министерство нитяной яроышйыности

ВСЕСОЮЗНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССйВДОААТгЖЬСКИЯ ИНСТИТУТ (Ш)

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАтО-ИСШЩОШМЬСКИЙ ИНСТИТУТ ншепрошслозоя

ГЕОФИЗИКИ

РУКОВОДСТВО ПО ПРКШЕНШ ГЕШОРО-ПЗМШЧЕШИХ,

гидщиншчшш и шшо-хшчаских

МЕТОДОВ ДНЯ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ.

масгоговдзшй

РД 39-4-699-82

Москва, 1982

министерство нитяной лроышенности

ВСЕСОЮЗНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССйВДОААТгЖЬСКИЯ ИНСТИТУТ (Ш)

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИСШЕЦОЖКЙЬСКИЙ ИНСТИТУТ НЖЕЯЮАЫСЛОВЭЯ

ГЕОФИЗИКИ

руководство по пршшению гшлого-гшаизичшш,

ГЙДН5ДИШШЧШШ и шш-хшчаских МЕТОДОВ ДНЯ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ. МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РЦ 39-4-699-82

Москва, 1982

в

пласта прекращается не мнгновенно (в насосной скважине, например, после отключения глубинного насоса продолжается-постепенно затухающий приток п межтрубное пространство, заполненное газом), то в пропессе исследования регистрируется и изменение дебита во времени.

В результате обработки материалов исследований скважины методом восстановления давления определяются комплексные параметры: гидропроводность и отношение пьезогтроводности к приведенному радиусу скважины.

При исследовании методом восстановления давления наиболее точно определяется пиезопроводность пласта. Чозфйиготент гтъезо-проводности и приведенный радиус скважины оцениваются с меньшей точностью, т. к. для разделения комплексного параметра, в сос- . тав которого они входят, используются недостаточно надежные данные об упругих свойствах пласта. Однако, метод восстановления давления - единственный метод расчета приведенного радиуса, важной характеристики состояния призабойной зоны скважшш.

Теория метода восстановления давления достаточно полно разработана для случаев фильтрации жидкостей и газа и пока не разработана для случая фильтрации газированной жидкости.

2.1.3. Метод исследования взаимодействия скважин

Метод исследования взаимодействия скважин (гидропрослутпи-вание) используется для определения осредненных значений параметров гилропроводности и пьезопроводности пластов на участках м°жду выбранными парами исследуемых скважин в условиях нечета^ навившейся фильтрации жидкости. При зтом решается также качественная задача: установить наличие или отсутствие луфодинами-* ческой связи по пласту между забоями исследуемых скважин.

Для исследований выбираются минимум две скважины. С дна из

9

них, по которой производится контролируемое изменение дебита, называется возмущающей, .другая, в которой наблюдается изменение забойного давления, вызванное данным возмущением, называется реагирующей.

Наиболее простым с топки зрения технологии исследования и интерпретации результатов является изменение дебита возмущающей скважины на постоянную величину или изменение дебита по периодическому закону.

Теория метода исследования взаимодействия скважин разработка для случаев фильтрации в пласте жидкостей при давлениях выше давления насыщения.

Метод позволяет определить коэффициент пьезопроводности . пласта в зоне между скважинами, не используя при обработке дополнительных данных.

2.2. Промыслово- геофизические метода исследования

©кважин    '

Геофизические исследования проводитея как в открытом стволе бурящихся скважин, так и в обсаженных стволах (перфорированных и неперфорированных).

Исследования, проводимые в открытом стволе, дают информа-пию о геологическом строении объекта разработки, коллекторских, свойствах и насыщенности продуктивных пластов. В скважинах, бу*. рящихся на разрабатываемых участках залежей, получают также информацию о процессах, происходящих в зале»: обводнении про-

дуктивного разреза, изменениях пластовых давления и температур, а в благоприятных условиях - текущей и остаточной несЬтенасы-шенности пластов» Эти данные используются непосредственно для целей контроля разработки.

Методы, применяемые для исследования разреза в открытом стволе, достаточно хорошо известны и в. данном руководстве нет необходимости останавливаться на них подробно.

