Скважинная плазменно-импульсная технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений

1. Краткий географо-экономический очерк

Приобское нефтяное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ.

Территория работ удалена на восток от г. Ханты-Мансийск на 65 км, на запад от г. Нефтеюганск на 180 км, на юго-запад от п. Горноправдинск на 75 км, на юго-запад от г. Тобольск на 325 км.

В районе ведется промышленная эксплуатация ранее открытых месторождений, запасы нефти по которым утверждены ГКЗ СССР. Все они расположены восточнее Приобского месторождения (рисунок 1.1). Наиболее значимыми из них являются расположенное в непосредственной близости Приразломное, Правдинское - в 84 км юго-восточнее, Салымское - в 60 км юго-восточнее.

К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть - Балык - Омск (рисунок 1.1).

Изучаемая территория, включающая в себя Приобское месторождение и группу Шапшинских месторождений, субширотно пересекается рекой Обь в своей верхней трети.

Пойма полноводной северной реки составляет большую часть ландшафта собственно Приобского месторождения. Это заболоченная равнина с абсолютными отметками 27-35 м. Болота в большинстве своем непроходимые, торфяного типа, замерзают к концу января. Часть болот не замерзает в течение всего зимнего периода. Толщина торфяного покрова изменяется от 0 до 10 м. Широкое развитие на площади имеют озера различной конфигурации. Наиболее крупными из озер являются озера Левашкина, Окуневое и др.

В геологическом отношении равнина молодая, аллювиальная с широко развитыми довольно значительной толщины четвертичными отложениями.

Северная зона месторождения приходится на правобережную надпойменную террасу с абсолютными отметками от +45 до +60 м. В районе Горшковской площади, на крайнем северо-востоке месторождения отметки достигают +95 м над уровнем моря.

Южная часть Приобского месторождения, а так же примыкающая к нему группа Шапшинских месторождений, расположена в междуречье рек Иртыша, Оби и Малого Салыма (Рис. 1.1). Этот район представляет собой водораздельное плато со слабовыраженными формами речной эрозии и аккумуляции и абсолютными отметками от +45 до +84 м. Озера в большинстве своем мелкие по размерам, нередко заболоченные.

Гидрографическая сеть площади месторождения представлена реками Обь, Иртыш и их притоками, протоками. На севере основной протокой является Большой Салым, протекающая в субширотном направлении с мелководными протоками Малая Березовская и Полой. Протока впадает в полноводную Обскую протоку Большой Салым.

Селияровскую площадь в широтном направлении пересекают протоки Лобытвор и Старица. На юге площадь месторождения пересекает река Малый Салым и ее притоки Сать-ях, Сагыт-ях. Здесь берут начало реки Добрянка, Бобровка, Чунчега, Малая и Большая Чумжинская, Шапшинская. Все они не судоходны. Реки Обь и Иртыш - основные водные артерии не только на площади работ, но и Западной Сибири в целом. Они судоходны весь навигационный период, длящийся с конца мая по октябрь. Остальные реки за исключением Большой Салым не судоходны. Плавание маломерных судов по ним возможно только в период высоких паводков.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Среднегодовая температура минус 1,5 ⁰С. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура минус 21 ⁰С). Средняя температура весной (апрель) минус 1 ⁰С, средняя температура лета (июль) +17 ⁰С, средняя температура осени (октябрь) минус 1 ⁰С. Максимальная температура июля +34 ⁰С, минимальная января - минус 52 ⁰С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причем 75% их приходится на теплое время года. Число дней с осадками - 180. Преобладающее направление ветра - западное и юго-западное, сила ветра 5-7 м/с.

Снежный покров устанавливается во второй половине октября и держится до конца апреля, а в лесных массивах до начала июня. Толщина снежного покрова до 0,7 м, в пониженных участках до 1,5-2,0 м. Глубина промерзания почвы 1,0-1,5 м. Период ледостава начинается в конце октября, а вскрываются реки в середине мая.

На описываемой территории на возвышенных участках развиты преимущественно подзолистые почвы, а на низменных, заболоченных - торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные. В речных долинах и на террасах развиты различные виды аллювиальных почв, в основном, песчанистые, местами глинистые.

Состав почв, рельефа местности, глубины залегания грунтовых вод в известной мере предопределяют и растительный мир. На сухих песчаных почвах произрастают хвойные леса (сосна, ель, кедр). Поймы рек покрыты зарослями тальника. Широко развит смешанный лес - осина, береза, хвойные.

Животный мир довольно разнообразен. Обитают лось, олень, медведь, белка, глухарь, тетерев, куропатка, рябчик, бурундук и др.

Изучаемая территория находится в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород (ММП). Приповерхностные мерзлые грунты наблюдаются на водоразделах под торфяниками. Толщина их зависит от уровня грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 ⁰С.

Развитие ММП на Приобском месторождении изучено слабо, только в пределах разбуренных эксплуатационных участков. На сопредельных территориях разобщенные реликтовые ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Нефтеюганский район). Толщина ММП составляет 15-40 м. Мерзлыми чаще всего являются нижняя глинистая часть новомихайловской и частично атлымской свит.

Население района многонациональное, что обусловлено развитием нефтедобычи в регионе. Наряду с коренными жителями - ханты, манси в районе проживают русские, украинцы, белорусы, татары, башкиры и многие другие национальности.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки - Селиярово, Сытомино, Лемпино, Пойковский, Горноправдинск. В г. Ханты-Мансийске находится объединение «Хантымансийскнефтегазгеология». В городах Нефтеюганске, Сургуте базируются ведущие нефтедобывающие предприятия РФ.

Разведочное бурение на Приобском месторождении проводилось силами Правдинской и Назымской нефтегазоразведочных экспедиций. База Правдинской НГРЭ находится в пос. Горноправдинское, расположенном на правом берегу р. Иртыш в 75 км к юго-западу от площади работ. База Назымской НГРЭ находится в г. Ханты-Мансийске.

С 1995 г. разведочные работы на правобережной части месторождения стали вестись силами ОАО «Юганскнефтегаз» и его подрядными предприятиями. Основная производственная база ОАО «ЮНГ» находится в г. Нефтеюганск, подбаза - непосредственно на месторождении.

Как указывалось выше, площадь работ характеризуется значительной заболоченностью и обилием озер, создававшим трудные условия для передвижения наземного транспорта в период начальной стадии поисково-разведочных работ, т.к. транспортные пути на площади и в округе отсутствовали. Перевозка людского персонала осуществлялась преимущественно вертолетами круглогодично.

В 1995 г. через северную часть площади работ прошла автодорога Нефтеюганск - Ханты-Мансийск с бетонным покрытием, и значительный поток грузов для промышленного освоения месторождения стал перевозиться по ней.

С июля 1988 г. левобережная часть месторождения в границах лицензионного блока ОАО «Юганскнефтегаз», введена в опытно-промышленную эксплуатацию (ОПЭ) пуском в работу разведочной скважины №181.

В феврале 1989 г. на левобережье месторождения ОАО «Юганскнефтегаз» начато эксплуатационное бурение. Одновременно ведется нефтепромысловое обустройство месторождения, строится вахтовый поселок для буровиков и эксплуатационников со всеми необходимыми производственно-техническими службами. Добываемая нефть по нефтепроводу транспортируется на Правдинский ЦПС.

В 1998 г. в пределах лицензионного блока ОАО «Юганскнефтегаз» эксплуатационное бурение начато и на правобережье месторождения, а с пуском в эксплуатацию в мае 1999 г. нефтепровода под р. Обь с правого на левый берег и эта площадь введена в ОПЭ.

На юге месторождения в 1998 г. ОАО АНК «Югранефть», обладающая лицензией на южный блок, ввела разведочную скважину №477 в сезонную эксплуатацию (зимний период). [1]

 

2. Геологическое строение района работ

Стратиграфия

Геологический разрез Приобского месторождения нефти сложен мощной (от 3100 до 3300 м) толщей осадочных пород мезозойского и кайнозойского возраста. В основу стратиграфического расчленения разреза положены «Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», принятые V Межведомственным стратиграфическим совещанием 14-17 мая 1990 г. и утвержденные МСК СССР.

На всей обширной территории Приобского месторождения геологический разрез осадочного чехла однотипен. Тем не менее, для полноты освещения его стратификации авторами привлекался материал по сопредельным площадям с идентичным геологическим разрезом - Приразломная, Салымская, Нижне-Шапшинская, Западно-Эргинская.

Повсеместно осадки осадочного чехла несогласно залегают на породах гетерогенного фундамента (доюрского основания) (Рис. 2.1.).

Фундамент

На изучаемой территории по данным сейсморазведки МОГТ породы доюрского основания залегают в интервале глубин от 3200 до 3300 м. Вскрыты они 15 скважинами (Приобская площадь - скважины 266, 332, Нялинская - скважины 11, 12, 14, Селияровская - скважины 15, 16, 17, 18, Фроловская - скважины 61, 62, 63, Восточно-Фроловская - скважины 50, 51, 52).

По материалам этих скважин породы доюрского основания представлены гранит-порфиритами, кварцевыми порфиритами, туфогравелитом пестрым, гравелитом серым, опесчаненным, кварцевым, базальтами. Кварцевые порфиры светло-серые, порфириты темно-зеленые, очень крепкие, участками хлоритизированные, разбитые трещинами, которые выполнены кристаллическим карбонатом.

Породы доюрского основания разбиты многочисленными разрывными нарушениями, сильно кливажированными.

С поверхностью пород доюрского основания связан сейсмический отражающий горизонт «А».

Нередко, главным образом в межструктурных нарушениях, присутствует промежуточный комплекс пород, представленный метаморфизованными известняками девонского и каменноугольного возраста и различного рода эффузивными породами триаса.

В данном случае уместно отметить следующее. На Правдинской площади скважиной 80, расположенной юго-восточнее в 57 км от Приобского месторождения, вскрыты породы доюрского основания, представленные хемогенными известняками с фораминиферами среднего карбона.

На денудированной поверхности пород доюрского фундамента залегают отложения осадочного чехла толщиной до 3300 м.

Юрская система (J_1-3)

В составе юрских отложений изучаемой территории выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего. В их строении можно выделить два комплекса пород: нижний континентального генезиса и верхний - морского.

В нижний комплекс группируются осадки ягельной, горелой и тюменских свит. В верхний комплекс группируются осадки абалакской и баженовской свит позднеюрского возраста.

Ягельная свита. Осадки свиты частично вскрыты скважиной 29 Средне-Шапшинской площади, предположительно развиты только на юго-востоке изучаемой территории и по материалам сейсморазведки МОГТ - только в пределах наиболее погруженных межструктурных зон.

Свита сложена аргиллитами темно-серыми, слабо алевритистыми, с прослоями алевролитов и гравелитов. Возраст отложений свиты по палинологическим комплексам датируется как плинсбахский. Толщина свиты достигает 60 м.

Горелая свита. Осадки распространены неравномерно на юго-востоке и юге территории, на присводовых участках локальных структур доюрского основания отсутствуют.

Литологически свита расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита слагается песчано-алевролитовыми породами с прослоями гравелитов и коричневато-черных аргилитов пласта ЮС11. По материалам МОГТ пласт развит только в наиболее погруженных участках. Возраст по палинологическим комплексам датируется плинсбах - ранний тоар. Толщина пласта изменяется от 20 до 30 м.

Разрез подсвиты перекрывается тогурской пачкой аргиллитов, непосредственно перекрывающих пласт ЮС11. Аргиллиты темно-серые с коричневатым оттенком. В них порой прослеживаются сидеритизированные прослои, а также прослои песчаников и алевролитов. Тогурская пачка распространена примерно в тех же границах, что и пласт ЮС11. Возраст пород пачки по палинологическим комплексам - ранний тоар. Толщина пачки достигает 40 м.

