ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ............ ...........................................Я
Глава I. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ..........................................м
§ 1.1. Особенности разработки залежей нефти на поздней
стадии их эксплуатации..................................М
§ 1.2. Динамика и тенденции изменения структуры эксплуатационного фонда нефтяных месторождений ..................У®
§ 1.3. Анализ технологии и средств геофизических исследований насосных скважин ..........................№
Глава II. РАЗРАБОТКА АППАРАТУРЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ НАСОСНЫХ
СКВАЖИН МЕТОДАМИ НЕЙТРОННОЙ РАДИОМЕТРИИ...............30
§2.1. Исследование влияния режима работы скважины на условия измерения ..................................................Зй
§2.2. Выбор и обоснование конструктивных параметров радиометрической аппаратуры для исследования насосных
скважин .................................................33
§ 2.3. Аппаратура ...............................................59
Глава III. РАЗРАБОТКА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ НАСОСНЫХ СКВАЖИН ........................№
§3.1. Исследование конструктивных особенностей насосных скважин и обоснование исходных данных для разработки оборудования и технологии ГИС................................§2
§3.2. Разработка оборудования для проведения ГИС
действующих насосных скважин .............................№
Глава 1У. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ И СЩЦСТВ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО ФОНДУ НАСОСНЫХ СКВАЖИН ................................................94
§ 4.1. Особенности технологии исследования насосных скважин ...9^
§ 4.2. Методика интерпретации материалов ННМ....................}0Н
§ 4.3. Примеры решения отдельных задач контроля разработки нефтяных месторождений при исследовании действующих
насосных скважин......... .................................../®
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ........................................................./29
ЛИТЕРАТУРА............................................................№
*3
низкопроницаемым пропласткам. При этой скорости достигается максимальный коэффициент нефтеотдачи за безводный период.
В случае, когда скорость вытеснения превышает скорость капиллярной пропитки, вода прорывается в эксплуатационные скважины по высокопроницаемым пропласткам и коэффициент нефтеотдачи за безводный период становит ся ниже, чем в предыдущем случае, разработка месторождения в водный период связана с извлечением нефти из малопроницаемых зон.
Следовательно, разработку месторождения, с точки зрения полноты выработки, необходимо вести темпами, при которых скорость вытеснения нефти равна скорости капиллярной пропитки.
Как считают авторы [бб] , разработка большинства месторождений ведется темпами, не соответствующими оптимальным.
В случае применения системы разработки с общим фильтром, когда скважины эксплуатируют одновременно несколько пластов, процесс заводнения и выработка запасов нефти происходят исключительно сложно. Разница в давлении между пластами, разрабатываемыми с различной интенсивностью, может вызвать перетоки воды из обводненных пластов в нефтенасыщенные и наоборот. Установлено [28] , что вертикальный подъем ВПК сопровождается горизонтальным перемещением жидкости по наиболее проницаемым пластам. Отмечаются случаи появления нефти в скважинах, расположенных за внешним контуром нефтеносности.
Из мероприятий по регулированию разработки основная роль отводится работе над совершенствованием процесса заводнения и, в первую очередь, организации строго регулируемого распределения воды между пластами. Вопросы регулирования решаются также правильным подбором режима эксплуатации нефтяных скважин, бурением на отдельных участках дополнительных скважин и т.д. Совершенно очевидно, что мероприятия по регулированию процессов разработки могут дать должный эффект только в том случае, когда они базируются на воз-
можно полной информации о геологическом строении объекта разработки и фактических закономерностях его заводнения. Получение такой информации методами промысловой геофизики является важнейшей задачей контроля за разработкой месторождений.
Большое влияние на эффективность методов промысловой геофизики при исследовании скважин эксплуатационного фонда оказывают условия измерения. Особенно это относится к скважинам, эксплуатируемым насосным способом.
Исследованиями, проведенными в БашШПИнефть [50,61,64] ,
установлено, что в глубиннонасосных скважинах можно выделить три зоны, характеризующиеся различными условиями движения жидкости. Граница мезду этими зонами определяется положением приема насоса в скважине или хвостовика, которым может быть оборудован прием насоса.
Первая зона - от забоя до приема насоса, при добыче обводненной продукции, характеризуется восходящим движением двухкомпонентной или трехкомпонентной смеси (вода + нефть или вода + нефть + газ).
Вторая зона - затрубное пространство скважины от приема насоса до динамического уровня. В этой зоне находится безводная нефть, через которую движется свободный газ, сепарирующийся у приема насоса; Нефть здесь практически неподвижна, исключая случаи повышения или понижения динамического, уровня.
Третья зона - полость НКТ от насоса до устья скважины; Здесь -трехкоглпояентная смесь.
При исследовании продуктивных пластов, вскрытых перфорацией, методами промысловой геофизики наибольшее практическое значение имеет первая зона, определяющая условия измерений. Такие параметры призабойной зоны, как состав жидкости в колонне против исследуемых пластов, характер насыщения цемента, наличие и глубина зоны проникновения определяют эффективность методов при исследовании продук-
- Київ+380960830922