Достоверность получаемой -информации определяется наличием комплекса данных о физических свойствах пород, получаемых независимыми методами (различные модификации электрометрии и радиометрии, термометрии, акустические и другие методы) и наличием уточненных для условий данного разреза петрофизических связей между свойствами исследуемых пластов (литология, насыщение, коллекторские свойства) и измеряемыми физическими параметрами. Основным ограничением геофизических методов является сравнительна небольшой радиус исследуемой зоны (от нескольких сантиметров до 3-5 м от стенки скважин) и связанное с этим влияние скважины (проникновение фильтрата бурового раствора, кольмата-ция прискважинной зоны пласта и т.л,).

Геофизические исследования в интервале перфорации действующих скважин, а также обсаженных неперфорированных интервалов скважин, проводимые с целью определения мест притока и состава поступающей жидкости, изменения насщенности пластов, перемещения водонофтяного или газонефтяного контактов или фронта вытеснения, определения технического состояния колонн и работы технологического оборудования, составляют самостоятельную группу геофизических методов - методов контроля за разработкой. •

Их можно подразделить условно на три группы:

- методы исследования захолпшюго пространства (определение физических свойств пластов-коллекторов и процессов, про-• HCX'V^XHX в них);

и

-    методы изучения внутриколонного пространства (определение мест притока, количества и состава жидкости в колонне);

-    исследование колонны и цементного кольца (определение технического состояния труб и цемента, исследование процессов, происходящих в цементном камне).

Дня проведения этих исследований применяются различные модификации радиоактивных, электрических, термометрических, акустических и других методов. Основным условием эффективного использования геофизических методов является, как правило, комплексированне нескольких видов исследований, позволяющее производить более надежную интерпретацию получаемых данных. Комплексы методов для решения типовых задач устанавливаются в конкретных геолого-геофизических условиях для каждого района и утверждаются в качестве обязательных.

•е

Ниже приводится характеристика возможностей и ограничений основных геофизических методов, применяемых для контроля разработки нефтяных месторождений.

2.2.1. Радиоактивные методы

Для исследования обсаженных (перфорированных и неперфорированных) скважин используются следующие модификации радиоактивных методов:

-    гамма-метод позволяет производить привязку к разрезу и учет гамма-фона при измерениях другими методами, & также выявлять радногеохимические аномалии или аномалии, связанные .с исследованиями методом радиоактивных изотопов;

-    нейтронные методы, использующие стационарные источники нейтронов (НП{, НКГ), применяются для определения положений газонефтяного контакта (ГНК) в продуктивном разрезе, интервалов прорыва газа, перетока, разгазированяя нефти в пласте и оценки нефтегазонасыщенности коллектора. При высокой минерализации пластовых вод (150-200 г/л) в коллекторах с пористостью более

20 % нейтронные «©годы могут использоваться для определения положения водонефтяного контакта (ВНК). Для исследований нейтронными методами преимущественно используются непер{юрирован-ные интервалы продуктивного разреза;

-    нейтронные методы, использующие импульсные источники нейтронов (ИННК, ИНГК), применяются для определения положения ШК и П1К, а также для оценки нефте-нли газонасыщенности продуктивных пластов в неперфорированных интервалах и оцекхи оста-

%

точной нэфгенасьсцбнности и определения Гранин, интервалов обводнения высокоминерализованными водами и прорыва газа в перфзриро-ванных интервалах. Для решения этих задач необходимо проведение повторных либо многократных' исследований через оггоедеден-ные промежутки времени, зависящие от интенсивности наблюдаемых процессов;

-    методы меченого вещества применяются для. выявления пластов иди участков залежи, не вовлеченных в активную разработку; для решения задач, связанных с выявлением затрубной циркуляции, поглощающих (отдающих) пластов, нарушений герметичности колонн; для определения ;фофиЛя приемистости и работающих мощностей с целью контроля за работой нагнетательных скважин, получения исходных данных и контроля за результатами воздействия на призабойную зону с целью интенсификации закачки воды или добычи нефти (гидроразрыв, кислотная или термическая обработка и т.д.>; для выявления обводненных интервалов разрабатываемых нефтяных пластов, положения водонефтяного контакта

и оценки остаточной нефтенасыщенности а прискважинной части пласта; для выявления гидродинамической связи между отдельными пластами по площади месторождения; для определения скорости и направления (трассир)ванмя) движения закачиваемого флюида.