Верхняя подсвита сложена осадками пласта ЮС10 и перекрывающими аргиллитами радомской пачки. Пласт ЮС10 более широко распространен, чем пласт ЮС11, Отложения пласта отсутствуют в присводовых участках локальных структур. Пласт сложен песчаниками светло-серыми, среднезернистыми, полимиктовыми, очень крепкими с обилием растительного детрита, волнисто- и косослоистыми с прослоями аргиллитов и гравелитов. Возраст пород по палинологическим комплексам датируется как поздний тоар. Толщина пласта достигает 50 м.

Радомская пачка сложена аргиллитами с прослоями алевролитов, редко песчаников. Аргиллиты коричневато-черные, с тонкими прослоями битуминозных. Возраст осадков пачки по палинологическим комплексам датируется позднетоарским - раннеаленским. Толщина пачки достигает 40 м.

Тюменская свита развита на всей изучаемой территории и участками согласно залегает на аргиллитах радомской пачки или на большей части площади с перерывом в осадконакоплении на денудированных породах доюрского основания. Как по разрезу, так и по латерали, свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями бурых углей и с резкими тонкими прослоями сильно глинистых известняков.

По литологическим критериям разрез свиты разделен на три подсвиты.

Нижняя подсвита сложена преимущественно песчаниками, переслаивающимися с алевролито-глинистыми породами. Нередки пропластки бурых углей толщиной от одного до шести метров. Песчаники светло-серые, мелко- и среднезернистые. Общая толщина подсвиты изменяется от 80 до 100 м.

Средняя подсвита, преимущественно глинистая, сложена аргиллитами сильно алевритистыми с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов с пропластками и линзами бурых углей. Вообще весь разрез подсвиты отличается повышенной углефикацией. Общая толщина подсвиты изменяется от 70 до 100 м.

В разрезе верхней подсвиты доминируют песчаные разности пород, ритмично чередующиеся с глинистыми осадками. Нередки пропластки и линзы бурых углей, в аргиллитах и алевролитах встречаются ходы илоедов, во всех литологических разностях пород наблюдается обилие обуглившегося растительного детрита. Песчано-алевритовые осадки формируют пласты ЮС4, ЮС3 и наиболее четко выделяемый и прослеживаемый по площади пласт ЮС2, залегающий в кровле подсвиты. Толщина подсвиты изменяется от 100 до 120 м.

В заключение необходимо подчеркнуть, что все выделенные песчаные пласты тюменской свиты литологически неоднородны и невыдержанны даже на коротких расстояниях. Поэтому корреляция их весьма затруднительна, и само выделение пластов и их индексация в каждом конкретном случае носит в известной мере условный характер. Исключение составляет пласт ЮС2. Последний представляет определенный практический интерес, поскольку с ним связано формирование промышленных скоплений углеводородов, как на исследуемой территории, так и в региональном плане.

Абалакская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, массивными, с алевритистыми прослоями, участками известковистыми, глауконитовыми. В основании свиты встречаются тонкие пропластки песчаников, алевролитов, включения оолитовых сидеритов. По разрезу в породах свиты отмечаются остатки раковин пелиципод, ростры белемнитов. Все это свидетельствует о морском генезисе пород. Возраст аргиллитов абалакской свиты по комплексам фораминифер - келловей-ранневолжский. Толщина свиты изменяется от 17 до 40 м.

Баженовская свита является наиболее выдержанным по разрезу и в плане стратиграфическим подразделением осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Залегание пород баженовской свиты почти горизонтально, и кровля ее четко фиксируется как на Приобской площади, так и на большей части территории Западно-Сибирской плиты, вследствие чего она является надежным региональным опорным отражающим сейсмическим горизонтом «Б».

Баженовская свита сложена, в основном, аргиллитами темно-серыми, иногда почти черными с коричневатым оттенком, преимущественно тонкослоистыми до листоватых, прослоями массивными, битуминозными, слюдистыми, с очень подчиненным значением известняков и мергелей. Для разреза этой свиты характерна следующая закономерность: в верхней части чаще встречаются бурые породы, в средней - черные, а в нижней - карбонатные или породы с аутигенным кремнеземом (Дорофеева Т.В. и др.). Строение свиты характеризует фациальную обстановку осадконакопления в морском бассейне: от прибрежной, мелководной (средняя часть свиты) до глубоководной (основание и кровля свиты).

Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, присутствует обугленный растительный детрит и фауна аммонитов, пелеципод, фораминифер и радиолярий.

В Салымском районе баженовская свита является нефтеносной. Возраст аргиллитов баженовской свиты - волжский. В самой кровле встречена фауна берриасского яруса. Толщина баженовской свиты изменяется от 20 до 40 м.

Меловая система (K_1,2)

Отложения меловой системы на изучаемой территории развиты повсеместно и в возрастном отношении представлены двумя отделами: нижним и верхним.

В геологическом разрезе нижнего отдела снизу вверх выделяются отложения ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свит.

Верхний отдел слагается осадками верхов ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Ахская свита. Разрез свиты по литологическим критериям расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. В свою очередь, нижняя подсвита по литологическому составу разделяется на три части.

В основании подсвиты на битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегает пачка аргиллитов темно-серых, почти черных, слабо алевритистых, слюдистых, прослоями известковистых и битуминозных. Эта пачка выделяется в качестве подачимовской, толщиной от 20 до 40 м.

Перекрывается подачимовская пачка отложениями ачимовской толщи. Разрез толщи характеризуется сложным геологическим строением и слагается переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые, мелкозернистые, слюдистые, с глинисто-карбонатным цементом с рассеянным углистым детритом.

Песчаные пласты характеризуются сложным строением, литологически невыдержанны по площади и, в целом, имеют чешуйчатое залегание.

Песчаные пласты ачимовской толщи развиты на востоке и юго-востоке рассматриваемой территории, отсутствуют на большей части центральной и западной площадей. С той или иной степенью условности в разрезе толщи можно выделить песчаные пласты Ач₁, Ач₂, Ач₃, Ач₄. Толщина отложений ачимовской толщи варьирует от 0 на западе до 150 м на востоке и юго-востоке рассматриваемой территории. Возраст пород ачимовской толщи по находкам аммонитов и комплексам фораминифер - валанжинский.

Ачимовская толща перекрывается надачимовской пачкой аргиллитов темно-серых, алевритистых, пропластками известковистых с прослоями песчаников и алевролитов слоистых. На плоскостях наслоения обильный обугленный растительный детрит. Возраст валанжинский - раннеготеривский. Общая толщина пачки изменяется от 80 до 130 м.

Верхняя подсвита сложена преимущественно аргиллитами темно-серыми, от алевритистых до алевритовых, переходящих в песчаники светло-серые и серые, глинистые и известково-глинистые.

В кровле ахской свиты залегает специфическая по литологии пачка аргиллитов темно-серых, приближающихся к серым, тонкоотмученных, прослоями алевритистых, слабо мелкослюдистых, однородных, прослоями известковистых с остатками пелиципод, с редко встречающимися позвонками рыб. Осадки пачки имеют региональное развитие в Среднем Приобье, и служат надежным литологическим и электрокаратажным репером и известны как пимская пачка. Толщина пачки на изучаемой территории до 220 м.

Отложения ахской свиты накапливались в обстановке морского мелководья и прибрежья. В осадках свиты встречаются амониты и фораминиферы берриасского, валанжинского и готеривского возраста.

Общая толщина отложений ахской свиты на рассматриваемой территории варьирует от 35 до 415 м.

Черкашинская свита сложена частым переслаиванием песчано-алевритовых пород и аргиллитов. Песчано-алевритовые породы серые и светло-серые, мелкозернистые, прослоями известковистые, слюдистые, в той или иной степени глинистые. Аргиллиты темно-серые и серые, прослоями зеленоватые, прослоями тонкоотмученные. Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреции сидерита. Редко встречаются двустворки (иноцерамы), чешуя рыб, позвонки, плохой и средней сохранности.

Песчано-алевритовые осадки группируются в песчаные пласты группы АС. Для них характерна существенная неоднородность по простиранию, выражающаяся в частом литологическом замещении глинистыми разностями пород.

По условиям залегания песчано-алевролитовые пласты имеют клиноформный (линзовидный) характер, смещаясь снизу вверх с востока на запад.

Песчаные горизонты АС7, АС8 АС9, АС10, АС11, АС12 промышленно нефтеносны и являются объектами пересчета запасов углеводородов. В свете этого детальная литология и петрофизическая характеристика, нефтеносность и корреляция пластов рассматривается в соответствующих разделах отчета. Толщина отложений свиты изменяется от 290 до 610 м.

Возраст отложений черкашинской свиты по стратиграфической схеме 1990 г. и палинологическим комплексам - готерив-барремский (Рис. 2.2.).

Алымская свита сложена преимущественно глинами темно-серыми, прослоями до черных. В верхней части встречаются прослои битуминозных аргиллитов, в нижней - прослои алевролитов и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых. Встречаются маломощные прослои глинистых известняков.

Породы алымской свиты накапливались в прибрежно-морских условиях. Возраст алымской свиты по палинологическим комплексам датируется, как аптский. Толщина свиты изменяется от 190 до 240 м.

Викуловская свита делится на две подсвиты: нижнюю - преимущественно глинистую и верхнюю - песчано-глинистую, с преобладанием песчаников и алевролитов.

Нижняя подсвита сложена аргиллитами и глинами темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными, слюдистыми, алевритистыми. Прослоями алевритистые глины переходят в алевролит глинистый или песчаник мелкозернистый, полимиктовый.

Верхняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми мелкозернистыми, глинистыми. Прослои аргиллитов и глин имеют подчиненное значение.

Для пород викуловской свиты характерно присутствие обильного растительного детрита.

Толщина викуловской свиты на изучаемом месторождении варьирует от 264 м на западе до 2 м на северо-востоке, минимальные толщины приурочены к приподнятым частям структур, максимальные - к погруженным. Возраст свиты по палинологическим комплексам - апт-альбский.

Ханты-Мансийская свита представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности, в верхней - песчано-алевритовые.

Глины темно-серые, плотные, аргиллитоподобные, алевритистые, слюдистые, с прослоями глинистых известняков и сидеритов. Алевролиты и песчаники, светло-серые и серые, глинистые, не очень крепкие, слюдистые с прослоями глин.

Для пород свиты характерно обилие углистого детрита. Толщина отложений Ханты-Мансийской свиты колеблется в небольших пределах от 292 до 306 м.

Возраст свиты по палеологическим комплексам и стратиграфической схеме принимается как альб-сеноманский.

Уватская свита сложена неравномерным переслаиванием песков, алевролитов, слабосцементированных, глинистых, полевошпатово-кварцевых песчаников и алевролитов, а также глин аргиллитоподобных зеленовато-серых и темно-серых. Характерно присутствие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Встречаются единичные фораманиферы. Толщина свиты изменяется от 270 м на западе до 300 м на востоке.

Возраст отложений свиты по палинологическим комплексам - сеноманский.

Кузнецовская свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, плотными, с прослоями глауконитовых алевролитов и редко песчаников. Встречаются чешуя рыб, углефицированные растительные остатки, фораминиферы и пелициподы. Много остатков нитевидных водорослей.

Толщина кузнецовской свиты изменяется в небольших пределах от 49 до 63 м. Наблюдается некоторое увеличение толщин на западе и на севере месторождения. Возраст осадков кузнецовской свиты по комплексам фораминифер - туронский - раннеконьякский.

Березовская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена переслаиванием глин серых и пепельно-серых монтмориллонитового состава, прослоями опоковидных с опоками серыми и голубовато-серыми. Толщина нижней подсвиты увеличивается на восток и на север площади от 45 до 94 м.

Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями опоковидными, кремнистыми, однородными, песчанистыми. Толщина верхней подсвиты изменяется от 87 до 133 м.

Для березовской свиты в целом характерно присутствие зерен глауконита, ихтиофауны, а также фораминифер и радиолярий. Толщина березовской свиты варьируется от 132 до 227 м. Возраст свиты по комплексам фораминифер - коньяк-сантон-кампанский.

