Таблица 4.5. Результаты скважинных испытаний аппаратуры «Приток-1» по обработке продуктивных пластов

Опыт применения аппаратуры «Приток-1М» показывает, что даже в скважинах месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов с коллекторами с пористостью 7-8% и проницаемостью 0,02-0,1 мк мІ можно получить многомесячный эффект повышения дебита скважин и снижения содержания воды в добывающем флюиде.

Методика оценки эффективности обработки скважин

Методика оценки эффективности обработки скважин заключается в оценке параметров режима работы скважины до и после воздействия.

Для этого необходимо в работающей скважине перед проведением обработки уровнемером замерить динамический уровень жидкости и по пробам, отобранных на поверхности, определить процентное соотношение «нефть-вода», необходимо знать также дебит скважины и пластовое давление.

Истинное значение динамического уровня рассчитывается с учетом данных инклинометрии.

Если по данным инклинометрии известен отход скважины от вертикали, то истинный динамический уровень:

(4.3),

где

С - отход скважины от вертикали в точке замера динамического уровня.

Давление на забое Р_заб определяется:

(4.4), где

- средняя плотность жидкости по стволу скважины, г/смі;

g - ускорение силы тяжести, м/с²;

h - высота столба жидкости, м.

(4.5)

Разность между пластовым давлением Р_ил и давлением на забое при работе глубинного насоса дает величину депрессии на пласт:

(4.6)

Имея эти данные и дебит скважины можно определить коэффициент продуктивности скважины:

(4.7)

Если не представляется возможным замерить пластовое давление, Р_ил можно определить по карте изобарическим методом интерполяции или рассчитать из приведенного к вертикали значения статического уровня Н_ст и приняв среднюю по стволу плотность жидкости.

Эффективность обработки нагнетательной скважины оцениваются как отношение приемистости к разности давления на устье:

(4.8)

Таким образом, экологически чистая технология скважинного упругого резонансного воздействия на продуктивные пласты обеспечивает в различных геолого-технических условиях:

· повышение дебита эксплуатационных нефтегазовых и приемистости нагнетательных скважин в 2-8 раз;

· улучшение соотношения «нефть-вода» добываемого флюида;

· увеличение извлекаемых запасов нефти и газа на 10-15%;

· минимальные затраты материальных средств;

· эффективна также при обработке скважин при обводненности продукции более 75%.

5. Анализ возможного применения инновационной технологии - электрического каротажа через обсадную колонну перед проведением работ по повышению нефтеотдачи

Большинство месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки и оценка текущей нефтенасыщенности является важнейшей задачей с позиций выявления пропущенных залежей, оценки текущего состояния выработки коллекторов, положений контуров нефтеносности и уточнения положений не вырабатываемых участков залежи.

В настоящее время для получения информации о характере текущего насыщения коллекторов при исследовании через колонну применяются следующие технологии:

1. При проведении исследований в неперфорированных пластах:

* проведение временных измерений электромагнитными методами (ИК, ВИКИЗ, ДК) в скважинах со спущенными стеклопластиковыми хвостовиками (в Западной Сибири данная технология не получила широкого распространения);

* проведение временных измерений импульсными нейтронными методами (из-за низкой минерализации пластовых вод в Западно-Сибирском регионе данная технология недостаточно информативна для мониторинга нефтяных залежей);

* проведение С/О-каротажа (технология широко применяется на месторождениях Западной Сибири, но имеет ограничения в низкопористых коллекторах и интервалах перфорации);

* проведение электрокаротажа приборами ЭКОС (ООО НППГТ «Геофизика»), CHFR (Шлюмберже), TCRT (Бейкер Хьюз) [1,7];

* проведение волнового акустического каротажа [2].

2. При проведении исследований в перфорированных пластах:

* проведение измерений радиоактивного гамма-каротажа с закачкой в пласт короткоживущего радионуклида натрия-24;

* проведение измерений ИННК с закачкой в пласт солевых нейтронопоглощающих растворов;

* проведение электрокаротажа.

Российскими учеными разработан и запатентован аппаратно-программный комплекс наноэлектрических исследований обсаженных металлической колонной скважин - метод НЭК, который позволяет измерять электрическое сопротивление горных пород через металлическую обсадную колонну труб. В процессе проведения исследования прибор НЭК создаёт в обсадной колонне ток, распространяющийся вниз и вверх по колонне, возвращаясь к поверхностному электроду. Основная составляющая тока протекает по колонне, в то время как небольшая часть отходит в породу - именно эту компоненту измеряет прибор. Типичное сопротивление пород примерно в миллиард (10⁹) раз больше, чем сопротивление обсадной колонны, измеряемая разность потенциалов находится в диапазоне нановольт (10^-9). Радиус исследования методом НЭК составляет порядка 2 метров.