Методы меченого вещества являются одними из наиболее трудоемки* и дорогостоящих мет-д'.в контроля за f езраб >тк й нефтяных

&

месторождений. Их применение оправдано лишь в тех случаях, когда другими методами задача надежно не решается.

2.2.2.    Методы расходометрии

Для определения мест притока (поглощения) и количества поступающей в скважину (или в пласты) жидкости применяются методы гидромеханической и тврмокондуктивной расходометрии. Они позволяют производить:

-    выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах;

-    выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;

-    распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами;

-    получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам;

-    выявление мест негерметичности обсадной колонны.

Гидромеханическая расходометрия обладает недостаточной

чувствительностью в области малых притоков и данные ее существенно искажаются в интервалах деформированных колонн. В связи с этим целесообразно компяекскров&ть их с термокондуктквными индикаторами притока, свободными от этих недостатков, но не позволяющими, как правило, производить количественную оценку дебитов (расходов) жидкости.

2.2.3.    Методы исследования состава жидкости s стволе скважин

Для изучения состава жидкости в стволе добывающей скважины применяются гамыа-плоткометрия, влагометрия и резметквимет-рия. Эти методы позваляют:

щ

-    определять интервалы т исто^тихк обводнених в перфориро-занных интервалах добывающих скважин;

-    определять интервалы поступления нефти, воды и газа;

-    для определения режима работы насосных скважин исследовать в стволе состав жидкости, положение газонефтяного раздела, жидкостных пробок, участков пенообразования и т,д.

Основные ограничения беспахерных плотномеров связаны с влиянием "застойной” воды в малодебитных скважинах (в этих случаях рекомендуется применение покерных приборов), для вла-гометрии - с влиянием структуры смеси и высоким (более 50 %) содержанием воды в продукции, а для реэистивкметрии - с высоким (более 40-50 %) содержанием нефти в смеси. Кроме того, показания диэлектрических влагомеров практически не зависят от минерализации воды, а показания реэистивиметров позволяют различать воды разной минерализации.

2.2.4. Термометрия

Данный метод - один из основных методов контроля и позволяет решать целый ряд частных и общих задач:

-    определять изменения температуры в процессе разработки залежей, связанных с закачкой вытесняющих агентов, отличающихся более высокой или более низкой температурой по сравнению с пластовой;

-    в перфорированных пластах выделять интервалы притока (приемистости) и интервалы обводненных пластов;

-    в неперфорированных пластах прослеживать температурный фронт закачиваемого агента;

-    выявлять затрубную циркуляцию и «©герметичность обсадной колонны к лифтовых труб;

-    определять местоположение уровня жидкости* и интервалов раэгаэкрования нефти в скважине.

15

2.2.5.    Локация муфт и интерг:    перфорации

Данный метод выполняется для целей точной привязки диаграмм других методов исследований, а также самостоятельно для определения фактических интервалов перфорации колонны.

2.2.6.    Опробователи пластов

Применяются два вида опробователей на каротажном кабеле: собственно опробователи (ОПК), отбирающие пробу в замкнутый баллон емкостью 5-15 л при максимальной депрессии, и аппаратура для исследования притока и давления (АИПД), позволяющая за один спуск в скважину исследовать 20-25 участков разреза.

Опробователи пластов находят широкое применение при решении следующих задач, связанных с контролем разработки нефтяных месторождений:

-    определение характера насыщенности пластов путем отбора проб жидкости и газа в открытом стволе скважин, бурящихся на разрабатываемых участках залежей;

-    определение пластовых давлений по кривым изменения давлений в процессе отбора проб из пластов (или отдельных участков пласта);

«

-    определение фильтрационных характеристик и профиля проницаемости исследуемых пластов.