Ганькинская свита перекрывается согласно осадками талицкой свиты и представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в мергели, с редкими зернами глауконита, конкрециями сидерита, с обломками пелиципод, комплексами фораминифер. Толщина ганькинской свиты изменяется от 55 до 82 м.

Палеогеновая система (P)

В составе палеогеновой системы в геологическом разрезе рассматриваемой территории выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Талицкая свита сложена глинами темно-серыми, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неяснослоистыми, тонкоотмученными и алевритистыми с включениями глауконита с тонкими линзовидными прослоями алеврита глинистого и сидерита буровато-коричневого оттенка в верхней части. Встречаются мелкие пиритизированные растительные остатки, чешуйки рыб, фораминиферы и т.д. Возраст свиты по комплексу фораминифер - палеоценовый.

Толщина свиты изменяется от 117 до 150 м.

Люлинворская свита представлена преимущественно глинами серыми, зеленовато-серыми, реже желтовато-зелеными, тонкоотмученными, алевритистыми. В нижней части глины часто опоковидные, с прослоями опок. В средней части наравне с алевритистыми глинами присутствуют прослои диатомовых глин, переходящих вверх по разрезу в прослои глинистых диатомитов. По комплексу фораминифер и диатомовых радиоляций эти отложения относятся к нижнему - среднему эоцену. Толщина люлинворской свиты варьируется в пределах от 200 до 363 м.

Тавдинская свита сложена глинами серыми, зеленовато- и голубовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослойками алевролитов, с остатками двустворок. Возраст, по комплексам фораминифер, по двустворкам, позднеэоценовый - ранне олигоценовый. Толщина свиты изменяется от 130 до 180 м.

Атлымская свита сложена песками серыми, мелко- и среднезернистыми преимущественно кварцевыми. С включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, зеленовато-серых, алевритистых. Возраст отложений свиты по палинологическим данным - среднеолигоценовый. Толщина свиты варьируется от 50 до 120 м.

Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Пески серые, светло-серые, тонко- и мелкозернистые, кварцевополевошпатовые, с включениями растительных остатков. Глины и алевролиты серые, коричневато-серые, с включениями обломков древесины и прослойками угля. Возраст осадков свиты по палинологическим комплексам - среднеолигоценовый. Толщина свиты достигает 80 м.

Туртасская свита представлена глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Возраст по палинологическим комплексам - позднеолигоценовый. Толщина свиты изменяется от 40 до 70 м.

Четвертичная система (Q)

Отложения четвертичной системы представлены в нижней части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами зеленовато- и буровато-серыми, вязкими, песчанистыми, а также лессовидными суглинками и супесями. В верхней части залегают болотные и озерные отложения: глины, суглинки и супеси, торф, ил. [2]

Тектоника

Западно-Сибирская плита (ЗСП) представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско-кайназойский. Толщина осадочного чехла возрастает от районов обрамления впадины к центру до 8 - 9 км, залегающего несогласно на гетерогенном фундаменте.

В региональном тектоническом плане Приобское месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты (главный редактор В.И. Шпильман 1998 г.), расположено во Фроловской впадине между Сырьегайской террасой и Тундринской седловиной.

Амплитуда антиклинальных структур по нижним горизонтам чехла достигает 100 - 150 м. Вверх по разрезу амплитуда локальных поднятий заметно сокращается и наблюдается уменьшение амплитуды тектонических нарушений, развитых в нижней части осадочного чехла, вплоть до полного их затухания в неокомских отложениях. Из чего следует, что первостепенную роль при формировании юрского комплекса играл тектонический фактор.

В меловое время первостепенное значение приобретают условия осадконакопления. Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. Современный структурный план юрских отложений изучен по горизонтам «Б» и «Т2». Наиболее достоверной и информативной картой является структурная карта по опорному отражающему горизонту «Б».

Анализ схемы изопахит толщи Б - А свидетельствует о юрском времени заложения всех структур. Перекрывающие фундамент отложения нижней юры резко сокращается вплоть до полного выклинивания на его выступах. Наличие подобных зон дает основание для поисков стратиграфических ловушек углеводородов.

По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. Все вышеуказанные особенности подтверждаются при изучении структурных карт по различным горизонтам /6/. В качестве опорных поверхностей принимались кровли черкашинской свиты, быстринской пачки, алымской, викуловской, ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, березовской, ганькинской и талицкой свит.

По кровле викуловской, ханты-мансийской и уватской свит структурный план, в основном, сохраняется.

Для описываемых выше структур так же, как и в целом для структур Западно-Сибирской плиты, свойственен унаследованный характер развития с постепенным выполаживанием тектонических элементов вверх по разрезу. По кровле березовской, ганькинской и талицкой свит Приобская структурная зона представляет собой пологую моноклиналь, погруженную в восточном направлении. На фоне общего погружения выделяются малоамплитудные Приобское и Ханты-Мансийское локальные поднятия.

Результаты эксплуатационного бурения на левобережье месторождения в пределах лицензионного блока ОАО «ЮНГ» не внесли кардинальных изменений в представления о структурно - тектоническом строении месторождения.

В пределах площади бурения наметилась лишь детализация структурного плана, т.е. появилась возможность условного выделения сугубо локальных малоамплитудных куполков по кровле продуктивных пластов и основных реперных (маркирующих) горизонтов. [1]

Условия формирования основных продуктивных горизонтов

В среднеюрское время существовал период мелководно-морского осадконакопления, когда породы заполняли бассейн в направлении с юго-востока на северо-запад методом бокового наращивания. Затем, в период поздней юры кластические породы накапливались в результате нескольких трансгрессий моря с севера. Это приводит к тому, что бассейн становится существенно ограниченным от нормальной морской циркуляции. Таким образом, создавались бескислородные условия, при которых была отложена мощная толща черных органогенных сланцев. Эта толща, называемая баженовской свитой, является основным источником углеводородов для резервуаров нижнемелового периода.

В раннемеловом периоде сформировалась шельфовая зона в Среднеобском регионе, которая постепенно углублялась к западу. Обломочные породы привносились с востока в регрессивные периоды, формируя стратиграфические циклы в виде клиноформ. В дальнейшем, на протяжении всего мелового периода остальные циклы покрывали предыдущие и мигрировали к западу, что приводило к заполнению бассейна.

Пласты-коллекторы отлагались в виде клиноформ, сложенные чешуйчатым образом и наклоненные к западу. Восточная часть формировалась в условиях относительно мелкой воды (20-30 м), в то время как западный край был отложен на глубине от 50 до 100-150 метров. Эти пачки клиноформ очень хорошо видны на сейсмических широтных профилях, пересекающих месторождение (Рис. 2.4.). Строение клиноформ выражается в постоянном наклоне на запад с выклиниванием вниз по падению и усечением вверх по восстанию. Таким образом, на месторождении распространен стратиграфический тип ловушек.

Клиноформа начинается глинами, в средней части сложена преимущественно песчаниками и алевролитами, а в верхней - ритмичным переслаиванием алевролитовых и глинистых пластов. Такое строение клиноформы дает основание считать ее отложениями регрессивно-трансгрессивного цикла и выделить в составе 3 пачки А, В и С, отличающихся по песчанистости и степени перспективности.

Нижняя пачка А, которой соответствует пласт АС12, отвечает начальной стадии развития регрессивно-трансгрессивного ритма первого порядка; средняя пачка В (пласт АС11) формировалась при максимуме регрессии и обильном поступлении в бассейн обломочного материала. Верхняя пачка С, отвечающая трансгрессивной стадии развития седиментационного цикла первого порядка, формировалась при ограниченном поступлении обломочного материала и в условиях, когда непродолжительные регрессии, формирующие преимущественно алевритовые пласты часто сменялись трансгрессиями. Пачке С отвечают пласты АС10-АС7 Приобской клиноформы.

Из изложенного следует, что основные перспективы неокомских отложений связаны с регрессивными пачками, особенно с пачкой В, характеризующейся повышенной песчанистостью и развитием в ее составе наиболее крупных и продуктивных песчаных тел.

Зоны максимального развития в разрезе регрессивных и трансгрессивных пачек сменяют друг друга вкрест простирания клиноформы. Границы зон соответствуют местоположению кромок палеошельфа к началу и окончанию формирования соответствующей пачки. Кромки палеошельфа пластов АС10, АС11, АС12 были закартированы по данным сейсморазведки.

Попытка найти взаимосвязь в развитии отдельных горизонтов позволила выявить следующие особенности строения продуктивного интервала.

В пластах горизонта АС11 наблюдаются локальные зоны увеличения общих толщин, положение которых совпадает с погруженными участками в горизонте АС12. В качестве примера можно привести локальное увеличение толщин пласта АС11₀, наблюдаемое на Горшковской площади в районе скважин 419prb, 1010prb.

Таким образом, в пределах месторождения можно выделить 3 структурных этажа, различия в строении которых обусловлены степенью влияния тектоники на процесс осадконакопления.

Проведенные исследования на разбуренной части позволили сделать следующее предположение о генезисе продуктивной толщи Приобского месторождения.

Снос и накопление терригенного материала происходили на фоне глобального погружения дна бассейна осадконакопления, на что указывает направление вектора смещения максимумов общих толщин.

Формирование горизонта АС12 происходило, по-видимому, в условиях перекомпенсированного бассейна, заполнение которого осуществлялось путем сноса терригенного материала в западном направлении с шельфовой зоны на склон. Поступление обломочного материала осуществлялось по каналам транспортировки, элементы которых можно увидеть на картах эффективных толщин, с последующим формированием конусов выноса.

Горизонт АС11 формировался в относительно спокойных, с точки зрения тектоники, условиях. В этот период происходила постепенная проградация шельфа в сторону моря. В разрезе наблюдается относительно пологое падение пластов в области формирования склона шельфа. Вероятно, на данном этапе развития бассейна превалировали экзогенные процессы осадконакопления, свойственные глубоководному шельфу.

Формирование горизонта АС10 приходится на трансгрессивную стадию развития клиноформы, что явилось причиной ограниченного поступления осадочного материала и привело к образованию маломощных отложений шельфового генезиса.

Таким образом, сложное строение продуктивных неокомских отложений можно объяснить комплексным влиянием на распределение терригенного материала тектонических и экзогенных процессов. [3]

Общая характеристика продуктивных пластов

На Приобском месторождении в разработку вовлечены три продуктивных горизонта: АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ (Рис. 2.9.). Все они относятся к неокомскому периоду (готерив).

- Горизонт АС₁₀. Основной пласт-коллектор на левой части месторождения. Подразделяется на пласты АС₁₀⁰, АС₁₀¹, АС₁₀^2-3. Имеет место увеличение зернистости вверх по разрезу, что свидетельствует об условиях бокового наращивания (фация авандельты). На месторождении горизонт АС₁₀ представлен глубоководными фациями конуса выноса и дельтовыми отложениями на шельфовой части горизонта АС₁₁.

Эта глубоководная часть, которая в соответствии с кодировкой пластов называется АС₁₀^2-3, формировалась в западной части, вниз по падению, клиноформы горизонта АС₁₀. При низком уровне моря шельф горизонта АС₁₀¹ был эродирован и осадки снесены в более глубокие части через подводные каньоны, прорезанные в склоне шельфа горизонта АС₁₀¹. По каротажным и керновым данным пласт имеет слоистое строение. Детальная корреляция скважин эксплуатационных участков по продуктивному горизонту АС₁₀ показала, пласт представляет собой единое песчаное тело. На левом берегу имеет место плавный переход от шельфовых отложений к склоновым. При этом пласт имеет двучленное строение с увеличенной мощностью.