5.1 Теоретические основы метода наноэлектрического каротажа

В способе электрического каротажа обсаженных скважин, включающем измерение потенциала электрического поля и его второй разности при помощи многоэлектродного зонда второй разности, выполненного в виде измерительных и токовых электродов, используют зонд второй разности, конструктивно выполненный в виде трех эквидистантных измерительных электродов и двух токовых, верхнего и нижнего, электродов, которые расположены за пределами измерительных электродов симметрично относительно среднего измерительного электрода, в каждый из двух токовых электродов поочередно подают электрический ток от одного и того же полюса источника, и при каждой из подач тока измеряют потенциал электрического поля колонны в точке контакта среднего измерительного электрода, первую разность потенциалов на участке колонны между контактами двух крайних измерительных электродов и вторую разность потенциалов на том же участке колонны между контактами всех трех измерительных электродов, а в качестве параметра электрического каротажа обсаженных скважин используют удельное электрическое сопротивление окружающих колонну пластов горных пород.

Предлагаемый способ электрического каротажа обсаженных скважин, на результаты измерений которого неоднородности ствола обсаженной скважины практически не влияют, за счёт того, что электрическое поле вдоль колонны задают таким, чтобы кривая распределения потенциала вдоль этой колонны имела экстремум в области измерительных электродов. Достижение экстремума потенциала в месте нахождения измерительных электродов осуществляется при помощи двух источников A₁ и A₂, расположенных с обеих сторон на одинаковом расстоянии от среднего электрода N (точка измерения), и подбора в них токов таких величин, чтобы разность потенциалов между двумя симметричными относительно N электродами M₁ и MІ равнялась нулю. Достижение экстремума в точке измерения z = z_N означает исключение осевой составляющей тока I_z(z_N), которая в обсаженной скважине, при возбуждении исследуемой среды одним однополюсным источником, многократно больше (в миллионы раз) радиальной составляющей r(z_N).

Способ электрического каротажа обсаженных скважин, включающий подачу электрического тока, измерение потенциала электрического поля и его второй разности при помощи многоэлектродного зонда второй разности, выполненного в виде трех эквидистантных измерительных электродов и двух токовых, верхнего и нижнего, электродов, которые расположены за пределами измерительных электродов симметрично относительно среднего измерительного электрода, отличающийся тем, что в каждый из двух токовых электродов поочередно подают электрический ток от одного и того же полюса источника и при каждой из подач тока измеряют потенциал электрического поля в точке контакта среднего измерительного электрода с колонной, первую разность потенциалов на участке колонны между контактами двух крайних измерительных электродов и вторую разность потенциалов на том же участке колонны, а в качестве параметра электрического каротажа обсаженных скважин используют удельное электрическое сопротивление окружающих колонну пластов горных пород.

Внедрение предлагаемого способа в практику геофизических исследований скважины даст значительный экономический эффект, так как позволит контролировать в эксплуатируемых нефтяных скважинах уровень водонефтяного контакта там, где это невозможно по той или иной причине методами радиоактивного каротажа, например при низкой пористости пластов-коллекторов или если вода, подпирающая нефтяной пласт, опреснена.

5.2 Основные преимущества

Ранее основным геофизическим методом определения насыщенности был электрический каротаж, различающий нефтеносные и водоносные пласты по их электрическому сопротивлению. Однако этот метод нельзя применить для измерений в большинстве скважин на действующих месторождениях, поскольку эксплуатация месторождений включает в себя обсадку стенок скважин высокопроводящими стальными трубами, обеспечивающими долговременное использование скважин. Выявление и оценка характера насыщения пород за металлической обсадной колонной выполнялись только с применением ядерно-физических методов каротажа (например, углеродно-кислородный каротаж). Общими недостаткоми этих методов являются: малая зона исследований пластов -15-30 см от стенки скважины; невозможность исследования перфорированных интервалов; сложность интерпретации - необходимость множественных поправок, учёта пористости пород, глинистости, карбонатности, качества цемента и т.д.

Возможные области применения технологии измерения удельного электрического сопротивления пород через обсадную колонну (Рис. 5.2.):

1. Проведение исследований в новых скважинах:

* в случаях наличия осложнений в процессе строительства скважин, когда полноценно каротаж в открытом стволе скважины выполнить не удалось;

* при бурении горизонтальных скважин часто возникают осложнения и для снижения аварийной опасности возможно определение текущей насыщенности после спуска обсадной колонны;

* в случаях выполнения бурения в сложных геолого-промысловых условиях, с целью исключения рисков потери ствола скважины, каротаж в открытом стволе скважины не проводился.

