Стандартные технологии исследований

Стандартные исследования проводят согласно типовым схемам, согласованным между недропользователем и производителем работ. Перечень операций, выполняемых в каждой технологии, определяется назначением скважины, способом и режимом ее эксплуатации и решаемыми задачами.

В длительно простаивающих скважинах (неработающих, наблюдательных, контрольных, пьезометрических) выполняют измерения, данные которых сопоставляют с данными фоновых замеров с целью выявления локальных аномалий, связанных с выработкой продуктивных пластов и нарушениями технического состояния обсадной колоны и цементного камня. Комплексы исследований определяются решаемыми задачами.

Данная технология предусматривает выполнение замеров одиночными методами ГИС с периодичностью от нескольких недель до нескольких месяцев.

В наблюдательных скважинах ПХГ время проведения замеров привязывают к циклам эксплуатации (закачка, отбор, нейтральные периоды).

В действующих скважинах проводят весь комплекс измерений технологического, эксплуатационного и геолого-промыслового контроля. При этом, как правило, выполняют одноразовые геолого-промысловые исследования (НК, ИНК, ГК, АК, ИК, ДК) и многократные ПГИ (резистивиметрию, влагометрию, термометрию, расходометрию, барометрию, акустическую шумометрию) при смене условий в скважине.

В скважинах, работающих со стабильным расходом (нагнетательных, фонтанных, добывающих), а также находящихся в освоении и работающих в режиме фонтанирования, последовательно проводят:

- измерения в технологическом режиме эксплуатации;

- серию измерений на установившихся режимах, отличающихся депрессиями на пласты;

- серию разновременных измерений непосредственно после прекращения эксплуатации;

- регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых восстановления давления и температуры после прекращения эксплуатации;

- серию разновременных измерений непосредственно после пуска или изменения дебита скважины;

- регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых стабилизации давления и температуры после пуска или изменения дебита скважины.

В скважинах ПХГ, работающих со стабильным расходом в циклическом режиме, перечисленные технологии исследований привязывают к конкретным циклам эксплуатации хранилища (закачка, отбор). При стабильной эксплуатации (в периоды закачки или отбора) исследования проводят согласно требованиям пп. 12.3.3.1.

В скважинах, работающих с нестабильным расходом (в процессе компрессирования, свабирования, в режиме накопления и др.), а также в осваиваемых низкодебитных скважинах, характеризующихся нестационарными условиями исследований, используют следующие элементы технологии:

- регистрацию серии разновременных диаграмм по глубине в процессе изменения режима работы скважины (или ее возбуждения), а также на последующем этапе затухания притока;

- регистрацию на фиксированной глубине кривых изменения во времени давления и температуры при пуске или изменении режима работы скважины, в том числе — кривых изменения давления на забое скважины при подъеме уровня жидкости в стволе;

- регистрацию кривых изменения во времени давления на устье скважины (на буфере, в межтрубье) и на забое;

- фиксацию текущего местоположения фазовых уровней (уровней жидкости и раздела «вода-нефть») эхолотом или путем регистрации непрерывных диаграмм методами оценки состава флюидов в интервале перемещения уровней.

В скважинах, работающих в нестационарном режиме с нестабильным расходом (компрессируемых, свабируемых, работающих в режиме накопления и пр.), комплекс измерений технологического и эксплуатационного контролей повторяют:

- в технологическом режиме эксплуатации и в остановленной скважине (при простое скважины после остановки в течение 5-10 ч и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима скважины (температуры, давления, дебитов газа, нефти, воды);

- во времени на нескольких установившихся режимах нагнетания (отбора), отличающихся депрессиями на пласты (после стабилизации параметров на каждом режиме в течение 5-10 ч и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима (температуры, давления, дебитов флюидов);

- в простаивающей после эксплуатации скважине (через 0,5-2; 3-5; 7-10; 15-24 ч после прекращения эксплуатации);

- давления и температуры на фиксированной глубине в простаивающей после эксплуатации скважине (в период от 5-10 до 24 ч и более в зависимости от интенсивности предшествующей работы и фильтрационных характеристик пласта);

- непосредственно после пуска или изменения дебита скважины ~ через 0,5; 1; 2; 3; 5 ч;

- изменения во времени давления и температуры на фиксированной глубине после пуска или изменения режима работы скважины (в период от 1-2 до 5-10 ч после изменения в зависимости от дебита скважины).

В малодебитных скважинах, работающих в режиме пульсирующего газожидкостного потока с пробковой или кольцевой структурами, дополнительно проводят регистрацию временных флуктуаций давления и показаний других методов изучения «притока-состава». Продолжительность цикла регистрации флуктуаций составляет 10-20 мин. Флуктуационные измерения проводят в обособленных интервалах конструкции скважины (в НКТ, в колонне выше продуктивной толщи, между основными совместно эксплуатируемыми объектами, в зумпфе при подозрении на его негерметичность) в перерывах между измерениями этих параметров в динамическом режиме.

Для выбора оптимального режима эксплуатации скважины при решении задач технологического контроля исходными параметрами являются:

- общий дебит скважины и дебиты отдельных флюидов — газа, нефти и воды;

- обводненность продукции;

- работающие интервалы — отдельно по каждому флюиду;

- профили притоков или приемистости;

- положения уровней раздела флюидов в стволе скважины;

- критерии режима работы скважины — устьевые и забойные давления и температуры, коэффициенты гидравлических потерь в стволе скважины.