–         Горизонт АС₁₁. На Приобском месторождении это основной коллектор, который имеет лучшие коллекторские свойства и высокие дебиты при опробовании. Песчаник АС₁₁ имеет схожее строение с пластом АС₁₀, и он также формировался в процессе бокового наращивания. Пласт АС₁₁ имеет зону большой мощности, которая параллельна палеобереговой линии, где имеет место постепенный переход песчаников в глины в западном направлении, вниз по падению клиноформ. Пласт легко коррелируется и имеет наибольшую степень выдержанности. По условиям осадконакопления это либо серия прибрежно-морского бара, параллельного палеобереговой линии, либо песчаник авандельты (берегового склона). Наибольшей мощностью пласт характеризуется на восточной части лицензионного участка.

–         Горизонт АС12. Пласт АС12 содержит более 50% начальных балансовых запасов на лицензионной территории. Песчаники мелкозернистые и интерпретируются как глубоководные осадки, представляющие собой конусы выноса склона или дна бассейна, переотложенные при эрозии шельфа горизонта АС12 при низком уровне моря. Корреляция пласта АС12 на большой площади представляет определенную сложность, так как пласт отличается прерывистостью песчаных тел. На каротажных кривых пласт имеет блоковое или пилообразное строение, а также встречается классический вид кривой для фаций конуса выноса - укрупнение, а затем уменьшение зернистости вверх по разрезу (Рис. 2.10.). Песчаный коллектор распространяется в области конуса выноса, где он характеризуется наибольшей мощностью. В конфигурации границ распространения пласта преобладают элементы меридионального простирания. Выделяются две области распространения пласта АС12. Одна из них занимает Горшковскую площадь, другая Селияровскую и Приобскую.

Запасы нефти и газа

Распределение запасов, числящихся на балансе РФГФ, по пластам Приобского месторождения представлено в таблице 2.1. Безусловно, основную долю запасов содержит пласт АС₁₂, однако в доле извлекаемых запасов значительную часть составляет также пласт АС₁₁ (рисунок 2.11, 2.12).

Таблица 2.1^. Распределение геологических и извлекаемых запасов промышленных категорий АВС₁ по пластам Приобского месторождения

Пласт	Геологические запасы, тыс. т	Извлекаемые запасы, тыс. т
АС7	15403	1879
АС9	8035	804
АС10	290077	73517
АС11	739541	278260
АС12	1188765	301475
В целом	2241821	655935

Геолого-геофизическая изученность района

На месторождении, в пределах четырех лицензионных участков, находится 248 разведочных скважин. Эксплуатационный фонд на 01.01.2007 составляет 1905 скважин

Исследуемая территория покрыта региональными геолого-геофизическими работами, выполненными в разное время:

. Геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:100 000 (1949-1954 г., ЗСГУ, Максименко С.Г., Суздальский О.В.) и 1:200000 (1984 г., ГТПУ, ПГО «Хантымансийскгеофизика», ГСП, Зайонц И.Л.);

. Гравиметрическая съемка масштаба 1:100 000 (1953-1954 г. МНП, «ЗапСибнефтегефизика», Обская экспедиция, Земсков И.Г., Уманцев Д.Ф. 1961-1962 г. Главгеология РСФСР, ТГУ ЯМКГРЭ 8/61 и 32/62, Лак А.З.) и масштаба 1:200 000 (1953-1954 г. МНП, тр. «ЗапСибнефтегеофизика», Обская экспедиция, Земсков И.Г., Уманцев Д.Ф., Шкутова О.В.);

. Аэромагнитная съемка масштабов 1:100 000 и 1: 200 000 (1954 г. МНП, «Союзнефтегеофизика», Бородин А.Д., Загороднов А.М., Кухин П.А.), масштаба 1:50 000 (1975 г., СНИИГИМС, Сурков B.C., Тарун И.М., 1977., ПГО «Новосибирскгеология», Антонович P.M., Княжев В.А., 1970-1981 гг. ПГО «Уралгеология», Чурсин А.В.).

На Приобском месторождении проходит региональный сейсмический профиль Р-IX, который пересекает лицензионный участок в субширотном направлении.

Результаты региональных исследований легли в основу представлений о мегакосослоистом строении продуктивных комплексов неокома и позволили уточнить структурно-тектоническое районирование. Вышеуказанные съемки ориентировали все последующие сейсмические исследования более детального плана.

Краткие сведения об их результатах, послуживших основанием для постановки поисково-разведочного бурения на изучаемой площади, приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Год проведения работ, наименование организации, № партии, автор	Метод исследования, масштаб	Краткие результаты исследований
1958 г. ХМГЭ сп 17/57-58 Вятрыкущ М.Д., Петров Г.И.	Рекогносцировочно-площадные сейсмические работы MOB	Оконтурено Фроловское поднятие. Два других поднятия находятся одно к юго-востоку, другое к западу от него. Построены структурные карты по горизонтам 1,11,111, IV, V. 1-гориз.-коньяк-сантон-кампан; 11-сеноман; 1П-баррем; ГУ-кровля юрских отлож.; V-низы платформенного мезозоя.
1960 г. ТГУ, МХЭ, сп 3/58-59. Серебрякова З.Д.	СЗ MOB 1:500 000 Тобольский, Кондинский, Самаровский, Сургутский районы	Выявлены Шапшинское, Леушинское, Б. Салымское и Пилюгинское поднятия.
1967 г. ГТПГУ, ХМГТ, сп 3/66-67 Пасечник В.И.	MOB 1:100 000	Выявлены и подготовлены под глубокое бурение Ханты-Мансийская и Нялинская структуры, оконтурены западный склон нового локального поднятия. Построены структурные карты по отражающим горизонтам «Б», «М» и «Г».
1978-1979 гг. сп 9/78-79 Бочкарева Н.П. Цирук Ф.П. и др.	Детальные сейсморазведочные работы MOB ОГТ 1:50 000	Выявлены Приобское, Репьевское, Чусинское, Севское, Алексинское поднятия, два подготовлены к бурению. Выявлены линии глинизации пластов БС6 и БС4-5.
1981-1982 гг. ПГО ХМГ сп 12/81-82 Иванов В.М.	МОГТ 1:50 000	Уточнено геологическое строение Средне-Шапшинского, Западно-Салымского поднятий. Средне и Нижне-Шапшинское поднятия подготовлены к поисковому бурению по горизонту «T».
1985 г. ПГО «ХМГ» СП 20/84-85 СП 70/84-85 Струль Р.П.	Площадные работы МОГТ 1:50 000	Уточнено тектоническое строение Приобского месторождениия. Выявлены и подготовлены Сахалинское, Светлое, Западно-Приобское, Приобское, Ханты-Мансийское, Западно-Сахалинское, Южно-Сахалинское поднятия.
1985 г. ПГО «ХМГ» СП 79/84-85 Струль Р.П., Стародубцева Н.И., Рахбари К.И. и др	Площадные работы МОГТ 1:50 000	Детализированы Гамбитовая, Ханты-Мансийская, Южно-Селияровская положительные структуры.
1987 г. ПГО «ХМГ» СКП 74/85-86 СКП 76/85-86 Устюжанина В.В.	Выполнены работы ВСП на 11 скважинах на Приобской (скв.NN 185, 236, 240), Галяновской №18, Петелинской (№9), Западно-Ловинской (№30), Конитлорской (№184), Русскинской (№228), Хеттинской (№122), Родниковой (№№30,67) площадях.	Получено 16 сейсмограмм ВСП. По материалам ВСП проведена стратиграфическая привязка отражающих горизонтов. Построено 11 сейсмогеологических разрезов. Получены значения средних и пластовых скоростей, величины горизонтального градиента на Приобской, Родниковой и Русскинской площадях. Проведено обобщение данных сейсмокаротажа на Приобской площади.
1988 г. ПГО «ХМГ» СП 12-85/87-88 Салькова Л.Ф.	Площадные работы МОГТ 1:50 000	Выявлены и детализированы Фроловская, Восточно-Фроловская, Новофроловская, Северо-Фроловская, Восточно-Ханты-Мансийская, Мало-Фроловская, Верхне-Шапшинская, Елыковская, Варовая, Высокоостровская, Южно-Селияровская структуры.

Выполненные съемки МОГТ 2D дали первые результаты по изучению геологического разреза с детальностью, обеспечиваемой масштабом съемки 1:50000. Это позволило уточнить структурно-тектоническое районирование. Вышеуказанные съемки ориентировали все последующие сейсмические детальные исследования 3D. [3]

 

3. Постановка задачи исследований

3.1 Цели и задачи проектирования

Повышение извлекаемых запасов углеводородов является одной из самых актуальных и важных задач в нефтедобывающей промышленности.

Продление срока службы скважины является также важной задачей, потому что эксплуатационная нефтяная скважина является очень дорогим и технически сложным сооружением.

Блок добывающих скважин Северо-Западной части Приобского нефтяного месторождения, согласно данным по разработке имеет низкий дебит флюида - менее 10 т/сут и высокую обводненность - более 90%. Эксплуатация скважин с дебитом менее 10 т/сут не рентабельна, для увеличения извлекаемых запасов и продления срока службы скважин необходимо провести - геофизические исследования комплексом состав / приток и комплексом ГИС для определения текущего характера насыщения пластов-коллекторов, после чего выполнить интенсификацию притока пластового флюида методом упругого воздействия на пласт аппаратурой «Приток - 1М».

ПГР необходимо выполнить по части блока в 6 скважинах. Применение ПИТ планируется выполнить в 2 ух из 6 скважин, т.к. радиус действия рассмотренной ниже аппаратуры увеличения притока составляет около 600 метров.

 

4. Комплексные геофизические исследования

Работы буду проводиться с помощью передвижной каротажной станции на базе шасси автомобиля КамАЗ, на которой установлен блок управления «МЕГА».

4.1 Обоснование выбора комплекса методов

Определение точных количественных параметров, таких как: дебит флюида, температура и давление возможно лишь при проведении необходимого комплекса ГИС.

Выбор комплекса ГИС зависит от поставленной задачи: определить дебит флюида, обводненность, и контрольные параметры скважин (температура, давление). Таким образом комплекс ГИС должен включать в себя следующие методы:

1.  Термометрии.

2.       Барометрии.

.        Фонового гамма-каротажа.

.        Механической расходометрии.

.        Термокондуктивой расходометрии.

.        Влагометрии.

.        Резистивиметрии.

.        Локатор муфт

.        Шумометрии

Термометрия и барометрия проводятся для измерения контрольных параметров, таких как температура и давление соответственно, для каждой скважины существуют определенные значения данных величин, следовательно, при значительном отклонении от контрольного значения прогнозируется вероятность неоптимального режима работы скважины.

Фоновый гамма-каротаж проводится для увязки по глубине данных всех видов ГИС.

Механическая расходометрия проводится с целью определения общего дебита жидкости в стволе скважины.

Влагометрия и резистивиметрия проводятся с целью определения соотношения вода / нефть в скважине, это необходимо для дальнейших расчетов дебита скважины.

Локатор муфт служит для привязки выше рассмотренных методов.

Также для определения положения ВНК, заводненных интервалов пласта и текущего нефтенасыщения перед проведением работ по повышению нефтеотдачи комплекс ГИС должен включать ИННК и С/О каротаж.

4.2 Описание методов, входящих в геофизические исследования

 

Комплекс методов состав / приток

Термометрия

Термометрия действующих скважин (высокочувствительная термометрия) отличается от традиционной термометрии (геометрия, метод закачки жидкости с контрастной температурой) тем, что измерения проводятся в процессе работы скважины и исследуются тепловые аномалии, обусловленные термодинамическими эффектами при движении флюидов в пласте и стволе скважины. Исследования сводятся к спуску термометра в продуктивный интервал и регистрации распределения температуры вдоль ствола скважины с обязательным перекрытием зумпфа и приема НКТ. Желательно, чтобы прием НКТ был поднят на 40-50 метров выше кровли верхнего перфорированного пласта. В действующей скважине с квацистационарным тепловым полем обязательно регистрируется повторная термограмма и несколько термограмм в остановленной скважине. Масштаб записи температуры 0.05 ⁰С/см.

