. В основе НМ лежит взаимодействие нейтронов с ядрами вещества гп и заполнителей. В практике гис-контроля наиб широко исп :

Стационарный ННМ, при котором гп облуч быстрыми нейтронами а регистрируют замедленные вследствие упругого взаимодействия с ядрами атомов среды нейтронов

Стационарный НГМ ,предполагающий облуч гп быстр нейтронами и регистрацию возникающего при захавате замедл нейтронов вторичного гамма излучения

ИННМ , предполагающий регистрацию темпа спада плотности тепловых нейтронов после периодического облучения породы пачками быстрых нейтронов

Нейтронный активационный метод по кислороду (КНАМ- модификация метода наведенной активности МНА) ,основанный на активации быстрыми нейтронами атомов кислорода флюида

Среди спектральных модификаций наиб известен Имп спектрометрический НГМ ,явл разновидностью ИНМ и осн на излучении вторичного гамма изл неупругого рассеяния быстрых нейтронов . этот метод часто именуют УГЛЕРОДНОГО_КИСЛОРОДНЫМ КАРАТАЖОМ (УКК или С/О –каротаж)

28. Методы и технологии исследования текущего насыщения пластов в неперфорированных обсаженных нефтяных и газовых скважинах. Дать сравнительную характеристику применяемых методов. Влияние на показания ГИС «радиогеохимического эффекта», почему его не применяют для прямых оценок обводнения?

Методами, позволяющими определить текущее насыщение неперфорированного пласта, являются нейтронные методы исследования скважин: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и импульсный спектрометрический нейтронный гамма каротаж (ИНГКС) – а также углеродно-кислородный каротаж (УКК). Применяя какой-либо из этих методов или их комбинацию, можно определить через обсадную колонну, каким флюидом насыщено поровое пространство исследуемого пласта.

Трудность выделения обводненных продуктивных пластов в обсаженных перфорированных скважинах объясняется тем, что в стволе скважины находится неоднородная по физическим свойствам жидкость, цементный камень может быть разрушен или осолонен, в том числе и против нефтеносной части пласта, меняется во времени минерализация вод, обводняющих продуктивный пласт. Кроме того, при выделении обводненных пластов обсаженные перфорированные скважины в момент их исследования геофизическими методами могут либо работать, либо быть остановленными. Все это требует применения специфического комплекса методов ГИС, технологии проведения геофизических исследований скважин и методики интерпретации данных ГИС при выделении обводненных продуктивных пластов. Основными методами выделения обводненных пластов в перфорированных обсаженных работающих скважинах являются методы изучения состава флюидов, высокочувствительная термометрия и расходометрия. Использование методов изучения состава флюидов в стволе скважины для выделения обводненных продуктивных пластов в перфорированных обсаженных скважинах основано на исследовании отдающего пласта и жидкости, находящейся против него в стволе скважины, в период их работы как единой гидродинамически связанной системы. Метод высокочувствительной термометрии позволяет выделять нефтеносные и водоносные пласты в остановленных скважинах за счет формирования температурных аномалий в работающих пластах до остановки скважин. По положительным аномалиям относительно геотермограммы выделяют нефтеносные интервалы, по отрицательным – водоносные. Обычно обводнение подошвы пласта подтверждается значительным дебитом по данным расходометрии. В вышележащих пластах обводнение фиксируется по участкам термограммы, где она теряет монотонный характер. Интервал обводнения расположен под этим участком. Достоверность интерпретации, особенно в сложных ситуациях, существенно повышается, если полученные результаты исследований сравнивать с предыдущими.

Эффект повышения показаний гамма-фона вследствие сорбции радиоактивных солей называют радиогеохимическим.(я не знаю как ответить на последний вопрос , см стр 62-64,может быть это оно)

29. Методы исследования текущего насыщения пластов в перфорированных обсаженных нефтяных и газовых скважинах. Дать сравнительную характеристику применяемых методов. Описать «активную» технологию ИНК с закачкой в пласт солевых растворов. Как при этом оценивается степень обводнения («промытости») нефтяного пласта.

Определение текущего насыщения пластов в перфорированных скважинах

ИННК (с использованием технологии закачки в пласт нейтронпоглощающих веществ), НК, ГК, Локатор Муфт, Т, барометрия, влагометрия, резистивиметрия, волновая широкополосная акустика, поляризационный акустический каротаж.

В стеклопластиковых скважинах- индукц и диэлектр методы.