Информацию о работающих интервалах и их характеристиках при решении задач эксплуатационного контроля, включая контроль за интенсификацией добычи.

Исходными параметрами являются:

- интервалы притоков (отдельно по каждому флюиду);

- параметры работы фильтра;

- относительные интервальные расходы (профили притоков или приемистости);

- пластовое давление;

- величина депрессии (репрессии);

- гидро- и пьезопроводность, текущий коэффициент проницаемости;

- характеристики радиальной неоднородности (скин-фактор и степень вскрытия);

- плотности флюидов в стволе скважины и объемные доли каждого флюида по стволу скважины.

Методы оценки состава флюида, заполняющего ствол скважины, — косвенные. Необходимыми условиями для придания их результатам статуса количественных определений являются доказательства отсутствия затрубной циркуляции и однородная структура потока флюидов в стволе скважины - будь это водонефтяная эмульсия или дисперсный газожидкостный поток.

Результаты измерений методами, использующими проточный тип датчика (влагометрия, плотнометрия) в условиях многофазных потоков, должны рассматриваться как индикаторные даже при наличии метрологического обеспечения.

Для определения гидродинамических параметров эксплуатируемых объектов проводят профильную или точечную измерения баро- и расходометрию на нескольких (3-5) режимах работы скважины, разновременные измерения профилей геофизических параметров при смене режимов работы скважины, регистрацию кривых восстановления и стабилизации давлений и температур, а также кривую восстановления давления на забое скважины. В ходе регистрации последней кривой контролируют изменение уровней жидкости в НКТ и межтрубном пространстве (между НКТ и обсадной трубой) методами оценки состава или с помощью устьевых эхолотов.

Основой технологии контроля процессов интенсификации притоков являются измерения фоновые и после воздействия на пласты.

Выбор объектов интенсификации осуществляют по данным методов ПГИ и дополнительно - акустического каротажа. Применение последнего целесообразно при проектировании гидроразрыва пласта.

Для контроля за процессами воздействия на пласты применяют:

- при соляно-кислотной обработке — метод искусственных радиоактивных изотопов, временные измерения ИННК с регистрацией содержания хлора в прослоях, подвергнутых обработке;

- при тепловых воздействиях: термометрию и расходометрию при термобарохимическом воздействии; термометрию при воздействии водяным паром; термометрию и нейтронный каротаж при внутрипластовом горении;

- при гидроразрыве пласта — метод искусственных радиоактивных изотопов, термометрию (при различных значениях температуры задавливаемой жидкости и пласта), акустический каротаж;

- при гидродинамическом воздействии - нестационарную барометрию или серию комбинированных замеров барометрии и расходометрии на стационарных режимах;

- при акустическом воздействии - ННК-Т в варианте временных измерений.

3 Оценку эффективности результатов интенсификации выполняют по данным расходометрии и термометрии.

Типовые задачи геолого-промыслового контроля наиболее обширные и сложные. Для проведения сводной интерпретации исходными данными служат результаты интерпретации материалов ГИС в открытом стволе и результаты ПГИ: эффективные нефте-, газонасыщенные и заводненные толщины; глубины отбивки начальных и текущих ГВК, ГНК, ВНК; коэффициенты охвата пластов процессами выработки (обводнения); значения интервальных и пластовых коэффициентов начальной, текущей и остаточной нефте-, газо- и водонасыщенности.

Возможности отдельных методов геофизических исследований для решения задач ПГИ определяются геологическими характеристиками коллекторов (коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости, нефтегазонасыщенности, удельное электрическое сопротивление пластовых и нагнетаемых вод), способом и режимом эксплуатации скважины и залежи, составом добываемых флюидов.

 

5.2. Прогноз вероятной максимальной продуктивности скважины и величин водонефтяного и водогазового факторов в начальный период эксплуатации;

 

Методика оценки вероятной максимальной продуктивности скважины, водонефтяного и водогазового факторов по геофизическим данным основывается на возможности определения большинства параметров, определяющих продуктивность скважины [5].

Суточный дебит в скважине в условиях линейного закона фильтрации определяется выражением:

Q= 2/36 B (38)

где — разность между пластовым р_лл и забойным р₃ давлениями (МПа); и — радиусы контура дренажа и скважины (в единицах одной размерности); — вязкость фильтрующейся жидкости (в Па-с); и К_пр. _ф — коэффициенты физической (в фм²) и относительной (по изучаемому флюиду) проницаемостей; b — объемный коэффициент флюида в пластовых условиях (характеризует что??); —его плотность (кг/м³); В<1 — коэффициент добротности вскрытия коллектора скважиной.

Коэффициент добротности В показывает ---???

Ожидаемые водонефтяной Ф_вн (для нефтяной скважины), водо-газовый Ф_вг (для газовой скважины) факторы, устанавливающие объемные отношения воды к нефти и воды к газу в смесях, отбираемых из скважины, а также объемное содержание V_в (в %) воды в водонефтяной смеси рассчитываются j по формулам:

Ф_вн= b_Н (39)

Ф_вГ= b_Г (40)

V_в= (41)

Здесь , , — вязкости нефти, газа, воды; b_Н и b_Г — объемные коэффициенты нефти и газа.

Как видно из представленных формул, основные параметры, такие как пористость, проницаемость, эффективная мощность и др. могут быть определены по данными комплекса ГИС.