Интерпретация термограмм заключается в выявлении и анализе температурных аномалий. Анализ начинают с зумпфа. При наличии участка ненарушенной геотермы (в действующей скважине обычно на расстоянии 10 м от подошвы нижнего работающего пласта) определяют градиент температуры. Корреляция градиентов температуры с разрезом свидетельствует об отсутствии движения жидкости в скважине и заколонном пространстве по данным термометрии. Заключение по результатам исследований скважины выдается по данным всего комплекса (локация муфт, плотнометрия, ГК, механическая и термокондуктивная дебитометрия, влагометрия, резистивиметрия).

o   диагностика состояния насосно-подъемного оборудования;

o   выявление обводненных интервалов по эффекту охлаждения пласта закачиваемыми водами;

o   определение интрвалов разгазирования и поступления газа.

Термометрия позволяет получить информацию о пластах, перекрытых НКТ и о работе пластов, недоступных исследованию в действующей скважине (по измерениям в остановленной скважине после извлечения из нее оборудования). После регистрации термограмм, не поднимая прибор из интервала исследований проводится первичная оценка качества материала. В качестве критериев используются уровень случайных помех (не должен превышать 0.02 ⁰С) и качество воспроизведения аномалий на основной и повторной диаграммах (расхождение диаграмм не должно быть более 0.1 ⁰С по большинству точек, общий характер изменения температуры должен повторяться с высокой точностью). Может быть установлен масштаб записи термометрии в 0.02 ⁰С/см.

Измерение температуры в интервале продуктивных пластов проводится на спуске. Скорость движения термометра зависит от постоянной времени датчика. Поскольку постоянная времени, определенная в лабораторных условиях, не всегда совпадает с реальным значением в скважине, рекомендуется писать со скоростью не более 200 м/час. Распределение температуры по стволу добывающей скважины определяется следующими факторами:

o    изменение температуры флюида при фильтрации в пласте (баротермический эффект);

o   естественное тепловое поле Земли;

o   эффект калориметрического смешивания восходящего по колонне потока с поступающим из пластов флюидом;

o   теплообмен между потоком жидкости в стволе скважины и окружающими породами.

Кроме них, на распределение температуры влияют расход и состав флюида, структура и направление потока. К настоящему времени определялись следующие задачи, которые могут решаться высокочувствительной термометрией:

o   выделение интервалов притока (приемистости), в том числе и слабоработающих перфорированных пластов;

o   выявление заколонных перетоков из неперфорированных пластов;

o   определение притоков в скважину из мест негерметичности обсадной колонны.

Барометрия

Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени.

Применяют для определения абсолютных значений забойного или пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты, определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления, оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси (совместно с другими методами «притока-состава»).

Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока.

Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией и дистанционные. Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные. Конструкция глубинных манометров должна обеспечивать измерение статической составляющей полного давления (за исключением интервалов интенсивного притока флюидов в ствол, где возможно влияние радиальных струй).

Гамма-каротаж

Принцип гамма-каротажа (ГК) основан на регистрации скважинными приборами естественной радиоактивности горных пород слагающих разрез скважины.

Естественной радиоактивностью называется самопроизвольный распад ядер некоторых химических элементов слагающих горные породы. Естественная радиоактивность слагается из способности горных пород испускать альфа-, бета- и гамма-излучение. Глубина проникновения альфа-излучения в горных породах составляет первые десятки микрон, бета-излучения - первые миллиметры, а гамма-излучения - от 30 до 40 см. Следовательно, с точки зрения изучения разрезов скважин только гамма-излучение представляет практический интерес.

Величина естественной радиоактивности горных пород определяется в основном содержанием в них трех основных химических элементов: урана, тория и изотопа калия-40.

Основная задача в добывающих и нагнетательных скважинах - корреляция разрезов скважин (привязка по глубине).

Влагометрия

Для выделения интервалов поступления воды в скважину, для определения состава флюидов в стволе скважины и установления мест негерметичности обсадной колонны широко применяются влагомеры. Материалы и теоретические расчеты показали, что верхний предел количественного определения влагосодержания ограничивается 50%. При обводнении свыше 50% аппаратура позволяет лишь качественно выделять водоотдающие интервалы. Существует две разновидности глубинных влагомеров, обладающих различными методическими возможностями: пакерные и беспакерные влагомеры. В беспакерном приборе через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, поэтому беспакерные влагомеры работают на качественном уровне. В пакерном влагомере через датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает эффективность прибора.

Основным недостатком всех влагомеров является зависимость их показаний от свойств нефти, воды и водонефтяных смесей, которые зависят от температуры, давления, газонасыщения и могут изменяться по площади и толщине даже одного нефтяного горизонта, что при качественной оценке компонентого состава смеси требует проведения больших тарировочных работ по построению градуировочных зависимостей с учетом всех мешающих факторов.

Резистивиметрия

Применение резистивиметров основано на измерении электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины, позволяющих выделить гидрофильную (нефть в воде) и гидрофобную (вода в нефти) составляющие и устанавливать положение водонефтяного раздела в скважинах (ВНР).

Исследования индукционным резистивиметром позволяют определить удельную проводимость среды в колонне, положение нефтеводораздела границу перехода гидрофильной среды в гидрофобную, границы зон гидрофильных водонефтяных смесей с различной концентрацией нефти в воде, границы изменения минерализации воды в колонне. Полученная информация обеспечивает выделение слабых притоков нефти в скважину при содержании воды в колонне более 50% и определение мест поступления воды в колонну различной минерализации. Учитывая высокую чувствительность метода к небольшим притокам нефти, индукционный резистивиметр следует применять как метод для выявления слабых притоков нефти через «застойную» воду, как индикатор типа эмульсии.

Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости.

Расходометрия

Расходометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. При контроле разработки нефтяных месторождений применяются две модификации метода - гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследования действующих скважин.

Механическая расходометрия предусматривает определения скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Применяют как основной метод для:

         выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах;

         оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах;

         определения поинтервальных и суммарных дебитов;

         выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины.

Выполняют в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах.

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижение точности измерений при многофазном притоке и многокомпанентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений.

Каждый комплект расходомера должен быть снабжен градуировочной характеристикой, представляющей собой зависимость показаний прибора от объемного расхода жидкости (м³/сут). Градуировка расходомера производится на воде, на специальном гидродинамическом стенде. Одновременно определяется коэффициент пакеровки прибора и его стабильность. Стабильность характеристик прибора и их соответствие градуировочному графику контролируется в промысловых условиях по результатам сопоставления суммарных дебитов (расходов) скважин, определенным по данным расходомера и в замерном устройстве на поверхности. Расхождение между ними не должно быть более 20%. При этом дебит (расход скважины), измеренный на поверхности, должен быть приведен к забойным условиям и погрешность его определения не должна превышать 10%. Если расхождения в суммарных дебитах превышают 20%, необходима повторная градуировка расходомера на гидродинамическом стенде.

Программа работ для установления распределения суммарного дебита по пластам предусматривает точечные измерения и запись непрерывной кривой. В начале проводятся точечные измерения в перемычках между исследованными пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации. Число точек в каждом интервале исследований должно быть не менее 5, расстояние между ними 0.2-2 м. Расхождения между измерениями в одной точке в перфорированном участке не должны превышать 5%.

Для определения отдающих (принимающих) интервалов перфорированного пласта записывается непрерывная диаграмма в интервалах перфорации и в 10-20 м участках ствола, прилегающих к ним.

В скважинах, дающих чистую нефть или только воду, результаты измерения дебитом являются достаточными для установления места притока жидкости в скважину и характера насыщения соответствующих интервалов в случае, когда нет затрубной циркуляции, прорыва нагнетаемых вод и целостность колонны установлена.

В скважинах, дающих нефть с водой, исследования расходомерами не решают задачу по разделению на нефте- и водоотдающие интервалы, для этих целей должен применяться более расширенный комплекс геофизических методов. Эффективность использования расходометрии при исследовании скважин зависят от ее технического состояния в интервале перфорации. Расходограммы, полученные в скважинах, где продуктивный интервал был вскрыт перфораторами ПК-103, легко интерпретируются в интервалах перфорации - по ним можно построить профили отдачи или приемистости по всему отдающему или принимающему интервалу при условии целостности цементного камня за колонной.

Контроль за выработкой пласта предусматривает учет объема закачиваемой и добываемой жидкости из него, а также поинтервальное распределение отдачи и приемистости по толщине перфорированного интервала на количественном уровне.

Термокондуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюида термоанемометра с прямым или косвенным подогревом. Применяют для выявления:

         интервалов притоков или приемистости флюидов;

         установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;

         для оценки разделов фаз в стволе скважины.

Недостатки метода связаны с ненадежностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения (повышенная чувствительность к радиальной составляющей потока), температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока.

К достоинствам термокондуктивных расходомеров следует отнести:

высокую чувствительность в диапазоне низких (менее 1 м³/сут) и средних дебитов, что позволяет выделить притоки жидкости, не фиксируемые гидродинамическими расходомерами.

простота конструкции, что повышает его эксплуатационные качества.

Акустическая шумометрия

Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды.

Применяют для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами; интервалов заколонных перетоков газа; выявления типа флюидов, поступающих из пласта.

Ограничения связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.

Акустический шумомер является индикаторным прибором и не подлежит строгой калибровке. Его данные не пригодны для количественных определений.

Локатор муфт

Метод электромагнитной локации муфт основан на регистрации изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их однородности.

Применяют для:

         установления положения замковых соединений прихваченных бурильных труб;

         определения положений муфтовых соединений обсадной колонны;

         точной привязки показаний других приборов к положению муфт;

         взаимной привязки показаний нескольких приборов;

         уточнения глубины спуска насосно-компрессорных труб;

         определения текущего забоя скважины;

         в благоприятных условиях - для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.

В локаторе муфтовых соединений обсадной колонны (ЛМ) для того, чтобы определить местонахождение муфты, используется принцип индукции. Локатор состоит из двух постоянных магнитов, разделенных измерительной катушкой, навитой на стальной сердечник. Два магнита располагаются обращенными друг к другу одноименными полюсами.

Это особое размещение магнитов (их полюсов) генерирует очень сильное магнитное поле. Так как ЛМ двигается в обсадной колонне, силовые линии магнитного потока остаются постоянными до тех пор, пока зонд не войдет в зоны, где резко изменяется толщина стенки трубы (муфта). Эта разность влияет на показания измерительной катушки, в которой индуцируется дополнительный ток. Ответный сигнал этого тока посылается на поверхность.

Этот эффект измерения магнитного поля применяют для обследования труб и локации местоположения муфтовых соединений.

Применяемая аппаратура и оборудование

Аппаратурный комплекс МЕГА-К (Рис. 4.3.) предназначен для проведения термогидродинамических исследований в действующих скважинах в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений.

Комплекс МЕГА-К обеспечивает проведение исследований в скважинах при температуре окружающей среды до 100°С и гидростатическом давлении до 60 МПа с компьютеризованной каротажной станцией «МЕГА» и одножильным грузонесущем геофизическим кабелем до 5000 м.

В конструкцию аппаратуры заложен блочный принцип построения узлов механики и электронных схем.

Аппаратура представляет собой три блока (РАСХОД; СОСТАВ; ИНТЕРВАЛ), допускающих их сборку в различном сочетании и любой последовательности, электрически соединенных центральной транзитной жилой кабеля, кроме блока РАСХОД который в любом варианте сборки является конечным.

Аппаратура в полном составе сборки блоков имеет объединенное питание, подаваемое по кабелю и объединённую информационную сеть, сформированную на той же жиле кабеля.

В каждом блоке сборки аппаратуры установлена плата телеметрической системы. При включении питания аппаратуры все блоки объединяются в единую телеметрическую сеть и автоматически переходят в режим поочерёдной передачи данных.

