Приведенная информация может оказаться полезной при:
1. Подготовке исходных данных для оценки извлекаемых запасов нефти газовых
шапок нефтегазовых залежей и контроля при разработке таких запасов.
2. Оптимизации режимов разработки нефтяных оторочек газонефтяных залежей.
3. Поиске и установлении системного контроля за зонами вторичного газонакопления вблизи дневной поверхности.
4. Оценке текущей нефтенасыщенности заводняемых пластов на поздних стадиях
разработки по системе градаций.
5. Оценке нефте- и газонасыщенности пластов в сложных геолого-технологических условиях, либо при технологической невозможности проведения необходимого комплекса ГИС.
6. Обработке данных ИННКт возвратных, а также скважин, осваивающихся на солевых растворах.
7. Поиске вторичных нефтяных скоплений в ранее неизученных водоносных пластах.
1. Подготовка исходных данных для оценки извлекаемых запасов нефти газовых
шапок нефтегазовых залежей и контроль при разработке таких запасов.
Известно, что насыщенность нефтью газовых шапок (ГШ) северных нефтегазовых месторождений нередко достигает 20 - 40 %.
Типичные примеры - месторождения Нижневартовского свода, такие как Ван-Ёганское, Варьёганское и другие.
Исследования показывают [1, 2, 3], что эта насыщенность не постоянна, а изменяется от максимума на начальной поверхности газонефтяного контакта до минимума в наивысшей точке газовой шапки.
При этом существует такая поверхность, ниже которой часть нефти является подвижной и извлекаемой. Реализация отбора этой дополнительной нефти требует на первом этапе определения положения такой поверхности, либо в сложнопостроенных коллекторах знания критических значений газонасыщенности на основе опытных данных, а затем тщательного оперативного контроля за газонасыщенностью пластов на количественном уровне. Методика количественной оценки газонасыщенности пластов по данным промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС) разрабатывалась Григорьевым С.И. в рамках госбюджетных научно-исследовательских и тематических работ Миннефтепрома СССР еще в 80-90 г.г., а в 1987 г., в результате был создан руководящий документ (РД) Главтюменнефтегаза по оценке газонасыщенности пластов на месторождениях Западной Сибири [2].
Существует программная реализация метода, позволяющая проводить такую оценку по материалам замеров нейтронным методом (НМ) с вертикальной детализацией по разрезу в 0.1 - 0.2 м (шаг квантования материалов ГИС). Важной частью этой программы является блок тщательного выделения газонасыщенных пластов, позволяющий эффективно решать задачу в самых сложных геолого-технических условиях, а также по данным только единственного фонового замера НМ.
Процесс отбора нефти из таких зон требует тщательного оперативного контроля газонасыщенности на количественном уровне, т.к. перетоки нефти в верхние, более "сухие" пласты ГШ влечет за собой потери нефти, а появление значительных газовых конусов приводит к остановке скважин.
2. Оптимизация режимов разработки нефтяных оторочек газонефтяных залежей.
Проведение оперативного контроля газонасыщенности пластов нефтяной оторочки на количественном уровне позволит предотвращать появление газовых конусов, обеспечить стабильность разработки нефтяной оторочки, а также служить эффективным инструментом в реанимационных мероприятиях по восстановлению добычи нефти.
В качестве основного инструмента обеспечивающего реализацию дифференцированного воздействия на газовую шапку и нефтяную оторочку можно использовать технологию одновременно раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной (http://www.sgt.ru/sgt(1.5).htm ).
3. Поиск и установление системного контроля за зонами вторичного газонакопления вблизи дневной поверхности.
Причинами образования этих зон являются многочисленные утечки как закачиваемого газа через негерметичные обсадные трубы, так и газа газовых шапок нефтегазовых залежей. Следствием же этого являются газопроявления при бурении на малых глубинах и образование т.н. "газовых грифонов" на поверхности земли.
С использованием программы оценки газонасыщенности по данным ГИС предполагается установление системных наблюдений за потенциально опасными скоплениями газа у дневной поверхности с целью проведения своевременных мероприятий по их ликвидации.
Использование для этих целей программного обеспечения, позволяет выделять газонасыщенные интервалы по одному лишь фоновому замеру НМ, а в ряде случаев обходиться без дополнительных исследований скважин, используя уже проведенные замеры в сети недавно пробуренных скважин, что существенно снизит затраты.