Пробы получаемой из пласта жидкости и газа и величины пластовых давлений позволяют определить, какие участки пласта вырабатываются наиболее интенсивно какие промываются вытесняющей водой, как распределяются пластовые давления по разрезу пласта или пачки пластов. Данные о минерализации и удельном сопротивлении воды, отобранной в зоне исследования опробовате-ля (10-20 см), дают возможность по материалам электрометрии определять нефтенасыщенность в промытой зоне пласта. Эта нефтена-сыценность позволяет определять коэффициент вытеснения для соответствующего типа пород, а также относительные проницаемое-

16

для воды и нефти в зоне исследования т^ршбятяшт пласта. Наконец, данные о неоднородности пласта по проницаемости могут использоваться при определении коэффициентов нефтеотдачи.' Основные ограничения опробователей пластов связаны с малш радиусом исследования, что не позволяет в ряде случаев получать уверенные данные о характере насыцения пласта. Кроме того, опробова-тели пластов малоэффективны в условиях тонкого переслаивания коллектора и неколлектора (типа флиша), а также в трещинных и каверновых коллекторах.

2.2.7. Испытатели пластов на трубах

Исследование скважин воздействием депрессии на пласт с помощью трубных лластоиспытателей широко применяется в процессе бурент^

С каждым годом увеличивается объем работ с пластоиспытателями

и в действующих скважинах нефтяных месторождений, где применят-

©

отея серийные комплекты испытательных инструментов КИИ-2М-95 и многоцикловое испытательное оборудование МИГ-95,

Требованиям, предъявляемым при испытании эксплуатационных скважин, отвечает разработанный комплекс испытательного оборудования для доразведки >* освоения нефтегазоносных залежей по фонду эксплуатационных скважин КИ0Д-110, ^:

Комплексом испытательного оборудования КИОД-ИО при много-цикловом режиме испытания решаются следующие задари, связанные с контролем разработки нефтяных месторождений:

-    поинтерв&лъное испытание пластов сверху - вниз или снизу - вверх с опорой инструмента о стенки колонны;

-    отбор герметизированных проб жидкости и газа из каждого интервала отдельно;

-    очистку призабойной зоны пласта при освоении вышедшей йз бурения скважины, а также для восстановления продуктивности эксплуатационного объекта (дебита нефтяных и приемистости

17    .

нагнетательных скважин);

-    определение гидродинамических параметров пласта (пластового давления, гидропроводности призабойной и удаленной зон пласта, проницаемости, коэффициента призабойной закупорки);

-    проверку герметичности цементных мостов, колонны и цементного кольца за эксплуатационной колонной между интервалами перфорации;

-    отборы больших объемов жидкости из пласта для ускорения освоения скважины.

Применение КИОД-НО в комплексе с геофизическими методами позволяет в сжатые сроки и с минимальными затратами производить исследования обсаженного фонда скважин с целью повышения эффективности геолого-техничоских мероприятия⁵* доразведки и уточнения ранее обнаруженных нефтяных залежей* т* старым нефтяным месторождениям и открытых эксплуатационных площадях.

По результатом анализа гидродинамических параметров пласта представляется возможным правильно выбрать тот или' иной метод воздействия на пласт и* объективно оценить их эффективность.

2.2.8. Методы контроля¹ технического состояния¹ скважины и определения режимов работы' технологического оборудования

Для контроля технического состояния колода применяются многие из перечисленных вше методов (термометрии расходомет-рия, резистивиметрня w др-)> а также- отецишгенне' методы^ позволяющие исследовать- состояние* цемента и колонны-: гамма* гамма-ценоптом етрия_г акустическая цементоыетрия, гамм^гамма-толщинометрия, акустический телевизор. Применение этих методов дает возможность:

-    определять наличие цемента и сцепления его с колонной;

* измерять толщину стенок обсадной кодоны;

*    - определять наличие дефектов колонны;

-    определять местоположение муфт,    фонарей,

"Руководство" создано по заданию Миннефтепроиа Всесоюзных нефтегазовым нзучно-нсследовательскни институтов к Всесоюзным аа-учно-исследовательсккм институтом нефтепромысловой геофизика, "^'хоюдство" предназнечено для геолого-промыслового персонала нвфтедэбываюцкх предприятий, а также для специалистов, занятых проектированием я контролем разработка нефтяных месторождений.