Модуль «ИНТЕРВАЛ» предназначен для привязки интервалов либо выполнения комплекса в нагнетательных скважинах (при подключении модуля механического расходомера) и включает в себя следующий набор датчиков:

-       датчик термометра - чувствительный термометрический элемент (терморезистор). Действие основано на изменении сопротивления металлического проводника с изменением температуры;

-       датчик давления - мостовой тензопреобразователь Д100-2;

-       локатор муфт, состоящий из двух постоянных магнитов и катушки, расположенной между ними, собранный на каркасе из немагнитного материала. Информационным параметром при осевой магнитной неоднородности колонны труб выступает наведённая ЭДС самоиндукции в катушке датчика ЛМ;

-       датчик уровня естественного гамма-излучения - сцинтилляционный кристаллический детектор NaJ(Tl) СДН17 размером 18х160 с фотоэлектронным умножителем ФЭУ-102. Принцип работы электронной части прибора совместно с датчиком ГК основан на преобразовании квантов гамма-излучения в электрические импульсы с помощью сцинтилляционного детектора и далее преобразовании средней частоты этих импульсов в код.

Для проведения полного комплекса исследований по контролю за разработкой производят сборку модуля «ИНТЕРВАЛ» с модулем «СОСТАВ», включающего в себя:

-       датчик влагомера представляет собой RC - генератор, в колебательный контур которого включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты;

-       электромагнитный датчик резистивиметра представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух - возбуждающей и приемной - тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика. В датчике используется трансформаторный метод измерения электропроводности жидкости;

-       датчик термокондуктивного расходомера СТД - чувствительный термометрический элемент с нагревателем работает по принципу термоанемометра. В нём установлен термочувствительный элемент (терморезистор) и резистор нагревателя. Сопротивление терморезистора в однородной среде обратно пропорционально средней линейной скорости потока, что позволяет в благоприятных условиях оценивать скорость потока и строить профиль притока или поглощения флюида;

-       датчик уровня акустических шумов - пьезокерамический элемент, выполненный в форме втулки, жестко соединенный с корпусом блока. Пьезокерамический элемент работает в качестве приемника упругих волн звукового диапазона.

Конструкция обоих модулей предусматривает подключение к себе одного из модуля «РАСХОД» (механический беспакерный расходомер), предназначен для измерения расхода жидкости - состоит из корпуса с крыльчаткой, нижней штанги с грузом, фонаря (центратора), преобразователя с мостом (или приборной головкой). В преобразователе установлена электронная часть блока.

Крыльчатка установлена в корпусе на керновых опорах, состоящих из корундового конического подпятника типа ПКК 2,5хх0,15 и керна с радиусом сферы 0,05 мм. В верхней части корпуса установлены два магниточувствительных датчика, выводы которых соединены с платой, установленной в головке. В утолщенной части оси крыльчатки установлены два миниатюрных постоянных магнита. При вращении крыльчатки поля магнитов воздействуют на датчики, сигналы с которых поступают в электронной часть, установленную в преобразователе.

Принцип работы расходомера основан на определении скорости потока жидкости в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Измерение производится при спуске или подъеме в исследуемых интервалах, а также поточечно. Величина расхода флюида в данном сечении скважины (колонна диаметром 5 дюймов) определяется по зависимости частоты вращения аксиальной крыльчатки от расхода соосного с ней потока жидкости.

Список регистрируемых параметров и краткая характеристика измерительных каналов для полной сборки приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Параметр	Шифр	Канал	Точка записи, мм	Характеристики канала
Температура	TEMP	0	1070	Диапазон измерения:  +5 - +120°C Пределы допускаемой абсолютной погрешности:  ±0.6°C
Давление	PRES	1	1050	Диапазон измерения:  0.1 - 60 МПа Пределы допускаемой абсолютной погрешности:  ±0.6 Мпа
Локатор муфт	CCL	2	Амплитуда выходного сигнала локатора муфт к фону: не менее 5:1
Температурная коррекция датчика давления	T1K	4	1050	Используется при расчете давления.
Естественная гамма активность за 0.8 с.	GR	15	250	Диапазон измерения мощности экспозиционной дозы Гамма-излучения: 0 - 100 мкР/ч Пределы допускаемой абсолютной погрешности:  ±5 мкР/ч.
СТД	STD	6	1415	Позволяет выделять притоки со скоростью течения 1 -50 см/с
Резистивиметр	RB	7	1305	Диапазон измерения: 0.05 - 50 См´м Пределы допускаемой абсолютной погрешности:   ±10%.
Шум НЧ Шум СЧ Шум ВЧ	NSL NSM NSH	8 9 10	1600 1600 1600	0.5 - 5 кГц 5 - 12 кГц 12 -20 кГц
Влагомер	WM	12	1415	Диапазон измерения: 0 - 100%
Расходомер	SPIN	12	2345	Пределы измерения: 0.6 - 30 м³/ч Порог чувствительности: 0.4 м³/ч

Комплекс методов определения текущего насыщения продуктивных пластов

Известно, что, несмотря на экономическую привлекательность, операции по возврату скважины на вышезалегающие пласты сопровождаются серьезными финансовыми рисками, если нет достоверной оценки текущего насыщения объекта перевода до постановки бригады капитального ремонта.

Методами, позволяющими определить текущее насыщение неперфорированного пласта, являются нейтронные методы исследования скважин: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и углеродно-кислородный каротаж (С/О каротаж). Применяя какой-либо из этих методов или их комбинацию, можно определить через обсадную колонну, каким флюидом насыщено поровое пространство исследуемого пласта.

Импульсный нейтрон-нейтрон каротаж

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж основан на многомерной регистрации нестационарных потоков тепловых нейтронов одновременно на двух зондах в скважинах любых категорий. За счет применения импульсных генераторов нейтронов измеряется пространственно-временное распределение тепловых нейтронов в скважинах, в результате чего достигается повышенная достоверность и однозначность решения традиционных задач нефтепромысловой и нефтеразведочной геофизики.

В ИННК применяется измерительная скважинная установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии (длина зонда) от него детектора нейтронов.

Принцип действия аппаратуры основан на облучении горных пород импульсами быстрых нейтронов и анализе временного распределения плотности тепловых нейтронов в зависимости от характера насыщения и элементного состава горных пород.

Принцип работы скважинного генератора нейтронов следующий. Мишень, представляющая собой один из легких элементов (дейтерий, тритий, бериллий, литий и др.), бомбардируется потоком ускоренных заряженных реакций ²D (d, n) ³He и ³T (d, n) ⁴He бомбардировки потоком ионов дейтерия (дейтонов) или трития.

Основными конструктивными узлами генератора нейтронов являются ускорительная трубка и источник питания высокого напряжения. Ускорительная трубка представляет собой стеклянный баллон, заполненный дейтерием (изотопом водорода ²Н).

Регистрируемыми характеристиками полей излучений в скважине являются скорости счета импульсов в узких временных окнах (32 мкс) для двух детекторов тепловых нейтронов расположенных на разных расстояниях от импульсного источника нейтронов энергией 14 МэВ. Временная база регистрации 32-1984 мкс. Частота срабатывания излучателя нейтронов жестко задана и составляет 20 Гц.

Управление работой прибора происходит путем подачи в 1-ю жилу кабеля положительных импульсов, формируемых ADSP 350h, при помощи одного плеча схемы «Манчестер» БУСП.

По запросу с компьютера (ADSP) станции производится запуск генератора нейтронов. Каждый импульс запуска начинает измерительный цикл, длящийся 200 мс. Цикл начинается с запуска трубки генератора нейтронов. Генератор испускает в течение 2 мкс быстрые нейтроны с энергией 14 МэВ. Взаимодействуя с окружающей средой нейтроны, замедляются до уровня тепловых энергий. Два детектора ближний (малый зонд) и дальний (большой зонд), зондовые расстояния соответственно L1=380 мм и L2=670 мм, регистрируют тепловые нейтроны. Двухзондовая конструкция прибора обеспечивает компенсацию скважинных условий. Измерительный цикл заканчивается передачей на ADSP станции зарегистрированных временных спектров (число импульсов за время 2048 мкс) для двух нейтронных детекторов.

Непосредственно измеряемыми параметрами являются величины обратные декременту временного затухания скорости счета импульсов для двух зондов t₁ и t₂ в интегральном временном окне от заданной начальной задержки до конца временной базы регистрации (время жизни тепловых нейтронов) и скорости счета импульсов в том же временном окне (только для ручной настройки).

В станции МЕГА реализовано одновременно два варианта измерения:        

. Автоматическое определение параметров t₁ и t₂ с временными задержками 256 и 512 мкс.

Таблица 4.2

Шифр параметра	t	Задержка, мкс.	Зонд
TP11	t1	256	Малый зонд
TP21	t2	256	Большой зонд
TP12	t1	512	Малый зонд
TP22	t2	512	Большой зонд

. Определение параметров t₁ (TP1) и t₂ (TP2) и скоростей счета INT1, INT2 в каналах малого и большого зондов с временными задержками, установленными оператором. Параметры SPC1 и SPC2 являются спектрами распределения импульсов во всем временном окне регистрации по малому и большому зонду.

Дифференциация пород, определение нефтенасыщенности и пористости осуществляется по основным нейтронным параметрам - среднему времени жизни и коэффициенту диффузии тепловых нейтронов. Как известно, нефть и пресная вода обладают близкими значениями времени жизни тепловых нейтронов (t _н = 206 мкс, t_в = 204 мкс), но с увеличением концентрации NaCl, в пластовых водах до 50 г./л среднее время жизни нейтронов в воде уменьшается до 100 мкс [16], на этом различии нейтронных параметров основана методика определения нефтенасыщенности ИННК. Оценка коэффициента нефтенасыщенности К_н пластов методом ИННК возможна, по оценкам различных авторов, при выполнении следующих условий:

·        минерализация пластовой воды не менее 30¸70 г./л NaCl; с уменьшением минерализации вод точность определения Кн уменьшается;

·        отсутствие зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости и восстановление минерализации пластовой воды в этой зоне до первоначального или до известного значения.

Уровень минерализации пластовой воды по NaCl является определяющим фактором достоверной оценки насыщенности пластов. По данным различных источников определение Кн методами ИННК осуществляется при Кп=10¸15% (если С_в=200÷250 г./л NaCl) и Кп=15¸20% (если С_в=100÷150 г./л NaCl). В неглинистых высокопористых коллекторах оценка Кн возможна при минерализации С_в=30÷70 г./л NaCl.

Для Западной Сибири характерны как раз низко минерализованные пластовые воды, что ограничивает применение ИННК с целью разделения нефти и воды. Однако ИННК весьма отчетливо позволяет определить газонасыщенные интервалы пластов-коллекторов. Многие залежи нефти в Западной Сибири, в том числе на Приобском месторождении, имеют газовые шапки, кроме того, нефть имеет высокий газовый фактор. В процессе эксплуатации пластовое давление залежи снижается, и растворенный газ выделяется в свободную фазу, образуя тем самым техногенные газовые залежи. Так как при эксплуатации нефтяного пласта прорыв в скважину газа из вышерасположенных интервалов осложняет процесс добычи и крайне нежелательно, то применение ИННК весьма целесообразно при исследовании объектов с вероятностью наличия газонасыщенных прослоев.

Краткие технические характеристики прибора АИНК-43: 

длина, мм                                        3200

диаметр, мм                                              43

максимальное раб давление, МПа  100

диапазон раб температур                         +5…+120°С

масса скважинного прибора, кг              15

длина секции излучателя нейтронов        1800 мм

длина секции блока регистрации             1725 мм

Углеродно-кислородный каротаж

Как известно, при облучении горных пород быстрыми нейтронами последние испытывают различные взаимодействия с ядрами вещества, передавая им часть своей энергии. В процессе замедления до энергии теплового движения атомов (Е»1·10 ^-2 эВ), происходят упругие и неупругие рассеяния нейтронов на ядрах атомов, кроме того, тепловые нейтроны участвуют в процессах термализации, процессах диффузии и, наконец, поглощаются ядрами.