Импульсные нейтронные методы наиболее широко используются для оценки характера насыщенности коллекторов и определения положения ВНК, ГНК. Применяются две модификации импульсных методов: ИННМ – импульсный нейтрон-нейтронный метод, позволяющий изучать временное распределение тепловых нейтронов; ИНГМ – импульсный нейтронно-гамма метод, основанный на изучении временного распределения гамма-излучения, возникающего в результате радиационного захвата тепловых нейтронов ядрами атомов, слагающих горную породу. Преимуществами импульсных методов перед стационарными являются: большая глубинность исследования, более высокая чувствительность к хлорсодержанию пород, меньшее влияние скважины на измерения.

Нейтронные методы меченного вещества (с закачкой соли) основаны на закачке в пласт вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов. Обычно это растворы солей бария (бура), обладающие аномально высокими нейтронными характеристиками. Замеры выполняются

методом импульсного нейтронного каротажа или нейтронного каротажа. В качестве вещества с большим (аномально высоким) сечением поглощения используются соединения таких элементов как хлор, бор, кадмий, редкоземельные элементы. Однако, одних данных по распределению тепловых нейтронов для решения задачи выделения заводненных участков и охвата пластов разработкой недостаточно, поэтому в этой методике используются данные о фазовых проницаемостях. Первый контрольный замер генератором проводится в открытом стволе при проникновении в пласты фильтрата (пресного) бурового раствора. Затем, под давлением в интервал объекта разработки закачивается меченная жидкость, производится спуск колонны и проводится второй замер ИГН для регистрации распределения меченого

вещества. Через 2-3 недели проводят третий замер для контроля за расформированием зоны проникновения. Аномалии, которые частично или полностью исчезли при третьем замере соответствуют интервалам активного движения (фильтрации) жидкости. Сохранение аномалий указывает на неподвижность жидкости в этой части пласта. Аналогичные задачи могут быть решены с помощью закачки радона, который обладает достаточно высокой интенсивностью естественного гамма-излучения и малым периодом полураспада.

30. Комплексирование методов ГИС-контроля для обсаженных скважин, решаемые задачи. Особенности выполнения исследований в процесс эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Вызов притока для проведения исследований. Основные элементы конструкции и подземного оборудования таких скважин.

Применяются комплексы РК на основе методов ядерно-физической спектрометрии (включая спектрометрический ГК),двухзондовый ИНК ,ИНГКС(или методы ГИНР и ГИРЗ)в С/О модификации . Разработаны такие комплексы и для обсаженных скважин. Причем в качестве доп модуля еще вкл КНАМ (метод навед актив по кислороду). В савокупности модуль РК для обсаженных скв позволяет :оценить пористость , а по соотношениям С/О (данные ГИНР)и Ca/Si (данные ГИРЗ) выделить газо(нефте)насыщенные коллектора и определить насыщенность толщин по зависимостям вида

Кн тек = а(Rc/o-b*Rca/si)+c ,где a b c –калибровочные константы , Rc/o Rca/si-отношения концентрации элементов.

При комплексной интерпретации данных привлекается также информация по PVT-свойствам пластоых флюидов ,результатам ГИС открытого ствола (как минимум ПС И ГК) ,методы оценки Кп ,данным испытаний пластов ,ПГИ другими независимыми методами оценки тек насыщ.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ГИС_КОНТРОЛЯ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ разделяют на группы:

1. ТЕХНИЧЕСКИЕ задачи (обусл текущей конструкцией скважины)

1)контроль перфорации ,оценка совершенства вскрытия

2)уточнение глубины подвески НКТ ,положения др элементов конструкции сква

3)определение интервалов негерметичности обсадных колонн и НКТ

4)изучение текущего состояния колонн (смятий, коррозий)

5)оценка тек сост цементного камня ,его плотности и характера распределения за колонной,оценка герметичности искусственного забоя ,выявление зон гидрато- и солеобразований

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ задачи (обусл условиями измерений)

1)изучение термобарич усл в скв

2)изуч фазового состояния флюида в стволе скважины

3)наблюдение за текущими уровнями жидкости в стволе скв (в НКТ и межколонном пр-ве)

4)выявление перетоков между продуктивными пластами по стволу скв и по колонному пр-ву

5)оценка их интенсивности ,выявление причин заоднения и интервалов поступления воды в ствол действующей скважины

6)определение суммарных фазовых дебитов продукции скважины ,оценка ее фазовой продуктивности

3. ГЕОЛОГО_ПРОМЫСЛОВЫЕ задачи (обусл работой продуктивного пласта)

1)оценка характера насыщения пластов коллекторов Ктек нас

2)уточнение интервалов дренирования ,охвата выработкой и заводнением , работой оценка профилей притока

3)определение по пластовых фазовых дебитов

4)определение фильтрационных характеристик продуктивного пласта ,оценка пластовых Р и Т