В "Руководстве" отряжено современное состояние методов, применяемых для решения задач контроля разработки. При составлении "Руководства" учтены замечания я предложения производственных объединений и геофизических предприятий отрасли.

Составители: Султанов ?Д., Свалов АД., Васильевский ВД., Басин H.R., Вахитов Г.Г., Иванчук Д.Ф., Ковалев АЛ\* Цакуиа В.Н., Гаттенбергер fc.II.» Кузьмин B.U., Хувагяв ИЛ*., Труфанов В.В.,

Рябов Бл_#» Габдуллин ТЛ\, Койл як БД.» Прямов ЙД., Бернштейн ДД« Арбузов В*М.» Красильников АД., Бухнн Й.Й., Дворецкий В Л"., Портков В«!•, Камалов ФД. *

В составлении "Руководства" принимали участие:

Беклем*ева АД*, Калугина БД., Алымова Б.Н., Мойсееюсо А Л,_е Досятвияова ГД*, Кияякова В.Ф.

18

пакеров;

-    исследовать с помощью телевизора интересующие интервалы колонн.

Исследования для целей контроля режима работы технологического оборудования позволяют:

-    изучать структуру газонефтяной смеси в межтрубье скважин, оборудованных ЭЦИ, при этом определяется положение раздела нефти и газа, жидкостных пробок, интервалов пенообразования или интенсивного отложония парафина;

-    в скважинах, оборудованных СШН, решать те же задачи и дополнительно определять давления на забое и у приема насоса;

-    определять местоположение элементов различного технологического оборудования; воронки лифтовых труб, пакера, муфтовых соединений и т.д,

2.3. Лабораторные методы

9

Лабораторные методы используются:

-    для анализа образцов керна, отобранного в оценочных ■ скважинах с целью определения текущей или остаточной нефтенасы-

щенности прямым методом изменения литолого-физичесКих свойств пород в процессе разработки;

-    для определения свойств добываемой нефти и газа в процессе эксплуатации залежи;

^    - для контроля за работой пластов или гор isohtob с су

щественно различающимися по свойствам нефтями при совместной ^эксплуатации юс в скважине (КСП, содержание микроэлементов);

-    для анализа проб попутной воды с целью определения характера обводнения продуктивных пластов;

-    для анализа проб попутной воды для определения в них наличия индикаторов _в вводимых в закачиваемую воду для изучения направлений фильтрационных потоков в пластах (индикатораные методы).

руководство

со ярхиеквнт геояого-гоо$яэ%чвоххх, гядрод*Н8мичаскюс я фязжко-хагмических методов для контроля разработки нефтяа*х

месторождений

?Д 35-4-^95-32

Приказов Уянистерства нефтяной промыаяенкос?х fe £2? от 6 пая I9S2 Г.

Срок впадения установлен с I мая 1502 года

Руководство создано с целью освоцеяхя современного состояния методов, применяемых при контрола разработки нефтяных жесторсхдеиэг;; для й>дпе широкого в эффект явного использования кх в геолого-промысловой практике.

Разработка нефтяных месторождений Союза осукостьля&тея в соответствии со схемами или проектам, которые в болыикстве случаев предусматривает тоадействкз на зазежк с целью более интенсивного и водного извлечения запасов нефти. Для управление процессами разработки, Ерожзходякнма в сложных пластовых системах, необходим достоверная информация о характеристиках этях ародаосов, поээолкюиая оценивать эффект из жить применяв*-них систем разработки, осумвстшять регул кроззнке этых яроаео-оов и своевременно корректировать проектные реванше ведет разработки.

Основные иетоды, используемые идя вод ученик информации о про двое ах разработки месторождение нефти - гяхроямванкчеезве, геофизические к лабораторные методы мссявиэввямя вхаотон яг оквехив. Дея нх эффективного аспольвовання необходимо учитывать возможности ■ ограничен»! каждого метода жяя решения

конкретных задач контроля.

В настоящем руководстве не дастся описания физических основ применяемых методов» которые описаны в ряде учебников и специальных книг, а также требования к аппаратуре» порядок работы о ней и оформление первичной документации» регламентируемые соответствующими руководствами и инструкциями.