В результате первых соударений (1-2 акта) наиболее вероятным взаимодействием является неупругое рассеяние, при этом нейтроны замедляются до энергии ~1 МэВ, передавая большую часть энергии на возбуждение ядра-мишени. Вероятность неупругого рассеяния тем выше, чем выше энергия нейтронов. Возврат ядра-мишени из возбуждённого состояния происходит за 10^-14 с и сопровождается вторичным гамма-излучением, которое называется гамма-излучением неупругого рассеяния (ГИНР). Спектр ГИНР является индивидуальной характеристикой ядра.

Дальнейшее замедление нейтронов происходит в процессе упругого рассеяния, при котором кинетическая энергия нейтрона до соударения переходит в кинетическую энергию нейтрона и ядра-отдачи после соударения, эти процессы продолжаются до достижения нейтроном тепловой энергии. Наибольшим сечением упругого рассеяния обладает водород, его присутствие в окружающей среде играет основную роль в процессе замедления. Упругое рассеяние не сопровождается гамма-излучением.

Замедлившись до тепловой энергии, нейтроны захватываются ядрами элементов горных пород. Последствием радиационного захвата теплового нейтрона почти всегда является немедленное (10^-23 с) излучение гамма-квантов (ГИРЗ).

Спектр ГИРЗ также является индивидуальной характеристикой ядра. Реже захват тепловых нейтронов приводит к активации ядра - оно становится радиоактивным с некоторым периодом полураспада.

Энергия связи большинства породообразующих элементов составляет 7¸8 МэВ, следовательно, при радиационном захвате тепловых нейтронов возникает жесткое гамма-излучение. При поглощении одного теплового нейтрона испускаются 3¸4 гамма-кванта.

Процесс замедления быстрых нейтронов в результате упругих и неупругих взаимодействий длится порядка нескольких первых микросекунд, таким образом, через несколько микросекунд после облучения вещества быстрыми нейтронами (вспышка) возникает излучение радиационного захвата. Время жизни тепловых нейтронов в типичных разрезах нефтегазовых скважин колеблется от 100 до 500 мкс, следовательно, во время вспышки тепловые нейтроны от предыдущих вспышек, а также те нейтроны, энергия которых приблизилась к энергии теплового движения во время вспышки, продолжают генерировать гамма-излучение захвата. При регистрации спектров ГИНР гамма-излучение радиационного захвата является фоновым. Фоновую составляющую спектров измеряют при выключенном генераторе нейтронов («фоновая пауза»). Таким образом, для получения «чистых» спектров ГИНР необходимо регистрировать спектр ГИРЗ и вычитать его из измеренных спектров ГИНР.

Ввиду сложности спектров ГИНР и ГИРЗ ограничимся рассмотрением тех элементов горных пород и насыщающих их флюидов, присутствие которых имеет основное значение для решения поставленной задачи, в первую очередь элементы С, О - для определения присутствия углеводородов, и Ca, Si - как основные элементы, характеризующие состав горных пород (известняк, песчаник). Для основных породообразующих элементов в таблице 4.3 приведены: энергии порога неупругого рассеяния E_пор, а также наиболее характерные энергетические линии ГИНР и ГИРЗ.

Данные, приведённые в таблице 4.3, позволяют сделать следующие выводы:

·        характерные энергетические линии ГИНР и ГИРЗ основных породообразующих элементов лежат в пределах 1¸8 МэВ - это позволяет ограничить диапазон регистрируемых энергий шкалой до 10 МэВ;

·        пороговая энергия ГИНР для углерода и кислорода составляет 4.8 и 6.44 МэВ, следовательно, для возбуждения реакции неупругого рассеяния необходимо применение излучателя нейтронов с энергией более 6.44 МэВ.

Таблица 4.3. Основные породообразующие элементы и их характеристики гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов

Элемент	Среднее содержание в горных породах, %	Eпор, МэВ	Энергия ГИНР, МэВ	Энергия ГИРЗ, МэВ
12C	0.02298	4.80	4.43	4.95, 3.68 1.26
16O	46.89	6.44	6.13 7.12	2.18, 1.09 3.27
40Ca	2.87	4.55	3.73 3.90	1.94, 6.42 4.42
28Si	28.54	1.90	1.78 2.84	3.54, 4.93 1.27
56Fe	4.26	0.86	1.24 2.61	7. 63,7.65 5.9
1Н	0.99985	-	-	2.23

Основой выбора методики углеродно-кислородного каротажа служит различие содержания углерода и кислорода в нефти и воде. Содержание «С» в различных нефтях колеблется от 82 до 87%, О от 0.02 до 1.65%. Содержание «О» в воде по массе составляет 85.82%, при определении нейтронно-активационным анализом проб пластовых вод присутствия углерода обнаружено не было.

Таким образом, основа метода углеродно-кислородного каротажа состоит в том, что энергия ГИНР и ГИРЗ характерна для каждого элемента, содержащегося в скважине. В результате неупругих рассеяний на ядрах углерода (С) образуется ГИНР с энергией 4.8 МэВ, на ядрах кислорода - 6.44 МэВ. Вместе с тем, количество гамма-квантов, зарегистрированных детектором в определенных энергетических областях, пропорционально концентрации элементов, испускающих данные гамма-кванты. Следовательно, измерение скоростей счета в различных, характерных для каждого элемента энергетических областях, даёт возможность определения относительного содержания элементов в горных породах.

Измерительный зонд содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов и один - два детектора гамма-излучения. Длина зонда 0,4 - 0,6 м, точка записи - середина зонда. Калибровки проводят на трех стандартных образцах, воспроизводящих значения насыщенности пласта. Одним из стандартных образцов является емкость с пресной водой не менее 1,5 м в диаметре и 2 м по высоте (для исключения влияния среды за стенами емкости). Рекомендуемая скорость каротажа - 40-50 м/ч.

В прибор С/О-каротажа (АИМС-ОАО НПЦ «Тверьгеофизика») генератор нейтронов производит короткий (длительностью 5-8 мкс) выброс нейтронов каждые 50 мкс. Гамма-лучи, возникающие в породе в результате неупругого рассеивания и захвата нейтронов, регистрируются (с измерением их энергии) системой кристаллический детектор - многоканальный анализатор. Система ведет запись времени прихода гамма-квантов (256 временных каналов) и спектральной энергии гамма-квантов неупругого рассеивания (256 каналов) и захвата (еще 256 каналов).

Отношение С/О зависит от пористости, литологии, характера насыщения пластов, заполнения скважины, но практически не зависит от минерализации пластовых флюидов, что является достоинством метода. Для учета влияния вещественного состава пород по спектрам ГИНР и ГИРЗ рассчитываются отношения кальция и кремния (Ca/Si). Интерпретационным параметром метода является разность отношений углерода-кислорода (R_С/О), и кальция-кремния (R_Сa/Si). Кажущееся объемное содержание нефти в породе (k_н,к) определяется с помощью зависимостей вида:

 

k_н,к = а (R_С/О - b R_Сa/Si) + с, где a, b, с - константы. (4.1)

По спектрам неупругого рассеивания вычисляется содержание в породе Са, Si, С и О (или отношение С/О), а по спектрам захвата - содержание Са, Cl (отношение Ca/Si определяется также и по «неупругим» спектрам). Коэффициент пористости рассчитывают по соотношению спектров захвата и упругого рассеивания. Спектр данных времени прихода гамма-квантов используют для независимого расчета  и пористости. Отношение С/О используют для расчета нефте-водонасыщения за обсадной колонной.

При контроле за разработкой нефтегазовых месторождений применение данного метода позволяет решать следующие геолого-промысловые задачи: отслеживание продвижения водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов и закачиваемых вод в неперфорированных пластах, оценка степени заводнения перфорированных пластов независимо от минерализации пластовых вод. При контроле испытаний в колонне - локализация притока и установление характера насыщения приточных прослоев в перфорированном пласте. Кроме этого, подтверждена перспективность изучения разрезов скважин старого фонда методом С/О с целью выявления и оценки пропущенных залежей. Также метод применяется для сопровождения процесса интенсификации нефтеотдачи коллекторов.

4.3 Методика проведения полевых работ

нефтяной месторождение пласт геофизический

Работа со станцией на скважине включает следующие этапы:

1.       Монтаж вращающегося ролика на устье скважины

2.       Установка передвижной каротажной станции (ПКС) параллельно ролику на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

.        Заземление ПКС и установка «башмаков» под колёса.

.        Подсоединение каротажного модуля к головке кабеля.

.        Подключение ПКС к источнику переменного тока с напряжением 220-240 В либо (при отсутствии источника питания) к автономному генератору переменного тока с дизельным двигателем.

.        Запуск регистрирующей аппаратуры (каротажная стойка, блок контроля каротажа) и компьютера.

.        Регистрация.

После запуска регистрирующей аппаратуры и компьютера, открываем программу «Регистратор», находящуюся в меню пуск во вкладке программы (либо на рабочем столе).

В появившемся окне выбрать подтверждение или отказ от работы с выбранным планшетом в зависимости от типа используемого прибора.

Далее, после подтверждения / отказа автоматически осуществляется переход к панели выбора параметров работы конкретного прибора.

Выбор и загрузка планшета, необходимого для работы используемого прибора (нажатие кн. «Загрузка планшета»). В соответствующей директории выбирается планшет, название которого соответствует типу используемого прибора, и нажимается кн. «Открыть».

Осуществляется загрузка драйвера (нажатие кн. «Загрузка драйвера»), после чего включается питание прибора (нажатие кн. «Включить питание прибора»). В появившемся окне, установив напряжение и силу тока для конкретного модуля, нажать кн. «Включить питание» и «Сохранить параметры», затем закрыть окно питания.

Переход к режиму тестирования (нажатие кн. «Тест прибора»). В появившемся окне возможно установить и проверить следующие параметры: глубину, скорость, набег, а также правильность работы каналов АЦП по информации, поступающей на них.

Переход непосредственно к регистрации и записи данных (нажатие кн. «Начать регистрацию»). В появившемся окне производится выбор направления движения прибора, его скорости, задание глубины и др., а также отображаются кривые, записанные по данным скважинного прибора.

По окончании нужно выполнить команду «Регистрация» > «Конец записи». Каждая кривая будет сохранена в выбранной директории.

4.4 Обработка и интерпретация полученных данных

 

Комплекс методов состав / приток

Комплекс состав / приток решает следующие задачи (Рис. 4.12.):

-         выделение работающих толщин пласта, в том числе интервалов притоков и поглощений;

-        определение профиля притока в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных (Рис. 4.13.), оценку интервальных расходов;

         определение состава притоков из отдающих интервалов;

         количественную оценку интервальных дебитов по фазам и компонентам продукции (газ, жидкость, нефть, вода);

         определение гидродинамических параметров пластов - пластовых давлений и температуры

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж применяется для определения ГВК, ВНК; определения характера насыщения пластов; определение коэффициента текущей нефтенасыщенности пластов; определение пористости пластов.

Углеродно-кислородный каротаж

Решаемые задачи:

·       оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности;

·        определения интервалов обводнения продуктивных коллекторов независимо от минерализации пластовых вод;

·       литологическое расчленение разреза;

·        сопровождение процесса интенсификации нефтеотдачи коллекторов.

4.5 Метод плазменно-импульсного воздействия на пласт

Теоретические основы метода

Ток высокого напряжения - 3000-5000 В-от батареи накопительных конденсаторов подается на электроды, которые замыкаются калиброванным проводником, что приводит к его взрыву и образованию плазмы в замкнутом пространстве.

Во время взрыва происходит освобождение энергии, переходящей в состояние сильно нагретого газа с очень высоким давлением, который, в свою очередь, с большой силой воздействует на окружающую среду, вызывая ее движение.

При электрическом разряде в жидкости через калиброванный металлический проводник образуется плазменный канал. Сам проводник превращается в газ (пар), в котором происходит повышение давления, плотности и температуры среды, то есть образуется взрывная волна.

