Геофизические исследования и работы в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах (стр. 2 )

уточнение положений межфлюидных контактов, оценка гидродинамической однородности пластов.

5. Испытание и освоение скважин:

выявление возможностей заколонной циркуляции, негерметичности изоляционного моста и колонны (оценка качества разобщения объектов испытания); выявление связи объектов испытания с соседними пластами в процессе испытания; мониторинг режима и состава притока; определение гидродинамических параметров исследуемых объектов.

6. Интенсификация притоков в скважинах:

обоснование возможности и способов интенсификации притоков; воздействие на призабойную зону пластов энергией и продуктами взрыва, горения пороховых зарядов и горюче-окислительных составов; акустические, тепловые, электрические, электрогидравлические и импульсные депрессионные воздействия на призабойную зону пластов с помощью аппаратов, спускаемых на кабеле и на трубах; мониторинг процесса и результатов ГРП, кислотных обработок и других геолого-технологических мероприятий.

Скважинные условия

Средняя длина наклонно-направленной скважины по стволу от устья до верхних дыр интервала перфорации - 4000 м.

Средняя длина горизонтальной скважины по стволу от устья до конца фильтровой части хвостовика - 4500 м. Максимальный зенитный угол 95 град. Максимальная интенсивность набора угла – (13-15) град/10м.

Эксплуатационная колонна

Интервал обсаженного ствола 0 – 3800 м (по стволу);

Диаметр обсаженного ствола (внутренний) – 159,4 мм;

Зенитный угол не более 55°;

Максимальная температура 105°С;

Максимальный коэффициент аномальности пластового давления 1,2

Хвостовик

Интервал обсаженного ствола 3700 – 4500 м (по стволу);

Диаметр обсаженного ствола (внутренний) 97 – 107 мм.

Зенитный угол не более 10°

Максимальная температура 120°С

Максимальный коэффициент аномальности пластового давления 1,65

Фильтр (Скважины с горизонтальным окончанием)

Интервал 3200 – 4400 м (по стволу);

Диаметр обсаженного ствола (внутренний) 97 – 107 мм;

Зенитный угол 90° и выше;

Максимальная температура 105°С;

Максимальный коэффициент аномальности пластового давления 1,5.

Условия рабочей среды и требования к условиям эксплуатации внутрискважинного оборудования представлены в таблице 1.

Таблица 1

Параметры	Единица измерения	мин	макс
Дебит скважины по газу (ст. усл.)	м3/сут	70 000	800 000
Дебит скважины по жидкости (ст. усл.)	т/сут	5	400
Объемная доля газа в потоке	%	95	98
Рабочее давление на устье	МПа	10	55
Рабочее давление в шлейфе	МПа	9	16
Конденсатогазовый фактор (ст. усл.)	г/м3	50	400
Обводненность продукции скважин (отн. жидкости)	%	0	50
Содержание сероводорода	ppm	0	1
Содержание углекислого газа	% мас	0	1,3
Содержание парафина	% мас	0	4
Содержание механических примесей в продукции скважин	характер мех. примесей	нет	проппант ГРП
Температура рабочей среды (в интервале перфорации)	°С	90	110
Температура рабочей среды (устье)	°С	20	75
Температура окружающей среды	°С	-60	40
Кинематическая вязкость конденсата (ст. усл.)	мм2/с	0	2,5
Плотность стабильного конденсата (ст. усл.)	кг/м3	730	810
Плотность линейного газа (ст. усл.)	кг/м3	0,790	0,800
Плотность пластового газа	кг/м3	0,890	1,080
Плотность воды из скважин при 20 °С	кг/м3	996	1007

Описание комплексов ГИРС

Комплекс ГИРС при мониторинге разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных объектов

Состав ГИРС, проводимых в процессе мониторинга разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных объектов, определяется их геолого-промысловыми характеристиками, техническими и технологическими особенностями их эксплуатации, способом вскрытия продуктивной толщи и решаемыми задачами в соответствии с таблицей 1. Комплекс проводится в работающей и остановленной скважине. Регистрация параметров:

– в работающей скважине на 1 режиме, на 2 режимах и на неустановившемся режиме – опционально;

– в остановленной скважине через 15 мин, 2, 4, 6, 8 час от 0 до 4500 м (по стволу) в масштабе 1:500, для вертикальных и наклонно-направленных скважин в интервале перфорации (до 200 м) в масштабе 1:200, для горизонтальных скважин в интервале фильтра хвостовика (до 850 м) в масштабе 1:200.