руководство рассчитано на геолого-промысловый персонал нефтедобывающих предприятий» а также на специалистов» занятых

«г

проектированием и контролем разработки нефтяных месторождений.

I. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕ&ЖЫХ МЕСТОРОВДШИЯ

1.1. Контроль за разработкой нефтяных месторождений осуществляется в целях:

-    выявления (|актическоЙ технологической и экономической эффективности как систем разработки месторождений (залежей) в целом» так и отдельных технологических решений» используемых в этих системах» включая мероприятия по их регулированию;

-    получения информации»* необходимой для оптимизации осуществляемых процессов разработки и проектирования мероприя^ тий по их усовершенствованию.

В соответствии с этими целями основные задачи контроля в наиболее общем виде сводятся;

-    к исследованию характеристик процессов выработки запасов нефти на основе уточняющихся представлений о геологическом строении н свойствах залежей;

-    к определению показателей» характеризующих эффективность систем разработки или к получению первичной информации» позволяющей установить эти показатели.

3

1,2* Эффективность контроля определяется в значительной мере детальностью сведений о свойствах разрабатываемых залежей.

К основным свойствам залежей, подлежащим уточнению в процессе разбуривания месторождений, относятся геометрические характеристики (площадь, литология, эффективные и нефтенасыщенные толщины разрабатываемых пластов, начальные положения ВИК и ГНК, наличие различного рода непроницаемых вертикальных и горизонтальных границ и т.п.), коллекторские сзсйстза к начальная насыщенность пластов, характеристики зональной и слоистой неоднородности пластов по проницаемости, начальные физико-химические свойства пластовых кидкостой и газов (вязкость, плотность, газонасыщенность, давление насыщения, минерализация вод и др.), начальные пластовые давления и температуры и т.д.

На основе уточненных данных о залежах нефти метода контроля позволяют исследовать характеристики процессов, происходящих в пластах в процессе разработки.

Основными показателями эффективности систем разработки и их отдельных элементов являются: текущая и предполагаемая конечная нефтеотдача пластов, уровень и динамика добычи нефти, газа и попутной воды, закачка рабочих агентов, а также экономические показатели (капитальные вложения, себестоимость и др.). Вопросы определения экономических показателей в настоящем руководстве не рассматриваются.

1.3. Информацию для целей контроля получают следующими основными способами:измерением продукции скважин на поверхности, исследованием мест притока и состава жидкости в стволе скважины и исследованием пластов в разрезе скважин. Получаемые данные позволяют решать задачи контроля на уровне как отдельных скважин (оперативные задачи), talk я залежи идя месторождения в целом (задачи системного контроля).

4

1.4# Комплекс задач контроля разработки конкретного объекта зависит от его геолого-физических особенностей и от принятой системы разработки, однако практически во всех случаях включает следующие основные задачи*

1*4*1* Контроль выработки запасов нефти путем учета продукции добывающих скважин (нефть, попутный газ, вода) и закачки рабочих агентов б нагнетательные скважины; определения положения границ внедрения вытесняющего агента, изменения положения ЗНК и ГНК; изучения текущей й остаточной нефтенасыщенности пластов.

Получаемые данные используются для определения охвата залежей закачкой рабочих агентов и обводнением, для оценки полноты вытеснения нефти из пластов*

1.4*2* Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи путем исследования профиля притока (поглощения) для определения работящих интервалов продуктивного разреза (охвата разработкой), определения пластового давления по вСкрытоцу разрезу, определения забойных, буферных и затрубных давлений, определения изменений физикохимических свойств добываемых жидкостей и газа (в пластовых и поверхностных условиях), определения изменений пластовой температуры.

Получаемые данные позволяют

-    выявлять текущее распределение коэффициентов продуктивности, приемистости и параметров, характеризующих степень гидродинамического совершенства скважин (коэффициент совершенства, приведенный радиус, скин-эффект) для всего вскрытого разреза

и отдельных его интервалов;

-    изучать распределение текущей гидропроводности пластов;

-    производить количественную оценку утечек нагнетаемого

рабочего агента в законтурную область или в другие пласты;

- изучать взаимодействие эксплуатируемого продуктивного горизонта с соседними по разрезу, выявлять наличие и интенсивность перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта.

