Индикаторные методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

В последнее время в самостоятельный вид контроля за разработкой нефтяных залежей выделяют индикаторный метод. Обычно под индикаторным методом понимают контроль за распространением нагнетаемой воды, меченной искусственным индикатором, ранее в жидкости не присутствующим. Из геологопромысловой практики известно, что при определенных условиях по изменению соленого состава вод с достаточной для практики точностью можно судить о распределении нагнетаемой воды в залежи, а, следовательно, и контролировать процесс ее разработки [6].

Современное состояние индикаторных методов. Индикаторные методы, применяющиеся при разведке и поиске нефтяных залежей, контроле за процессами извлечения из недр углеводородного сырья, можно разделить на три группы.

Первая группа основана на прослеживание фильтрационных потоков между скважинами в пределах значительных объемов горных пород. Эта группа включает методы контрольных скважин, мечения нагнетаемой жидкости или газа.

Ко второй группе относятся методы стационарного источника индикатора, одиночной скважины, радоновый, установление заколонных перетоков и др. Для них характерна закачка меченой жидкости в прискважинную часть пласта и фиксирование изменения концентрации или местоположения индикатора.

Третья группа методов основана на вводе меченой жидкости только в ствол скважины. С их помощью устанавливают техническое состояние спущенных обсадных колонн, оборудование и колонн НКТ, объем ствола бурящейся скважины, истинную нефтенасы-щенность пластов по кернам [3].

Задачи, решаемые индикаторными методами исследований. Индикаторный метод исследования геологических пластов является одним из наиболее информативных методов для определения параметров межскважинного пространства. Применение этого метода дает возможность установить контроль за распределением фильтрационных потоков в залежах (определение скорости и направления движения флюидов в пластах), выявить высокопроницаемые и трещиноватые участки пласта, зоны нарушения гидродинамической связи между отдельными участками залежи, осуществлять контроль за обводнением нефтяных скважин, проводить оценку текущей нефте-насыщенности пласта, коэффициента охвата пласта процессом вытеснения [1].

Реализуемая технология проведения индикаторных исследований. Метод основан на добавке меченых веществ в нагнетаемую в пласт жидкость и прослеживании времени и места выхода меченого вещества вместе с добываемой продукцией. Выявляются реальные фильтрационные потоки, обусловленные как особенностями геологического строения пласта, так и режимом разработки месторождений [2].

Индикаторные исследования в Западной Сибири. На участке нагнетательной скважины № 207 установлена межпластовая гидродинамическая связь. Индикатор, введенный в пласт Ю-7+Ю-8, регистрировался также в достоверно определяемых концентрациях в попутно-добываемой воде из скважин №№ 14, 103, эксплуатирующих нижележащий объект Ю-12. По результатам проведенных исследований были даны рекомендации на проведение ремонтно-изоляционных работ по исследуемому пласту с целью устранения межпластовых перетоков.

Рис. 1. Участок нагнетательной скважины № 207.

На участке нагнетательной скважины № 5320 работа выявленной за 90 суток «трещиноватой» системы приводит к неравномерной выработки залежи по основным поровым объемам породы в северо-западной ее части для скважин№№ 5327, 5326. В результате исследования были даны рекомендации на проведение работ по выравниванию профиля приемистости скважины № 5320.

Рис. 2. Участки нагнетательной скважины № 5320.

Исследования могут проводиться в залежах, как с терригенным, так и с карбонатным типом коллектора. Технологии интерпретации результатов индикаторных исследований не имеют аналогов по объему и качеству получаемой информации. Вся совокупность приведенных данных свидетельствует о необходимости детализации и завершения индикаторных исследований, а также применения определённых методов увеличения нефтеотдачи [5]. Аналогом индикаторных методов контроля за разработкой нефтяных месторождений является программа HydraSym.

Рис. 3. Профиль приемистости скважины № 5320.

Средства программы, которой является – применение математического моделирования наземной сети трубопроводов, кустовых насосных станций, скважин и других технических устройств совместно с гидросистемой продуктивных пластов в условиях проявления волновых и механических процессов [4].