Комплексирование промысловых гидродинамических и геофизических исследований

В комплексе методов контроля разработки нефтегазовых залежей важная роль отводится не только гидродинамическим методам, но и геофизическим. Причем, используя каждый метод в отдель­ности, как известно, невозможно однозначно идентифицировать и охарактеризовать физические явления, происходящие в пласте в процессе его разработки. Поэтому по мере освоения месторождений, особенно сложного строения и характера насыщения, особую актуальность приобретает комплексирование гидродинамических и геофизических исследований (А.Ф. Ковалев, 1994).

В процессе гидрогеологических исследований внимание акцен­тируется в основном на гидродинамической составляющей, изучается характер индикаторных кривых и кривых восстановления дав­ления, определяется изменение давления по стволу скважин, уста­навливается гидродинамическая связь методом гидропрослушивания с целью оценки фильтрационных характеристик пласта (проница­емости, гидро- и пьезопроводности), проводится отбор глубинных проб для оценки характера насыщения — состава флюида, газового фактора, давления насыщения. Геофизические исследования по­зволяют определять работающие толщины, устанавливать структуру жидкости в стволе скважины, выявлять места поступления воды и интервалы негерметичности крепи скважины, определять поло­жение и наблюдать за продвижением водонефтяного контакта, ре­шать ряд технических задач.

Комплекс геофизических исследований включает глубинную термокондуктивную дебитометрию, высокочувствительную термометрию, влагометрию, резистивиметрию, гамма-плотнометрию по просвечиванию и рассеиванию скважинной жидкости, гаммакаротаж, манометрию и магнитный локатор муфт.

Методика комплексирования состоит в одновременной регис­трации в скважине с использованием указанного комплекса гео­физических исследований забойного и поверхностных давлений P_буф, P_затр, в поинтервальном отборе глубинных проб, замере КВД и гидропрослушивании с одной или двумя выбранными возмуща­ющими скважинами. Комплексирование глубинного пробоотбор­ника проводится одним из методов (влагомером или резистивимером).

Основная задача исследования скважин на взаимодействие со­стоит в изучении и оценке гидродинамической связи между ними в нефтенасыщенной толще.

Гидрохимический метод диагностики основан на выявлении кор­реляции между физико-химическими характеристиками выпускаемой из межколонного пространства воды и известными характе­ристиками пластовых и техногенных вод. На основании исследо­ваний установлены гидрохимические корреляты, являющиеся показательными признаками диагностики межколонных флюидо-проявлений.

1. Водородный показатель pH.

2. Наличие анионов СО₃^2-. В пластовых водах анионы СО₃^2- обычно отсутствуют. В выпускаемых водах их источниками могут служить техническая вода, закачиваемая в скважины, а также химические процессы в смесях пластовых и техногенных вод, генерированных взаимодействием цементного камня с сероводородной и угольной кислотами. Процесс накопления карбонат-ионов в воде иллюстри­руется уравнением реакции:

НСО₃^- + ОН^- = СО₃^2- + Н₂О.

В результате реакции в воде снижается концентрация гидрок­сильных ионов. Наличие карбонат-ионов и их концентрация кос­венно свидетельствуют о процессах коррозии цементного камня.

3. Водорастворенное OB (ВРОВ). Экспериментально установлено снижение концентрации водорастворенных фенолов в присутствии сероводорода, особенно при повышенных температурах. Следова­тельно, любого отрезка геологического времени достаточно, чтобы концентрация фенолов в ореольных водах месторождений углеводо­родов, содержащих H₂S, под действием мигрирующего из залежи газа сократилась до нуля. К воздействию сероводорода более устойчивы ароматические УВ — бензол, толуол, ксилолы.

Поэтому содержание и соотношение концентраций в воде фе­нолов и бензола могут служить идентифицирующим признаком пластовых вод, поступивших из продуктивных горизонтов и дли­тельное время находившихся в контакте с сероводородсодержашей газовой залежью.

Показатель наличия или отсутствия в водах ВРОВ необходимо рассматривать во взаимосвязи со следующими гидрохимическими коррелятивами межколонных флюидопроявлений.

4. Содержание в водах сероводорода и меркаптана. Источниками сероводорода и меркантанов в выпускаемых из межколонного про­странства (МКП) вод, представленных различными смесями плас­товых, технических, техногенных и конденсационных вод, являются сероводород и меркаптаны, изначально присутствующие в водах продуктивных комплексов и горизонтов, и газообразный серово­дород, мигрирующий по проточным каналам. В последнем случае в составе воды присутствуют сероводород и фенолы, так как длитель­ность их взаимодействия недостаточна для значительного снижения концентрации фенолов.

5. Наличие или отсутствие ряда микроэлементов (йод, бром, бор и др.). Содержание микроэлементов — важный критерий приурочен­ности вод к глубоким горизонтам, который может служить иденти­фицирующим признаком происхождения вод, выпускаемых из МКП. Отсутствие микроэлементов свидетельствует о техногенном характере вод.

Иными словами, использование гидрохимических показателей с целью идентификации различных типов в смесях вод, выпускаемых из МКП скважин, позволяет устанавливать в комплексе с другими методами источники флюидопроявлений, оценивать состояние це­ментного кольца, в определенной степени контролировать обста­новку в скважинах.