Таблица 1

Комплекс ПГИ	Масштаб	Решаемые задачи
Локатор муфт (ЛМ)	1:200	Определения местоположения муфтовых и замковых соединений трубных колонн. Привязка подземного оборудования.
Гамма-каротаж (ГК)	1:200	Выявление аномалий (РГЭ), связанных с движением нагнетаемой воды в работающей и остановленной скважине.
Термометрия (ТВЧ)	1:200	Определение температуры по стволу скважины, геотермического градиента в работающей и остановленной скважине.
Дебитометрия (СТД)	1:200	Оценка притока, выделение работающих интервалов в работающей и остановленной скважине.
Влагометрия (ВГД)	1:200	Выделение обводненных интервалов, оценка обводненности продукции в работающей и остановленной скважине.
Резистивиметрия (РИС)	1:200	Определение минерализации воды в работающей и остановленной скважине.
Плотнометрия (ГГП)	1:200	Определение плотности жидкости в стволе скважины, отслеживание пачек жидкости с разной плотностью в работающей скважине.
Механическая дебитометрия	1:200	Количественный метод определения интенсивности притока в работающей и остановленной скважине.
Барометрия	1:200	ГДИ в скважине, оценка режима работы скважины, замер забойного, пластового давления, оценка фильтрационных свойств пласта, оценка скин-фактора в работающей и остановленной скважине.
Шумометрия	1:200	Регистрация акустического шума, производимого при движении жидкости или газа по пласту или через сквозные нарушения в конструкции скважины (в работающей скважине).
Термоанемометрия	1:200	Температурный метод определения интенсивности притока в работающей скважине.
ОПЦИОНАЛЬНО
Нейтрон-нейтронный  каротаж (НКТ)	1:200	Сведения об эквивалентном водосодержании пород. При проведении с диапазоном не менее 6 месяцев дает данные о наличии перетоков газа между пластами.
Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК)	1:200	Оценка остаточной нефтенасыщенности (проведение работ с диапазоном 1 – 1,5 года)

В зависимости от вида флюида, заполняющего ствол скважины в исследуемом интервале (газ, жидкость, газожидкостная смесь), в состав ГИРС включить:

акустические методы - только для жидкой среды; механическую расходометрию - для газовой, жидкой и газожидкостной сред; нейтронные методы (НГК, ИННК) - при любом заполнении ствола. При смешанном газожидкостном заполнении ствола результаты НК могут быть использованы только на качественном уровне.

Базовый комплекс геофизических исследований проводится после завершения освоения эксплуатационной скважины, а также при вводе скважины в эксплуатацию после ремонта.

Для оценки текущих нефтенасыщенности и газонасыщенности разрабатываемых продуктивных пластов в обсаженных скважинах использовать различные модификации нейтронного каротажа со стационарными и импульсными источниками нейтронов, кислородно-углеродный каротаж, АК, электрический каротаж обсаженных скважин. В скважинах с открытым забоем (частью ствола) и в скважинах с неметаллическими колоннами использовать каротаж сопротивлений (многозондовый ИК, многозондовый БК), кросс-дипольный АК, ГГК-П. В необсаженных скважинах дополнительно использовать ИПК, ГДК, ИПТ.

Опционально, для скважин с открытым стволом предусмотреть:

РК (ГК+2ННК); /ГГК-ЛП; КВ+ПМ; АКШ; ЯМК.

В обсаженных скважинах в состав ГИРС обязательно включить локацию муфт обсадной колонны, а также ГК или НК.

Комплекс ГИРС при КРС

Основные цели при проведении ГИРС при КРС являются: получение информации для оценки целесообразности проведения КРС, составление конкретного плана работ, контроль в процессе его выполнения, контроль качества выполненных работ, создание циркуляционного отверстия в НКТ для глушения скважины и отстрел НКТ. Комплекс ГИРС при КРС представлен в таблице 2.

Предлагаемый комплекс ГИРС предполагает решение следующих задач: