В.Г.Каналин С.Б.Вагин М.А.Токарев ГАЛанчаков В.А.Тимофеев 2 страница

1.3. Основные категории бурении на нефть и газ

и группы скважин при

В соответствии с "Классификацией скважин, буримых при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)" все скважины подразделяются на следующие категории и группы:

Категории

Группы первая, вторая

Опорные Параметрические Структурные Поисковые Разведочные Эксплуатационные

оценочные, добывающие, нагнетательные, наблюдательные

Специальные

для сброса промысловых вод, ликви­дации открытых фонтанов нефти и газа, целей подземного хранения газа, на техническую воду

2* 19

Цель бурения опорных скважин - изучение геологического строения и гидрогеологических условий крупных геоструктурных элементов (регионов), определение общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины подразделяются на две группы.

Первая группа - скважины, закладываемые в районах, не исследованных бурением, для всестороннего изучения разреза осадочного чехла и установления возраста и вещественного состава фундамента (в тех случаях, когда последний может быть вскрыт данной скважиной). При бурении этих скважин осуществляется комплекс геологофизических и лабораторных исследований, предусмотренный соответствующей инструкцией.

Вторая группа - скважины, закладываемые в относительно изученных районах для всестороннего исследования нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ. Комплекс исследований этой группы скважин определяется проектом. Для неизученной части разреза комплекс исследований устанавливается в соответствии со специальной инструкцией.

Как правило, опорные скважины закладывают в благоприятных структурных условиях. Бурят их до фундамента, а в областях глубокого его залегания - до технически возможных глубин.

Результаты бурения и научной обработки материалов опорных скважин используются для подсчёта прогнозных запасов нефти и газа.

Цель бурения параметрических скважин - изучение глубинного геологического строения, сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявление наиболее перспективных районов для детальных геологопоисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

Структурные скважины бурят: 1) для подтверждения и подготовки площадей (структур) к поисково-разведочному бурению, когда решение этих задач геофизическими методами затруднительно и экономически нецелесообразно; 2) в сложных геологических условиях в комплексе с геофизическими методами для уточнения деталей строения площади, прослеживания

20-

нарушений, перерывов в осадконакоплении и др; 3) в комплексе с геофизическими методами для установления возраста пород, а также для получения данных об их физических параметрах, проверки положения опорных горизонтов, выделенных по данным геофизических исследований. Скважины этой категории, как правило, бурят до маркирующих горизонтов, по которым строятся структурные карты.

Поисковые скважины закладывают на площадях, подготовлен­ных геологопоисковыми работами (геологической съёмкой, струк­турным бурением, геофизическими и геохимическими исследова­ниями или комплексом этих методов) с целью открытия новых месторождений нефти и газа, а также и на ранее открытых место­рождениях с целью поисков новых залежей нефти и газа. В результате бурения поисковых скважин могут быть приращены запасы категорий С;? и С-].

К поисковым относятся все скважины, заложенные на новой площади, до получения первого промышленного притока нефти или газа из данного горизонта, а также первые скважины, зало­женные на те же горизонты в обособленных тектонических блоках, или скважины, заложенные на новые горизонты в пределах место­рождения, - также до получения первых промышленных притоков нефти и газа.

Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотноше­нии и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки залежи.

Разведочные скважины, в которых получены промышленные притоки нефти или газа, как правило, вводят в пробную эксплуатацию с целью получения исходных данных для составления технологических схем или проектов разработки.

Цель бурения эксплуатационных скважин - разработка и эксплуатация залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные, добывающие, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

Оценочные скважины бурят на разрабатываемую или подготавливаемую к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи для дополнительного обоснования рациональной разработки и эксплуатации залежи.

Добывающие скважины бурят для извлечения нефти и газа из залежи. В нагнетательных скважинах осуществляются

-21

мероприятия воздействия на эксплуатируемый пласт. В наблюдательных скважинах проводится систематическое наблюдение за изменением давления, положением водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов в процессе эксплуатации пласта.

Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных хранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

1.4. Методы геологического изучения месторождений нефти и газа в процессе поисково-разведочных работ

После получения на новом месторождении промышленных притоков нефти проводят следующее:

1) намечают геологоразведочные работы для оценки в целом всего месторождения;

2) планируют работы по оконтуриванию данного продуктивного пласта;

3) составляют план изучения данных бурения скважин и исходных геологопромысловых данных по данному пласту с целью проектирования его разработки.

При планировании геологоразведочных работ решаются две важные задачи:

1) выявление новых полей и участков в пределах уже выявленных нефтяных и газовых залежей;

2) разведка и установление новых нефтеносных свит и горизонтов, которые обычно залегают ниже разведанных нефтяных и газовых залежей, в пределах которых уже планируется эксплуатационное бурение.

В последнем случае нефтяные или газовые залежи могут смещаться по нижележащим горизонтам за счет следующих факторов: 1) наклона оси складки; 2) наличия опрокинутых складок; 3) наличия тектонических нарушений; 4) перерывов в осадконакоплении; 5) наличия биогермных сооружений (рифов).

С учетом геологических особенностей вновь открытых залежей устанавливают их границы, т.е. оконтуривают. При этом применяют различные системы расположения скважин.

1. Вкрест простирания залежи, т.е. по профилям. Скважины при этом способе планируют последовательно - "от известного к

-22-

неизвестному".' Обычно этот способ применяется для узких брахиантиклинальных структур. Недостатком профильного расположения скважин является отсутствие геологопромысловой информации между профилями, что затем отрицательно сказывается на выборе систем размещения эксплуатационных скважин.

2. Треугольная система, которая применяется обычно для пологих структур, ширина которых превышает 5-6 км. Последовательность бурения скважин также "от известного к неизвестному".

3. Оконтуривающие скважины проектируются по кольцу. Данная система размещения скважин планируется для овальных изометрических структур. В случае больших размеров залежи проектируется несколько "колец" скважин. Недостаток данной системы также заключается в отсутствии информации между системами скважин.

4. Квадратная система, при которой последовательность скважин бурения также зависит от получения необходимой геологопромысловой информации. Преимущество рассматриваемой системы заключается в получении равномерной информации по той или иной залежи.

В процессе разведки газовых месторождений расстояния между разведочными скважинами могут быть несколько увеличены по сравнению с таковыми для нефтяных залежей, возможно увеличение в 1,5 раза. Однако, как показывает практика разработки газовых залежей, за счет уменьшения количества разведочных скважин (и соответственно сокращения геологопромысловой информации) значительно уменьшается конечный коэффициент газоотдачи, который колеблется от 0,75 до 0,95.

После оконтуривания нефтяной или газовой залежи приступают к планомерному изучению геологопромысловых параметров, необходимых для проектирования разработки.

1.5. Геологическая служба буровых и нефтегазодобывающих предприятий

В соответствии с типовым "Положением о ведомственной геологической службе" геологическая служба выполняет следующий комплекс работ.

1. Обеспечивает подготовку точек для бурения новых скважин,

-23-

для этого составляет планы разведочного и эксплуатационного бурения; подготовляет соответствующую геологическую докумен­тацию (геологические, структурные и другие карты, профили, акты о заложении скважин, геологические отчеты и т.п.); обес­печивает (согласует) отвод земли для благоустройства скважин.

2. Осуществляет топогеодезические и маркшейдерские работы (определяет планововысотное положение точек геологических, геофизических и других исследований; составляет маркшейдерские планы месторождения и планы горных и земельных отводов); проводит съемку стволов скважин;

анализирует данные бурения скважин, ведет геодезические наблюдения за оседанием поверхности над разрабатываемыми залежами, за просадками вокруг скважин, оползневыми явлениями в зоне промысловых сооружений.

3. Обеспечивает геологический контроль за бурением и освоением скважин.

4. Осуществляет контроль за состоянием сырьевой базы и обеспеченностью предприятий запасами нефти и газа, анализирует эти данные и разрабатывает мероприятия по обеспеченности предприятий запасами, проводит дораз-ведку месторождений с целью уточнения количества и качества запасов.

5. Изучает геологические, горнотехнические, гидро­геологические условия разработки месторождений, участвует в составлении документов по проектированию разработки, контролирует их реализацию, т.е. осуществляет геологопромысловый контроль за разработкой.

6. Подготовляет геологопромысловые данные для планирования добычи нефти и газа и участвует в планировании.

7. Осуществляет комплексное изучение месторождений, оценивает практическое значение как основных, так и совместно с ними залегающих (попутных) полезных ископаемых и заключенных в них ценных компонентов, устанавливает возможности наиболее полного использования минерального сырья на экономически рациональной основе.

8. Обеспечивает сохранность всей полученной геологической документации, керна, шлама, проб флюидов.

9. Разрабатывает предложения по совершенствованию мето­дов геологического изучения разрабатываемых месторождений, проводит контроль за сохранностью скважин, устанавливает порядок их ликвидации.

10. Осуществляет контроль за выполнением требований по охране недр, за наиболее полным извлечением флюидов.

11. Выполняет контроль за охраной окружающей среды.

-24-

12. Проводит лицензирование на право разработки нефтяных и газовых месторождений.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 1)

1. Какие типы залежей существуют, в чем их отличие?

2. Какие выделяются стадии и этапы геологоразведочных работ на нефть и газ?

3. На какие категории подразделяются скважины при геолого­разведочных работах и при разработке месторождений углеводородов?

4. Какие задачи решаются при бурении опорных и параметрических скважин?

5. Для каких целей бурятся специальные скважины?

Глава JL

Методы получения геологопромысловой информации о залежах и первичная геологическая документация

2.1. Методы изучения нефтяных и газовых залежей и обобщения геологопромысловой информации

От качества и полноты получаемой геологопромысловой информации зависят правильность и объективная оценка запасов нефти и газа, правильность составления документов по проектированию разработки, полнота выработки залежей и величина конечного коэффициента нефтеотдачи.

Существующие в настоящее время методы получения

-25-

геологопромысловой информации о продуктивных пластах и залежах нефти или газа можно подразделить на девять основных групп.

1. Методы, основанные на изучении залежей продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин.

2. Геофизические методы изучения разрезов скважин, продуктивных пластов.

3. Гидродинамические методы изучения скважин, нефтяных (газовых) залежей.

4. Методы изучения разрезов скважин с помощью дебитомеров и расходомеров.

5. Геохимические методы изучения продуктивных пластов.

6. Методы изучения разрезов скважин по буримости пород.

7. Термометрические методы изучения нефтяных (газовых) залежей.

8. Методы получения информации на основе анализа материалов эксплуатации добывающих скважин в процессе разработки нефтяных залежей.

9. Геологопромысловые методы, позволяющие на основе обобщения комплекса всех получаемых материалов приобретать соответствующую информацию о нефтяной залежи.

Рассмотрим каждую группу методов более подробно.

2.1.1. Методы, основанные на изучении залежей продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин.

Эти методы в нефтепромысловой практике принято называть прямыми, с их помощью можно судить непосредственно о литологическом строении пластов, коллекторских свойствах, нефтенасыщенности, физико-химических свойствах нефти, газа и воды. Эти методы позволяют получить наиболее объективную характеристику о залежах продуктивных пластов.

Разрезы скважин, продуктивных пластов изучают по образцам горных пород - керну и шламу, которые извлекаются в процессе бурения на поверхность. Кроме того, из скважин отбирают образцы горных пород боковым грунтоносом.

Извлеченные на поверхность образцы горной породы из того или иного продуктивного пласта направляют в лабораторию, где

-26-

определяются. гранулометрический состав пород, пористость, проницаемость.

Комплексная обработка результатов лабораторных определений позволяет рассчитать коэффициенты однородности, сортировки, медианный диаметр зерен. В значения пористости и проницаемости вводятся соответствующие поправочные коэффициенты, установленные В.М. Добрыниным для больших давлений и высоких температур на больших глубинах. Параллельно по другой части образцов определяются эффективная (фазовая) и относительная проницаемости, водонасыщенность, нефтегазонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения.

Кроме того, в процессе бурения, опытной и промышленной эксплуатации нефтяных месторождений отбирают пробы нефти и пластовой воды, которые также направляют в лабораторию, где оценивают плотность и вязкость нефти в поверхностных и пластовых условиях, объемный, пересчётный коэффициенты, коэффициент усадки, поверхностное натяжение. По пробам пластовой воды определяют ее химическую характеристику, плотность, удельный объем, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, вязкость, поверхностное натяжение.

Устанавливается отношение вязкости воды к вязкости нефти, а также плотность воды к плотности пластовой нефти.

Таким образом, прямые методы исследования скважин дают наиболее полную и объективную оценку продуктивных пластов и нефтяных залежей, но в отдельных их точках.

2.1.2. Геофизические методы изучения разрезов скважин

Геофизические исследования можно разделить на пять групп: 1) изучение разрезов скважин и последовательности напластования; 2) изучение характера нефтегазонасыщенности продуктивных пластов; 3) определение коллекторских свойств пластов; 4) контроль за состоянием разработки нефтяных и газовых залежей; 5) определение технического состояния скважин. Геофизические методы включают электрический, радиоактивный, акустический каротаж, а также другие специальные виды исследования скважин.

Геофизические исследования проводятся практически во всех пробуренных скважинах. Регистрируемые при каротаже изменения

-27-

геофизических параметров с глубиной дают объективную, а также непрерывную характеристику пройденных скважиной пород. Это позволяет получить разностороннюю информацию о геологическом строении как в целом всего разреза, так и отдельных продуктивных пластов.

В процессе геологической интерпретации геофизических исследований устанавливают такие важные характеристики как литологическое строение продуктивных пластов, их границы (кровля и подошва), общую и эффективную толщины пластов, последовательность напластования, коллекторские свойства (пористость, проницаемость), глинистость, нефте-газонасыщенность, разделы газ-вода (ГКВ), вода-нефть (ВНК), газ-нефть (ГНК). Кроме того, осуществляют контроль за разработкой залежей.

При изучении последовательности напластования могут быть отмечены следующие случаи.

1. Нормальное залегание пластов. При этом в каждой скважине будет наблюдаться повторение максимумов и минимумов кривой КС, соответствующих тем или иным пластам при горизонтальном или моноклинальном их залегании.

2. Наличие в разрезе тектонического нарушения - сброса. В этом случае на каротажной диаграмме в скважине, вскрывшей сброс, будет наблюдаться выпадение ряда пластов за счёт их опускания по плоскости сбрасывателя по сравнению с разрезами соседних скважин, где данное нарушение отсутствует.

3. Наличие в разрезе тектонического нарушения - взброса. На каротажной диаграмме скважины, вскрывшей взброс,

отмечается повторение части разреза за счёт его подъёма по

плоскости сбрасывателя.

4. Наличие опрокинутой складки. В ядре такой складки наблюдаются наиболее древние породы, к периферии - более молодые, поэтому на каротажных диаграммах фиксируется повторение слоев от более молодых к древним, а затем снова - от более древних к молодым.

5. Наличие фациальных замещений продуктивных пластов. В процессе детальной корреляции разрезов скважин на основе сопоставления комплекса промыслово-геофизических материалов устанавливается степень замещения.продуктивных пластов глинистыми, плотными породами. На основе анализа получаемых результатов делается вывод о макронеоднородности пластов. При этом продуктивный пласт может: а) расслаиваться глинистыми породами на ряд проницаемых пластов и пропластков; б) частично замещаться плотными породами в кровельной и подошвенной частях; в) полностью замещаться плотными породами на

-28-

небольших локальных участках. Кроме того, по положению относительно залежи нефти выделяются следующие неоднородности: а) краевые; б) центральные; в) площадные, расположенные локально по всей площади залежи.

6. Наличие размывов и перерывов в осадконакоплении. Для количественной оценки неоднородности рассчитываются коэффициенты, характеризующие выдержанность пласта, его расчлененность, литологическую связанность и песчанистость. Основой для расчета служат материалы детальной корреляции, литолого-фациальные и зональные карты.

В практике разработки нефтяных месторождений большое значение имеют геофизические методы контроля и регулирования этого процесса. Среди них можно отметить следующие: 1) изу­чение распределения жидкости по стволу скважины; 2) анализ продвижения текущих контуров нефтеносности и обводнения эксплуатационных объектов.

Для решения этих задач используются расходомеры, дебитомеры, резистивиметры, плотностномеры, влагомеры, термометрия, ИНН К, локатор муфт и т.д.

Таким образом, косвенные геофизические методы позволяют получить весьма обширную информацию о залежах продуктивных пластов.

2.1.3. Гидродинамические методы

Гидродинамические исследования пластов и скважин по сравнению с прямыми и геофизическими исследованиями позволяют изучить гораздо большую часть нефтяных залежей. Объём исследованной части пласта по лабораторным анализам образцов керна, по данным М.Н. Кочетова, колеблется от 0,00004 до 0,00016 %, геофизическим данным от 0,022 до 0,088 %, гидродинамическими исследованиями - от 35,3 до 70,6-100 %.

Среди гидродинамических исследований пластов и скважин выделяются методы установившихся и неустановившихся отборов, гидропрослушивания и самопрослушивания скважин. Технология и методика проведения этих исследований подробно описаны в соответствующей литературе.

Метод установившихся отборов заключается в том, что на каждом режиме эксплуатации скважины (при изменении диаметра штуцера) должны быть доведены до постоянной величины забойное давление (^заб) ^и дебит нефти (Q), которые постоянно

-29-

фиксируются на каждом режиме. Для каждого режима рассчитывается депрессия Др=(рпд - ^заб)' затем в координатах

Д/?, Q строится индикаторная кривая, по прямолинейному участку рассчитывается коэффициент продуктивности (К).

Затем определяются фильтрационные характеристики ближайшей к скважине зоны пласта: проницаемость (А-др),

гидропроводность (КН/ /л), проводимость (k^pH), подвижность (k^/ju) на основе формулы Дюпюи для установившегося радиального притока однородной жидкости:

fc

'пр

(2.1)

A-.Jln.-+CJ 1лН

где fcnp " проницаемость коллектора, м²; К- коэффициент

продуктивности; т/(сут-0,1МПа); /л- вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с; R - радиус дренирования скважины, см; г -приведённый радиус скважины, см; С - коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия; Н - эффективная мощность (толщина) пласта, см.

Следует заметить, что определяемый по индикаторным кривым коэффициент продуктивности скважин - весьма важный геологопромысловый параметр. Он количественно характеризует условия фильтрации жидкости в той или иной скважине. Коэффициент продуктивности в последние годы стал широко учитываться при расчётах добычи нефти в процессе проектирования разработки нефтяных месторождений Татарии, Башкирии, Западной Сибири.

Другая группа методов исследования скважин, основанная на теории неустановившейся фильтрации жидкости в залежи, позво­ляет определять параметры пласта без предварительного учёта радиуса скважины, радиуса дренирования скважины и коэффи­циентов дополнительных фильтрационных сопротивлений. Эти методы предусматривают построение кривых восстановления дав­ления (КВД), которые обрабатываются по методикам, предложен­ным различными исследователями. По результатам их обработки устанавливают проницаемость, гидропроводность, пьезопро-водность, подвижность, проводимость удалённых зон пласта.

В промысловой практике наиболее часто для обработки КВД используется метод касательной, который позволяет рассчитать

-30-

параметры пласта как при Дщ > д,ад, так и при д^д < д^ас • И³

в

кривых восстановления давления, построенных в координатах ^pfilgt, вначале наблюдается резкое нарастание крутизны, а затем постепенный переход к прямолинейному участку. По углу наклона этой прямой, представляющего тангенс угла прямолинейного участка к оси времени, рассчитывается величина

tg,= _ А?2 - Дй (2.2)

где Дд и Дд - точки значений депрессии на прямолинейном участке кривой; Igr^ и lg?i - соответствующие значения

логарифмов времени.

Коэффициент проницаемости

-пр ~ _ 2,3. Qn

(2.3.)

где Q - суточный дебит нефти в скважине до её остановки, т/сут; /л - вязкость пластовой нефти, мПа-е; Н - эффективная толщина пласта, см.

На основании этой формулы (2.3) находится значение гидропроводности (e=knpH/f^), подвижности (k^p/fi), проводимости

(А:пр77), пьезопроводности(ае).

При гидропрослушивании выбирают две скважины возмущающую и реагирующую. В реагирующую скважину опускают глубинный дифференциальный манометр ДГМ-4, с помощью которого улавливается импульс давления от возмущающей скважины. В результате фиксации повышенного импульса давления строится экспериментальная кривая, которая накладывается на теоретическую кривую и совмещается почти до полного совпадения обеих кривых. Затем с помощью палетки определяются фильтрационные параметры наиболее удаленных участков пласта: проницаемость, гидропроводность, проводимость, подвижность, пьезопроводность.

Отсутствие импульса в реагирующей скважине свидетельствует либо о наличии каких-то лиТЬлогических экранов, либо о замещении продуктивных пластов плотными глинистыми

-31 -

породами. Это позволяет применять метод гидропрослушивания для установления гидродинамической связи: а) между нефтяной и законтурной частями залежи; б) между отдельными участками залежи; в) между отдельными пропластками крупных нефтяных пластов или горизонтов.

Таким образом, гидродинамические методы исследований пластов и скважин позволяют получить весьма значительную геологопромысловую информацию о нефтяных залежах.

2.1.4. Методы изучения разрезов скважин с помощью дебитомеров и расходомеров

Установление истинной величины работающей толщины эксплуатационных объектов имеет громаднейшее значение для установления отборов нефти, проектирования систем поддержания пластового давления, т.е. прогнозирования методов регулирования процесса разработки в пределах каждого объекта разработки. Это весьма важно и для вычисления соответствующих параметров (например, послойной неоднородности) при расчёте годовых и накопленных отборов нефти.

Кроме того, комплексная обработка дебитограмм и расходограмм позволяет определить величину коэффициента охвата при закачке воды в пласт с целью поддержания пластового давления. В то же время следует помнить, что величина работающей мощности с ростом депрессии будет увеличиваться. Для решения этой задачи привлекаются два типа дебитомеров:

термоэлектрические - СТД-2; гидродинамические РГТ-1, РГД-2М. При интерпретации этих исследований по СТД-2 чётко выделяются работающие интервалы пласта толщиной до 0,4 м, но они не позволяют оценить характер распределения дебита по отдающим пропласткам. Небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти могут быть вообще не зафиксированы.

Приборы типа РГТ-1, наоборот, позволяют получить количественную характеристику профиля притока пластов, но с менее чёткой их фиксацией на диаграмме. Кроме того, эти приборы помогают выявить небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти.

Например, на одном из месторождений Западной Сибири были перфорированы пласты АВз, АВз, АВ4-5. Как показали исследования дебитомерами, из перфорированного интервала пластов, достигающего 40 м, работает только 10,8 м (верхняя часть пласта АВ4-5). На другом месторождении при совместной

-32

перфорации пдастов БСч+БС^-з+БС-ю нижний пласт вообще не работает. Аналогичная картина наблюдается на месторождении, где совместно эксплуатируются пласты БСз+БСе+БСз, однако работает лишь пласт БС@. На другом месторождении работающая толщина пластов колеблется от 10 до 53 %, составляя в среднем всего 29 %.

Определение профиля притока в нагнетательных скважинах необходимо для установления истинных интервалов перфорации, оценки послойной неоднородности, прогнозирования выработки запасов из залежи, продвижения фронта закачиваемой воды и проектирования всех систем регулирования разработки эксплуатационных объектов. Исследования скважин глубинными расходомерами позволяют определить и сопоставить величины охвата пластов закачкой при нагнетании воды с аналогичными величинами при изучении профилей оттока по ближайшим эксплуатационным скважинам, а также следить за изменением динамики закачки воды во времени.

Например, при исследовании одной из нагнетательных скважин (пласты АВз-з) расход воды составил 1450 мЭ/сут; интервал перфорации 1804-1841 м, 1849-1854 м. С помощью магнитного локатора муфт фактический интервал перфорации установлен в интервалах 1804,4-1841,8 м; 1849,6-1854,6 м. По данным РГТ-1 уход воды зафиксирован лишь в интервалах 1836-1837 м; 1837,8-1838,6 м; 1840,2-1841 м. Коэффициент охвата пласта заводнением составляет всего 0,049.

Дата добавления: 2014-12-27