1.4.3. Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования.

1.5. В ряде случаев системы контроля должны предусматри-вать и решение таких задач, как выявление условий выпадения парафина и солей в пластах, в призабойной зоне и в скважинах; определение характеристик анизотропии пластов и-установление безводных и безгазовых дебитов в условиях конусообразования; определение начальных градиентов сдвига (при заметном проявлении неньютоновских свойств жидкостей при фильтрации в пласте); определение характеристик трециноватости пластов и т.п.

2. ОЩАЯ ХАРАКТЕРИСтаСА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ,

ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ КОНТРОЛЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ

Для контроля разработки применяются гидродинамические, геофизические и лабораторные методы, которые характеризуются своими возможностями и ограничениями и комплексное использование которых позволяет получать достаточно достоверную информацию, необходимую для управления процессами разработки.

Основные источником информации во всех случаях являются исследования пластов продуктивного разреза в скважинах, дебита и состава получаемой продукции, закачки вытесняющих агентов, состояния и работы скважин и технологического оборудования. Эти исследования выполняются промысловыми, гидродинамическими и геофизическими методами. Кроме того, используются лабораторные методы анализа для исследования поднимаемых из скважин образцов керна, поверхностных и глубинных проб

нефти, газа и воды.

Рассмотрим возможности и ограничения применяемых методов контроля разработке# нефтяных месторождений.

2.1.    Гидродинамические методы исследований пластов и скважин

К гидродинамическим методам исследований относятся методы определения свойств или комплексных характеристик продуктивных пластов и скважин по данным экспериментальных наблюдений на изучаемых объектах взаимосвязей между дебатами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте.

Экспериментальные наблюдения на промыслах проводят обычно в таких условиях» которые позволяют использовать для их опйса-ния известные и по возможности наиболее простые уравнения подземной гидродинамики! Обработка результатов исследований, как правило, сводится к нахождению козффшшентов этих уравнений, то есть к решению обратных .задач подземной гидродинамики при определенных граничных условиях.

В нефтепромысловой практике применяются 3 основных метода гидродинамических исследований:

-    метод установившихся отборов;

-    метод восстановления давления;

-    метод исследования взаимодействия скважин (гидропрослу-инваяие). t

2.1.1.    Метод установившихся отборов

При исследовании этим методом непосредственно измеряется дебит добывающей скважины (или приемистость нагнетательной скважины) и соответствующее значение забытого давления последовательно на нескольких, достаточно близких к установившимся, режи-

7

мах эксплуатации скважины.

Метод установившихся отборов позволяет определять коэффициент продуктивности добывающей скважины (коэффициент приемистости для нагнетательной), а также оценить значение комплексного параметра - гидропроводность пласта. Для скважин, где дебит (приемистость) изменяется в зависимости от забойного перепада давлений нелинейно (трещиноватый пласт, фильтрация газированной жидкости, проявление неньютояовстптх свойств жидкости, отклонение от линейного закона фильтрации в призабойной зоне и др.), находится зависимость дебита от давления или депрессии. Если скважина вскрыла трещиноватый пласт, то методом установившихся отборов возможно определить коэффициент деформации трещин.

Теория метода достаточно полно разработана ддя случаев фильтрации однофазной жидкости и смеси двух жидкостей (нефти и вода), а также фильтрация газа и газо-жидкостной смеси.

Недостатком метода установившихся отборов является то, что. для оценки гидропроводности пласта необходимо предварительно задаваться величинами некоторых параметров. Точность определений при этом значительно снижается.

2.1.2. Метод восстановления давления

.Метод восстановления давления также используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных' свойств пластов в их районе, но в условиях ярко выраженной неус-тановявшейся фильтрации жидкости и газа.

Наиболее простым, с точки зрения технологии исследований и обработки их результатов, является случай остановки скважины, достаточно длительное время работавшей о постоянным дебитом жидкости. Процесс промысловых исследований в случае скачкообразного изменения дебита сводится к нзмереяге дебета до тстявовки-и регистрации изменения давления на забое скважины. Если приток из