2. Проведение исследований в старом фонде скважин:

* обнаружение и оценка неизвлеченных углеводородов;

* интервалы пластов на момент бурения скважины не представляли интереса для недропользователя;

* при мониторинге изменений насыщенности;

* оценка изменения контактов (ГНК, ГВК, ВНК);

* оценка восстановившихся залежей углеводородов.

По имеющемуся производственному опыту и литературным данным в таблицах 5.1 и 5.2 приведены области применения ЭКОС в сравнении с другими методами изучения нефтенасыщенности в обсаженных скважинах, а также представлены сравнительные характеристики методов, позволяющих решать поставленные задачи.

Таблица 5.1

Таблица 5.2

Таблица 5.3. Сравнительные характеристики аппаратуры электрического каротажа через обсадную колонну

Применение метода НЭК позволяет надежно определять текущее нефтенасыщение в процессе эксплуатации, что особенно важно для мониторинга добычи нефти и газа на длительно разрабатываемых месторождениях и выявления невыработанных участков пластов. Включение в разработку этих невыработанных запасов повышает полноту извлечения нефти из недр, конечную нефтеотдачу пластов и дает дополнительную добычу.

Практическая ценность созданной новой технологии заключается в том, что для увеличения добычи нефти и газа на старых нефтегазоносных месторождениях можно не проводить дополнительные дорогостоящие поисково-разведочные работы. Достаточно провести исследования новой технологией и, в лучшем случае, подремонтировать или оживить давно пробуренную законсервированную скважину.

5.3 Методика проведения работ

1. На устье рабочей скважины - установка электрода N_уд.

2. На устье соседней скважины - установка токового

электрода B, либо металлических штырей в землю.

3. Прибор спускается на необходимую глубину.

4. Электроды прижимаются механически к колонне.

5. Проводится измерение на точке:

a) Подача тока через электрод A₁ - накопление

статистики в измерении разности потенциалов M₁ - N, MІ - N.

b) Подача тока через электрод A₂ - аналогичное

накопление статистики.

c) Измерение разности потенциалов N - N_уд.

d) Расчёт удельного сопротивления пород.

e) Запись значения в las-формате.

6. Прибор поднимается на следующую точку выше.

5.4 Результаты применения НЭК

В соответствии с техническим заданием планируется провести работы по каротажу и повышению нефтеотдачи 2 скважин на территории Селияровской площади Приобского месторождения в ХМАО - Югре. По результатам работ будут решены следующие задачи:

1. Количественная оценка дебита скважин и их контрольных параметров.

2. Выводы по обработке скважин с целю повышения извлекаемых запасов УВ.

3. Выдача рекомендаций по дальнейшей эксплуатации скважины.

Также рассмотрена перспектива применения инновационной технологии, такой как, нанокаротаж, перед проведением работ по повышению нефтеотдачи.

Список использованной литературы

1. Дворкин В.И., Орлинский Б.М Обработка результатов ГИС, анализ выработки запасов нефти и разработка рекомендаций по совершенствованию разработки Мамонтовского и Приобского месторождений. - ОАО НПФ «Геофизика», Отчет, Уфа-2003 г.

2. Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. Новые возможности геофизики при оценке извлекаемых запасов на поздней стадии разработки месторождений // «Нефтяное хозяйство», вып. 11, 2004. С. 53-56

3. Конторович А.Э., Сурков В.С. Западная Сибирь // Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т.2 - СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2000 г.

4. Леонтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С., Малыхин А.Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. М., Недра, 1974 г.

5. Нежданов А.А. Основные закономерности строения сейсмостратиграфических комплексов неокома Западной Сибири // Геофизические методы при обосновании объектов нефтепоисковых работ в центральных районах Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988, с. 62-70

6. Технологическая схема разработки Приобского месторождения. ОАО «Юганскнефтегаз». - ЗАО «ИЦ ЮКОС», Москва, 2001.

7. Технико-экономическое обоснование применения методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз». Договор H.91.91.56.44.00, Тюмень, 2001, Рук. Гусев С.В., СибНИИНП.

8. Хаматдинов Р.Т. Велижанин В.А. Череменский В.Г. С/О - каротаж - перспективная основа современного геофизического мониторинга нефтяных месторождений // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 125-126. С. 4-23

Размещено на Allbest.ru