2778.Контроль за разработкой залежей нефти и газа геофизическими методами

Ò à á ë è ö à 1

Типовой комплекс геофизических исследований для всего разреза в масштабе глубин 1:500

51

7. КОНТРОЛЬ ПРОЦЕССОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА И ПРИЕМИСТОСТИ ПЛАСТА

Для повышения итенсификации разработки имеется ряд методов физико-химических воздействий на горную породу — химиче- ских, тепловых, барических, акустических, их сочетаний и др. К таким методам относятся: соляно-кислотная обработка прискважинной части пласта, паротепловое воздействие, термозаводнение, гидравлический разрыв пласта, внутрипластовое горение, термобарохимическое, акустическое и комбинированное воздействие и др.

Рассмотрим некоторые гидродинамические и геофизические методы воздействия на эксплуатационные объекты.

7.1. Контроль процесса соляно-кислотной обработки

Контроль процесса соляно-кислотной обработки прискважинной части пласта на водной и ацетоновой основе производится радиоактивными методами и расходометрией.

Соляно-кислотная обработка коллекторов на водной основе применяется с целью повышения фильтрационных свойств прискважинной части пластов, представленных карбонатными породами (известняками, доломитами) или песчаниками с карбонатным и железистым цементом. Раствор соляной кислоты, воздействуя на карбонатный скелет или цемент породы, частично растворяет их. Образующиеся при этом продукты химической реакции — хлориды кальция, магния, железа, вода, углекислый газ — удаляются вместе с нефтью или газом при работе пласта. В итоге фильтрующие каналы расширяются, возрастает проницаемость прискважинной части коллектора и увеличивается приток флюида из пласта.

Соляно-кислотная обработка коллекторов на ацетоновой основе применяется с целью увеличения нефтеотдачи пласта путем улучшения проницаемости коллектора за счет растворения соляной кислотой карбонатных и железистых минералов, диспергирования

54

ацетоном проникающих в поры коллектора глинистых частиц промывочной жидкости и глинистого цемента и «осушения» ацетоном остаточной воды.

новения по превышению показаний ГК2 над ГК1.

Эффективность соляно-кислотной обработки прискважинной части пласта может быть определена с помощью данных расходометрии. Из рис. 28 видно, что первоначально газ поступал из интервала 3071–3079 м, а после соляно-кислотной обработки появились притоки газа еще из двух интервалов — 3053–3060 и 3089–3091 м.

7.2. Тепловые методы воздействия на пласт

Тепловые методы, при использовании которых тепло вводится в пласт с поверхности (нагнетание горячей воды, водяного пара и др.) или образование тепла происходит непосредственно в пласте за счет, например, внутрипластового горения, применяются с целью интенсификации процесса отбора нефти. Контроль за результатами применения тепловых методов осуществляется термометрией, радиометрией и расходометрией.

При нагнетании в пласт горячей воды — термозаводнении — увеличение притока флюидов происходит за счет снижения вязкости нефти, уменьшения выпадения из нефти парафинов и смолистых веществ. При этом нефтеотдача повышается на 8–12 %.

На температурной кривой процесс охвата пласта тепловым воздействием при сравнении с геотермой отмечается положительной аномалией.

55

Паротепловое воздействие на пласт широко применяется для вытеснения нефти высокой вязкости (свыше 50–100 мПа·с) из неглубоко залегающих пластов (до 700 м) с большой мощностью (свыше 10 м). Прогрев паром скважины со временем приводит к снижению границы раздела пар—жидкость за счет выпаривания воды из затрубья.

При естественном охлаждении скважины термограмма имеет ступенчатый вид, а напротив места нарушения возникает положительная температурная аномалия.

Геофизические исследования добывающих скважин при паротепловом воздействии на пласт включают расходометрию вдоль фильтра работающей скважины и снятие профиля температуры в интервале продуктивного пласта.

