Основные задачи ГИС-контроля в обсаженных скважинах

Технические задачи

1.Контроль перфорации , контроль совершенства вскрытия.

2.Уточнение глубины подвески НКТ, положения других элементов конструкции скважины или подземного оборудования

3.Определение интервалов негерметичности обсадных колонн и НКТ.

4.Изучение текущего состояния колонн

5.Оценка текущего состояния цементного камня, его плотности и характера распределения за колонной , выявление зон гидрато- и солеобразований.

Технологические задачи

1.Изучение термобарических условий в скважине.

2.Изучение фазового состояния флюида в стволе скважины.

3.Выявление перетоков между продуктивными пластами по стволу скважины и по законному пространству.

4.Оценка их интенсивности , выявление причин заводнения и интервалов поступления воды в ствол действующей скважины.

5.Определение суммарных фазовых дебитов и функции скважины , оценка ее фазовой продуктивности.

Геолого-промысловые задачи

1.Оценка характера насыщения пластов –коллекторов , коэффициент текущей газо- и нефтенасыщенности.

2.Уточнение интервалов дренирования, охвата выработкой и заводнением , оценка профилей притока и приемистостей.

3.Определение пластовых фазовых дебитов.

4. Определение фильтрационных характеристик продуктивного пласта , оценка пластовых давлений и температур.

Системный ПГК и его комплексирование

Под системностью контроля за разработкой месторождения понимают восприятие объекта изучений как целостность системы , состоящей из комплекса элементов разной сложности находящихся во взаимосвязи и взаимодействии.

Системность подхода в изучении сложно-организованной технической структуры залежи подразумевает необходимость широкого использования или количественных комплексных повторяющихся промысловых и геофизических исследований.

Принципы контроля разработки могут быть определены в соответствии:

- с поставленными задачами и обеспеченностью их решения средствами промыслово-геофизического контроля или геомоделирования.

- с особенностями геологического строения и принятой системой эксплуатации месторождения , стадией его разработки и обводнения.

- с полнотой или достоверностью полученного информационного обеспечения.

БИЛЕТ 10

Назначение и область применения системных обработок призабойной зоны, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.).

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Цель осуществляемых в настоящее время обработок скважин – воздействие на отдельные скважины, которые как бы «отрываются» от всего пласта и совокупности нагнетательных и добывающих скважин, участвующих в процессе разработки.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

o в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

o в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Дострел производится с целью более полной выработки всей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Поэтому он может производиться при эксплуатации мощных пластов, в которых первоначально перфорацией вскрывают не всю нефтенасыщенную часть.

Необходимость в перестреле пласта возникает, если:

- при освоении скважины после бурения вызов притока из пласта затруднен

- при переводе добывающей скважины под нагнетание воды по маломощным и низкопроницаемым пластам после полного обводнения пластов с лучшими коллекторскими свойствами.

ГДИС в пластах, вскрытых трещиной ГРП.

Среди всех известных методов ГДИС, используемых для определения фильтрационных параметров пласта, геометрии и проводимости трещины после ГРП, наиболее предпочтительным является исследование с регистрацией кривой восстановления давления (КВД) на забое скважины. В скважинах, эксплуатируемых с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), можно проводить исследование КВД с высокой точностью с предварительным спуском автономного глубинного манометра ниже УЭЦН. Исследование включает фиксирование участка изменения забойного давления - кривую падения давления (КПД) после ввода насоса в работу и замеры дебита скважины с последующей регистрацией участка КВД после ее остановки. В зависимости от проницаемости пласта исследование занимает примерно 1,5 – 2 мес с последующим извлечением оборудования. Наиболее корректные данные о параметрах пласта и трещины можно получить по КВД. Данные, полученные по КПД, имеют погрешность, так как при запуске в работу скважины сначала происходит приток к ней жидкости глушения и только затем поступает пластовый флюид. На этапе принятия решения о выборе скважин-кандидатов для проведения ГРП данные о характеристиках пласта могут быть получены из исследования кривой восстановления уровня (КВУ). Результаты исследований до и после проведения ГРП позволят наиболее точно оценить эффективность выполненного в скважине мероприятия.

В результате анализа КВД по скважине с трещиной определяются следующие параметры, позволяющие оценить качество проведения ГРП: - проводимость трещины (коэффициент Fcd), характеризующая реальную проводимость проппантной пачки в трещине; - полудлина трещины Lf , характеризующая работающую длину трещины; - скин-фактор поверхности трещины, дающий представление о степени ухудшения процессов фильтрации через поверхность трещины (вследствие проникновения жидкости ГРП в пласт, коркообразования полимерных остатков, несовместимости жидко- сти ГРП с горными породами и пластовыми жидкостями); - фактический отрицательный скин-фактор (псевдорадиальный скин-фактор), позволяющий оценить безразмерный коэффициент продуктивности скважины.

БИЛЕТ 11

Основные показатели при анализе разработки нефтяных и газовых месторождений

Динамика изменения:

1. фонда скважин

2. дебитов нефти, газа и воды

3. закачки воды (газа)

4. пластового и забойного давления

5. газового фактора

6. контуров нефте- и газоносности

7. данных о проведенных геолого-технических мероприятиях (ГТМ)