4. Оценка текущей нефтенасыщенности заводняемых пластов на поздних стадиях
разработки по системе градаций.
Применяемые в программных средствах обслуживающей нефтяные компании геофизической службы алгоритмы по количественному контролю нефтенасыщенности и коллекторских свойств чаше всего предусматривают лишь одно - единственное значение минерализации пластовой воды, соответствующее самому начальному периоду разработки залежи. С появлением самых первых признаков заводнения на участке пласта использование программных средств для вышеуказанных целей не допустимо. Использование их даже для прогноза качества притока часто приводит к ошибкам и неоправданным материальным потерям нефтедобывающего предприятия. Использование подрядчиками термина "обводнен" при регистрации им признаков обводнения продуктивного пласта не несет никакой информации о степени этого обводнения, и часто воспринимается геологами как обводнение высокой степени. Это приводит, как правило, к потере потенциально продуктивного пласта.
С целью решения этой проблемы создана и совершенствуется программа полуколичественной оценки насыщения заводняемых пластов, позволяющая прогнозировать приток из заводняемого пласта по 5-ти градациям.
Эта программа скомплексирована с другими программами:
-
тщательного прогнозирования газонасыщенноси пластов в необсаженной скважине по фоновому замеру РК,
-
количественной оценки газонасыщенности нефтегазонасыщенных пластов.
Вертикальная детализация 0.1-0.2м.
Разработана и опробована методика количественной оценки содержания нефти и газа в условиях заводнения пластов закачиваемой водой, позволяющая получать полновесные заключения промысловой геофизики и иметь возможность получения данных для пересчета запасов по данным ГИС на любой стадии разработки залежей нефти и газа.
5. Оценка нефте- и газонасыщенности пластов в сложных геолого-технологических условиях, либо при технологической невозможности проведения необходимого комплекса ГИС.
Программный комплекс позволяет проводить обработку данных сокращенного комплекса ГИС, проводимого в наклонных и пологих скважинах, основой которого являются измерения аппаратурой ВИКИЗ и РК. Результаты таких обработок в совместном российско-бельгийском предприятии "Соболь" в 1999г. (г.Мегион) показала их 100 % - ю эффективность по сравнению с обработками традиционных подрядчиков (их общая эффективность в контрольном списке скважин составила - 25 %). Эти результаты в свою очередь позволят в ряде случаев отказаться от спуска сплошных фильтров - хвостовиков, более корректно определяя интервал перфорации, и тем самым, увеличивая потенциальный дебит нефти и снижая энергозатраты на её добычу.
6. Обработке данных ИННКт возвратных, а также скважин, осваивающихся на солевых растворах.
Применение программ для обработки данных ИННКт позволяет существенно увеличить эффективность метода ИННКт по сравнению с традиционной обработкой данных (визуальное сравнение с записью в "воде").
7. Поиск вторичных нефтяных скоплений в ранее неизученных водоносных пластах.
Коллекторы, считающиеся водонасыщенными и непродуктивными в начальный период разработки месторождения и располагающиеся вне и между заведомо продуктивными, являются, как правило, неизученными, от того и обработка их по традиционным программным средствам не предусмотрена.
Дополнительной особенностью программ является их неприхотливость к степени предварительной изученности пластов, что при сплошной обработке данных позволяет получить информацию о текущей насыщенности всех, в том числе и пластов, считающихся до сих пор неперспективными. Результаты таких обработок по ряду скважин Самотлорского месторождения позволяют утверждать: - среди пластов, традиционно считающихся водоносными, существуют и выделяются при такой обработке пласты, насыщенные нефтью в различной степени. Причиной этому отчасти может служить недостаточная изученность отдельных пластов, вполне объясняемая сложностью многопластовых месторождений. С другой стороны причиной образования вторичных водонефтяных залежей являются межпластовые и заколонные перетоки нефти.
1. Методика количественного определения коэффициента газонасыщенности нефтегазовых пластов в процессе их разработки. Отчет ОМП-9. Запсибнефтегеофизика. Отв. исп. Григорьев С.И. Нижневартовск, 1983
2. Ковальчук Ю.А., Григорьев С.И., Мосунов Ю.А. «Регламент определения коэффициента газонасыщенность по нейтрон-нейтронному методу тепловых нейтронов для условий Самотлорского месторождения. Тюмень, СибНИИНП, 1987, 17 с
Добавить в любимые (0) | Просмотров: 51058 Ваш коментарий будет первым |
 |
Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.