Контроль метода внутрипластового горения (ВГ) осуществляется по данным термометрии и радиометрии. Метод ВГ заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны (около 200 °С и выше), которая при нагнетании окислителя (воздуха) перемещается от нагнетательной скважины к эксплуатационным. После инициирования горения в нагнетательную скважину закачиваются в определенном соотношении воздух, кислород которого служит для поддержания горения, и вода, которая, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего возникают обширные зоны прогрева за счет насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

7.3. Установление зон гидроразрыва

Гидравлический разрыв пласта заключается в создании в коллекторе серии горизонтальных и вертикальных трещин с помощью закачки вязкой жидкости в пласт под высоким давлением. Жидкость, проникая в пласт, расширяет существующие трещины и формирует новые. Вместе с жидкостью в горную породу нагнетается крупнозернистый песок, который предотвращает смыкание образовавшихся трещин после снятия давления. Контроль гидравлического разрыва пласта производится методами радиометрии, термометрии и расходометрии.

Использование метода радиоактивных изотопов заключается в следующем. Участки пласта, подвергшиеся воздействию гидрав-

56

лического разрыва, и образовавшиеся зоны трещиноватости определяются с помощью песка, активированного радиоактивными изотопами. Для этого большую порцию песка (200–250 кг) смешивают с небольшим количеством (2–5 кг) активированного песка. После гидравлического разрыва пласта участки пласта, в которых образовались трещины, можно выделить по повышенным показаниям диаграммы гамма-каротажа, зарегистрированным после разрыва пласта и закачки активированного песка (рис. 29).

Рис. 29. Пример контроля гидроразрыва пласта методами изотопов. Кривые ГК: I — до гидроразрыва; IIа, IIб — после гидроразрыва; — глина;

— известняк; — песок

Показания I на повторной кривой ГК напротив интервалов, принявших активированный песок, будут выше относительно первого замера. На рисунке видно наличие трещин на глубинах 1631 и 1635 м.

Кривые I на рис. 29, зарегистрированные после гидроразрыва с помощью двух счетчиков, расположенных диаметрально противоположно, идентичны, что свидетельствует о горизонтальном расположении трещин.

Контроль результатов гидроразрыва пласта возможно осуществлять также по данным термометрии при условии отличия температуры задавливаемой жидкости от температуры пласта. В этом слу-

57

8. ОПРОБОВАНИЕ ПЛАСТОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Образцы горных пород, пробы жидкости и газа отбирают из пластов, вскрытых скважиной, с целью получения данных о литологии, коллекторских свойствах и характере насыщения пластов. Эти данные позволяют сделать оперативное заключение о целесообразности опробования отдельных пластов в скважинах.

Опробование пласта в открытом стволе скважины — процесс вызова и определение дебита притока пластового флюида с целью установления характера насыщенности и продуктивности изучаемого коллектора.

Интервалы опробования намечают по данным газового каротажа или комплекса геофизических исследований.

Испытание пласта — это более полное исследование, т. е. кроме оценки характера насыщения и дебита определяют основные гидродинамические параметры пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и т. п.).

Опробование и испытание пластов производят аппаратами, спускаемыми на геофизическом кабеле и на бурильных трубах.

8.1. Опробование пластов на кабеле (ОПК)

Отбор проб флюида в открытом стволе скважин осуществляют специальными устройствами, спускаемыми в нее на кабеле: в необсаженных нефтяных — типа ОПН, в обсаженных — типа ОПО, в гидрогеологических — типа ОПГ, опробователь АПИД для гидродинамических исследований и т. п. Основное назначение опробователей на кабеле — определение характера насыщения коллектора по составу жидкостей и газов в отбираемой из пласта пробе, а также установление гидродинамических параметров исследуемого коллектора, и прежде всего — проницаемости.

Опробователь пласта после установления в намеченном интервале по команде с поверхности прижимается к стенке скважины

59

прижимной лапой. Участок стенки скважины, из которого предстоит отобрать пробу, герметизируется от ствола скважины и сообщается через канал с баллоном опробователя пластов. Жидкость или газ из пласта под действием пластового давления устремляется в баллон. Через некоторое время баллон перекрывается, прижимная лапа убирается и аппарат с пробой поднимается на поверхность.

Опробователи пластов на кабеле характеризуются малой глубинностью исследований. В связи с этим опробование, как правило, проводят сразу после вскрытия пласта, до искажения призабойной зоны проникновением фильтрата промывочной жидкости.

60