Резкий скачкообразный переход вещества из исходного состояния в состояние с очень высоким давлением и температурой представляет собой ударную волну, которая распространяется со сверхзвуковой скоростью.

Передний фронт ударной волны, имеющий избыточное давление, передает состояние движения от одного слоя к другому. В результате область, охваченная воздействием, быстро расширяется.

При взрыве в жидкой среде максимальное давление достигается в момент сжатия среды в ударной волне.

При распространении взрывной волны в твердых упругих средах ударный фронт сравнительно быстро исчезает, и взрывная волна превращается в ряд последовательных колебаний, распространяющихся со скоростью упругих волн.

Источник колебаний по техническим параметрам полностью соответствует характеристикам, присущим нелинейным системам - энергоемкий, выделяет значительное количество энергии с высокой температурой (25000-28000 ⁰С) за короткий промежуток времени (50-53 мкс), формирует ударную волну с избыточным давлением, многократно превышающим пластовое.

За счет технологических ограничений ударная волна распространяется направленно через перфорационные отверстия по профилю каналов.

Создаются вынужденные периодические колебания в окружающей среде (продуктивная залежь) со значительной амплитудой.

Плазменно-импульсное воздействие инициируется в естественных (реальных) геологических условиях без добавок химических реагентов при любой обводненности скважины, и способствует возникновению параметрического резонанса в целом в системе, при этом возмущенная среда не оказывает на источник колебаний никакого обратного воздействия.

Таким образом, генератор ПИВ является идеальным широкополосным (1-12000 Гц) нелинейным возбудителем.

Вызываемые в продуктивном пласте резонансные колебания позволяют очистить существующие и сформировать новые фильтрационные каналы на удалении более 1500 метров от очага воздействия.

Кроме масштабного воздействия создание плазмы позволяет решать и локальные задачи по очистке призабойной зоны скважин. Мгновенное расширение плазмы создает ударную волну и последующее охлаждение, а сжатие плазмы вызывает обратный приток в скважину через перфорационные отверстия, что на начальном этапе обработки скважины способствует выносу кольматирующих веществ в ствол скважины.

Основные преимущества плазменно-импульсного воздействия на пласт над другими методами увеличения нефтеотдачи

Наиболее распространенные методы воздействия на продуктивные пласты с целью интенсификации режима работы нефтегазовых скважин и месторождений и повышения извлекаемых запасов углеводородов приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4. Методы воздействия на продуктивные пласты

Метод	Реагент или способ воздействия
Закачка реагентов	Вода, газ, легкие фракции нефти
Тепловые	Горячая вода, пар, внутрипластовое горение, горючеокислительные смеси
Физико-химические	ПАВ, соляная кислота, щелочные растворы и другие химические реагенты
Волновые	Электромагнитные, вибрационные, сейсмоакустические, импульсные
Механические	Гидроразрыв пласта, разбуривание горизонтальными и горизонтально разветвлёнными скважинами
Микробиологические	Активация пластовой микрофлоры

Перечисленные методы воздействия на пласты дают определенный положительный эффект, хотя их эффективность в различных геолого-технических условиях различна и каждому из них присущи определенные ограничения и недостатки. Так, закачка больших объемов воды приводит к выпадению неорганических солей, парафинов в самих пластах и прискважинной зоне. Применение кислотной обработки, использование поверхностно-активных веществ (ПАВ), особенно органических добавок или углеводородов или их продуктов, экологически небезопасно и приводит к разрушению нефтепромыслового оборудования. Применение тепловых методов и особенно внутрипластового горения сопровождается усиленным разрушением продуктивных коллекторов и выносом песка, ростом агрессивности добываемой продукции за счет продуктов горения, образованием в пласте стойких водонефтяных эмульсий и т.п. Технология ГРП требует значительных затрат времени и средств, сложного компрессорного оборудования и при воздействии в зонах вблизи водонефтяного контакта (ВНК), в частично промытых зонах нередко в результате гидроразрыва пласта вместо нефти получают воду.

Особенностью предлагаемой технологии скважинного упругого воздействия является воздействие не только на призабойную зону, но и на пласт в целом, благодаря глубокому проникновению сейсмоакустической волны в пласт.

При этом в пласте происходят следующие процессы:

-    разогрев прискважинной зоны;

-        ускорение (до 1000 раз) гравитационной агрегации нефти и газа;

         увеличение относительный фазовых проницаемостей для нефти в большей степени, чем для воды;

         увеличение (в десятки раз) скорости и полноты капиллярного вытеснения нефти водой;

         возникновение сейсмоакустической эмиссии в породах коллектора, сопровождающейся образованием микротрещин;

изменение напряженного состояния горных пород коллектора и связанное с этим изменение структуры порового пространства.

Обработка скважин методом плазменно-импульсного электрогидравлического занимает всего 8-10 ч. Данная технология позволяет не только повысить в несколько раз или восстановить дебит добычных эксплуатационных скважин, но и за счет снижения поверхностного натяжения на границе фаз «нефть-вода» снизить водосодержание в продукции скважины, увеличить нефтеотдачу пласта.

Методика проведения работ

Обработка эксплуатационных скважин производится аппаратурой «Приток-1», спускаемой в скважину на стандартном трехжильном кабеле с помощью геофизической лебедки каротажного подъемника. По геофизическому кабелю осуществляется питание скважинной аппаратуры электрическим током, заряжающего накопительные конденсаторы, управление работой глубинного блока (заряд-разряд) и контроль режима работы аппаратуры и параметров импульсного воздействия. Время обработки и количество импульсов воздействия на пласт определяется мощностью и параметрами продуктивного интервала.

Ожидаемые результаты

Главным источником энергии пласта является энергия потока движущегося скважинного флюида усиленная вибрационными колебаниями, ускоряющие процесс капиллярной пропитки и способствующим образованию пузырьков газа, увеличивающих подвижность флюида.

Плазменно-импульсное воздействие способствует образованию микротрещин и изменению пористости и проницаемости горных пород. Согласно уравнению притока для вертикальной скважины можно представить:

 (4.2)

 - коэффициент проницаемости пласта;

 - вязкость нефти;

R_П - радиус питания скважины, равный половине расстояния между скважинами;

z_c - радиус скважины;

Н_эф - толщина нефтенасыщенного пласта;

 и  - пластовое и забойное давления соответственно.

Из формулы (4.2) видно, что ПИ - технология воздействуя на призабойную зону пласта, очищает её от кольматантов, улучшает связь скважины с пластом.

Воздействие несколько повышает пористость и проницаемость коллектора за счёт этого увеличивается эффективная мощность пласта H_эфф, а резонансное возбуждение пласта, проникающее на глубину 200 - 1500 м способствует продвижению пластового флюида к скважине за счёт увеличивающейся проницаемости пласта к_пр и уменьшения вязкости флюида , его подвижности.

Это дало возможность рекомендовать ПИТ для решения задач ускоренного освоения и ввода вновь пробуренных скважин в эксплуатацию, повышения дебита эксплуатационных, добычных и увеличению приемистости нагнетательных скважин, а также при разработке месторождений тяжёлых и высоковязких нефтей, месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.

Обработка скважин нефтяных месторождений проводилась аппаратурой «Приток - 1» в различных районах России (Западная и Восточная Сибирь, Урало-Поволжье) и за рубежом (Казахстан, КНР) представленных терригенными и карбонатными коллекторами (Рис. 4.20. и Рис. 4.21.)

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

Месторождение	Номер скважины (номер куста)	Назначение скважины (породы)	Интервал обработки, м	Режим работы скважины, м³/сутки (флюид)		Прирост, %
				до возд-я	после возд-я
Самотлорское	3513, (1186)	Нагнетательная (песчаники)	1854-1903,5	400 (вода)	480 (вода)	20
	3514 (1186)	Эксплуатационная (песч.)	1768-1796; 1796,5-1798; 1803-1807	2% (нефть), 98% (вода)	5% (нефть), 95% (вода)	150
	8170 (898)	Эксплуатационная (песч.)	869,5-1876; 1882,5-1885; 1891-1895	8,4 (нефть)	30 (нефть)	260
Туймазинское (АПК «Башнефть»)	2627	Нагнетательня (песч.)	1719,2-1729,2	260 (вода)	320 (вода)	23
	2031	Нагнетательная (песч.)	1743-1754,8	360 (вода)	890 (вода)	147
	3288	Эксплуатационная (извест.)	1126-1131	2,8 (нефть)	4,7 (вода)	67
Бавлинское, (ОАО «Татнефть»)	2574	Эксплуатационная (песч.)	1910,5-1912,5	2,24 (нефть)	2-4 (нефть, вода 5%)	200
Сабанчинское, (ОАО Татнефть»)	1470	Эксплуатационная (песч.)	1210-1212	4 (флюид)	10-11 (нефть 4,8%)	150
	2125	Эксплуатационная (песч.)	1271-1275	3 (вода 40%)	10 (вода 55%)	230

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 м² 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

r - средняя плотность жидкости по стволу скважины, г/см³;

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:

. 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].

. 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.

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.):

. 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.

. 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

	ГК «Таймзикс»	ООО НПП ГТ «Геофизика»	Schlumberger(1)
Прибор	НЭК-1	ЭКОС-31-7	CHFR	CHFR Plus	CHFR Slim
Длина, м.	5,2	6	13,1	14,6	11,3
Вес, кг.	75	90	310	348	115
Диаметр прибора, мм.	89	95	85,7	85,7	54
Температура, ˚C	125	125	150	150	150
Давление, атм.	1200	1000	1020	1020	1020
Диаметр колонны, мм	112-168	до 112	114 - 244	114 - 244	73 - 178
Наклон скважины	горизонт.	горизонт.	горизонт.	горизонт.	горизонт.
Вертикальная разрешённость, м.	0,2	0,4 - 1	1,2	1,2	1,2
Радиус исследования, м.	2 - 4	1,5	2 - 10	2 - 10	2 - 10
Диапазон значений, Ом·м	1 - 150	1 - 100	1 - 100	1 - 100	1 - 100
Время на точке, мин.	2 - 4	4 - 10	2	1	1
Скорость работы, м/час	7,5-15	3 - 7,5	36	72	72
Точность, %	2 - 2,5	5	3 - 10	3 - 10	3 - 10
Ток при измерении, А.	4	5	-	-	-
Жильность кабеля, шт.	7 (возможно 4)	7	-	-	-

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.

.        Проводится измерение на точке:

a)       Подача тока через электрод A₁ - накопление

статистики в измерении разности потенциалов M₁ - N, M² - N.

b)      Подача тока через электрод A₂ - аналогичное

накопление статистики.

c)      Измерение разности потенциалов N - N_уд.

d)      Расчёт удельного сопротивления пород.)        Запись значения в las-формате.

6.       Прибор поднимается на следующую точку выше.

5.4 Результаты применения НЭК

В скважине ХХ26 после обводнения основного продуктивного пласта с целью перевода на другой объект были проведены исследования методами СО-каротажа и НЭК-1 (Рис. 5.4.). По заключению СО-каротажа верхний интервал пласта имеет двухфазную насыщенность (нефть+вода и вода+нефть). По НЭК-1 в кровельной части пласта зарегистрированы высокие значения УЭС, намного превышающие критические значения для данной залежи. Как следствие, по измерениям НЭК-1 кровельная часть содержит безводную нефть. По заключениям комплекса методов СО - НЭК, было принято решение провести перфорацию в интервале 2438.4 - 2441.0 м и выполнить промысловые исследования. По данным ПГИ, проведенным после перфорации, получен безводный приток нефти, что подтвердило достоверность информации НЭК.

Проведено сравнение профилей удельного сопротивления полученных в открытом стволе и прибором НЭК-1 через четыре месяца после обсадки скважины 178 мм стальной колонной.

 

 

Заключение

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:

. Количественная оценка дебита скважин и их контрольных параметров.

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

. 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

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

.        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.

.        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

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

.        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.

.        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